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Électricité en Allemagne

Réseau de bandes transporteuses de la mine de lignite de Garzweiler et centrale de Neurath, la plus grande d'Allemagne, mai 2008

Le secteur de l’électricité en Allemagne se caractérise en 2018 par la part prépondérante des centrales à combustibles fossiles : 49,1 % (lignite : 22,5 %, charbon : 12,9 %, gaz naturel : 12,9 %, pétrole : 0,8 %), malgré la progression des énergies renouvelables : 35 % (éolien : 17,3 %, photovoltaïque : 7,1 %, biomasse : 7,1 %, hydraulique : 2,6 %). La part du nucléaire est de 11,8 %.

La consommation d'électricité représentait seulement 19,7 % de la consommation finale d'énergie totale en Allemagne en 2017.

L'Allemagne exporte une part croissante de sa production d'électricité : en 2018, son solde exportateur représentait 8,6 % de ses ressources totales nettes.

L'Allemagne a décidé en 2011 de sortir progressivement du nucléaire d'ici 2022. La réduction du nucléaire est compensée en partie par les énergies renouvelables telles que l'éolien, la biomasse et le solaire (de 16,6 % en 2010 à 35 % en 2018), mais aussi par un accroissement temporaire du recours au lignite (de 23,0 % en 2010 à 25,4 % en 2014 puis diminution à 22,5 % en 2018) très fortement émetteur de gaz à effet de serre. Le gouvernement a décidé de subventionner la fermeture anticipée de 8 centrales au lignite entre 2016 et 2019, soit 13 % des capacités allemandes dans le lignite. Début 2019, un accord a été trouvé entre les parties prenantes pour préconiser l'arrêt définitif des centrales au lignite en 2038.

L'Allemagne se distingue par des prix d'électricité parmi les plus élevés au monde : le prix moyen pour les ménages de l'électricité atteignait 353,3 $/MWh en Allemagne en 2018 contre 202,4 $/MWh en France et 128,9 $/MWh aux États-Unis.

Comparaisons internationalesModifier

Selon les statistiques de l'Agence internationale de l'énergie, l'Allemagne apparaît dans le « top ten » pour plusieurs indicateurs du domaine de l'électricité :

Place de l'Allemagne dans les classements mondiaux
Source d'énergie indicateur rang année quantité unité % monde commentaires
Électricité[k 1] Production 7e 2017 648 TWh 2,5 % 1er : Chine (6 602 TWh), 2e : États-Unis (4 264 TWh)
Exportation nette 2e 2017 52 TWh 14,9 % 1er : Canada (62 TWh)
Prod.élec.par sources**[k 2] Charbon/lignite 6e 2017 253 TWh 2,6 % 1er : Chine (4 485 TWh), 2e : États-Unis (1 321 TWh)
Renouvelables 6e 2017 216 TWh 3,4 % 1er : Chine (1 662 TWh), 2e : États-Unis (718 TWh)
Nucléaire[k 3] Production 8e 2017 76 TWh 2,9 % 1er : États-Unis (839 TWh), 2e : France (398 TWh)
Puissance installée 9e 2017 10 GW 2,6 % 1er : États-Unis (100 GW), 2e : France (63 GW)
% nucléaire/élec* 9e 2017 11,8 % 1er : France (71,5 %)
Énergie éolienne[k 4] Production élec. 3e 2017 106 TWh 9,4 % 1er : Chine (295 TWh), 2e : États-Unis (257 TWh)
Puissance installée 3e 2017 55,7 GW 10,8 % 1er : Chine (163,7 GW), 2e : États-Unis (88,3 GW)
% éolien/élec* 2e 2017 16,2 % 1er : Espagne (17,8 %)
Solaire PV[k 5] Production élec. 4e 2017 39 TWh 8,9 % 1er : Chine (131 TWh), 2e : États-Unis (67 TWh), 3e : Japon (55 TWh)
Puissance installée 4e 2017 42,4 GW 10,7 % 1er : Chine (130,6 GW)
% solaire PV/élec* 2e 2017 6,0 % 1er : Italie (8,2 %)
Biomasse[1] Production élec. 4e 2017 45,0 TWh 9,3 % 1er : Chine (79,4 TWh), 2e : États-Unis (60,7 TWh), 3e : Brésil (52,3 TWh)
* % nucléaire (ou éolien ou solaire)/total production d'électricité
** production d'électricité par sources.

La consommation d'électricité par habitant en Allemagne était en 2017 de 6 947 TWh, celle de la France de 7 209 TWh et celle des États-Unis de 12 573 kWh (moyenne mondiale : 3 152 kWh[k 6].

ProductionModifier

Répartition de la production par sourceModifier

 

Production d'électricité en Allemagne
Source : BMWE[g 1]

La production brute[n 1] d'électricité s'est élevée en 2018 à 665,6 TWh, en progression de 1,8 %, les centrales à combustibles fossiles en produisant 49,1 % (lignite : 22,5 % ; charbon : 12,9 % ; gaz naturel : 12,9 % ; pétrole : 0,8 %), les centrales nucléaires 11,8 %, les énergies renouvelables 35,0 % (éolien : 17,3 % ; biomasse : 7,1 % ; solaire : 7,1 %, hydro : 2,6 %, déchets : 1,0 %) et les autres sources 4,1 % (fractions non renouvelables des déchets et de l'hydroélectricité : pompage-turbinage)[2].

Selon l'Institut Fraunhofer, en 2018 les énergies renouvelables (solaire, éolien, biomasse et hydraulique) ont produit 40,6 % de l'électricité (production nette) ; la part des énergies non renouvelables est de 59,4 %, incluant 24,0 % de lignite, 13,2 % de charbon et 13,2 % d'énergie nucléaire ; ces pourcentages sont calculés sur la base des productions nettes (déduction faite des consommations propres des centrales), ce qui réduit fortement la part des énergies fossiles et du nucléaire ; de plus, ils ne prennent en compte que la production injectée sur les réseaux publics, écartant donc l'autoconsommation des sites industriels ; c'est ainsi qu'ils n'attribuent que 44,4 TWh au gaz naturel, qui selon les statistiques officielles a produit 83,4 TWh[3]. Les énergies renouvelables dépassent pour la première fois la production à base de charbon et lignite[4] ; les énergies fossiles restent malgré tout prépondérantes dans le mix électrique, la part du gaz étant de 7,4 %, en recul de 1,5 point. Depuis 2010, la part des énergies renouvelables a plus que doublé en Allemagne, alors que la production globale d'électricité est restée quasiment stable sur la période (+1,2 %), comme dans la plupart des grandes économies européennes. Les énergies vertes se sont substituées, pour un peu plus de la moitié de leur croissance, à l'électricité d'origine nucléaire, et pour le reste au charbon et au gaz, à parité[5].

Évolution de la production brute d'électricité de l'Allemagne[g 1]
TWh 1990 % 2000 % 2005 % 2007 2008 2009 2010 %
Charbon 140,8 25,6 143,1 24,8 134,1 21,6 142,0 124,6 107,9 117,0 18,5
Lignite 170,9 31,1 148,3 25,7 154,1 24,8 155,1 150,6 145,6 145,9 23,0
Pétrole 10,8 2,0 5,9 1,0 12,0 1,9 10,0 9,7 10,1 8,7 1,4
Gaz naturel 35,9 6,5 49,2 8,5 72,7 11,7 78,1 89,1 80,9 89,3 14,1
Sous-total fossiles 358,4 65,2 346,6 60,0 372,9 59,9 385,2 374,0 344,5 360,9 57,0
Nucléaire 152,5 27,7 169,6 29,5 163,0 26,3 140,5 148,8 134,9 140,6 22,2
Éolien 0 0 9,5 1,6 27,2 4,4 39,7 40,6 38,6 37,8 6,0
Hydraulique* 15,9 2,9 24,9 4,3 19,6 3,2 21,2 20,4 19,0 21,0 3,3
Biomasse 0,3 0,05 1,6 0,3 11,1 1,8 19,8 23,1 26,3 29,6 4,7
Photovoltaïque 0 0 0 0 1,3 0,2 3,1 4,4 6,6 11,7 1,8
Déchets* 1,2 0,2 1,8 0,3 3,3 0,5 4,5 4,7 4,3 4,7 0,7
Sous-total EnR 17,4 3,2 37,9 6,6 62,5 10,0 88,3 93,2 94,9 104,8 16,6
Autres sources* 21,6 3,9 22,6 3,9 24,1 3,9 26,6 24,7 21,5 26,8 3,2
Production brute 549,9 100 576,6 100 622,6 100 640,6 640,7 595,6 633,1 100
TWh 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018[2] % 2018 2018
/2017
2018
/1990
Charbon 112,4 116,4 127,3 118,6 117,7 112,2 93,6 83,2 12,9 % -11 % -41 %
Lignite 150,1 160,7 160,9 155,8 154,5 149,5 148,4 145,5 22,5 % -2 % -15 %
Pétrole 7,2 7,6 7,2 5,7 6,2 5,8 5,6 5,2 0,8 % -7 % -52 %
Gaz naturel 86,1 76,4 67,5 61,1 62,0 81,3 86,0 83,4 12,9 % -3 % +132 %
Sous-total fossiles 355,8 361,2 362,9 341,2 340,4 348,9 334,2 317,3 49,1 % -5 % -11 %
Nucléaire 108,0 99,5 97,3 97,1 91,8 84,6 76,3 76,0 11,8 % -0,4 % -50 %
Éolien terrestre 49,7 51,7 52,0 57,0 72,2 67,8 87,7 92,2 14,3 % +5 % ns
Éolien en mer 0,9 1,4 8,3 12,3 17,8 19,3 3,0 % +8 % ns
Hydraulique* 17,7 22,1 23,0 19,6 19,0 20,5 20,2 16,6 2,6 % -18 % nd
Biomasse 32,1 38,4 40,1 42,2 44,6 45,0 45,0 45,7 7,1 % +2 % ns
Photovoltaïque 19,6 26,4 31,0 36,1 38,7 38,1 39,4 46,2 7,1 % +17 % ns
Déchets* 4,8 5,0 5,4 6,1 5,8 5,9 6,0 6,2 1,0 % +3 % ns
Sous-total EnR 123,8 143,5 152,5 162,5 188,6 189,9 216,2 226,4 35,0 % +5 % +1049 %
Autres sources* 19,5 19,7 20,4 21,2 21,5 21,9 21,0 27,0 4,1 % +29 % +40 %
Production brute 612,9 629,7 638,9 627,8 648,1 650,7 653,7 646,8 100 % +2 % +21 %
* hydro : non compris la production à partir de l'eau pompée par les centrales de pompage-turbinage
* déchets : part renouvelable (50 % par convention)
* autres sources : part non renouvelable de l'incinération des déchets et de la production des centrales de pompage-turbinage, etc.
 

Production d'électricité par source en 2018[2]

  • Nucléaire (11,8 %)
  • Lignite (22,5 %)
  • Charbon (12,9 %)
  • Gaz naturel (12,9 %)
  • Photovoltaïque (7,1 %)
  • Éolien (17,3 %)
  • Biomasse (7,1 %)
  • Hydraulique (2,6 %)
  • Autres (5,8 %)

Faits marquants 2011 à 2018 :

  • la production totale progresse de 5,5 % ;
  • la part des centrales à combustibles fossiles recule à 49 % en 2018 après avoir culminé à 58 % en 2011 ;
  • la part du lignite remonte de 23,0 % en 2010 à 24,5 % en 2011 et culmine à 25,5 % en 2012 ; la production à base de lignite a retrouvé en 2013 un niveau inégalé depuis 1990, lorsque les centrales à lignite de l'ex-RDA fonctionnaient encore à plein régime ; les Verts et Greenpeace ont sommé en 2014 le ministre de l'énergie Sigmar Gabriel de stopper ce "boom du charbon" mais le principal objectif du gouvernement était de réduire la facture du « tournant énergétique »[6] ; depuis 2013, la part du lignite redescend lentement pour retrouver le niveau de 2010 avec 22,5 % en 2018 ;
  • la production nucléaire chute de 33,6 % en 2011, puis de 8 % en 2012, à la suite de la fermeture de huit centrales (moratoire atomique après Fukushima), passant de 22,2 % de la production totale en 2010 à 17,6 % en 2011, puis à 15,4 % en 2012 et 11,8 % en 2018 ;
  • la part de la production éolienne passe de 6 % en 2010 à 17,3 % en 2018 ; celle du photovoltaïque grimpe de 1,9 % en 2010 à 7,1 % en 2018 ; le total des énergies renouvelables progresse rapidement de 16,6 % en 2010 à 35 % en 2018 ;
  • en 2014, pour la première fois, la production des centrales à combustibles fossiles baisse de façon significative : -21,7 TWh, soit -6 % ; cela s'explique d'abord par la baisse de la consommation (la production totale baisse de 10,9 TWh) due au record de chaleur de 2014, mais aussi par la progression des énergies renouvelables : 10,1 TWh ; après une légère remontée en 2016, elle recule de 4,3 % en 2017 et de 5,1 % en 2018.
 
Production brute d'électricité en Allemagne, 1990-2018, en % ; les énergies fossiles et le nucléaire (en violet) sont à la base du graphique et les énergies renouvelables dans la partie haute.

Répartition de la puissance installéeModifier

 

Puissance installée des centrales électriques en Allemagne
Source : BMWE[g 1]

La puissance installée du parc allemand de centrales électriques à la fin 2017 est de 219,3 GW contre 126,1 GW fin 1991 ; elle se répartit en 83,6 GW de centrales thermiques à flamme (centrales à combustible fossile), 11,4 GW de centrales nucléaires, 116,4 GW de centrales à énergie renouvelable (dont 55,7 GW de parcs éoliens et 42,3 GW de centrales solaires) et 7,9 GW d'autres moyens de production. Par rapport à 1991, la puissance des centrales à combustibles fossiles n'a baissé que de 8,6 GW (-9 %) et celle des centrales nucléaires de 12,3 GW (-52 %) malgré une augmentation de 107,5 GW (+1208 %) de celle des installations à énergies renouvelables. La production d'électricité ayant progressé de 21 % sur cette période, il aurait fallu une augmentation de 26,5 GW pour y faire face avec des centrales thermiques ; on constate ainsi qu'il faut beaucoup plus de puissance additionnelle lorsqu'on fait le choix des énergies renouvelables intermittentes[g 1].

Centrales thermiques à flammeModifier

 

Puissance installée des centrales thermiques fossiles en Allemagne
Source : BMWE[g 1]

La puissance installée du parc thermique à flamme allemand à la fin 2017 est de 83,6 GW contre 92,2 GW fin 1991, soit une baisse de 9 % seulement en 26 ans ; en fait, elle a atteint un point bas en 2003 à 77,3 GW, puis a progressé de 13 % jusqu'à un pic de 87,5 GW en 2014, après quoi elle a reperdu 4 % en 3 ans. Ce parc se répartit comme suit[g 1] :

  • charbon (+mixte) : 29,9 GW (34,2 GW en 1991, point bas à 28,7 GW en 2006) ;
  • lignite : 23,0 GW (29,5 GW en 1991, point bas à 20,3 GW en 1999) ;
  • fioul : 3,1 GW (10,5 GW en 1991, point bas à 2,5 GW en 2015 ;
  • gaz naturel : 27,7 GW (18,0 GW en 1991).

La progression de ce parc de 2003 à 2014, malgré son impact environnemental très négatif, s'explique :

  • par la hausse de la demande : +14,7 % de 1991 à 2008 (ensuite, la crise a fait retomber la demande au niveau de 2001) ;
  • par l'anticipation de l'arrêt du nucléaire, dont la puissance avait déjà été ramenée de 23,7 GW en 1991 à 21,5 GW en 2010 ;
  • par l'anticipation de la fermeture de centrales charbon anciennes d'ici fin 2015, date limite pour l'application de la directive européenne 2001/80/CE sur les grandes installations de combustion (GIC) qui instaure des normes DeSOx-DeNOx plus sévères (élimination poussée des émissions d'oxydes de soufre : -90 %, et d'azote : -80 %) ; en France, EDF prévoit la fermeture de dix unités à charbon (2 850 MW) d’ici fin 2015 ;
  • par la nécessité de compenser l'intermittence de la production éolienne ; en effet, du fait de la très forte variabilité du vent, les éoliennes n'apportent quasiment aucune garantie de puissance[n 2] ; tout MW éolien doit être accompagné d'un MW garanti d'une autre technique (hydraulique, fossile, nucléaire) qui puisse assurer la couverture de la demande lorsqu'il y a peu ou pas de vent.

En 2014, les groupes d'énergie allemands étaient confrontés à des conditions de marché très difficiles. Depuis 2012, E.ON a fermé ou mis sous cocon 10 500 MW de capacité et 1 500 MW supplémentaires doivent suivre en 2015. Au total, le régulateur allemand a reçu une cinquantaine de demandes de fermeture de centrales. Le suédois Vattenfall a lui aussi annoncé qu'il voulait vendre ses centrales à charbon allemandes. RWE a estimé que 35 à 45 % de ses centrales conventionnelles perdaient de l'argent. E.ON a passé une dépréciation géante de 4,5 milliards d'euros, entraînant une perte nette de 3,16 milliards en 2014, et prévoit pour 2016 la scission de ses activités de production d'électricité conventionnelle pour se concentrer sur les énergies vertes, la gestion de réseaux et les solutions aux consommateurs ; confrontées à des prix de vente en gros en baisse, les centrales électriques traditionnelles à gaz ou charbon, qui vont quitter le giron du groupe, perdent de plus en plus d'argent[7].

Le 27 mai 2016, la Commission européenne a autorisé l’Allemagne à subventionner la fermeture anticipée de 8 centrales au lignite de Mibrag, Vattenfall et RWE entre 2016 et 2019 (13 % des capacités allemandes dans le lignite) ; leur mise à l’arrêt permettra, dès 2020, de réduire de 11 à 12 millions de tonnes les émissions annuelles de CO2 du secteur électrique allemand ; le gouvernement fédéral versera 1,6 milliard d’euros de dédommagements aux électriciens pour leur perte de chiffre d'affaires[8].

La commission chargée par le gouvernement de dessiner un plan de route pour arrêter la production d'électricité à partir de charbon a finalement conclu un accord le 26 janvier 2019 après sept mois de débats : elle préconise un arrêt définitif du recours au charbon au plus tard en 2038 ; de fermer ou de moderniser d'ici à 2022 plusieurs centrales au charbon d'une puissance totale de 12,5 GW ; en 2030 le charbon devra être réduit à 17 GW contre 45 GW en 2018. La commission recommande qu'au moins 40 milliards d'euros d'aides fédérales soient versés d'ici à 2040 aux régions charbonnières de Rhénanie-du-Nord-Westphalie, Saxe, Saxe-Anhalt et Brandenbourg, et que les pouvoirs publics déboursent 2 milliards d'euros par an pour absorber l'envol probable des prix de l'électricité pour les particuliers et les entreprises[9]. Le conseil des ministres a adopté en mai 2019 un projet détaillé de mise en œuvre de cet accord : le gouvernement fédéral consacrera 26 milliards d'euros à des projets visant à accroître l'attractivité économique des différentes régions et 14 milliards seront en outre mobilisés en coinvestissement avec les régions concernées, ces dernières devant participer à hauteur de 10 % du financement. Au total, la région du Lausitz, à cheval sur le Brandenbourg et la Saxe, recevra 43 % de l'enveloppe financière, devant la Rhénanie (37 %) et l'Allemagne centrale couvrant la Saxe et la Saxe-Anhalt (20 %)[10].

Ce programme de sortie du charbon, combiné avec celui de sortie du nucléaire, va faire perdre au système électrique allemand 22 GW pilotables d'ici 2022 (12,5 GW charbon plus 9,5 GW nucléaires). Il va donc falloir construire près de 22 GW de centrales à gaz, étant donné l'absence quasi-totale de garantie de puissance à la pointe des énergies intermittentes ; une forte augmentation des importations de gaz sera inéluctable, ce qui explique le projet Nord Stream 2, qui acheminera 55 milliards de m3 de gaz russe par an vers l’Europe, et les projets de terminaux méthaniers pour importer, sous forme de GNL, du gaz de schiste américain ; mais la combustion du gaz naturel émet environ 640 gCO2/kWh (centrale à cycle simple) ou 420 gCO2/kWh (centrale à cycle combiné), sans compter les émissions à l'extraction, très importantes dans le cas du gaz de schiste, ni celles dues à la liquéfaction, puis à la regazéification dans le cas du GNL ; c'est environ deux fois moins d'émissions qu'avec le charbon, mais au moins 50 fois plus que dans le cas du nucléaire ou de l'éolien. Les quatre grands gestionnaires de réseaux de transport allemands ont publié le 24 janvier 2019 les bilans prévisionnels de l’équilibre offre-demande 2017-2021, qui font apparaître un déficit d’approvisionnement en électricité de 5,5 GW en 2021, hors importation[11].

Les principales centrales en activité sont :

Nom Combustible Opérateur Commune/Land Capacité installée (MW) Date mise en service Émissions CO2*
Centrale de Neurath Lignite RWE Power AG Grevenbroich/Rhénanie-du-Nord-Westphalie 4400[n 3] 1972–1976 /2012 19,6
Centrale de Niederaussem Lignite RWE Power AG Bergheim-Niederaußem/Rhénanie-du-Nord-Westphalie 3864 1963-2003 28,6
Centrale de Jänschwalde Lignite Vattenfall Jänschwalde/Brandebourg 3000 1976-1989 24,3
Centrale de Boxberg Lignite Vattenfall Boxberg/Saxe 2575[n 4] 1995-96, 2000 et 2012 16,2
Centrale de Weisweiler Lignite+gaz RWE Power AG Eschweiler/Rhénanie-du-Nord-Westphalie 2293 (1800 lignite + turbines à gaz) 1955-1975 et 2006 19,3
Centrale de Voerde Charbon STEAG GmbH (Evonik 49 % + 6 Stadtwerke) Voerde/Rhénanie-du-Nord-Westphalie 2234 1971-1985 6,9
Centrale de Gersteinwerk Charbon et gaz naturel RWE Werne/Rhénanie-du-Nord-Westphalie 2106[n 5] 1970-1973 (gaz), 1984 (charbon) nd
Centrale de Scholven Charbon E.ON Gelsenkirchen/Rhénanie-du-Nord-Westphalie 2126[n 6] 1968-1985 10,7
Centrale de Lippendorf Lignite + boues d'épuration Vattenfall Neukieritzsch/Saxe 1867 2000 10,9
Centrale de Irsching Gaz naturel E.ON Vohburg an der Donau/Bavière 1821[n 7] 1969-1974, 2010, 2011 nd
Centrale de Moorburg Charbon Vattenfall Moorburg/Hambourg 1730[n 8] 2013-2014 9,2 (estimation)
Centrale de Schwarze Pumpe Lignite Vattenfall Spremberg/Brandebourg 1600 1997-1998 11,9
Centrale Staudinger Großkrotzenburg Charbon et gaz E.ON Großkrotzenburg/Hesse 1132[n 9] 1977/1992 4,5
Centrale de Frimmersdorf Lignite RWE Power AG Grevenbroich/Rhénanie-du-Nord-Westphalie 600[n 10] 1959-1970 15,2
* Émission de CO2 en 2011 en Mt/an.

RWE prévoit d'ajouter à la centrale de Niederaussem un groupe supplémentaire de 1 100 MW et de déclasser en contrepartie 4 groupes anciens de 1 200 MW au total.

E.On a annoncé fin 2013 son intention de fermer 2 500 MW de centrales fin 2014-début 2015 (et 11 000 MW au total en Europe), en particulier des centrales charbon en Rhénanie-du-Nord-Westphalie : trois groupes (1 366 MW) de la centrale de Scholven, la centrale de Knepper (350 MW) près de Dortmund et celle de Veltheim (880 MW) à Bielefeld ; la fermeture de trois groupes (303 MW) à Datteln en février 2014 avait déjà été décidée ; la centrale d'Ingolstadt (2x386 MW) pourrait aussi être fermée en mars 2015[12].

Vattenfall a construit près de la centrale de Schwarze Pumpe une installation pilote de captage du CO2 par oxycombustion de 30 MWth, qui a été mise en service en 2008. Vattenfall prévoyait de poursuivre cette expérimentation par la construction d'une unité de 640 MWth à la centrale de Jänschwalde d'ici 2015 avec des subventions du European Energy Programme for Recovery, mais a abandonné ce projet fin 2011[13].

Les derniers groupes de la centrale de Frimmersdorf doivent être fermés en 2018.

La centrale de Großkrotzenburg avait au début 2012 cinq groupes totalisant 1 923 MW ; 3 groupes ont été fermés en 2012 ; un projet d'extension de 1 100 MW (charbon) annoncé en 2006 a été abandonné en 2012 à la suite de la crise économique.

On trouve une liste des centrales à charbon en construction ou en projet dans l'article allemand Liste geplanter Kohlekraftwerke in Deutschland (de). Quatre de ces centrales (ou extensions) devraient être mises en service en 2014 :

Nom Opérateur Commune/Land Capacité installée (MW) Date début construction Émission CO2*
Duisbourg- Walsum (Block 10) STEAG (Evonik) et EVN Duisbourg/Rhénanie-du-Nord-Westphalie 750 2006 4,2
Hamm-Westfalen (Block D + E) RWE, DEW21 et Stadtwerke Hamm Hamm/Rhénanie-du-Nord-Westphalie 1600 2008 9
Karlsruhe (Rheinhafen, Block 8) EnBW Karlsruhe/Bade-Wurtemberg 912 2008 4,6
Wilhelmshaven GDF Suez Wilhelmshaven/Basse-Saxe 800 2008 4,5
* Émission de CO2 estimée en Mt/an.

Au total, les projets de fermetures et d'ouvertures s'équilibrent à peu de chose près.

La liste des centrales à gaz en construction ou en projet est dans l'article allemand Liste geplanter und im Bau befindlicher Gaskraftwerke in Deutschland. Seule une de ces centrales est en construction et annoncée pour une mise en service en 2014 :

  • Gemeinschaftskraftwerk Bremen : 445 MW, en construction par Swb AG (ex-Stadtwerke Bremen, devenue filiale de EWE AG).

Quatre autres étaient planifiées pour 2014, mais ne sont pas encore en construction.

Les médias français ont mentionné ces projets, en donnant une interprétation souvent excessive. Il convient de préciser que, selon toute vraisemblance, leur mise en service sera compensée au moins en partie par le déclassement (fermeture) d'ici 2015 de centrales anciennes, moins performantes et plus polluantes, au moins pour les centrales charbon, du fait de la directive européenne 2001/80/CE sur les grandes installations de combustion (GIC) ; celles au gaz par contre seront probablement celles qui combleront le vide laissé par le nucléaire, que l'éolien et le solaire ne peuvent combler étant donnée l'irrégularité de leur fonctionnement.

La capture et séquestration du CO2 (CSC) est une technique vitale pour l'avenir de la production d'électricité à base de combustibles fossiles. Selon le GIEC (rapport 2005), cette solution pourrait potentiellement répondre de 10 % à 55 % de l'effort total de réduction à envisager pour le siècle 2000-2100, mais leur fiabilité à long et très long terme reste discutée, notamment face au risque sismique, et les essais en cours n'avancent que lentement et coûtent cher.

Vattenfall a décidé de suspendre son projet de démonstration de CSC à Jänschwalde, en Allemagne de l'Est, faute de législation cohérente dans ce domaine, après que le Bundesrat a rejeté en septembre 2011 une loi qui devait encadrer le CSC. Ce projet soutenu par l'Union européenne, qui aurait été opérationnel vers 2015/2016, aurait été le premier projet européen à montrer comment la CSC fonctionne à une échelle significative. Vattenfall va continuer les essais d'une usine pilote de CSC à Schwarze Pumpe en Allemagne, et travaille sur le développement d'une infrastructure européenne de stockage de CO2[14].

Centrales thermiques nucléairesModifier

 
Centrales nucléaires en Allemagne en juillet 2011

En 2018, les centrales nucléaires allemandes ont produit 76,1 TWh, en baisse de 46 % par rapport à 2010, avant Fukushima[g 1].

La puissance installée du parc nucléaire allemand est tombée, du fait de ces fermetures, fin 2017 à 11,4 GW contre 21,5 GW fin 2010 ; en 2015, elle a perdu 1,3 GW avec la fermeture programmée de Grafenrheinfeld[g 1].

Voici une liste moins détaillée que dans l'article germanophone cité ci-dessus :

Centrale nucléaire Fleuve Nom du réacteur Type Puissance [MW] Exploi-
tant
Début constr. Raccord. réseau Mise en service Prod.
2011
(GWh)
Prod.
2012[15]
(GWh)
brute nette
Biblis Rhin Biblis-A (KWB A) REP 1225 1167 RWE janvier 1970 août 1974 février 1975 2 235
Biblis-B (KWB B) REP 1300 1240 RWE février 1972 avril 1976 janvier 1977 1 733
Brokdorf Elbe Brokdorf (KBR) REP 1480 1410 E.ON janvier 1976 oct 1986 décembre 1986 10 212 10 247
Brunsbüttel Elbe Brunsbüttel (KKB) REB 806 771 KKB[n 11] avril 1970 juillet 1976 février 1977 0
Emsland Dortmund-Ems-Kanal Emsland (KKE) REP 1400 1329 KLE[n 12] août 1982 avril 1988 juin 1988 11 559 10 848
Grafenrheinfeld Main Grafenrheinfeld (KKG) REP 1345 1275 E.ON janvier 1975 décembre 1981 juin 1982 9 044 9 996
Grohnde Weser Grohnde (KWG) REP 1430 1360 KWG[n 13] juin 1976 septembre 1984 février 1985 10 167 11 009
Gundremmingen Danube Gundremmingen -B (GUN-B) REB 1 344 1 284 KGG[n 14] juillet 1976 mars 1984 juillet 1984 10 855 9 863
Gundremmingen -C (GUN-C) REB 1 344 1 288 KGG juillet 1976 novembre 1984 janvier 1985 9 933 10 099
Isar Isar Isar-1 (KKI 1) REB 912 878 E.ON mai 1972 décembre 1977 mars 1979 1 620
Isar-2 (KKI 2) REP 1485 1410 E.ON septembre 1982 janvier 1988 avril 1988 12 307 11 385
Krümmel Elbe Krümmel (KKK) REB 1 402 1 346 KKK[n 15] avril 1974 septembre 1983 mars 1984 0
Neckarwestheim Neckar Neckarwestheim -1 (GKN 1) REP 840 785 EnBW février 1972 juin 1976 décembre 1976 1 462
Neckarwestheim -2 (GKN 2) REP 1400 1310 EnBW novembre 1982 janvier 1989 avril 1989 11 555 10 424
Philippsburg Rhin Philippsburg-1 (KKP 1)* REB 926 890 EnBW oct 1970 mai 1979 mars 1980 1 481
Philippsburg-2 (KKP 2) REP 1458 1392 EnBW juillet 1977 décembre 1984 avril 1985 11 314 10 228
Esensham Unterwesen Unterweser (KKU)* REP 1410 1345 E.ON juillet 1972 septembre 1978 septembre 1979 2 489
en vert : réacteurs en fonctionnement ; en rose : réacteurs fermés en mars 2011 du fait de l'Atom-Moratorium ; en brun : réacteurs fermés auparavant : Brunsbüttel en 2007, Krümmel en 2009

Les neuf réacteurs encore en activité devront être fermés au plus tard, selon la loi de sortie du nucléaire d'août 2011[16], aux dates suivantes :

  • Grafenrheinfeld : fin décembre 2015 ;
  • Gundremmingen B : fin décembre 2017 ;
  • Philippsburg 2 : fin décembre 2019 ;
  • Gundremmingen C : fin décembre 2021 ;
  • Brokdorf : fin décembre 2021 ;
  • Grohnde : fin décembre 2021 ;
  • Isar/Ohu 2 : fin décembre 2022 ;
  • Emsland : fin décembre 2022 ;
  • Neckarwestheim 2 : fin décembre 2022.

Le gouvernement de Bavière demande en mai 2018 le maintien en fonctionnement du réacteur Isar 2, du fait des retards dans la construction de lignes à haute tension, qui fait planer un risque de pénurie d'électricité ; la loi de sortie du nucléaire assigne à chaque réacteur un quota global de production qui, pour Isar 2, sera atteint à la mi-2020 alors que sa date limite de fermeture est fixée à fin 2022 ; la Bavière demande un report de quotas d'autres centrales vers Isar 2[17].

Énergies renouvelablesModifier

Dans l'article allemand ci-dessus référencé, les centrales éoliennes sont dans la section Windenergieanlagen ; les centrales biomasse dans la section Biomassekraftwerke ; les centrales solaires dans la section Solarkraftwerke ; les centrales géothermiques dans la section Geothermische Kraftwerke.

 

Puissance installée des centrales à énergie renouvelable en Allemagne
Source : BMWE[g 1]

Les éoliennes contribuent en 2018 à hauteur de 17,3 % à la production brute d'électricité allemande, le solaire photovoltaïque : 7,1 %, la biomasse : 7,1 %, l'hydraulique[n 16] : 2,6 %, les déchets ménagers : 1,0 % ; au total, les énergies renouvelables couvrent 35 % de la production électrique[g 1].

Centrales hydro-électriquesModifier

 
profil journalier de production d'une STEP : en vert le pompage, en rouge le turbinage

Selon l'International Hydropower Association, la production hydroélectrique de l'Allemagne s'est élevée à 16,29 TWh en 2018, en recul de 15 % du fait de la sécheresse ; elle représente 2,6 % de la production d'électricité du pays ; l'Allemagne se situe au 10e rang européen avec 2,5 % du total européen, loin derrière la Norvège (139,5 TWh), la France (63,1 TWh) et la Suède (60,9 TWh). La puissance installée des centrales hydro-électriques allemandes atteignait 11 258 MW fin 2018, au 9e rang européen avec 4,5 % du total européen, dont 60,5 % de centrales de pompage-turbinage : 6 806 MW (11,8 % du total européen)[18].

Les centrales hydro-électriques avaient en 2017 une capacité de production totale (puissance installée) de 10,3 GW. Elles ont produit, selon les précipitations plus ou moins abondantes, de 22,9 TWh en 2003 (et 23,5 TWh en 2011) à 29,4 TWh en 2000 ; l'année 2017 se situe, avec 26,2 TWh, à 4,5 % au-dessus de la moyenne 2000-2015 : 26,6 TWh[g 1].

Les centrales sont surtout situées dans les provinces montagneuses du sud : 50 % en Bavière et 20 % dans le Bade-Württemberg. Sur les 7 300 centrales du pays, 6 000 ont une puissance inférieure à 100 kW[18].

22 centrales allemandes ont une puissance supérieure ou égale à 100 MW ; la plus puissante est celle de Goldisthal[19] en Thuringe, mise en service en 2003 par Vattenfall ; sa puissance de 1 060 MW en fait l'une des plus grandes d'Europe. Il s'agit d'une station de transfert d'énergie par pompage (STEP) (Pumpspeicherkraftwerk en allemand). Les STEP permettent de stocker l'énergie produite par d'autres types de centrales lorsque la consommation est basse, par exemple la nuit, en pompant de l'eau d'un réservoir inférieur (au niveau de la centrale) vers un réservoir supérieur (barrage), pour la réutiliser, en mode turbinage, lors des pics de consommation. Ces centrales ont une valeur économique très élevée car elles contribuent à résoudre le problème le plus difficile des systèmes électriques : l'équilibrage en temps réel entre production et consommation. Or ce problème s'accroît très fortement avec l'arrivée en nombre des éoliennes, dont la production varie de façon très brutale et peu prévisible.

Les STEP allemandes totalisent une puissance de 6 352 MW[20] dont les principales sont :

  • Goldisthal (Thuringe-Vattenfall) 1 060 MW
  • Markersbach (Saxe-Vattenfall) 1 050 MW
  • Wehr (Bade-Wurtemberg - RWE+EnBW) 910 MW
  • Edertal Waldeck II (E.ON - Hesse) 480 MW
  • Bad Säckingen (Bade-Wurtemberg - RWE+EnBW) 360 MW
  • Hohenwarte II (Thuringe-Vattenfall) 320 MW
  • Erzhausen (Basse-Saxe) 220 MW
  • Witznau (Bade-Wurtemberg - RWE+EnBW) 220 MW.

Projets : Atdorf (Bade-Wurtemberg - RWE+EnBW), 1 400 MW prévu pour 2019, mais des oppositions locales freinent le développement ; Vattenfall a également plusieurs projets en cours.

BiomasseModifier

 
Unité de valorisation énergétique de la biomasse de Sellessen

En 2018, la production d'électricité renouvelable à partir de biomasse et déchets atteignait 50,8 TWh, dont 28,8 TWh provenant du biogaz, 10,8 TWh de biomasse solide, 6,2 TWh de déchets (part renouvelable), 2,7 TWh de biométhane, 1,5 TWh de gaz d'égout, etc[21].

En 2017, les installations de production d'électricité à partir de biomasse totalisaient une puissance de 7 999 MW et ont produit 44,97 TWh ; les installations brûlant la fraction renouvelable des déchets (2 008 MW) ont produit 5,96 TWh[g 2].

La centrale de cogénération à biomasse de Sellesen (de), mise en service en 2006 à Haidemühl, depuis lors rattaché à la ville de Spremberg dans le Brandebourg, près de la frontière polonaise, produit à partir de bois jusqu'à 3,5 MWth de chaleur et 2,8 MWe d'électricité ; elle a été rachetée en 2011 par une filiale de Vattenfall.

La plupart des centrales à biomasse utilisent la technique de la cogénération, produisant à la fois de la vapeur, destinée à un réseau de chauffage urbain ou à des process industriels. Le sujet de la biomasse est donc développé surtout dans la section 'biomasse" de la partie "Ressources énergétiques primaires locales".

ÉoliennesModifier

Article détaillé : Énergie éolienne en Allemagne.

SolaireModifier

Article détaillé : Énergie solaire en Allemagne.

Les entreprises de production d'électricitéModifier

Quatre grandes entreprises, dont trois sont des opérateurs historiques et trois sont devenues multinationales, dominent le secteur ; on les surnomme « les quatre grandes » :

 
Logo d'E.ON
  • E.ON, née de la fusion des groupes allemands VEBA AG (Vereinigte Elektrizitäts- und Bergwerks AG, exploitant prussien de mines et producteur d'électricité via sa filiale PreussenElektra) et VIAG (Vereinigte Industrieunternehmungen AG, holding bavarois dont la pépite était Bayernwerk, l'opérateur historique bavarois) en l'an 2000 ; siège social : à Düsseldorf. E.ON AG se présente[22] comme « une des plus grandes entreprises mondiales privées d'électricité et de gaz. En Europe, Russie et Amérique du Nord, nos 9 000 collaborateurs génèrent un chiffre d'affaires de 113 milliards d'€. ». E.ON est une des plus grosses capitalisations boursières de l'indice DAX allemand. Au niveau mondial, elle est classée 3e dans le classement mondial des entreprises leader du secteur de l'énergie hors pétrole 2011 du magazine Fortune[23], avec 125 064 millions de $ de chiffre d'affaires ; GDF-Suez est 5e (111 888 M$) et EDF 7e (86 309 M$) ; il convient de préciser que ce classement prend en compte l'ensemble du chiffre d'affaires du groupe, y compris celui qui est fait dans d'autres secteurs que l'énergie. À noter : E.ON est entré sur le marché français en juin 2008 par l'acquisition de la Société nationale d'électricité et de thermique, héritière des centrales thermiques des Charbonnages de France, qui dispose d'une puissance installée de 2,4 GW. Elle est présente aussi, entre autres, au Royaume-Uni grâce à ses 100 % dans Powergen, en Espagne avec 5 % dans Union Fenosa, ainsi qu'en Suède avec sa filiale locale à 60 % SydKraft. E.ON dispose, fin 2011, d'une capacité installée de 69 GW, dont 32 GW gaz et pétrole, plus de 19 GW charbon, plus de 8 GW nucléaire, près de 6 GW hydraulique et 5 GW d'éoliennes, ainsi que d'autres énergies renouvelables telles que le solaire et biomasse. En 2011 sa production a atteint 271,2 TWh (en baisse de 2 % par rapport aux 276,1 TWh produits en 2010). Cette production se répartit comme suit par énergies primaires :
    • 38 % gaz et pétrole
    • 23 % charbon
    • 22 % nucléaire
    • 6 % hydraulique
    • 6 % lignite
    • 4 % éolien
    • 1 % autres
 
Logo de RWE
  • RWE[24] : conglomérat qui, à travers ses filiales, distribue électricité, gaz, eau et services environnementaux à plus de 120 millions de clients (particuliers et entreprises), principalement en Europe et en Amérique du Nord. Classé 8e au classement mondial des entreprises leader du secteur de l'énergie hors pétrole 2011 du magazine Fortune[23] avec 67 179 M$ de CA. RWE est beaucoup moins internationalisée qu’E.ON, mais possède plusieurs filiales en Grande-Bretagne. Son siège est situé à Essen, dans la Ruhr, son fief historique. RWE a produit en 2011: 205,7 TWh (dont 22,9 de quotes-parts de production de centrales n'appartenant pas à RWE), dont :
    • 74,1 TWh lignite
    • 47,8 TWh charbon
    • 34,3 TWh nucléaire
    • 38,5 TWh gaz naturel
    • 8,8 TWh énergies renouvelables
    • 2,2 TWh autres
 
Centrale nucléaire de Philippsburg (EnBW)
  • EnBW Energie Baden-Württemberg AG, née le 1er janvier 1997 par la fusion de Badenwerk AG et Energieversorgung Schwaben AG (EVS). Son siège social se trouve à Karlsruhe ; elle dessert le Sud-Ouest de l'Allemagne (Bade et Württemberg). En janvier 2000 le Land de Bade-Wurtemberg vend ses actions (25,1 %) pour 2,4 milliards d'€ à Électricité de France. Fin 2010 le Land de Bade-Württemberg rachète à EDF les 45 % d'EnBW logés dans la société de participation Neckarpri pour 4,7 milliards d'€. En décembre 2010, le Land du Bade-Wurtemberg a acheté la participation de 45 % qu’Électricité de France détenait dans EnBW. Les deux actionnaires principaux d'EnBW sont actuellement la société OEW (Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke), qui regroupe des collectivités locales, et le Land du Bade-Wurtemberg, avec une participation de 46,55 % chacun. EnBW est donc une société par actions contrôlée par les collectivités publiques. En 2010, nettement plus de la moitié des bénéfices d'EnBW provenaient de l'exploitation de ses quatre centrales nucléaires[25]. Or, en mars 2011, le gouvernement fédéral modifia radicalement sa politique sur le nucléaire quelques jours après la catastrophe de Fukushima : il décida un moratoire atomique (Atom-Moratorium), fermant 8 des 17 réacteurs nucléaires allemands, dont deux réacteurs d'EnBW : Philippsburg I et Neckarwestheim I. Ces fermetures sont devenues définitives en août 2011 lors de la transformation du moratoire en Atomausstieg (sortie progressive du nucléaire). Les bénéfices d'EnBW ont ainsi été fortement réduits. Selon la brochure de présentation 2012 d'EnBW[26], ses caractéristiques principales sont :
    • capacité de production : 15 498 MW, dont EnR : 3 100 MW
    • production d'électricité : nucléaire 51 % ; fossiles 34 % ; EnR 11 % ; autres 4 %
    • ventes d'électricité : 65,5 TWh
    • ventes de gaz : 53,6 TWh
    • réseaux électriques : 153 000 km
    • réseaux gaz : 16 000 km
 
Siège de Vattenfall à Stockholm
  • Vattenfall : entreprise de production et de distribution d'électricité suédoise, appartenant en totalité à l'État suédois ; siège à Stockholm. Ses activités en Allemagne relèvent de sa filiale Vattenfall Europe, dont le site internet donne accès au rapport annuel 2011[27] :
    • chiffre d'affaires du groupe : 11 milliards d'€
    • production d'électricité de Vattenfall Europe : 69 TWh (166,7 TWh au niveau de la société mère) contre 71,2 TWh en 2010 ; répartition : fossiles 63,3 TWh (dont charbon : 52,9), nucléaire 2,7 TWh, EnR 3,0 TWh
    • ressources totales en électricité : 125,3 TWh (-11 % par rapport aux 140,1 TWh de 2010)
    • ventes d'électricité : 119,6 TWh, 11 % de moins qu'en 2010 (134,0 TWh), du fait de la vente du réseau de transport 50 hertz
    • ventes de gaz : 53,8 TWh

En mars 2018, E.ON et RWE annoncent une opération géante de restructuration de plus de 20 milliards d'euros : E.ON va acheter à RWE les activités dans les réseaux et la commercialisation de sa filiale Innogy, et lui céder ses propres activités dans les renouvelables. E.ON, qui avait mis l'accent sur les renouvelables, les réseaux électriques et la commercialisation, se concentrerait sur ces deux derniers métiers ; avec les 23 millions de clients d'Innogy, il porterait sa clientèle à 45 millions. Quant à RWE, il profiterait de l'opération pour se recentrer sur la production d'énergie, en récupérant les centrales hydrauliques et les grands parcs éoliens d’E.ON aux États-Unis et en mer du Nord. En 2016, E.ON avait créé l'évènement en plaçant ses activités de centrales électriques traditionnelles dans sa filiale Uniper, qu'il a cédé fin 2017 au finlandais Fortum[28],[29].

De la production à la consommationModifier

Tableau ressources-emplois du système électrique allemand[g 3]
en TWh 1991 % 2000 % 2005 % 2010 % 2015 2016 2017 % 2017
Production brute 540,2 94,7 576,6 92,7 622,6 92,1 632,4 93,7 648,1 650,7 653,7 95,8 %
Importations 30,4 5,3 45,1 7,3 53,4 7,9 42,2 6,3 33,6 27,0 28,4 4,2 %
total ressources* 570,6 100 621,7 100 676,0 100 674,6 100 681,7 677,7 682,1 100 %
Pertes, etc** 66,4 11,7 78,2 12,6 77,9 11,6 74,8 11,1 69,4
Exportations 31,0 5,4 42,1 6,8 61,9 9,2 59,9 8,9 85,4 80,7 83,4 12,2 %
Consommation finale 472,9 82,9 501,4 80,7 534,2 79,3 540,6 80,1 530,6
* les écarts entre 'production + importations' et 'total ressources' correspondent aux variations de stocks et aux soutes
** pertes de transport et de distribution, consommation propre du secteur électrique, consommation des STEP (stations de transfert d'énergie par pompage).
.

Transport et distribution de l'électricitéModifier

 
Zones des 4 transporteurs d'électricité allemands

Pour le transport de l'électricité sous très haute tension (380 kV et 220 kV) et la haute tension (150 kV à 60 kV), l'Allemagne est divisée en 4 zones gérées chacune par un opérateur de réseau :

  • Amprion GmbH (ex- RWE Transportnetz Strom GmbH) gère les anciens réseaux de RWE et VEW ;
  • TransnetBW GmbH (ex- EnBW Transportnetze AG) gère les anciens réseaux de Badenwerk et EVS ;
  • TenneT TSO GmbH (ex-E.ON Netz GmbH, racheté par l'opérateur néerlandais TenneT), gère les anciens réseaux de PreussenElektra et de Bayernwerk AG
  • 50Hertz Transmission GmbH (ex-Vattenfall Europe Transmission GmbH), gère les anciens réseaux de VEAG, BEWAG et HEW. 50Hertz a été vendu en mars 2010 à un fonds d'investissement australien et à Elia, l'opérateur de réseau belge.

Ces quatre opérateurs de réseau sont regroupés en un organisme de coordination dénommé Netzregelverbund (NRV).

Caractéristiques des opérateurs de réseau allemands
Amprion[30] EnBW[31] Tennet[32] 50Hertz[33]
Capacité de transport installée 45 GW 82 GW[34] 31 GW
Capacité de transport utilisée 13,5 GW[35] 22,8 GW[36]
Énergie transportée par an 194 TWh 74 TWh (2011[35])
Réseaux (380 kV et 220 kV) 11 000 km[n 17] 3 674 km[37] 10 667 km[38] 9 750 km[n 18]

Les disparités géographiques dans l'implantation des éoliennes (au nord) et du solaire (au sud) créent des besoins supplémentaires de réseaux haute tension : l'Allemagne a besoin, selon l'agence allemande pour l'énergie (Dena), de 3 600 km de lignes supplémentaires à 380 kV d'ici à 2025 pour acheminer l'électricité des éoliennes, situées très majoritairement dans le nord du pays, vers les villes du sud[39].

Quant à la distribution de l'électricité au niveau de la moyenne tension (30 kV à 1 kV) et de la basse tension (400 V ou 230 V), elle est gérée par 900 opérateurs de réseau de distribution (Verteilnetzbetreiber), qui interviennent parfois aussi dans le transport en haute tension (surtout en 110 kV). La plupart sont des entreprises locales ou communales, en particulier des Stadtwerke (littéralement ateliers municipaux), institutions typiquement allemandes qui s'apparentent à nos régies municipales, mais avec des domaines d'intervention beaucoup plus étendus : distribution d'énergie, mais aussi production d'énergie (par exemple à base d'incinérateurs de déchets ménagers produisant à la fois de l'électricité et de la vapeur alimentant un réseau de chauffage urbain), collecte et traitement des déchets urbains, distribution et traitement de l'eau, transports en communs, télécommunications et poste, équipements sportifs et culturels, espaces verts, cimetières, écoles et hôpitaux, etc.

Un mouvement de « municipalisation » des réseaux de distribution s'est développé à la faveur des centaines de renouvellements de concessions arrivant à échéance d'ici 2016 : environ 170 réseaux ont été repris en main par les villes et environ 70 nouvelles régies municipales ont été créées depuis 2007, selon la Fédération des entreprises communales (VKU). Lors d'un référendum le , Hambourg, la deuxième ville du pays, s'est prononcée de justesse (50,9 %) en faveur du rachat de son réseau. Par contre, un référendum similaire à Berlin a échoué début , faute d'avoir atteint le seuil minimal de 25 % de votants[40].

Impact environnementalModifier

Une étude menée à l'université de Stuttgart sur les impacts sanitaires des centrales au charbon en Allemagne chiffre les années de vie perdues (years of life lost) du fait des émissions annuelles de polluants (surtout de particules fines, oxyde d'azote et dioxyde de soufre) de ces centrales à 33 473 années pour les centrales en service en 2012 et 11 860 années pour les centrales en construction ou en projet[41].

Politique énergétiqueModifier

Politique de lutte contre les émissions de CO2Modifier

L'Allemagne s'étant fixé, en vue de la conférence de Paris sur le climat de 2015, un objectif de réduction de ses émissions de CO2 de 40 % entre 1990 et 2020, des mesures supplémentaires sont nécessaires pour y parvenir. Selon la presse allemande, le ministère de l'Énergie a étudié la possibilité de retirer 10 000 MW de capacité sur un total de 48 000 MW dans le charbon, soit l’équivalent d’une vingtaine de centrales. Celles-ci seraient mises en réserve, en cas de coup dur. Le charbon assure environ 45 % de la production d’électricité du pays. Soutenu par le ministère de l'Environnement, ce projet est vivement contesté par une partie de la CDU qui met en avant la situation délicate des électriciens E.ON et RWE mis en difficulté par l'essor des éoliennes et du solaire qui sapent la rentabilité des centrales à gaz. Un livre vert vient de révéler le scepticisme du ministère de l'Économie au sujet des projets de création d’un marché de capacité destiné à rémunérer les centrales au gaz ou au charbon dont la durée d'utilisation est inférieure au seuil de rentabilité ; le ministère craint que le coût de ce système soit exorbitant et qu'il soit considéré comme des aides d’État par la Commission européenne[42].

Le gouvernement a dévoilé le 3 décembre 2014 une liste de projets visant à sauver ses objectifs de réduction des émissions de CO2. La plus grosse contribution (25 à 30 millions de tonnes) proviendra de mesures d’efficacité énergétique, grâce par exemple à des incitations fiscales pour la rénovation du parc immobilier. Le transport devra réduire ses émissions de sept à dix millions de tonnes (augmentation des tarifs du péage pour les camions les plus polluants, etc). Mais c'est le secteur électrique, le plus gros émetteur (377 millions de tonnes de CO2 en 2012), qui suscite le plus d’interrogations : selon le plan d’action, il doit économiser 22 millions de tonnes de CO2 supplémentaires, en plus des 71 millions déjà prévues d’ici 2020 ; or ses émissions ont augmenté en 2012 et 2013, du fait de l'utilisation croissante des centrales à charbon, qui assurent 45 % de la production d'électricité. Le gouvernement a renoncé à imposer des fermetures de centrales à charbon, envisagées en octobre, pour ne pas fragiliser davantage un secteur confronté à la chute des prix de l’électricité. Il compte désormais sur des mesures volontaires de la part des exploitants. Une loi est prévue pour 2016 sur la nouvelle architecture du marché de l’électricité, afin de mieux rémunérer les services de ces centrales et de sauver l'emploi dans le secteur[43].

Syndicats, groupes d’énergie et villes minières appellent à manifester le 25 avril 2015 à Berlin contre ce projet visant à réduire l’usage des vieilles centrales à lignite en leur imposant une « contribution climatique » en fonction de leurs émissions de CO2. Selon le ministre de l'énergie Sigmar Gabriel, 22 millions de tonnes de CO2 doivent ainsi disparaître sur 320 MtCO2 émis par les centrales à charbon. Selon le syndicat des mines et de la chimie IG BCE, 100 000 emplois seraient menacés ; une étude de la banque d’investissement Lazard commandée par ce syndicat estime que sur les 38 centrales à lignite, 85 à 95 % deviendraient déficitaires et que l’exploitation des mines géantes s’avérerait alors non rentable, mais le syndicat de la métallurgie IG Metall de Emden, ville du Nord qui produit des éoliennes en mer, recommande la sortie pure et simple du charbon[44].

Une réunion au sommet à la chancellerie entre les chefs des partis de la coalition, le 2 juillet 2015, a permis de dégager un compromis : le ministre de l'Économie et de l'Énergie a annoncé la fermeture progressive d'une petite dizaine de centrales à lignite d'une puissance totale de 2,7 GW, soit 6 % de la capacité totale des centrales au charbon ; elles serviront uniquement de réserve pour faire face aux pics de consommation, avant d'être définitivement arrêtées au bout de quatre ans. Durant cette période, leurs exploitants seront rémunérés par les consommateurs via une taxe de l'ordre de 250 M€ par an[45].

L'association des producteurs d'électricité allemands a condamné en juin 2017 la proposition française, lancée par François Hollande et reprise par Emmanuel Macron, de mettre en place un prix plancher européen de 30 euros pour les quotas d'émission de CO2 ; selon leurs évaluations, compte tenu de son bouquet électrique très carboné, l’Allemagne verrait passer de 35 à 50 euros son prix moyen du MWh sur le marché de gros, soit un bond de 40 %, ce qui dégraderait fortement le différentiel de compétitivité entre les économies allemande et française. De plus, en renchérissant les coûts de production des centrales au charbon, notamment par rapport à leurs concurrentes fonctionnant au gaz naturel, le prix plancher inverserait l’ordre d’appel des groupes de production ; les centrales au charbon ne tourneraient plus que pendant les heures les plus chargées, donc leur rentabilité chuterait. Mais les émissions de CO2 baisseraient de 55 millions de tonnes par an, soit -15 %[46].

Loi EEG 2017Modifier

Le Parlement allemand a voté le 8 juillet 2016 une réforme de la loi sur les énergies renouvelables, la loi EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz). Cette nouvelle version entrera en vigueur le 1er janvier 2017. L’objectif principal de cette réforme est une meilleure intégration des énergies renouvelables au marché, en passant d’un système où le montant du soutien aux énergies renouvelables est prédéfini par la loi à un système concurrentiel où la rémunération accordée sera définie par des appels d’offres, dont certains adressés à plusieurs technologies à la fois. Les installations de puissance inférieure à 750 kW (150 kW pour la biomasse) ne sont pas concernées par les appels d’offres. Le ministère allemand de l’Économie et de l’Énergie (BMWi) estime qu’à l’avenir, 80 % des volumes EnR nouvellement installés passeront par des appels d’offres[47]. Les principales dispositions de cette réforme sont les suivantes :

  • éolien terrestre : lancement d’appels d’offres pour un volume brut de 2 800 MW annuels pour les années 2017 à 2019, puis de 2 900 MW à partir de 2020 ; baisses du tarif de référence pour les installations autorisées avant le 1er janvier 2017 et mises en service avant la fin de 2018 ; critères simplifiés pour les projets éoliens citoyens et participatifs ; limitation du volume de développement éolien dans les régions de saturation du réseau électrique ;
  • éolien en mer : objectif inchangé de 15 000 MW de puissance installée d’ici 2030 ; appels d’offres pour un volume annuel compris entre 700 et 900 MW à partir de 2021 ; passage à un modèle « danois » pour le développement des projets : une première analyse et les pré-études sur les sites susceptibles d’accueillir des projets éoliens en mer seront réalisées par l’État ;
  • solaire photovoltaïque : lancement d’appels d’offres pour 600 MWc annuels ; possibilité pour les Länder d’autoriser sur territoire l’implantation de centrales photovoltaïques sur certains terrains agricoles ; suppression du plafond de 52 000 MWc de capacité installée cumulée, fixé par la loi EEG 2014, au-delà duquel aucun nouveau soutien n'aurait plus été accordé ;
  • biomasse : lancement d’appels d’offres pour 150 MW annuels pour les années 2017 à 2019, puis 200 MW annuels pour 2020 à 2022.

Accord de coalition 2018Modifier

L'accord de coalition négocié début 2018 par la « Grande Coalition » CDU-SPD porte l'objectif 2030 de part des énergies renouvelables à 65 % ; il n'est pas précisé s'il s'agit de part dans l'ensemble des énergies ou seulement dans l'électricité, mais c'est très probablement d'électricité qu'il s'agit ; la part des combustibles fossiles (charbon et gaz) serait donc ramenée à 35 % contre 55 % en 2017. Le texte précise que « le développement des énergies renouvelables doit être considérablement accru pour répondre aux besoins supplémentaires en électricité permettant d’atteindre les objectifs de protection du climat dans les transports, dans les bâtiments et dans l’industrie ». Le contrat propose la nomination d’une commission spéciale pour approcher autant que possible de l’objectif 2020, et atteindre à temps celui de 2030 ; cette commission a aussi le mandat spécifique de planifier la fin du charbon dans l’électricité, de décider des mesures d’accompagnement et de prévoir le financement des mutations structurelles pour les régions touchées. Le texte insiste fortement sur la nécessité de développer le stockage d'énergie ; il prévoit également une réduction de 50 % de la consommation d'énergie d'ici 2050[48].

Scénario 100 % renouvelablesModifier

Le projet de recherche Kombikraftwerk, piloté par l'institut Fraunhofer IWES et financé par le Ministère fédéral de l'environnement, regroupe plusieurs instituts de recherche et entreprises pour simuler un système électrique 100 % renouvelable en Allemagne[49]. Un site internet dédié[50] présente ce projet et ses résultats au moyen d'animations interactives permettant de suivre heure par heure le fonctionnement de ce système 100 % renouvelable à l'échelle de l'Allemagne.

Les principales hypothèses du scénario sont les suivantes[51] :

  • consommation d'électricité : 523,6 TWh/a (légèrement inférieure à celle de 2013 : 528 TWh) ;
  • parc de production :
    • éolien : 127 GW (contre 35,9 GW à la mi-2014), dont 87 GW terrestres avec un facteur de charge moyen de 2 584 heures par an, 36 GW en Mer du Nord (3 907 h/an) et 4 GW en Mer Baltique (3 463 h/an) ;
    • photovoltaïque : 133 GWc (contre 36,7 GW à la mi-2014), dont 83 en toiture, 15 au-dessus des autoroutes et 30 au-dessus des chemins de fer, avec des facteurs de charge allant de 600 à 950 h/an selon les cas ;
    • biomasse : 17,2 GW (contre 8 GW fin 2013) ;
    • hydraulique : 4,7 GW ;
    • géothermie : 4,6 GW contre 0,03 GW installés fin 2013 ;
    • centrales à (bio)gaz combiné : 53,5 GW, qui ne fonctionneraient que 828 heures par an à pleine charge, soit 9,5 % du temps, ce qui supposerait de rémunérer la garantie de puissance et non l'énergie produite ;
    • 12,5 GW de stations de pompage-turbinage et stations de stockage à air comprimé ;
    • 55,2 GW de capacité de stockage sur batteries ;
    • 13,1 GW d'unités de méthanation, transformant 50,8 TWh d'électricité excédentaire par an.

Les résultats exposés dans le rapport final[52] sont :

  • production : 601 TWh (non compris 58,5 TWh d'excédents de productions éolienne et solaire, non utilisés) : l'éolien et le photovoltaïque fournissent respectivement 53,7 % et 20 % de l'électricité du pays, la biomasse 10 %, l'hydraulique 4,2 %, la géothermie 6,8 %, les moyens de stockage 2,3 % (pompage-turbinage 1,85 %, batteries 0,45 %) et les centrales thermiques fonctionnant au biogaz et au méthane de synthèse issu des unités de méthanation 3,1 %.
  • emplois : 601 TWh : consommation finale 87 %, pertes réseau 1,45 %, pompage 2,5 %, batteries 0,5 %, méthanation 8,5 %. On remarquera la faiblesse surprenante du taux de pertes réseau, et le taux très élevé des pertes du système de méthanation.

Ce scénario est probablement le plus complet jamais réalisé, puisqu'il simule le fonctionnement du système heure par heure et même les paramètres du réseau (tenue de la fréquence et de la tension, etc) ; mais il souffre de graves défauts :

  • il repose très largement sur des techniques qui sont encore au stade des pilotes de démonstration (méthanation, stockage à air comprimé) ;
  • certaines hypothèses paraissent très optimistes : le facteur de charge des éoliennes terrestres actuelles étant de 1600 heures environ, on voit mal comment il pourrait atteindre 2 584 heures avec un parc multiplié par trois ou quatre ;
  • surtout, il ne démontre que la faisabilité technique de ce système, sans se préoccuper du coût qui serait vraisemblablement très élevé, étant donné le coût de l'éolien et du solaire encore largement supérieur à celui des énergies fossiles ou nucléaires, et le faible taux d'utilisation de nombreux équipements (unités de méthanation, centrales gaz, unités de stockage).

Smart gridsModifier

Malgré quatre directives européennes, la loi allemande reste encore assez floue au sujet des smart grids. Leur déploiement n’est obligatoire que dans les bâtiments neufs et aucune analyse officielle des coûts comparés aux bénéfices des smart grids n’a été réalisée. Le déploiement des compteurs évolués dans le pays n’est pas généralisé, contrairement à celui des autres pays d’Europe de l’Ouest. En effet, le régulateur allemand considère que le marché se régulera et mènera seul le pays vers l’adoption des smart grids. Ainsi, les compteurs évolués ne sont obligatoires que dans les bâtiments neufs ou en rénovation depuis 2010, pour les grands consommateurs d’énergie (entreprises dans la plupart des cas) depuis 2012 et pour les infrastructures en rapport avec les énergies renouvelables supérieures à 7 kW depuis 2012. Une législation faible qui ralentit l’adoption des compteurs par la population, au point que l'hypothèse d'un développement généralisé serait désormais envisagée. Mais l’Allemagne veut d'abord être sûre que le montant des bénéfices sera supérieur à celui des investissements, de l’ordre de 15 à 20 milliards d’euros. Une étude à ce sujet a été réalisée par les chercheurs de l’Institut Fraunhofer de recherche sur les Systèmes et l’Innovation (ISI) de Karlsruhe : l’utilisation des réseaux intelligents mettrait une dizaine d’années à avoir des effets positifs sur l’économie allemande, à certaines conditions (renforcement des réseaux, connexions Internet haut-débit fiables et constantes). L’Allemagne pourra alors espérer des bénéfices proches de 60 milliards d’euros par an. Des bénéfices qui augmenteraient chaque année et qui pourraient atteindre 336 milliards d’euros d’ici 2022[53].

Selon un rapport de Frost & Sullivan (septembre 2013), les 44 milliards de dollars d’investissements dédiés aux smart grids pourraient être remis en cause si les compteurs intelligents ne sont pas déployés sur le réseau allemand ; alors que la directive sur l’efficacité énergétique de l’UE appelle les pays européens à déployer des compteurs intelligents chez 80% des ménages d’ici 2020, l’Allemagne a publié en 2012 un rapport jugeant cette technologie trop coûteuse au regard des bénéfices escomptés ; ce rapport a choqué l’industrie et pourrait avoir des répercussions importantes, mais il pourrait encore être rejeté par le gouvernement allemand ; si l’Allemagne remplace ses 48 millions de compteurs sur une période de cinq à sept ans, les fabricants de compteurs intelligents en tireraient 8 milliards de dollars de revenus[54].

Le ministère fédéral de l’Économie et de l’Énergie (BMWi) a présenté le 7 mai 2014 son rapport final du programme technologique « E-energy : Smart Energy made in Germany » ; le ministre Sigmar Gabriel a déclaré que l’exploitation du réseau électrique peut être beaucoup plus efficace grâce à l’utilisation de technologies de l’information et de la communication ; le BMWi a déjà investi près de 60 millions d’euros dans des projets pilotes, les partenaires industriels ont pour leur part investi 80 M€[55]

Le 9 février 2015, à la suite du rapport défavorable de l'étude menée par le cabinet Ernst & Young, le ministère allemand de l’Économie et de l’Énergie a confirmé dans son paquet législatif sur les « smart grids » que seuls les foyers consommant plus de 6 000 kWh par an seraient contraints d’installer un compteur intelligent, alors que la moyenne annuelle de consommation électrique des foyers allemands est évaluée à 3 500 kWh et que l’Union européenne a imposé aux États membres, par une directive de 2009, d’équiper au moins 80 % des foyers en compteurs intelligents d’ici à 2020[56].

Importation et exportationModifier

L'Allemagne dispose d'interconnexions avec douze pays voisins, avec une capacité totale de 20 GW. Le câble sous-marin HVDC Nordlink (1 400 MW) vers la Norvège sera mis en service en 2019. Les centrales de pompage-turbinage de l'Autriche, de la Suisse et du Luxembourg assurent une capacité de régulation de 3 GW qui s'ajoute aux 6,8 GW de celles de l'Allemagne[18].

Échanges internationaux d'électricité de l'Allemagne[2]
en TWh 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2016 2017 2018 % 2018*
Importations 31,9 5,8 % 45,1 7,8 % 42,2 6,9 % 33,6 27,0 28,4 31,5 5,3 %
Exportations 31,1 5,6 % 42,1 7,3 % 59,9 9,7 % 85,4 80,7 83,4 82,7 13,9 %
Solde exportateur -0,8 0,1 % -3,1 -0,5 % 17,7 2,9 % 51,8 53,7 55,0 51,2 8,6 %
* les pourcentages indiqués représentent la part des importations, exportations et soldes dans le total des ressources nettes (production + importation - exportations).

Après être resté proche de l'équilibre de 1991 à 2002, avec des soldes parfois exportateurs et parfois importateurs (−4,8 TWh en 1995), le bilan des échanges extérieurs est devenu largement exportateur à partir de 2003, avec un sommet en 2008 à 22,5 TWh (3,6 % des ressources) ; il s'est replié à 14,3 TWh en 2009 et 17,7 TWh en 2010, puis a chuté brutalement à 6,3 TWh en 2011 à la suite du moratoire atomique. Le record du solde exportateur annuel du pays a cependant été battu chaque année depuis, de 2012 (23,1 TWh) à 2017 (55,0 TWh). Les organisations professionnelles expliquent que les excédents d'électricité pendant les périodes ventées ou ensoleillées, hors périodes de pointe de demande, s'écoulent sur les marchés d'export à bas prix, faisant baisser les prix de marché pendant ces périodes[57]. Mais un autre facteur joue un rôle important : la forte baisse du prix du charbon causée d'une part par l'effondrement du marché des quotas carbone, d'autre part par le boom du gaz de schiste aux États-Unis, qui a privé les producteurs américains de charbon d'une grande part de leurs débouchés, d'où l'affluence de charbon américain à bas prix vers l'Europe ; les centrales charbon européennes, et en particulier allemandes, ont donc fortement accru leur production, dont elles écoulent une partie à l'export. La BDEW explique ainsi la forte hausse des exportations en 2012 par les échanges avec les Pays-Bas, où la production d'électricité se fait surtout à partir de gaz naturel ; les prix relatifs du gaz (par rapport aux autres énergies) ont poussé les centrales à gaz hors du marché, les centrales charbon allemandes proposant des prix plus bas[58]. Ce phénomène de marché s'est encore accentué en 2013, où le solde exportateur vers les Pays-Bas représente 75 % du total.

Échanges physiques extérieurs d'électricité de l'Allemagne
GWh 2011[59] 2017[60] 2018[61]
Pays Import Export Solde Import Export Solde Import Export Solde
  France 20 313 139 +20 174 6 988 2 932 +4 056 10 980 2 536 +8 444
  République tchèque 9 408 1 886 +7 522 5 551 9 044 -3 493 4 903 7 580 -2 677
  Autriche 5 356 15 923 -10 567 3 842 19 194 -15 352 4 079 16 336 -12 257
  Danemark 5 055 2 910 +2 145 5 272 4 102 +1 170 4 421 5 818 -1 397
  Pays-Bas 3 219 9 589 -6 370 1 362 15 115 -13 753 735 20 913 -20 178
  Suisse 2 762 14 000 -11 238 1 557 19 285 -17 728 3 864 16 092 -12 228
  Suède 2 047 628 +1 419 2 147 273 +1 874 1 293 480 +813
  Luxembourg 1 154 5 818 -4 664 1 339 6 150 -4 811 1 246 5 865 -4 619
  Pologne 433 5 138 -4 705 21 7 340 -7 319 21 7 054 -7 033
Total 49 747 56 031 -6 284 28 076 83 443 -55 367 31 542 82 673 -51 131
soldes : + = importateur ; - = exportateur.

Le solde exportateur très important à destination des Pays-Bas (20,2 TWh en 2018) est en grande partie réexporté vers la Belgique (9,0 TWh) et le Royaume-Uni (6,6 TWh) et celui à destination de la Suisse (12,2 TWh) est réexporté vers l'Italie (21,4 TWh, dont 4,4 TWh provenant d'Allemagne via l'Autriche).

En 2011, l'Allemagne a vu ses exportations baisser de 6,4 % alors que ses importations augmentaient de 18 % ; ceci découle de la décision de fermeture de 8 réacteurs nucléaires le 14 mars 2011. Les importations de France étaient particulièrement élevées : 20,3 TWh (+34,3 %), suivies par celles en provenance de la République Tchèque : 9,4 TWh (+ 0,1 %) : deux pays équipés de centrales nucléaires[62].

Une étude de Standard & Poor's Global Ratings estime que la transition énergétique accélérée programmée par l'Allemagne devrait la rendre importatrice d'électricité d'ici 2025[63].

Consommation d'électricitéModifier

La consommation finale d'électricité représentait seulement 19,7 % de la consommation finale d'énergie totale en Allemagne en 2017[64].

Consommation par secteurModifier

La répartition par secteur de la consommation finale d'électricité a évolué comme suit :

Consommation finale d'électricité par secteur[g 3]
en TWh 1991 % 2000 % 2005 % 2010 % 2013 2014 2015 % 2015
Industrie 232,1 49,1 239,1 47,7 249,7 46,7 249,7 46,2 245,1 244,4 245,5 46,3 %
Transport 12,6 2,7 13,1 2,6 13,2 2,5 12,1 2,2 12,0 11,6 11,7 2,2 %
Services publics 39,9 8,4 42,9 8,5 47,6 8,9 51,6 9,5 53,2 51,8 53,5 10,1 %
Résidentiel 122,2 25,8 130,5 26,0 141,3 26,5 141,7 26,2 137,0 129,7 132,0 24,9 %
Commerce et services 66,1 14,0 75,8 15,1 82,4 15,4 85,5 15,8 88,4 86,5 87,9 16,6 %
TOTAL 472,9 100 501,4 100 534,2 100 540,6 100 535,7 524,0 530,6 100 %

La consommation a augmenté de 13,8 % entre 1991 et 2008, soit +0,8 % par an, puis diminué de 5,4 % en 2009 du fait de la crise, recul compensé dès 2010.

On remarque la très forte baisse de la consommation industrielle en 2009 : -10,4 % : la crise a eu un effet très brutal.

Sur l'ensemble de la période, la part de l'industrie a baissé continuellement ; de 49,1 % en 1991, elle a été ramenée à 46,3 % en 2015. Elle reste cependant très élevée : en France, la part de l'industrie (118,05 TWh contre 228,09 TWh en Allemagne en 2017) n'est que de 27 %[65].

La consommation du secteur résidentiel (ménages) s'est accrue de 16 % entre 1991 et 2006 puis est restée étale depuis lors, avec une faible tendance à la baisse ; compte tenu de la baisse de la population allemande (de 82,5 millions en 2005 à 80,98 millions en 2014), la consommation par tête recule légèrement : 1 713 kWh en 2005, 1 630 kWh en 2015.

La consommation du secteur du commerce et des services augmente rapidement : +32,9 % de 1991 à 2008, soit + 1,7 % par an. La crise s'est traduite par un repli de 2,1 % en 2009, plus que compensé dès 2010 (+ 3,8 %) ; depuis, la consommation reste étale.

Consommation d'électricité par habitantModifier

Selon l'Agence internationale de l'énergie, la consommation totale (y compris les consommations propres du secteur électrique), soit 574,3 TWh en 2017, est supérieure de 18,8 % à celle de la France : 483,4 TWh ; mais la population allemande est beaucoup plus nombreuse (82,7 millions contre 67,1 millions en 2017), si bien que la consommation par tête de la France (7 209 kWh) dépasse de 3,8 % celle de l'Allemagne (6 947 kWh)[k 6].

Prix de l'électricitéModifier

En 2018, selon l'Agence internationale de l'énergie, le prix moyen de l'électricité pour les ménages atteignait en Allemagne 353,3 $/MWh contre 202,4 $/MWh en France, 128,9 $/MWh aux États-Unis, 231,5 $/MWh au Royaume-Uni[k 7].

En octobre 2019, les gestionnaires de réseau allemand ont annoncé que l' EEG-Umlage (contribution aux surcoûts des EnR) passera en 2020 à 6,756 c€/kWh contre 6,405 c€/kWh en 2019. La part des impôts dans la facture d'électricité atteindra donc 53 %. Le gouvernement a promis dans son « Paquet climat » d'appliquer en 2021 une première baisse de 0,0025 c€/kWh de l' EEG-Umlage[66].

En 2019, l' EEG-Umlage avait baissé de 5,7 % à 6,405 c€/kWh contre 6,792 c€/kWh en 2018, après une première baise de 1,3 % en 2017. Cette baisse est principalement liée à la prévision de hausse des prix de gros de l’électricité et aux réformes qui ont privilégié les appels d'offres ; l' EEG-Umlage avait progressé de 1 c€/kWh en 2006 à 6,35 c€/kWh en 2016[67].

En 2018, le prix moyen TTC de l'électricité pour un ménage-type consommant entre 2 500 kWh/an et 5 000 kWh/an atteint 29,87 c€/kWh, supérieur de 45 % à la moyenne de l'Union européenne et de 70 % au prix moyen en France[g 4]. Pour l'industrie, le prix moyen hors TVA et autres taxes remboursables pour une consommation entre 500 MWh/an et 2 000 MWh/an atteint 14,99 c€/kWh, supérieur de 31 % à la moyenne de l'Union européenne et de 53 % au prix moyen en France[g 4].

 
Prix de l'électricité en Europe (consommateurs domestiques) en 2014.

Le graphique ci-contre, tiré de la base de données d'Eurostat[68], permet de constater que les consommateurs domestiques (résidentiels) allemand supportent un prix largement supérieur à la moyenne de l'Union européenne : 29,81 c€/kWh (88 % de plus qu'en France) alors que les consommateurs français bénéficient de prix parmi les plus bas d'Europe : 15,85 c€/kWh.

En 2017, pour un industriel consommant entre 160 MWh et 20 000 MWh, le prix moyen hors taxe est de 7,95 c€/kWh (contre 8,83 c€/kWh en 2011) et le prix ttc de 17,02 c€/kWh : les taxes doublent le prix ; l'EEG-Umlage coûte 6,88 c€/kWh et la taxe sur l'électricité (Stromsteuer) 1,54 c€/kWh[69].

Une étude de Standard & Poor's Global Ratings estime que la transition énergétique pourrait entrainer une augmentation de 30 % en six ans des prix de l'électricité sur les marchés de gros en Europe, du fait surtout de la transition énergétique accélérée programmée par l'Allemagne[63].

Notes et référencesModifier

NotesModifier

  1. La production brute d'électricité est celle mesurée aux bornes des alternateurs, alors que la production nette est celle mesurée à la sortie des centrales, c'est-à-dire déduction faite de la consommation des services auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales.
  2. on appelle « puissance garantie » d'un équipement de production d'électricité la puissance qui est disponible 95 % du temps ; c'est un critère fondamental pour apprécier la valeur d'un équipement.
  3. les 2 nouveaux groupes de 1050 MW mis en service en 2012 ont porté cette centrale au 2e rang mondial après celle de Bełchatów en Pologne ; ils ont permis d'arrêter définitivement 6 groupes anciens de 150 MW chacun de la Centrale de Frimmersdorf.
  4. la centrale était dans les années 1980 la plus grande de RDA (Allemagne de l'est) avec 3250 MW ; après la réunification, 12 groupes non conformes aux normes ont été fermés ; un nouveau groupe de 675 MW a été mis en service en 2012.
  5. dont 650 MW charbon
  6. dont 3 groupes (1366 MW) seront arrêtés fin 2014 (cf infra)
  7. E.ON a annoncé fin 2012 son intention d'arrêter provisoirement le groupe 5 (860 MW), mis en service 2 ans plus tôt, qui n'est plus rentable du fait de la baisse des prix de gros de l'électricité, mais ses partenaires et les autorités ont refusé ; E.ON réclame 100 M€ à l'état pour le maintenir en service.
  8. + 650 MWth chauffage urbain
  9. 3 groupes charbon (791 MW) ont été arrêtés en 2012-2013 ; seuls restent en fonctionnement un groupe charbon de 510 MW et un groupe gaz de 622 MW maintenu en réserve de secours pour la pointe jusqu'en 2016 sur demande de l'Agence fédérale des réseaux.
  10. la puissance installée était de 2413 MW bruts (2135 MW nets), mais la plupart des groupes ont été arrêtés en 2011 et 2012 lors de la mise en service de nouveaux groupes à la Centrale de Neurath ; seuls les 2 groupes les plus récents, de 300 MW chacun, restent en fonctionnement jusqu'à 2018.
  11. Kernkraftwerk Brunsbuettel GmbH, détenue à 66 % par Vattenfall et 33 % par E.ON
  12. KLE : Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH, détenue à 87,5 % par RWE et 12,5 % par E.ON
  13. KWG : Gemeinschaftskernkraftwerk Grohnde GmbH & Co. oHG, détenue à 83,3 % par E.ON et 16,7 % par la ville de Bielefeld
  14. Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH (KGG) détenue à 75 % à RWE et 25 % à E.ON
  15. KKK : Kernkraftwerk Krümmel GmbH & Co. oHG, détenue à parts égales par E.ON et Vattenfall
  16. part renouvelable de l'hydraulique, hors pompage-turbinage.
  17. 5 300 km (380 kV) et 5 700 km (220 kV)
  18. 6 885 km à 380 kV (dont 6 830 km de lignes aériennes et 55 km de câbles) et 2 865 km à 220 kV (dont 2 862 km de lignes aériennes et 3 km de câbles)

RéférencesModifier

  1. p. 33
  2. p. 31
  3. p. 19
  4. p. 23
  5. p. 25
  6. a et b p. 60-69
  7. p. 53
  1. a b c d e f g h i j et k tab.22
  2. p. 20
  3. a et b tab.21
  4. a et b tab.30a
  • Autres références
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  2. a b c et d (de) Stromerzeugung nach Energieträgern 1990 - 2018 (Production d'électricité par source d'énergie, 1990-2018), ag-energiebilanzen.de, 6 mars 2019.
  3. « Electricity generation | Energy Charts », sur www.energy-charts.de (consulté le 2 septembre 2019)
  4. « Allemagne: le renouvelable, principale source d'énergie en 2018 », sur FIGARO, (consulté le 2 septembre 2019)
  5. L'énergie verte devance le charbon et le lignite en Allemagne, Les Échos, 4 janvier 2019.
  6. L’Allemagne utilise plus de lignite qu'en 1991 pour produire son électricité, sur le site de La Tribune consulté le 8 janvier 2014.
  7. RWE et E.ON peinent à se relever, Les Échos, 12 mars 2015.
  8. Valéry Laramée de Tannenberg, L’Europe fait la chasse au charbon, Journal de l'Environnement, 31 mai 2016.
  9. Electricité : l'Allemagne se donne 19 ans pour stopper le charbon, Les Échos, 26 janvier 2019.
  10. Sortie du charbon : l'Allemagne entre dans la phase pratique, Les Échos, 23 mai 2019.
  11. L’Allemagne, le casse-tête des énergies, SFEN, 12 février 2019.
  12. Stromerzeugung : E.ON will weitere Kraftwerke vom Netz nehmen, Frankfurter Allgemeine Zeitung, 2013
  13. (de)« Ausstieg oder Umweg zum CCS-Kraftwerk? » « Copie archivée » (version du 6 août 2018 sur l'Internet Archive), sur le site du journal Lausitzer Rundschau.
  14. (en)Vattenfall rapport annuel 2011, sur le site de Vattenfall.
  15. (en)Country Statistics - Germany, site de l'IAEA consulté le 22 janvier 2014.
  16. (de)§7 AtG: Genehmigung von Anlagen loi AtG (Atomgesetz) du 6 août 2011
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  19. (de)page consacrée à la centrale de Goldisthal, sur le site de Vattenfall.
  20. [xls](de)fichier Excel des centrales allemandes, sur le site de l'Agence fédérale des réseaux.
  21. (en) Renewable Energy Sources in Germany : Key information of the year 2018 at a glance, AGEE, août 2019.
  22. (de)Profil, site internet E.ON.
  23. a et b (en)Classement Global 500 du magazine Fortune de 2011, sur le site [1].
  24. (de)RWE, site internet de RWE.
  25. (de)Le professeur Uwe Leprich du cabinet de conseil E&E Consult à Sarrebruck dans un rapport commandé par Greenpeace, Die ZEIT 15/2011 : "Woher das Geld nehmen?" - Die grün-roten Wahlsieger von Stuttgart wollen den Energiekonzern EnBW zügig auf Ökostrom umpolen. Das stößt auf Widerstand.
  26. [PDF](de)Portrait de l'entreprise, sur le site d'EnBW.
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  31. (de)EnBW Transportnetze AG: TNG en chiffres, consulté le 25 mai 2011
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  33. (de)50Hertz Transmission GmbH: Unternehmen consulté le 25 mai 2011
  34. Ce montant comprend aussi le réseau néerlandais, source: (de)Tennet: Kurzportrait, page 13, consulté le 25 mai 2011
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  36. (de)Tennet TSO GmbH: puissance maximale annuelle au 12.01.2010 à 18:45 h, consulté le 25 mai 2011
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  68. accès à la base de données Eurostat, sur le site d'Eurostat.
  69. (de)[PDF]BDEW, « Erneuerbare Energien und das EEG: Zahlen, Fakten, Grafiken (2017) », BDEW, , p. 31

AnnexesModifier