Électricité en Allemagne

D'après les estimations provisoires publiées en décembre 2020 par le groupe de travail sur les bilans énergétiques (AGEB) de l'industrie énergétique allemande, la crise causée par les mesures prises en réaction à la pandémie de Covid-19 a causé une baisse de 5,9 % de la production brute d'électricité ; le solde exportateur a été réduit de moitié ; la baisse de la production s'est portée entièrement (et au-delà) sur les centrales au lignite (-19,5 %), au charbon (-26 %) et nucléaires (-14,4 %), alors que la production des sources renouvelables a progressé de 5 %, atteignant une part de 44,4 %[1].

La production brute[n 1] d'électricité s'est élevée en 2019 à 612,4 TWh, en recul de 4,8 %, issue à 43,6 % des centrales à combustibles fossiles (lignite : 18,6 %, charbon : 9,3 %, gaz naturel : 14,9 %, pétrole : 0,8 %), malgré la progression des énergies renouvelables : 39,9 % (éolien : 20,5 %, photovoltaïque : 7,8 %, biomasse : 7,3 %, déchets : 5,8 %, hydraulique : 3,3 %, géothermie :0,2 %). La part du nucléaire est de 12,3 % et 4,2 % proviennent d'autres sources (part non renouvelable des déchets, pompage-turbinage, etc)[g 1].

La chute de la production à base de charbon et de lignite s'explique par la forte hausse du prix des certificats d'émission de CO₂, passé de 5 € en deux ans, qui pénalise particulièrement ces énergies du fait de leurs émissions records de CO₂ ; cette chute a bénéficié à la production à base de gaz naturel, qui a progressé de 10,3 % à 57,3 TWh alors que le charbon recule de 31 % à 57,3 TWh et le lignite de 22 % à 113,9 TWh. Le gaz a également été rendu plus compétitif par la baisse de près de moitié de son prix en 2019. Cette bascule de grande ampleur a permis de réduire de 6 millions de tonnes les émissions de gaz à effet de serre en 2019[2].

Production brute d'électricité en Allemagne, 1990-2020, en % ; les énergies fossiles et le nucléaire (en rouge) sont à la base du graphique et les énergies renouvelables dans la partie haute. Le choix d'une répartition en pourcentage ne fait toutefois pas apparaître l'augmentation générale de la production.

En 2018, la production brute atteignait 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)[3].

Selon l'Institut Fraunhofer, la production nette (déduction faite des consommations propres des centrales, ce qui réduit la part des énergies fossiles et du nucléaire) d'électricité injectée sur le réseau public (écartant donc l'autoconsommation des sites industriels) s'est élevée en 2019 à 515,56 TWh, soit 85,1 % de la production brute totale ; les énergies renouvelables en ont produit 46,1 % (éolien : 24,6 % ; solaire : 9,0 % ; biomasse : 8,6 % hydro : 3,8 %), les centrales à combustibles fossiles 40,1 % (lignite : 19,7 % ; charbon : 9,4 % ; gaz naturel : 10,5 %), les centrales nucléaires 13,8 % ; cette statistique établie sur un périmètre restreint n'attribue que 54,06 TWh au gaz, contre 82,5 TWh selon les statistiques officielles de production brute[4].

Les énergies renouvelables dépassent pour la première fois en 2018 la production à base de charbon et lignite[5] ; 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[6].

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 du parc de centrales thermiques ou nucléaires, soit environ 4 fois moins de puissance pour produire autant d'énergie ; on constate ainsi qu'il faut beaucoup plus de puissance additionnelle lorsqu'on fait le choix des énergies renouvelables intermittentes[g 1].

• (de) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en allemand intitulé « Liste deutscher Kraftwerke » (voir la liste des auteurs).

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].

Le gouvernement et les quatre Länder concernés par la sortie du charbon sont parvenus le 16 janvier 2020 à un compromis sur le calendrier des fermetures des centrales électriques : une première unité vieillissante opérée par RWE en Rhénanie du Nord-Westphalie fermera dès la fin de 2020, puis sept autres en 2021 dans le même Land, pour une puissance totale de 15 GW, mais Uniper pourra y ouvrir la nouvelle centrale « Datteln 4 »; et l'exploitation de la mine de Garzweiler se poursuivra ; d'ici à fin 2029, 8,8 GW supplémentaires seront fermés en Rhénanie et dans le Brandebourg ; les centrales les plus récentes, notamment installées dans l'est du pays en Saxe et Saxe-Anhalt, seront fermées en dernier lieu d'ici 2038. Les exploitants des centrales percevront une enveloppe de 4,3 milliards € d'indemnisation, les Länder recevront 40 milliards € et les salariés seront indemnisés jusqu'en 2043. La ministre de l'Environnement Svenja Schulze déclare « Nous sommes le premier pays à sortir enfin du nucléaire et du charbon », mais le ministre président de Saxe Michael Kretschmer souligne l'importance de rester ouvert à toutes les technologies ; il n'exclut pas que l'Allemagne doive se reposer « d'ici 10 ou 15 ans » la question du nucléaire et appelle à poursuivre les recherches et le développement des compétences dans ce domaine[12].

La mise en exploitation le 30 mai 2020 d'une nouvelle centrale à charbon, Datteln IV, d'une puissance de 1 100 MW, exploitée par Uniper en Rhénanie-du-Nord-Westphalie près de Dortmund, a provoqué une vague d'indignation parmi les organisations de défense de l'environnement. Le projet Datteln IV avait été décidé en 2007, mais de multiples problèmes techniques et juridiques ont retardé de près de dix ans sa finalisation ; la commission multidisciplinaire indépendante chargée d'orchestrer la sortie du charbon avait préconisé de trouver un accord avec Uniper pour éviter la mise en service de cette centrale qui avait coûté au groupe 1,5 milliard d'euros, mais le ministère de l'Économie de Rhénanie-du-Nord-Westphalie a jugé qu'une telle décision aurait nécessité « des paiements compensatoires très élevés ». Uniper s'est engagé à fermer ses quatre autres centrales plus polluantes et moins efficaces de façon à neutraliser l'effet en matière d'émissions de CO₂ de l'exploitation de Datteln IV[13].

• Centrales thermiques fossiles en activité en Allemagne
• 
  Centrale thermique de Neurath en 2009, la 2^e plus grande centrale lignite d'Europe après Bełchatów (Pologne).
• 
  Centrale thermique de Niederaussem en 2011.
• 
  Centrale thermique de Jänschwalde en 2010.
• 
  Centrale thermique de Boxberg

Les principales centrales en activité sont :

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[14].

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[15].

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 :

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

• Centrales charbon en construction en Allemagne
• 
  Centrale Walsum à Duisbourg en 2010.
• 
  Travaux de construction des tranches D et E de la centrale Westfalen à Hamm en 2009.
• 
  Travaux de construction de la tranche 8 de la centrale Rheinhafen à Karlsruhe en 2010.
• 
  Travaux de construction de la centrale de Trianel à Lünen en 2012.
• 
  Travaux de construction de la centrale de GDF Suez à Wilhelmshaven en mai 2012.

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[16].

Centrales nucléaires en Allemagne en juillet 2011

• (de) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en allemand intitulé « Liste der Kernreaktoren in Deutschland » (voir la liste des auteurs).

En 2019, les centrales nucléaires allemandes ont produit 75,1 TWh, en baisse de 53 % par rapport à 2010, dernière année pleine avant Fukushima[g 1].

La puissance installée du parc nucléaire allemand est tombée fin 2017 à 11,4 GW contre 21,5 GW fin 2010, du fait des fermetures décidées en 2011[g 1].

Voici une liste détaillée :

Les six réacteurs encore en activité devront être fermés au plus tard, selon la loi de sortie du nucléaire d'août 2011[18], aux dates suivantes :

• 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[19].

Le gouvernement allemand a conclu le 5 mars 2021 un accord avec les quatre énergéticiens exploitant les centrales nucléaires qui devront fermer prématurément d'ici décembre 2022 : E.ON, RWE, Vattenfall et EnBW. Il leur versera un total de 2,428 milliards € d'indemnités, mettant fin à des années de litiges juridiques, dont le procès de Vattenfall devant la Cour internationale d'arbitrage de la Banque mondiale, dans le cadre duquel la société réclamait initialement 6 milliards d'euros de compensation. Le Tribunal constitutionnel fédéral avait fait obligation, en 2016 puis en novembre 2020, de compenser le préjudice financier subi par les sociétés exploitant les centrales nucléaires[20].

• (de) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en allemand intitulé « Liste deutscher Kraftwerke » (voir la liste des auteurs).

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.

Les éoliennes contribuent en 2019 à hauteur de 20,5 % à la production brute d'électricité allemande, le solaire photovoltaïque : 7,8 %, la biomasse : 7,3 %, l'hydraulique[n 16] : 3,3 %, les déchets ménagers : 0,9 % ; au total, les énergies renouvelables couvrent 39,9 % de la production électrique[g 1].

Le graphique de production éolienne et solaire de la période du 22 au 31 janvier 2020 permet de constater la faiblesse de la production solaire en hiver et l'extrême variabilité de la production éolienne : 2,18 GW le 23 janvier à 1 h contre 43,23 GW le 31 à 1 h[21]. Le contraste est saisissant avec la semaine du 6 au 12 avril 2020 où la production solaire dépasse largement celle de l'éolien en milieu de journée, avec par exemple 30,5 GW le 11 avril à 13 h ; la volatilité de l'éolien est là encore extrême : de 30 GW le 6 avril à 0 h à 1,1 GW le 10 avril à 10 h 30[22].

• (de) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en allemand intitulé « Liste von Wasserkraftwerken in Deutschland » (voir la liste des auteurs).

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 10^e 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 9^e rang européen avec 4,5 % du total européen, dont 60,5 % de centrales de pompage-turbinage : 6 806 MW (11,8 % du total européen)[23].

Les centrales hydro-électriques avaient en 2017 une capacité de production totale (puissance installée) de 10,3 GW. Elles ont produit (hors production des centrales de pompage-turbinage), selon les précipitations plus ou moins abondantes, de 17,7 TWh en 2003 à 24,9 TWh en 2000 ; l'année 2019 se situe, avec 20,2 TWh, à 1,5 % au-dessous de la moyenne 2000-2019 : 20,5 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[23].

22 centrales allemandes ont une puissance supérieure ou égale à 100 MW ; la plus puissante est celle de Goldisthal[24] 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.

• Centrales de pompage-turbinage
• 
  Centrale de Goldisthal : bassin inférieur et bâtiment de la centrale.
• 
  Centrale de Markersbach : bassin inférieur.
• 
  Centrale de Rönkhausen.
• 
  Centrale de Koepchenwerk.

Les STEP allemandes totalisent une puissance de 6 352 MW[25] 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.

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[26].

En 2019, les installations de production d'électricité à partir de biomasse totalisaient une puissance de 8 919 MW et ont produit 44,63 TWh, soit 7,7 % de la production d'électricité du pays ; les installations brûlant la fraction renouvelable des déchets (2 129 MW) ont produit 5,78 TWh (1 %)[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".

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[27] 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 3^e dans le classement mondial des entreprises leader du secteur de l'énergie hors pétrole 2011 du magazine Fortune[28], avec 125 064 millions de $ de chiffre d'affaires ; GDF-Suez est 5^e (111 888 M$) et EDF 7^e (86 309 M$) ; 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[29] : 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 8^e au classement mondial des entreprises leader du secteur de l'énergie hors pétrole 2011 du magazine Fortune[28] 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 1^er 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[30]. 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[31], 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[32] :
  • 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[33]^,[34].

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[47].

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[48].

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[49].

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[50].

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 %[51].

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 1^er 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[52]. 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 1^er 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.

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[53].

En mai 2021, à la suite de l'injonction de la Cour constitutionnelle de réviser le plan climat adopté fin 2019 afin d'accélérer le rythme de la transition énergétique « pour ne pas grever les libertés des générations futures », le gouvernement allemand décide de rehausser de 55 % à 65 % son objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre d'ici à 2030 par rapport à 1990 et de fixer cette réduction à 88 % pour 2040 afin de parvenir en 2045 à la « neutralité » climatique[54].

En juillet 2021, les industriels allemands estiment que, pour réduire de 65 % d'ici à 2030 les émissions de CO₂, il faudrait doubler le rythme de construction annuel du parc éolien et solaire et multiplier par deux, à 60 GW, les capacités de production des centrales à gaz afin de pallier les périodes de manque d'ensoleillement ou de vent. L'extension du réseau de transport d'électricité nécessaire pour connecter les nouvelles sources d'énergie renouvelable aux industries devra, en outre, être avancée de cinq ans. Selon eux, « le cadre réglementaire de cette transition est trop incertain pour stimuler ces investissements »[55].

Le relèvement des objectifs de réduction de CO₂ de 55 à 65 % en 2030 oblige le gouvernement à réviser à la hausse l'évaluation de ses besoins en électricité. Sur la base d'une première estimation de l'institut Prognos AG, le ministre de l'Économie et de l'Énergie Peter Altmaier annonce le 14 juillet 2021 que ces besoins atteindraient entre 645 et 665 TWh en 2030, soit une hausse de 15 % par rapport aux précédentes estimations publiées en mars 2020. Les principaux facteurs de cette hausse de la consommation d'électricité sont les besoins des électrolyseurs pour la production d'hydrogène (19 TWh), ceux des véhicules électriques (14 millions en 2030) et le développement des pompes à chaleur (6 millions d'unités). Par conséquent, l'Allemagne va devoir renforcer considérablement le développement de son parc solaire et surtout éolien, qui se heurte à l'opposition des riverains, ainsi que le développement des trois grandes autoroutes de transport d'électricité qui a pris énormément de retard et auxquelles devront s'ajouter « d'ici 2030 au moins une ou deux de plus »[56].

L’Agence de l’énergie allemande (DENA) a réalisé en 2018 une étude de décarbonation de l’Allemagne à l’horizon 2050, qui étudie cinq scénarios : scénario de référence (sans objectif national de décarbonation, mais avec un prix du CO₂ qui passe de 8 à 60 €/t CO_2eq entre 2020 et 2050) et quatre scénarios qui croisent deux niveaux de décarbonation de l’Allemagne (-80 % à -95 % d’émissions en 2050 comparées à 1990, soit le haut et le bas de la fourchette que vise le gouvernement pour 2050) à deux niveaux alternatifs d’électrification du pays (« EL » pour une électrification poussée et « TM » pour « Technologie mix », plus diversifié). Le scénario de référence ne réduit les émissions que de 62 % en 2050, alors que les scénarios EL et TM parviennent à atteindre les objectifs climatiques. Les deux scénarios EL prévoient en 2050 un doublement de la consommation d’électricité par électrification des usages d’énergie dans tous les secteurs, sans recours significatif aux gaz et carburants de synthèse (Power-to-Gas/P2G et Power-to-Liquid/P2L). Les deux scénarios TM de moindre électrification prévoient une augmentation de 50 % de la consommation d’électricité, et recourent fortement aux P2G et P2L, issus d’hydrogène, produit par électrolyse à partir d’électricité décarbonée, et de capture directe de CO₂ dans l’air. Le recours au gaz naturel est aussi notable dans les scénarios de moindre décarbonation (- 80 %). L'étude exclut tout recours au nucléaire et n'admet le fossile avec capture et séquestration de carbone que pour des usages industriels difficilement décarbonables, où il réduit les émissions résiduelles allemandes en 2050 d’un quart. Les potentiels allemands d’éolien terrestre et de biomasse sont épuisés ou presque dans tous les scénarios ; celui de l’éolien en mer est également épuisé dans le scénario d’électrification élevée et de décarbonation à 95 % ; dans les scénarios de décarbonation à 95 %, l’Allemagne importe de 21 % (EL) à 37 % (TM) de sa demande d’énergie primaire sous forme de P2X dont 50 % (EL) à 73 % (TM) de pays non européens. L’étude conclut qu’un mix énergétique avec des carburants synthétiques est moins cher de 600 milliards d’euros que l’électrification poussée des usages[57].

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[58]. Un site internet dédié[59] présente ce projet de 2014 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[60] :

• 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[61] 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 remarque la faiblesse surprenante du taux de pertes réseau (1,45 %), et le faible rendement du système de méthanation : 18,5 TWh produits par les centrales à méthane à partir du méthane produit par le système power-to-gas qui consomme 50,9 TWh, soit un rendement de 36 %.

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).

Les principales critiques de ce scénario sont :

• il repose sur des techniques encore au stade de pilote de démonstrateur (méthanation, stockage à air comprimé, etc) ;
• certaines hypothèses paraissent très optimistes : par exemple, le facteur de charge des éoliennes terrestres passerait d'environ 20 % à 30 % (taux moyen annuel d'utilisation de la puissance installée)
• surtout, il ne démontre que la faisabilité technique de ce système, sans développer les aspects économiques et sociaux.

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

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 (123,84 TWh contre 230,53 TWh en Allemagne en 2018) n'est que de 28 %[74].

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.

Selon l'Agence internationale de l'énergie, la consommation totale (y compris les consommations propres du secteur électrique), soit 567,8 TWh en 2018, est supérieure de 18,2 % à celle de la France : 480,4 TWh ; mais la population allemande est plus nombreuse de 23 % (82,9 millions contre 67,3 millions en 2018), si bien que la consommation par tête de la France (7 141 kWh) dépasse de 4,3 % celle de l'Allemagne (6 848 kWh)[s 1].

Les prix spots constatés sur le marché journalier de l'électricité sont en baisse dans toute l’Europe en 2019. En Allemagne, ils sont tombés à 37,67 euros/MWh contre 44,47 euros/MWh en 2018. Cette baisse s'explique pour l'essentiel par le recul important des cours des combustibles (charbon et surtout gaz). Ces prix connaissent des variations de grande ampleur : ils ont atteint une moyenne de 63,54 euros/MWh pendant la semaine du 21 janvier et sont tombés à 24,03 euros/MWh pendant la semaine du 3 juin. Les prix négatifs, qui peuvent notamment survenir lors des creux de consommation en raison de capacités de production difficilement modulables, en particulier lorsque les productions éolienne et solaire couvrent une part importante de la consommation, sont de plus en plus fréquents en Allemagne : le nombre de périodes horaires avec des prix négatifs est passé de 134 en 2018 à 211 en 2019[75].

On observe que les prix spots sont fortement influencés par l'abondance de la production des énergies intermittentes : plus la production éolienne et solaire est importante, plus le prix spot est bas ; sur le premier trimestre 2020, la moyenne des prix spots varie de 42,4 €/MWh pour une production intermittente proche de zéro à 4 €/MWh pour une production intermittente de 60 GW[76].

En 2019, selon l'Agence internationale de l'énergie, le prix moyen de l'électricité pour les ménages atteignait en Allemagne 333,9 $/MWh, supérieur de 68 % à celui de la France (199,1 $/MWh), de 52 % à celui du Royaume-Uni 219,1 $/MWh et de 156 % à celui des États-Unis 130,4 $/MWh. Le prix moyen de l'électricité pour l'industrie est de 146 $/MWh en Allemagne, supérieur de 24 % à celui de la France (117,8 $/MWh)[s 2].

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 0,002 5 c€/kWh de l' EEG-Umlage[77].

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 baisse 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[78].

En 2019, le prix moyen TTC de l'électricité pour un ménage-type consommant entre 2 500 kWh/an et 5 000 kWh/an atteint 30,88 c€/kWh, supérieur de 44 % à la moyenne de l'Union européenne et de 75 % 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 15,57 c€/kWh, supérieur de 26 % à la moyenne de l'Union européenne et de 52 % au prix moyen en France[g 5].

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

Le graphique ci-contre, tiré de la base de données d'Eurostat[79], 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[80].

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[72].

• (en) Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2020, 27 août 2020, [PDF].

• (de)[xls]Ministère Fédéral de l'Économie et de l'Énergie (BMWE), « Gesamtausgabe der Energiedaten (Statistiques énergétiques du Ministère Fédéral de l'Économie et de l'Énergie) », BMWE, 22 juin 2020

• Autres références

• (de) Site du ministère de l'Économie et de la Technologie - Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi), département de l'énergie
• (de) Site de l'AGEB - groupe de travail Energiebilanzen (bilans énergétiques) - qui réunit sept syndicats d'entreprises énergétiques pour publier des statistiques sectorielles
• (de) Site de l'association BDEW (Bundesverband der Energie und Wasserwitschaft e.V. - Association fédérale des entreprises de l'énergie et de l'eau), fondée à l'automne 2007 et regroupant 1 800 entreprises

• Portail de l’électricité et de l’électronique
• Portail de l’Allemagne
• Portail de l’énergie