Transition énergétique allemande, Energiewende Deutschland, sortie du nucléaire, énergies renouvelables, économies d´énergie, réduction des émissions de gaz à effet de serre
Au cours du 1er semestre 2022, la production brute d´électricité s´est élevée à environ 299 TWh, en hausse de 2% par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2021 : 293 TWh). Environ 139 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables, soit presque 14% de plus qu´au premier semestre 2021 (122 TWh). Les centrales nucléaires et thermiques à flamme ont produit 160 TWh en baisse de 6,4% par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2021 : 171 TWh.)
La consommation brute d´électricité est en légère baisse et s´élève à 281 TWh au 1er semestre 2022 (1er semestre 2021 : 283 TWh). La part des énergies renouvelables à la consommation brute est avec 49% en hausse par rapport au premier semestre 2021 (43 %) grâce à des conditions météorologiques très favorables.
Le prix moyen du marché de gros a plus que triplé par rapport à celui du premier semestre 2021.L´Allemagne a enregistré un solde positif d´exportation d´électricité au cours du premier semestre 2022.
Source : Bundesnetzagentur/SMARD
Le Centre de Recherche sur l´Énergie solaire et l´Hydrogène (ZSW) de Bade-Wurtemberg (ZSW) et de la Fédération des Industries de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) ont publié en juillet 2022 les résultats préliminaires du premier semestre 2022 /1/, /2/.
Grâce aux conditions météorologiques très favorables, à savoir un premier trimestre très venteux et un deuxième trimestre ensoleillé, l´éolien terrestre et le photovoltaïque ont connu une nette progression. Ils ont produit environ un cinquième d´électricité de plus que dans la même période de l´année précédente. L´éolien maritime et la biomasse ont également enregistré de légères augmentations, cf. figure 1.
Figure 1 : production brute d´électricité aux premiers semestres 2021 et 2022 /1/
La production renouvelable s´est élevée à 139 TWh, en hausse de presque 14 % par rapport au premier semestre 2021 (122 TWh), dont 59 TWh pour l´éolien terrestre, 33 TWh pour le photovoltaïque, 24 TWh pour la biomasse, 12 TWh pour l´éolien maritime et 9 TWh pour l´hydraulique. Le reste a été produit par les déchets biogènes et l´énergie géothermique.
Les centrales thermiques à flamme et le nucléaire ont produit 160 TWh contre 171 TWh au cours de la même période de l´année dernière /1/. La baisse de production conventionnelle de 6,4% s´explique notamment par l´arrêt fin 2021 de 3 centrales nucléaires (4,1 GW) d´où un recul de la production à 16,8 TWh (1er semestre 2021 : 34 TWh) et par la baisse de production des centrales à gaz au premier semestre 2022. En revanche la production brute des centrales à charbon (lignite, houille) est passée de 75 TWh au premier semestre 2021 à presque 88 TWh, soit une augmentation de 17%.
Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute est avec 49% en hausse par rapport au premier semestre 2021 (43 %).
La figure 2 montre la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2021 et 2022. La consommation d´électricité a légèrement baissé au premier semestre 2022 pour atteindre 281 TWh.
Figure 2 : part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2021 et 2022 /2/
Evolution du prix du marché de gros de l´électricité
La baisse des flux de gaz en provenance de Russie a placé l´approvisionnement énergétique de l´Allemagne dans une situation exceptionnelle.
Selon la publication de l´Agence Fédérale des Réseaux du 11 juillet 2022 /3/, le prix moyen du marché de gros constaté sur le marché journalier au cours du premier semestre 2022 a plus que triplé (185,90 €/MWh) par rapport à celui de l´année précédente (54,93 €/MWh). La hausse des prix s´explique principalement par le prix élevé du gaz naturel.
Le prix le plus élevé négocié était 700 €/MWh le mardi 8 mars 2022 entre 19h00 und 20h00 heures. Durant cette période, la production renouvelable a seulement couvert un tiers de la consommation d´électricité.
Le prix le plus bas, -19,04 €/MWh, a été enregistré lors d´une tempête le dimanche 20 mars entre 13h00 et 14h00. Durant cette heure, la production d´énergie renouvelable a dépassé la consommation nationale d´électricité.
En revanche, le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a fortement baissé au premier semestre 2022 (38 heures) par rapport au premier semestre 2021 (78 heures).
La comparaison du prix moyen allemand avec ceux des pays voisins montre une tendance similaire dans l´évolution des prix spot.
Echanges commerciaux
L´Allemagne a enregistré un solde positif d´exportation d´électricité au cours du premier semestre 2022. Le solde net a atteint 15,7 TWh contre 8,2 TWh au premier semestre 2021/3/. Le moment où l´électricité est importée ou exportée dépend non seulement de l´offre et de la demande dans le pays concerné, mais aussi des prix de l´électricité des pays voisins.
Les exportations nettes vers la France ont augmenté au premier semestre 2022. Ceci s´explique notamment par l´indisponibilité de centrales nucléaires dans l´hexagone. De nombreuses centrales nucléaires ont été en arrêt pour rechargement de combustible et/ou pour maintenance.
La crise sanitaire liée au Coronavirus a fortement influencé les résultats énergétiques de l´Allemagne en 2020. Toutefois, la réduction drastique de la consommation énergétique et des émissions de gaz à effet de serre n’a été possible que par une restriction tout aussi drastique de la vie socio-économique. Le PIB a baissé de 5% en 2020 selon le ministère fédéral de l´économie et de l´énergie /23/. Compte tenu de la poursuite de la crise sanitaire, il est peu probable que l’année 2021 connaisse une reprise complète. La consommation d’énergie et d’électricité pourrait augmenter en 2021 par rapport à 2020, mais rester inférieure au niveau de 2019.
Selon les données statistiques provisoires, les résultats énergétiques 2020 se résument comme suit :
La consommation énergie primaire baisse à un niveau historique, soit de 8% par rapport à 2019. L´objectif du tournant énergétique d´une réduction de 20 % de la consommation d’énergie primaire par rapport à 2008 a néanmoins été manqué
La consommation intérieure brute d´électricité recule de 4% à ~ 545 TWh (2019 : ~568 TWh) ce qui permet à l´Allemagne d´atteindre son objectif de 2020, soit une réduction de 10% par rapport à 2008
La production brute d´électricité s´élève à ~ 566 TWh, une baisse de 6 % par rapport à 2019 (~ 603 TWh)
La part des filières renouvelables passe à presque 44,5 % (~ 252 TWh) de la production brute (2019 : 242 TWh) et à presque 46 % de la consommation intérieure brute. Leur capacité totale installée atteint les 131 GW.
En revanche, les résultats excellents des énergies renouvelables lissés sur l´année ne sont pas synonyme d´un approvisionnement fiable. C’est ce que montre une évaluation détaillée des quelques situations de production d’électricité au cours de l´année 2020.
La part des énergies fossiles dans la production brute s´élève à ~ 44 % (~ 250 TWh) contre plus de 47% en 2019 (~ 286 TWh), la part de la production à partir de la houille et du lignite s´élève à environ 24% (~ 135 TWh) contre plus de 28% en 2019 (~ 172 TWh)
a production du nucléaire (~ 64 TWh) a baissé de plus de 14 % par rapport à 2019 suite à l´arrêt définitif de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 le 31 décembre 2019.
Le solde exportateur est avec ∼ 20 TWh en recul par rapport à 2019 (∼ 33 TWh)
les émissions de gaz à effet de serre ont baissé à un niveau historique de 729 Mt CO2éq et permettent à l´Allemagne d´atteindre son objectif de 2020 (- 40% par rapport à 1990)
Plusieurs projets-phares du tournant énergétique allemand seront mis en œuvre en 2021 :
Instauration d´une taxe carbone (droits d´émission sous forme de certificats à prix fixe) sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émissions
Mise hors service des premières centrales à houille et lignite conformément à la loi de sortie du charbon
Entrée en vigueur de la nouvelle loi EEG 2021 qui remplace la loi actuelle de 2017 par une version fondamentalement modifiée fixant des objectifs ambitieux de développement des énergies renouvelables à l´horizon de 2030 (une part de 65% à la consommation brute d´électricité)
Début d´un contrôle rigoureux des émissions de gaz à effet de serre de chaque secteur économique afin d´atteindre en toute sécurité l’objectif de réduction de 55 % d’ici 2030 par rapport à 1990 selon la loi fédérale de protection du climat 2030 (Bundes – Klimaschutzgesetz), entrée en vigueur en décembre 2019
Fin décembre 2021 : arrêt de trois (~ 4 GW) des six centrales nucléaires encore en service conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011
Consommation énergétique
Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire baisse à un niveau historique depuis la réunification de l´Allemagne, soit à 11.784 PJ (281 Mtep), moins 8,0 % par rapport à l´année précédente (2019 : 12.805 PJ).
La tendance à long terme montre que la consommation d´énergie primaire a diminué de 18,7% par rapport à 2008 (cf. figure 1). L´objectif d´une réduction de 20 % de la consommation d’énergie primaire par rapport à 2008 a néanmoins été manqué.
Ce niveau historiquement bas est principalement dû à la crise sanitaire. La baisse a été renforcée par l’amélioration de l’efficacité énergétique notamment dans les secteurs de l´industrie et du bâtiment et les conditions météorologiques favorables. Le fioul domestique, en revanche, a vu une augmentation de la demande car de nombreux consommateurs ont profité des prix bas pour reconstituer leurs stocks.
La part des sources d’énergie a également évolué. Alors que le fioul et le gaz naturel ont pu maintenir leurs positions au cours des dernières années, la houille et le lignite ont enregistré une forte baisse de leur part. Mais plus de trois quarts de la consommation d’énergie primaire sont toujours couverts par des combustibles fossiles.
Les énergies renouvelables ont augmenté leur contribution à 16,6 %. Néanmoins, leur part reste modeste en raison de leur faible croissance dans les secteurs du bâtiment et des transports.
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire /1/
Consommation et production d´électricité
Le secteur électrique a également été fortement influencé par la crise sanitaire /2/, /3/, /4/, /5/.
Les restrictions dans la vie économique et publique ont fait reculer la consommation intérieure brute d’électricité de presque 23 TWh à 545 TWh selon BDEW /3/, ce qui correspond à une baisse de 4% par rapport à 2019 (568 TWh). L´objectif de 2020 du tournant énergétique, soit une réduction de 10% par rapport à 2008 (613 TWh) a donc été atteint.
En conséquence, la production brute d’électricité a également enregistré avec 566 TWh une réduction d´environ 6 % par rapport à 2019 (~ 603 TWh).
Les énergies renouvelables ont fourni presque 252 TWh, plus que jamais auparavant. Leur part dans la production brute d´électricité s´élève à 44,5 % en 2020. Toutefois, l’augmentation de 10 TWh, soit d´environ 4% par rapport à 2019, est, en raison du faible développement de l´éolien terrestre, inférieure de la moitié par rapport à l´augmentation observée entre 2018 et 2019.
Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, les énergies renouvelables ont participé à hauteur de presque 46% à la couverture de la consommation intérieure brute d´électricité /3/.
Cette augmentation est principalement due à leur injection prioritaire au réseau et la baisse marquée de la production totale du fait de la crise sanitaire. De plus, le premier trimestre 2020 a été très venteux et le nombre d´heures d’ensoleillement supérieur à la moyenne en 2020.
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2020 /3/ (données entre parenthèses pour 2019)
Le tableau ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2020 par rapport à 2019 pour l’ensemble du secteur de l’électricité y compris la production destinée à l’autoconsommation de l´industrie et à l´autoconsommation individuelle et collective.
Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, la production brute et la consommation intérieure brute sont utilisées comme base de calcul pour évaluer la part des énergies renouvelables.
Certains sites utilisent comme base de calcul la part de production nette injectée dans le réseau public sans tenir compte de l´autoconsommation de l´industrie, ce qui se traduit par une part apparemment plus importante d´énergies renouvelables à la production et consommation.
Tableau 1 : Production et consommation d´électricité 2019 et 2020 selon /3/ (les chiffres de 2020 sont provisoires)
La production d´électricité à partir du lignite et de la houille est caractérisée par des baisses importantes : la production à partir de houille a diminué de plus d´un quart et celle à partir de lignite de près d’un cinquième. Leur part à la production brute s´élève à 24%, contre 28% en 2019.
L´énergie nucléaire connaît également une réduction significative, notamment en raison du déclassement de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 le 31 décembre 2019 /7/.
La production à partir du gaz a légèrement augmenté. En particulier, la baisse significative des prix du gaz sur le marché spot au cours de l´année et le prix toujours élevé de la tonne de CO2 dans le système européen d´échange de quotas d’émissions ont renforcé leur position par rapport aux centrales à la houille et au lignite.
Le photovoltaïque a enregistré une augmentation de presque 12 %. Cette quantité d’électricité comprend non seulement l´injection au réseau public mais aussi l´autoconsommation individuelle et collective. Sur le seul mois d’avril, le plus ensoleillé depuis l’enregistrement des données météorologiques, environ 7 TWh ont été produits.
Avec une production de 132,6 TWh, l´énergie éolienne (terrestre et en mer) est aujourd’hui de loin la source d´énergie la plus importante dans le mix électrique allemand. Les éoliennes maritimes ont enregistré une augmentation de 10,5 %. Toutefois, des taux de croissance de cette grandeur ne sont plus à prévoir dans les prochaines années, car une augmentation substantielle de leur puissance installée n´est pas prévue avant les années 2023 à 2025.
Au cours de la dernière décennie, la part des énergies renouvelables dans la production brute d´électricité a été multipliée par un facteur de 2,4 (cf. figure 3), tandis que la part de la houille et du lignite a reculé de presque la moitié à environ 24% (~ 135 TWh) en 2020. Suite à la décision de sortie du nucléaire d´ici 2022 sa part a diminué de 55% depuis 2010.
L´année 2020 est caractérisée par la crise sanitaire qui se poursuit en 2021. Il est peu probable que l´année 2021 connaisse une reprise complète. La consommation d’énergie et d´électricité en 2021 pourrait augmenter par rapport à 2020, tout en restant inférieure aux niveaux de 2019.
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2010 /3/
L´augmentation de la production des énergies renouvelables en 2020 ne cache toutefois pas le fait que la production brute totale bas carbone (énergies renouvelables et nucléaire) stagne depuis l´année dernière. Avec l´augmentation de la production de 10 TWh en 2020 les énergies renouvelables n´arrivent pas à suppléer la perte de production résultant de l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg 2. Déjà dans le passé l´arrêt de centrales nucléaires a eu un impact négatif sur l´évolution de la production bas carbone (figure 4).
Figure 4 : Evolution de la production totale brute bas carbone (énergies renouvelables et nucléaire) selon /3/
Sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation de 25% de la production renouvelable d´ici fin 2022 serait nécessaire pour pallier les 64 TWh nucléaires produits en 2020 suite à la fermeture programmée des six centrales nucléaires (8,1 GW nets) toujours en activité.
Puissance installée
Actuellement l´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.
Le pays disposait fin 2020 d´un parc de production d´environ 233 GW nets y compris les systèmes de stockage (STEP, batteries) dont ~ 102 GW de moyens conventionnels et ~131 GW d´énergies renouvelables selon /2/, /25/ et /27/. Seulement ~ 77 GW de centrales conventionnelles (hors systèmes de stockage) sont activement au réseau début 2021. Une capacité d´environ 15 GW se trouve hors marché de l´électricité et sera arrêtée ou mise en réserve stratégique.
Le tableau ci-dessous détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique, y compris les centrales d´industrie pour chaque filière en 2020 par rapport à 2019.
Tableau 2 : Puissance installée en 2019 et 2020 selon /2/, /24/, /25/ et /27/ (les chiffres de 2020 sont provisoires)
Centrales nucléaires
La baisse de puissance à 8,1 GW en 2020 est due à l´arrêt de la tranche 2 de Philippsburg (1,4 GW) le 31.12.2019.
Centrales à houille
Fin 2020, la puissance installée des centrales à houille s´élevait à 23,8 GW. L´augmentation de la puissance installée est due à la mise en service de la centrale de Datteln 4 (1,1 GW) en mai 2020 /8/.
Dans le cadre d´un appel d´offres, plusieurs centrales à houille (~ 4,8 GW) ont obtenu l´adjudication pour une fermeture prématurée contre le versement d´une prime d’arrêt. Les exploitants ne seront plus autorisés à commercialiser sur le marché la production générée par l´utilisation du charbon à partir du 1er janvier 2021 /9/.
Leurs centrales ont été mises en réserve en attendant que les gestionnaires de réseau de transport vérifient leur importance systémique. Si le résultat est négatif, le § 51 de la loi sur la sortie du charbon interdit de brûler de la houille ou du lignite dans la centrale 7 mois après l´adjudication (mi-2021). Si le résultat est positif, les centrales concernées resteront en réserve stratégique. Cela signifie que l´exploitant ne pourra plus vendre d’électricité sur le marché, mais sera rémunéré afin que la centrale reste disponible pour la stabilisation du réseau en cas de besoin.
De plus environ 2,7 GW sont actuellement en « réserve d´équilibrage du réseau ». Ces centrales se sont pas en fonctionnement mais sont pertinentes pour le système électrique et pourrait être activées en cas de besoin pour des mesures de redispatching permettant de réduire les congestions du réseau. L´électricité produite ne peut pas être vendue sur le marché de l´électricité.
Donc en ce début de 2021 seule une puissance de ~ 16,2 GW est activement disponible sur le marché de l´électricité /25/.
Centrales à lignite
La puissance installée s´élève à 20,6 GW fin 2020. La centrale au lignite Niederaußem tranche D (environ 18 km à l’ouest de Cologne) d´une puissance de 297 MW a été déclassée le 31.12.2020 conformément au calendrier de fermeture annexé à la loi de sortie progressive des centrales à houille et à lignite / 10 /.
De plus 2,4 GW constituent une « réserve de sécurité » assurant une réserve ultime pour des situations extrêmes et ne sont donc plus sur le marché. En cas de besoin, ces centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours. Au début de 2021 seuls ~ 17,8 GW sont donc activement disponibles sur le marché de l´électricité /25/.
Centrales à gaz
La puissance nette installée a légèrement augmenté par rapport à 2019 pour atteindre presque 30,5 GW dont ~ 1,5 GW sont en « réserve d´équilibrage du réseau » et ~ 1,7 GW mis sous cocon. Au début de 2021 seuls ~ 27,2 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité /25/.
Centrales au fioul
Environ 1,6 GW sont actuellement en « réserve d´équilibrage du réseau » et 0,2 GW mis sous cocon, donc au début de 2021 seuls ~ 2,6 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité /25/.
Stockage d´énergie
L´Allemagne dispose de STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) d´une puissance nette totale de 9,8 GW y compris les installations au Luxembourg et en Autriche /11/ qui injectent de l’électricité directement dans le réseau allemand.
En outre, il existe un grand nombre de systèmes de stockage à batteries. La capacité cumulée des batteries est estimée fin 2020 à environ 0,3 GW selon /25/.
Energies renouvelables
En 2020, 420 éoliennes terrestres d’une capacité totale de 1431 MW ont été ajoutées et le démantèlement de 203 éoliennes d’une capacité totale de 222 MW enregistré, selon /24/. L’augmentation nette de la capacité en 2020 s´élève donc à 1 208 MW. Le nombre cumulé d´éoliennes terrestres passe ainsi à 29 608. La capacité totale installée augmente d’environ 2,3 % pour atteindre 54,4 GW.
Fin 2020, 1 501 éoliennes maritimes d’une capacité totale d´environ 7,7 GW ont été en service selon /24/. Une puissance de 219 MW a été raccordée au réseau et la capacité des installations existantes augmentée de 26 MW.
Aucun nouveau projet d’éolien maritime n’est en cours de construction, donc aucune augmentation de capacité prévue en 2021.
En 2020, environ 4,8 GWc (~10%) de puissance photovoltaïque ont été ajoutés, portant la puissance nette totale installée à 53,8 GWc.
La rubrique « déchets biogènes/divers » comprend les déchets biogènes (50% de la totalité des déchets sont par définition considérés comme renouvelables), le gaz de décharge, le gaz de station d´épuration et la géothermie.
Relation entre puissance installée et production réalisée
La puissance nette installée des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représente plus de la moitié de la puissance totale installée en Allemagne fin 2020. Cependant, éolien et photovoltaïque n´ont produit – lissé sur l´année – qu´environ un tiers du courant en 2020 (voir figure 5). Cela correspond à un facteur de charge moyen [1] d´environ 18%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année (voir plus loin).
Figure 5 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2020 (hors STEP) selon /2/, /3/ et /25/
A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui, avec 8,1 GW nets, représente environ 3,6% de la puissance installée en 2020, a produit 11,3 % du courant. Cela correspond à un facteur de charge moyen d´environ 86%.
Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2020
Les résultats excellents des énergies renouvelables lissés sur l´année ne sont pas synonyme d´un approvisionnement fiable et démontrent les limites de la conversion aux sources renouvelables intermittentes. C’est ce que montre une évaluation détaillée de quelques situations représentatives de production d’électricité au cours de l´année 2020.
Pour rappel : une étude de l´association européenne des producteurs d’électricité et de chaleur VGB PowerTech e.V. /13/ sur la fréquence des épisodes de production quasi nulle éolienne et photovoltaïque montre, entre 2010 et 2016, environ 160 épisodes de 5 jours avec une production éolienne inférieure à 5 GW et pour chaque année un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.
Les figures 6 à 9, générées à partir du site SMARD – site officiel de l´agence fédérale des réseaux /6/, illustrent à titre d´exemple les variations auxquelles des énergies renouvelables intermittentes peuvent être soumises.
Le mois d’avril a vu une production photovoltaïque élevée (voir plus haut). Le dimanche 5 avril, les énergies renouvelables ont couvert la consommation d’électricité en Allemagne pendant 6 heures entre 11h et 17h. Du 19 au 22 avril (cf. figure 6), une production d´énergies renouvelables élevée a également été observée pendant plusieurs jours, même en semaine où la consommation tend à être plus élevée par rapport au week-end. Pendant ces quatre jours, les énergies renouvelables ont couvert plus de 80 % de la consommation d’électricité en Allemagne.
Figure 6 : Exemple d´une forte production photovoltaïque et éolien terrestre pendant plusieurs jours (source smard)
La figure 7 montre un exemple en juillet 2020 où la production aléatoire a temporairement excédé 93% de la demande trois jours de suite.
Figure 7 : Exemple d´une forte production d´énergies renouvelables excédant la demande pendant plusieurs heures (source smard)
Le premier weekend de juillet la production d´énergies renouvelables a dépassé la demande d´électricité généralement plus faible que dans la semaine, soit de 9h45 à 17h15 le samedi 4 juillet et de 7h15 à 17h le dimanche 5 juillet 2020.
Le mardi 6 juillet, les énergies renouvelables ont produit 60,5 GW entre 13 et 14 heures, soit près de 93,5 % de la demande d’électricité.
La figure 8 montre la situation vendredi le 27 novembre entre 6 et 7 heures et jeudi le 10 décembre entre 15 et 16 h. La disponibilité des énergies renouvelables est de moins de 12% et celle du photovoltaïque et de l´éolien de 1,3 % (0,82 GW) le 27 novembre et de 2,5% (1,7 GW) le 10 décembre. Pour mémoire : le photovoltaïque et l´éolien (terrestre et en mer) totalisent une puissance nette de 116 GW en 2020.
Cette conjonction de très peu de soleil, très peu de vent et une demande d´électricité élevée conforte l´approche conservative des gestionnaires des réseaux de transport allemands qui dans leur bilan prévisionnel accordent une disponibilité de 0% au photovoltaïque et de 1% à l´éolien (terrestre et en mer) dans la gestion des périodes de pointe.
Figure 8 : Exemple d´une faible production d´énergies renouvelables plusieurs jours de suite (source smard)
Normalement l´automne et l´hiver sont les périodes les plus venteuses. Mais une production éolienne faible sur plusieurs jours en septembre est une situation intéressante (cf. figure 9) qui se produit normalement en hiver en cas d´anticyclone froid (voir plus haut).
Figure 9 : Production éolien terrestre et maritime (mer du Nord et mer Baltique) du 21 au 23 septembre 2020 (source smard)
La production d´éolien (sur terre et en mer) a été inférieure à 1 GW pendant deux jours consécutifs, et inférieure à 90 MW pendant 2 heures (le 22 septembre, 10h à 12h), soit une disponibilité de 0,14% de la puissance totale installée. La contribution de la production éolienne maritime a été zéro pendant 6 heures l´après-midi du 21 septembre et inférieure à 10 MW pendant 7 heures le matin du 22 septembre.
L´année 2020 a également mis en évidence une forte variabilité inter-saisonnière de la production éolienne au cours de l’année ainsi qu´une grande variabilité interannuelle par rapport à 2019 (figure 10)
Figure 10 : Fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2020 et variation en pourcentage par rapport à 2019 /2/
L´augmentation de la production éolienne terrestre en 2020 par rapport à 2019 est presque entièrement concentrée sur les trois premiers mois avec plus de 40 % de la production annuelle /12/.
Dans l’analyse mois par mois, le mois de février est celui où l’apport éolien (sur terre et en mer), a été le plus élevé avec 20,6 TWh. La raison en est la tempête « Sabine », qui a fourni un apport éolien particulièrement élevé. En revanche, en mars, septembre et décembre, les éoliennes ont produit nettement moins par rapport à 2019. C’est en septembre que la production a été la plus faible en un mois avec 6,4 TWh.
Ces résultats montrent une fois encore qu´un développement massif du photovoltaïque et de l´éolien ne garantira pas, à lui seul, la sécurité d’approvisionnement après l’abandon progressif des moyens pilotables (centrales nucléaires et centrales à houille et lignite).
Échanges transfrontaliers d´électricité
Avec deux nouvelles interconnexions mises en service au quatrième trimestre, l´Allemagne/Luxembourg est reliée désormais à 10 pays : Autriche, Danemark, France, Pays-Bas, Pologne, Suède, Suisse, Tchéquie, et maintenant Belgique et Norvège.
ALEGrO, la première interconnexion directe entre l’Allemagne et la Belgique a été mise en service en octobre 2020. Le câble souterrain de 90 km offre une capacité de transmission de 1000 MW.
NordLink, une interconnexion de 623 km entre l’Allemagne et la Norvège, a été provisoirement mise en service en décembre 2020. La mise en service définitive est prévue en février 2021. L´interconnexion offre une capacité de transmission de 1400 MW et est notamment destinée à la transmission d’électricité produite par des énergies renouvelables.
Le solde des exportations d’électricité de l´Allemagne a fortement baissé au cours des deux dernières années /1/ et s´élève à environ 20 TWh en 2020 (figure 11). Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l’idéal, être le même.
L’élément déclencheur pour l´importation ou l´exportation dépend non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l’électricité dans les pays voisins. L´augmentation de la production à partir d’énergies renouvelables dans les pays voisins et un prix bas du gaz, associés à un prix de la tonne de CO2 relativement stable à un niveau élevé ont provoqué un changement dans l’ordre de mérite en faveur des énergies renouvelables et des centrales à gaz à l´étranger et ont donc entraîné en Allemagne une plus grande propension à l´importation notamment du Danemark, Suède et Pays-Bas. Entre avril et juillet, l´Allemagne a importé plus d’électricité qu’elle n’en a exportée.
Figure 11 : Solde des échanges commerciaux en TWh selon /1/ (les chiffres de 2020 sont provisoires)
Au niveau des échanges physiques, en 2020, le solde exportateur est avec environ 10,2 TWh en faveur de la France selon /1/. Toutefois, une certaine proportion des flux physiques sont des volumes de transit. A titre d´exemple, une partie de l´électricité exportée par la France vers la Suisse et l´Italie transite par l´Allemagne.
Les échanges commerciaux ont été presque équilibrés entre les deux pays. La France a importé 12,7 TWh et exporté 11,1 TWh, soit un solde exportateur d´environ 1,6 TWh en légère faveur de l´Allemagne selon /5/ et /6/.
Modernisation des réseaux de transport
Un approvisionnement en électricité basé sur des sources d’énergies renouvelables recèle de nouveaux défis au niveau des réseaux. Dorénavant, une grande partie de l’électricité sera injectée de manière décentralisée dans les réseaux de distribution et transportée en partie sur de longues distances. En outre, la forte progression de l’éolien, concentré dans le Nord du pays, nécessite le renforcement des lignes nord-sud pour que l’électricité soit amenée à des centres de consommation dans le sud et dans l’ouest de l’Allemagne. L´épine dorsale est constituée par des tracés nord – sud en courant continu.
Selon la programmation actuelle de l´Agence fédérale des réseaux, environ 7700 km du réseau de transport (lignes nouvelles ou de renforcement des lignes existantes) sont prioritaires. Suite au nouvel objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030, les besoins d’extension du réseau de transport seront encore plus importants.
Or, le développement du réseau de transport ne suit pas le rythme de développement des énergies renouvelables. A la fin du troisième trimestre 2020, environ 4700 km étaient en cours d´examen et environ 1500 km (19,5%) réalisés /14/.
Émissions de gaz à effet de serre
Les émissions s´élèvent à 729 Mt CO2éq en 2020 selon le bilan final de l´Agence Fédérale pour l´Environnement /30/ ce qui correspond à une réduction de 41,3% par rapport à 1990. L´objectif de l´Allemagne de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% d’ici 2020 par rapport à 1990 a donc été atteint.
Les émissions de gaz à effet de serre ont diminué de 71 Mt CO2éq, soit une baisse de 8,9% par rapport à l´année précédente. Plus d´un tiers des réductions est dû aux conséquences de la crise sanitaire, principalement dans les secteurs des transports et de l´énergie.
Pour la réalisation des objectifs climatiques de l’Allemagne le secteur de l’énergie est déterminant / 15 /. Il comprend non seulement les émissions CO2 du secteur de l´électricité mais aussi d’autres émissions issues par exemple des installations de chauffage urbain, des raffineries de pétrole ou les émissions fugitives de l´approvisionnement en gaz.
Dans le secteur de l´énergie les émissions ont diminué en 2020 de 39 Mt CO2éq, soit une baisse de 15,2% par rapport à l´année précédente. Avec 220 Mt CO2éq, ce secteur a réussi à réduire ses émissions de CO2 de 52,8% par rapport à 1990 selon /21/. La majeure partie de cette évolution positive en 2020 est attribuable à la baisse des émissions liées à la production d´électricité à partir de lignite. Les émissions provenant de la production d´électricité à partir de houille ont diminué malgré la mise en service de la centrale à houille Datteln 4.
En revanche les énergies renouvelables ont très peu contribué, car la production bas carbone (énergies renouvelable et nucléaire) n´a presque pas évolué par rapport à 2019, cf. figure 4.
Avec les émissions de 187 Mt CO2éq on obtient un contenu carbone moyen du secteur électrique allemand d´environ 0,37 kg CO2/kWh en 2020 selon Agence Fédérale pour l´Environnement /29/.
Pour la première fois, les données sur les émissions sont présentées dans le contexte de la nouvelle loi fédérale sur la protection du climat /15/, qui fixe à partir de 2020 des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique à l´horizon de 2030.
Il y a des efforts à faire dans le secteur bâtiment. En 2020, les émissions ont atteint 119 Mt CO2éq, soit une baisse de 2 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Mais malgré cette réduction, le secteur bâtiment dépasse de justesse la limite fixée par la loi sur la protection du climat à 118 Mt CO2éq pour 2020.
La figure 12 montre l´objectif de 2030 et l´évolution des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenus dans le « panier de Kyoto » en millions de tonnes de CO2éq par an de 2010 à 2020 selon /30/.
Figure 12 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (hors secteur des terres et forêts – UTCATF) et l´objectif de 2030
Evolution des prix de l´électricité
Prix au marché spot en 2020
Bien que le volume d´électricité négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés électriques Day-Ahead de l´EPEX SPOT pour une livraison d’électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix de gros. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 3 000 €/MWh est définie pour le négoce Day-Ahead /16/.
La figure 13 montre la moyenne par mois calculée à partir des 24 prix horaires d’une journée pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg pour 2019 et 2020.
Figure 13 : Prix Day-Ahead de l´EPEX SPOT (moyenne par mois en 2019 et 2020) pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg
Le prix de gros moyen de l’électricité en 2020 était de 30,47 €/MWh contre 37,67 €/MWh en 2019 : /4/, / 6 /.
Le prix le plus bas a été de 17,09 €/MWh en avril. Cela s’explique notamment par la très faible consommation d´électricité due à la crise sanitaire et un recours très important aux énergies renouvelables. En outre, le nombre élevé de prix de gros négatifs (40 heures) a contribué à une réduction du prix de gros moyen.
Le prix le plus bas de l’année a été atteint le mardi 21 avril entre 14h00 et 15h00, soit – 83,94 Euro/MWh. Le prix le plus élevé a été observé le lundi 21 septembre entre 19h et 20h avec 200,04 Euro/MWh. Pendant cette période, la forte consommation d´électricité a coïncidé avec une faible production d´énergies renouvelables.
Episodes de prix négatifs au marché spot
En 2020, le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a atteint son plus haut niveau, soit 298 des 8784 pas horaires négociés au marché spot. Bien que le nombre de pas horaires négatifs ait une importance plutôt mineure (~ 3,4%) par rapport au total d´heures négocié par an, il s´agit d´une augmentation de plus de 40% par rapport à 2019 (211 pas horaires avec des prix négatifs). Cela s´explique par l´augmentation du recours aux énergies renouvelables et la baisse de consommation d´électricité suite à la crise sanitaire.
La figure 14 montre les pas horaires mensuels avec des prix négatifs négociés sur le marché Day-Ahead.
Figure 14 : Pas horaires par mois avec des prix spot négatifs /4/
En février 2020, par rapport au même mois 2019, le nombre de pas horaires de prix négatifs de l’électricité est passé de 9 à 84 sur les 696 pas horaires totaux échangés, ce qui s´explique par la forte production éolienne pendant ce mois tempétueux. Le plus grand nombre de pas horaires de prix négatifs a été enregistré le dimanche 16 février, avec 22 heures consécutives.
En 2020, le prix négatif moyen était de -15,50 €/MWh contre -17,27 €/MWh en 2019, le prix négatif record a atteint -84 €/MWh (2019 : -90 €/MWh).
La valeur du marché des prix négatifs – prix négatif moyen par heure multiplié par la quantité d’électricité négociée – est estimée à 150 M€ en 2020 selon /26/. Malgré une forte augmentation du nombre de pas horaires de prix négatifs, leur valeur du marché n´a pas subi une hausse importante par rapport à 2019 (~ 134 M€). Cela est dû à la fois au plus faible volume d´électricité négocié pendant ces heures et au prix moyen moins négatif qu´en 2019.
EPEX Spot pratique en Allemagne aussi le négoce des contrats de 15 minutes sur le marché infra-journalier et la vente aux enchères de contrats de 15 minutes. En 2020, le marché infra-journalier a enregistré 1783 quarts d´heure avec des prix négatifs, et les enchères infra-journalières 2041 quarts d´heure. En revanche, le volume négocié est nettement plus faible et en conséquence la valeur négative comparativement moins pertinente.
Alors que le producteur d´une centrale conventionnelle doit prendre à sa charge les frais des prix négatifs, la situation des producteurs d´énergies renouvelables dépend de la taille et de la date de mise en service des installations. La réglementation en vigueur depuis 2017 prévoit la suspension de la rémunération si le prix de l´électricité au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Si cela se produit, les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure du prix négatif.
La règle des 6 heures s´est appliquée pour 192 des 298 pas horaires avec des prix négatifs en 2020.
Dans le cadre de la loi EEG 2021, entrée en vigueur début 2021 (voir plus bas), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW est prévue si le prix au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation actuelle qui reste toutefois en vigueur pour les installations existantes.
Projets phares du tournant énergétique mis en œuvre en 2021
Plusieurs projets phares du tournant énergétique allemand seront mis en œuvre en 2021 suite aux objectifs énoncés dans le programme de protection du climat 2030 /22/ : une baisse de 55% des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 par rapport à 1990 et une part de production d´énergies renouvelables de 65% :
Instauration de la « taxe carbone » à partir de 2021 sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émissions /17/. Le prix initial des droits d´émissions sous forme de certificats a été fixé à 25 Euros par tonne de CO2. Le prix augmentera ensuite régulièrement, incitant à réduire l´usage des énergies fossiles, de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera à 55 Euros en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 Euros à 65 Euros par tonne de CO2.
Cela enchérira à partir de 2021 les carburants et combustibles fossiles tels que le fioul, le gazole, l’essence et le gaz naturel.
Pour soulager la facture d´électricité des consommateurs, la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) a été plafonnée à 65 €/MWh en 2021 et à 60 €/MWh en 2022 /18/ grâce à la subvention de l´Etat alimentée principalement par les recettes supplémentaires provenant de la « taxe carbone »
Loi sur la sortie des centrales à houille et à lignite (Kohleausstiegsgesetz) /10/. L’Allemagne vise un abandon de ces centrales au plus tard en 2038 avec deux étapes intermédiaires : réduction d´ici fin 2022 de la puissance nette des centrales au réseau à 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille) et à 17 GW au 1er avril 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille). Des indemnités de plusieurs milliards d´Euros sont prévues pour les exploitants en compensation de l´arrêt de leurs centrales. Les régions minières reçoivent des aides fédérales de 40 milliards d’Euros pour le soutien structurel.
Dans ce contexte, la première centrale à lignite d´une puissance d´environ 300 MW a été déclassée le 31.12.2020 conformément au calendrier de fermeture. De plus, presque 4,8 GW de centrales à houille ont été retirés du marché de l´électricité fin 2020 ayant obtenu l´adjudication pour une fermeture prématurée contre le versement d´une prime d’arrêt /9/
Nouvelle loi sur les énergies renouvelables de 2021 (EEG 2021), entrée en vigueur le 1.1.2021 /19/. Son objectif est de créer les conditions juridiques permettant de garantir que toute l´électricité produite en Allemagne soit neutre en carbone à partir de 2050. L´objectif intermédiaire est une part des énergies renouvelables de 65 % à la consommation brute d´électricité en Allemagne en 2030. La loi prévoit une trajectoire de développement de la puissance installée jusqu’en 2030, soit 71 GW pour l’éolien terrestre, 20 GW pour l’éolien maritime, 100 GW pour le photovoltaïque et 8,4 GW pour la biomasse. Dans ce contexte, la loi fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir.
Début d´un contrôle rigoureux des émissions de gaz à effet de serre de chaque secteur économique afin d´atteindre en toute sécurité l’objectif de réduction de 55 % d’ici 2030 par rapport à 1990 selon la loi fédérale de protection du climat 2030 (Bundes – Klimaschutzgesetz), entrée en vigueur en décembre 2019. La loi fixe en effet des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique /15/. Si à partir de 2021 les émissions annuelles dans un ou plusieurs secteurs sont dépassées, des mesures supplémentaires seront mises en œuvre.
Fin décembre 2021 : arrêt de trois centrales nucléaires : Gundremmingen tranche C (1288 MW de puissance électrique nette), Grohnde (1360 MW de puissance électrique nette) et Brokdorf (1410 MW de puissance électrique nette), soit plus de 4 GW de puissance nette à production bas carbone, seront déclassées conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 /20/. Les trois dernières centrales nucléaires seront mises hors service fin 2022.
[1] Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une unité de production sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période
Selon les données statistiques, les résultats énergétiques 2019 se résument comme suit :
La consommation énergétique (énergie primaire) baisse de 2,1 % par rapport à 2018 et de 2,4 % corrigée des aléas climatiques
la production brute d´électricité s´élève à ~ 604 TWh, environ 5% inférieure par rapport à 2018 (~ 636 TWh), la consommation nationale brute d´électricité recule à 569 TWh (2018 : 584 TWh)
la part des filières renouvelables passe à 40% (~ 242 TWh) de la production brute, leur capacité totale installée atteint les 124 GW
la part des énergies fossiles (houille, lignite, gaz, pétrole et divers) dans la production brute s´élève à ~ 48% (~ 287 TWh), soit moins 15% par rapport à 2018 (~ 336TWh)
la production du nucléaire se maintient avec ~ 75 TWh presque au niveau de 2018 La tranche 2 (puissance électrique nette de 1402 MW) de la centrale nucléaire de Philippsburg a été arrêtée définitivement fin 2019 conformément à la loi atomique
Le solde exportateur est avec ~ 35 TWh en fort recul par rapport à 2018 (~ 51 TWh)
les émissions de gaz à effet de serre baissent de 6,3 % par rapport à 2018 à environ 805 Mt CO2éq, ce qui correspond à une baisse de 35,7% par rapport à 1990
Consommation énergétique
Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire recule à 12.832 PJ (306 Mtep), soit moins 2,1 % par rapport à l´année précédente (2018 : 13.102 PJ). La baisse de la consommation énergétique corrigée des aléas climatiques s´élève à 2,4 %. L´objectif de 2020 s´élève à 11 504 PJ (275 Mtep).
La baisse de la consommation est entre autres due à des améliorations de l’efficacité, une réorientation du mix énergétique et à une baisse conjoncturelle de la consommation d’énergie dans l’industrie. La consommation a été stimulée par les conditions météorologiques un peu plus fraîches et l’augmentation de la population. Toutefois, les facteurs d’augmentation étaient globalement nettement plus faibles que les facteurs de réduction de la consommation.
Les parts des différentes sources d’énergie dans le mix énergétique national ont évolué en 2019 par rapport à l’année précédente en faveur des énergies renouvelables et du gaz naturel. Les produits pétroliers ont également augmenté leur part. En revanche, des baisses importantes ont été enregistrées pour la houille et le lignite. Néanmoins plus de 78% de la consommation d’énergie primaire sont couverts par des combustibles fossiles. Les énergies renouvelables ont augmenté leur contribution à presque 15% et l’énergie nucléaire reste presque constante à 6,4 %.
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire /1/
Production et consommation d´électricité
Selon BDEW /3/ la production brute d’électricité est avec ~ 604 TWh, moins 5% par rapport à 2018 (~ 636 TWh). La production nette s´élève à ~ 574 TWh en 2019.
La consommation intérieure brute recule à 568,8 TWh, moins 2,7% par rapport à 2018 (584,4 TWh).
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2019 (données entre parenthèses pour 2018)
Le tableau ci-dessous détaille l´évolution de la production brute d´électricité pour chaque filière en 2019 par rapport à 2018.
Tableau : Production et consommation d´électricité 2018 et 2019 selon /3/
La production des centrales au lignite a sensiblement diminué en raison de la sortie du marché et mise en « réserve de sécurité » des unités supplémentaires, de la réduction de la production dans la mine à ciel ouvert de Hambach, d’un nombre plus élevé d´arrêts de tranche par rapport à l’année précédente et de l’augmentation de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables selon /1/.
La production d’électricité à partir de la houille a diminué de presque un tiers. L’augmentation du prix de la tonne de CO2 dans le système européen d’échange de quotas d’émission a affecté les coûts marginaux des centrales à charbon/lignite. De plus le faible prix du gaz naturel a fait en sorte que les centrales au charbon ont été de plus en plus remplacées par des centrales au gaz moins émettrices en CO2. La production d’électricité à partir de gaz naturel a augmenté d´environ 10 points.
L’énergie nucléaire a enregistré un léger recul de la production d’environ 1 point par rapport à l’année précédente.
La part des énergies renouvelables à la production brute a dépassé les 40% notamment grâce à la progression de l’énergie éolienne. Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles est exportée, la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité a atteint 42,5 %. La part élevée des énergies renouvelables a également été favorisée par une réduction significative de la consommation d’électricité. La consommation nationale était en 2019 au plus bas niveau des 20 dernières années. Les raisons ont été déjà évoquées plus haut au paragraphe « Consommation énergétique ».
Pour la première fois, la part des énergies bas carbone (énergies renouvelable et nucléaire) a dépassé les 50% dans le mix d´électricité en Allemagne. Mais ce ne sera pas pour longtemps, car la sortie définitive du nucléaire est programmée d´ici fin 2022. Même si d´ici là on arrivait à suppléer par des renouvelables à la production d´environ 75 TWh nucléaire bas carbone restante, on ne serait pas plus avancé au niveau de la réduction des émissions CO2 dans le secteur électrique.
Contrairement aux idées reçues, la production à base de charbon et lignite est en baisse continue depuis 2015 et a été dépassée largement par les énergies renouvelables en 2019 (voir figure 3).
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2009 /3/
Puissance installée
L’Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.
L’Allemagne disposait fin 2019 d´un parc de production d´environ 224 GW dont 100 GW de centrales conventionnelles et 124 GW d´énergies renouvelables selon /4/ et /6/.
Selon /4/ et/17/, la puissance installée des énergies renouvelables a augmenté d´environ 6 GW à 124 GW en 2019. Le parc d´énergies renouvelables intermittentes atteint maintenant les 110 GW (voir figure 4). L´augmentation de la capacité d´éolien terrestre est avec environ 1 GW en 2019 une des plus faibles de l’histoire du développement de l’énergie éolienne terrestre. A titre de comparaison, entre 2009 et 2018 l’augmentation annuelle moyenne de la capacité a été de 3,1 GW. Pour plus d´information voir /14/ et /17/.
Le parc conventionnel est en recul d´environ 3 GW /6/ en raison de l´arrêt des centrales thermiques à flamme (1,1 GW houille et 0,5 GW gaz) et de la tranche 2 de Philippsburg (1,4 GW) qui a été arrêtée le soir du 31.12.2019.
Figure 4 : Puissance installée en 2018 et 2019 selon /4/, /6/ et /17/
Il faut toutefois noter qu´environ 86 GW (STEP inclus) du parc conventionnel opèrent actuellement sur le marché de l’électricité /6/. Environ 4,6 GW (centrales à houille, au gaz et au fioul) sont provisoirement fermés et environ 9,6 GW (centrales à lignite, à houille et au gaz) constituent une réserve stratégique appelée soit « réserve de sécurité » soit « réserve de soutien du réseau », fonctionnant uniquement en situation exceptionnelle. La figure 5 montre les capacités du parc conventionnel hors marché.
L’agence fédérale des réseaux fixe chaque année le besoin de réserve de soutien du réseau pour des situations d´approvisionnement difficile en hiver. Au cours de l´hiver 2020/2021, la capacité des centrales de réserve sera de 6,6 GW minimum et restera au même niveau que les dernières années /21/. Le facteur décisif pour la demande d´une réserve est la trop lente modernisation des réseaux et notamment des tracés nord – sud en courant continu.
De plus, 8 tranches au lignite d´une capacité totale de 2,7 GW constituent une réserve de sécurité jusqu´à leur déclassement définitif, prévu en 2023. Ces centrales assurent une réserve ultime. En cas de besoin, les centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours.
Figure 5 : Parc conventionnel hors marché au 1er avril 2020 /6/
Échanges transfrontaliers d’électricité
En 2019, le solde exportateur est avec ~ 35 TWh en baisse (2018 : ~ 51 TWh). Au total l´Allemagne a exporté 74,5 TWh et importé 39,6 TWh /2/, /3/. Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait être le même dans l’idéal.
Cette baisse du solde exportateur s’explique notamment par la réduction de la compétitivité des centrales à charbon et lignite allemandes par rapport aux centrales à gaz en Allemagne et à l’étranger en raison de la hausse du prix de la tonne de CO2 et de la baisse du prix de gaz en Europe.
Figure 6 : Solde des échanges commerciaux en TWh
Au niveau des échanges physiques, le solde exportateur est en 2019 avec 13,1 TWh en faveur de la France selon /22/. Cela s´explique entre autres par le fait qu´une partie de l´électricité exportée par la France vers la Suisse et l´Italie transite par l´Allemagne.
Au niveau des échanges commerciaux, la France importe toujours plus (14,0 TWh) qu´elle n´exporte (11,5 TWh) vers l´Allemagne, soit un solde exportateur de 2,5 TWh en faveur de l´Allemagne selon /22/.
La figure 7 montre les échanges commerciaux mensuels de l´Allemagne avec les pays voisins ainsi qu´entre la France et l´Allemagne en 2019. L´Allemagne importe plus d´électricité de la France qu´elle n´en exporte entre mai et septembre, et exporte plus vers la France qu´elle importe le reste du temps.
Figure 7 : échanges commerciaux mensuels de l´Allemagne avec les pays voisins ainsi qu´entre la France et l´Allemagne en 2019 (source : SMARD.de, Agence fédérale des Réseaux)
Émissions de gaz à effet de serre
Selon l´agence fédérale de l´environnement (UBA – Umweltbundesamt) /19/, les émissions de gaz à effet de serre sont en recul d´environ 53 Mt CO2éq par rapport à 2018.
La réduction est presque exclusivement attribuable au secteur électrique (- 50 Mt CO2éq selon /9/) suite à l´augmentation de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables et au recul simultané de la production à base de charbon/lignite en faveur des centrales à gaz moins émettrices en CO2. La raison est, outre la baisse du prix du gaz sur le marché mondial, l’augmentation du prix de la tonne de CO2 dans le système d’échange de quotas d’émission de l’UE. De plus l’augmentation de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables et la diminution de la consommation d’électricité ont contribué à une baisse de production des centrales à combustible fossile dans la logique du « merit order ». Avec les émissions de 219 Mt CO2 on obtient un contenu carbone moyen du secteur électrique allemand d´environ 0,4 kg CO2/kWh en 2019 selon /9/.
En revanche aucune baisse des émissions n’est observée dans les secteurs des transports et du bâtiment. Les émissions dans le secteur du bâtiment ont même augmenté de 5 Mt CO2éq (plus 4,4 %) par rapport à l’année précédente.
La figure 8 montre l´évolution des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenus dans le «panier de Kyoto» en millions de tonnes de CO2éq par an (données 1990 à 2019 selon /19/, estimation des émissions de la production d´électricité selon /9/). Le «panier de Kyoto» comprend les gaz à effet de serre suivants: le dioxyde de carbone (CO2), le méthane (CH4), l’oxyde nitreux (N2O) et les gaz dits fluorés (hydrofluorocarbones, hydrocarbures perfluorés, triflourure d’azote (NF3) et hexafluorure de soufre – SF6).
Figure 8 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2éq par an
Les émissions de gaz à effet de serre étaient en 2019 donc de 35,7 % inférieures au niveau de 1990. Malgré cela, l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990 nécessiterait en 2020 encore une baisse de 56 Mt CO2éq par rapport à 2019.
D’après des informations du think tank Agora Energiewende, cet objectif pourrait être atteint et même dépassé sous l’effet de la crise sanitaire du Coronavirus et de l’hiver particulièrement doux et venteux /20/.
Evolution des prix de l´électricité
La hausse du prix du CO2 européen a également influencé l’évolution des prix spot pour les années suivantes. Fin 2019, l’électricité a été négociée à 43 €/MWh pour l´année 2020 et jusqu’à 50 €/MWh pour les livraisons d’électricité pour les années suivantes /4/.
La hausse des prix de gros de l’électricité sera renforcée par une nouvelle augmentation de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) de 5,5% à 67,56 €/MWh en 2020 (2019 : 64,05 €/MWh), voir /7 /.
Le prix du KWh payé par les ménages allemands est le plus élevé d’Europe. Les taxes et prélèvements représentent 53 % du prix /15/. Au premier semestre 2019, le ménage allemand « moyen » avec une consommation située entre 2500 kWh et 5000 kWh a payé 30,88 €ct/kWh contre 17,65 €ct/kWh en France selon Eurostat /8/.
Les prix de l’électricité pour les ménages augmenteront d’environ 3% en 2020 en raison de l’évolution du prix décrite ci-dessus, et dépasseront en moyenne sensiblement la barre des 31 €/MWh selon /4/.
Avec l´introduction d´un prix carbone en 2021 dans les secteurs transports et chaleur/refroidissement, le gouvernement a promis une baisse de la taxe de soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage). Le principe : si les recettes provenant du prix carbone augmentent, le prix de l’électricité sera davantage réduit /11/.
Evolution des prix négatifs au marché spot
Depuis leur introduction à la bourse EPEX Spot en 2008, on observe des prix négatifs au marché spot. En Allemagne des prix négatifs sont principalement observés lorsque les énergies renouvelables fatales (éolien et solaire) couvrent une part importante de la consommation. Le nombre de pas horaires avec des prix négatifs en Allemagne a fortement augmenté en 2019 (voir figure 9). Sur le marché EPEX-Spot-Day-Ahead, un total de 211 heures a été enregistré avec des prix négatifs, ce qui représente environ 2,4% de toutes les heures négociées en 2019 selon /18/. La plupart des prix négatifs ont été observés sur une période d’au moins six heures consécutives (123 sur 211 heures au total).
Figure 9 : Bilan des heures avec prix de l’électricité négatifs 2012 à 2019 /4/, /18/
La valeur moyenne des prix négatifs de l’électricité s´élevait à -17,3 €/MWh et la valeur record à – 90 €/MWh en 2019. Bien que le nombre d’heures ait augmenté par rapport à l’année précédente, les prix négatifs ne représentent toujours qu’une faible part du total des transactions d’électricité à la bourse.
La hausse du nombre d’heures avec des prix négatifs montre que le réseau électrique entre, avec une part d’énergie renouvelable de plus de 40 %, dans une phase où la flexibilité du système électrique devient de plus en plus nécessaire.
Pour que les prix négatifs soient moins fréquents à l’avenir, la production (par exemple grâce à des centrales conventionnelles plus flexibles ou en découplant la production d’électricité de la production de chaleur dans les centrales de cogénération) et la demande (par exemple grâce aux options de power-to-heat et au développement des capacités de stockage de l’électricité) doivent s’adapter encore mieux aux fluctuations des énergies renouvelables.
Modernisation des réseaux de transport
L´actuelle programmation fédérale de développement des réseaux de transport estime que 7644 km sont prioritaires /10/. L´épine dorsale est constituée par des tracés nord – sud en courant continu d´une longueur totale d´environ 2100 km.
Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et des associations de protection de la nature. Les autorités ont pris la décision de la mise en souterrain du réseau électrique pour une grande partie, sans parvenir à calmer toutes les résistances. Environ 16% (1242 km) des lignes THT sont réalisés à la fin du troisième trimestre 2019 /10/.
Une commission gouvernementale, appelée « Commission Charbon » a émis en janvier 2019 un rapport avec des propositions pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 /5/.
Elle préconise entre autres une sortie progressive des centrales à charbon et au lignite d´ici 2038, avec deux étapes intermédiaires : réduire d´ici 2022 la capacité des centrales sur le réseau à 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille), à 17 GW en 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille) et à zéro GW au plus tard à la fin 2038.
L’objectif du gouvernement fédéral était de mettre en œuvre par voie législative les recommandations de la Commission Charbon d’ici fin 2019. Mais l´adoption de la loi sur la sortie du charbon (Kohleausstiegsgesetz) a été reportée à 2020. Le calendrier initial n´a pas pu être respecté en raison de la grande complexité de la loi et des négociations en cours avec les exploitants sur les dédommagements pour l’arrêt de leurs centrales à charbon/lignite.
Adoption du programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) et de la loi fédérale de protection du climat (Bundes – Klimaschutzgesetz)
Le gouvernement allemand a adopté en octobre 2019 le programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) et le projet de loi fédérale de protection du climat (Bundes-Klimaschutzgesetz).
Après examen par le Parlement et le Bundesrat, la chambre haute du Parlement, la loi fédérale de protection du climat a été adopté définitivement juste avant Noël 2019. Elle est entrée en vigueur le 18.12.2019 /11 /.
La nouvelle loi a pour objectif d´atteindre la neutralité carbone de l’Allemagne d’ici 2050 et une réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030 par rapport à 1990 comme étape intermédiaire. Pour y arriver la loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique à l´horizon de 2030.
Adoption d´un prix carbonedans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement
Un compromis a été également trouvé au sujet de la loi sur l’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (Brennstoffemissionshandelsgesetz) entrée en vigueur en décembre 2019 /11/. Il s´agit de l´instauration d´un système national de certificats d’émissions, c´est à dire un « prix carbone » pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission.
Initialement prévu à 10 Euros par tonne, ce prix de l’émission de CO2 sera finalement fixé à 25 Euros à partir du 1er janvier 2021. Il s´agit du principal changement demandé par le Bundesrat. Le prix de ces émissions de CO2 augmentera ensuite de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera donc à 55 Euros en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 Euros à 65 Euros par tonne de CO2. Le gouvernement fédéral lancera une modification de la loi au printemps 2020.
Arrêt définitif de la tranche 2 de la centrale nucléaire de Phillipsburg
Selon les dispositions de la loi atomique de 2011, la deuxième tranche (réacteur à eau sous pression d’une puissance électrique nette de 1402 MW) de la centrale nucléaire de Philippsburg, en Bade-Wurtemberg, a été définitivement arrêtée fin 2019 après 35 ans de fonctionnement /12/. Six tranches d´une puissance électrique totale nette de 8107 MW sont encore en service. Selon la loi atomique, 3 tranches d´une puissance électrique totale nette de 4058 MW seront arrêtées définitivement fin 2021 et les 3 tranches restantes au plus tard fin 2022.
Compte tenu du retard sur le développement du réseau, cette situation sera un challenge pour la sécurité du réseau, notamment du Sud de l´Allemagne, où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique.
L´agence fédérale des réseaux a approuvé la construction de 1200 MW de capacité de soutien de réseau répartie sur 4 régions en Allemagne du sud /16/ afin d´assurer la sécurité du système électrique dans la période allant de l´arrêt du nucléaire à la mise à disposition des nouvelles lignes. Les appels d’offres sont mis en œuvre par les gestionnaires de réseaux de transport et sont « technologiquement neutres ». Il est possible de faire appel à des installations conventionnelles de production, telles que des centrales à gaz, qu´à des charges interruptibles et à des installations de stockage. La mise en service des installations est prévue à partir d´octobre 2022. Elles seront maintenues en fonctionnement pendant dix ans et financées par le tarif d´utilisation du réseau.
Selon une étude du centre allemand pour l’aéronautique et l’astronautique et de l´université de Stuttgart /13/, l’approvisionnement en électricité en Allemagne serait assuré jusqu´en 2025. Mais pour les situations critiques, le sud de l’Allemagne sera tributaire de la fourniture d´électricité par le nord de l’Allemagne ou par les pays voisins. Cette étude n’a toutefois pas vérifié si les pays voisins pourraient fournir à l’Allemagne du sud l´électricité manquante.
Allemagne Energies 