Texte mis à jour le 07.05.2023
Temps de lecture : 5 min (résumé exécutif)
Résumé exécutif
La Loi sur la promotion des énergies renouvelables (EEG – Erneuerbare-Energien-Gesetz) dans le secteur électrique, mise en place en 2000, et l´abandon du nucléaire acté en 2002 constituent des étapes importantes de la politique énergétique allemande.
La transition énergétique repose essentiellement sur le concept énergétique (Energiekonzept) publié en 2010, une feuille de route énergétique à l´horizon 2050. Ce concept définit les grandes orientations de la transition énergétique et fixe des objectifs quantitatifs pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre, le développement des énergies renouvelables et l´efficacité énergétique.
Initialement, le nucléaire devait encore bénéficier d´une prolongation de fonctionnement au titre de technologie de transition, avant que quelques mois plus tard, suite à l´accident de Fukushima, le gouvernement fasse marche arrière et accélère la sortie du nucléaire jusqu´à fin 2022. Cette décision est appelée « Energiewende », le tournant énergétique.
Le mot « Energiewende » a été adopté parce qu´il s´agit une décision radicale. Le mot « Die Wende » (le tournant) était déjà utilisé en 1989 pour désigner le processus de changement après la chute du mur à Berlin.
Alors que le concept énergétique de 2010 prévoyait encore une réduction de 80% à 95% des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2050 par rapport à 1990, la Loi Fédérale sur la Protection du Climat, entrée en vigueur en août 2021, prévoit une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 avec l´intention d´atteindre en 2045 la neutralité carbone.
L´atteinte de la neutralité carbone (zéro émissions nettes) repose sur 4 piliers :
- Sobriété énergétique : réduction de la consommation grâce à l´efficacité énergétique ;
- Augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation de l´énergie et notamment dans la consommation d´électricité, abandon du nucléaire et du charbon ;
- Electrification des autres secteurs de l´économie, ce que l´on appelle aussi « couplage sectoriel » et remplacement des combustibles fossiles par l´hydrogène et des combustibles « synthétiques » lorsque l´électricité ne peut pas être utilisée directement ;
- Compensation des émissions résiduelles par la mise en place de puits de carbone.
Le tableau résume les principaux objectifs à l´horizon de 2045.
Le développement des énergies renouvelables dans le secteur électrique est un aspect emblématique du tournant énergétique allemand. Le gouvernement vise une part des énergies renouvelables de 80% dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030. En tenant compte de l´électrification accrue dans le domaine de la mobilité (véhicules électriques, transport ferroviaire), l´habitat (pompes à chaleur), la production de batteries, le numérique et la génération d´hydrogène par électrolyse, la consommation brute est estimée à 750 TWh en 2030. Environ 600 TWh devraient donc provenir des énergies renouvelables. La priorité est donnée au développement des énergies intermittentes, éolien et photovoltaïque.
Près d´un tiers des émissions allemandes relèvent du secteur énergétique. La décision de sortie progressive de la production d´électricité à partir de la houille et du lignite au plus tard d´ici 2038 et dans l´idéal déjà en 2030, représente donc un élément central de la politique de réduction des émissions dans ce secteur.
L´utilisation accrue de l´électricité renouvelable dans les autres secteurs de l´économie est une solution prometteuse pour décarboner l´énergie. La transformation de l´électricité en un autre vecteur énergétique, comme l´hydrogène vert produit par électrolyse de l´eau, est utile là où il n´existe actuellement aucune alternative aux combustibles fossiles. C´est pour cela que le gouvernement veut accélérer le développement des réseaux d´hydrogène et vise au moins 10 GW d´électrolyseurs en 2030. Toutefois, le processus de production d´hydrogène « vert » étant électro-intensif et les pertes de transformation par électrolyse élevées, la capacité nationale de production d´énergies renouvelables ne suffira pas à couvrir la consommation d´hydrogène estimée à 90 – 130 TWh en 2030. L´Allemagne aura besoin d´importer une grande quantité selon la devise « Shipping the sunshine ».
Les objectifs à l´horizon de 2030 nécessiteront des investissements importants estimés à au moins 860 Md€, cumulés entre 2021 et 2030, par la société Boston Consulting. Cela correspond à des investissements annuels d´environ 100 Md€ en moyenne – soit environ 2,5% du PIB allemand.
Le cible de presque 100% d´énergies renouvelables pour la production d´électricité en 2035 implique, en une décennie, des paris technologiques lourds tels qu´une bascule vers l´hydrogène et la mise à disposition de moyens suffisants de stockage d´énergie.
Toutefois, en l´absence de dispositifs suffisants de stockage d´énergie, des moyens pilotables en support resteront indispensables pour suppléer l´intermittence de la production de l´éolien et du photovoltaïque. C´est pour cela que le gouvernement mise sur des centrales au gaz fossile durant la phase de transition en substitution des centrales nucléaires et à charbon. Il est prévu de remplacer le gaz fossile par l´hydrogène au-delà de 2030.
Mais la crise énergétique, née de la guerre en Ukraine, a changé la donne. L´interruption des livraisons de gaz russe, qui comptaient en 2021 pour plus de la moitié du gaz consommé en Allemagne, a nécessité une adaptation des infrastructures comme la mise en place de terminaux méthaniers provisoires et la réouverture de centrales au charbon. Compte tenu du fait que les alternatives au gaz russe sont plus coûteuses, la construction de nouvelles centrales à gaz n´est pas rentable actuellement. Le gouvernement doit rapidement présenter une stratégie pour encourager leur financement.
Dans les termes de l´Accord de Paris, la neutralité carbone visée en 2045 est entendue comme l´atteinte de l´équilibre entre les émissions de gaz à effet de serre et le puits de carbone (zéro émissions nettes). L´efficacité énergétique (réduction de la consommation d´énergie primaire de moitié par rapport à 2008) contribuera en grande partie à l´atteinte des objectifs climatiques.
Le gouvernement allemand a durci les objectifs climatiques pour une décarbonation complète du pays d´ici deux décennies or jusqu´à maintenant, au-delà des déclarations de principe, les stratégies efficaces ont souvent fait défaut. Bien que le gouvernement ait dernièrement mis en place d´importantes mesures d´accélération, la transition énergétique avance trop lentement. Le développement des énergies renouvelables est atone et l´évolution d´indicateurs décisifs tels que l´impact environnemental et l´abordabilité financière est préoccupante, malgré un bouclier de presque 300 milliards d´Euros.
Les raisons de la lenteur des progrès sont multiples. On peut citer entre autres les procédures d´autorisation et de construction trop longues et coûteuses et le manque de disponibilité des terrains pour le développement des éoliennes terrestres. De plus, des obstacles pertinents sont identifiables, qui pourraient freiner la mise en œuvre de la transition énergétique à l´avenir, tels que l´insuffisance alarmante de main-d´œuvre qualifiée dans tous les secteurs concernés ainsi que l´accès précaire aux matières premières critiques.
Le tournant énergétique est un projet mammouth – probablement le plus grand programme d´investissement de l´histoire de la République Fédérale d´Allemagne – et les défis sont amplifiés par la crise énergétique.
Les ambitions de l´Energiewende sont à l´épreuve des faits. Un échec risquerait de compromettre la place économique allemande et l´acceptation sociétale de la transition énergétique. L´Europe, et la France en particulier, devraient en suivre de près l´avancement et les résultats obtenus.
Sommaire
La politique allemande en matière de climat et d’énergie
Les grandes étapes de la transition énergétique
- Scénario du concept énergétique de 2010
- Abandon de la production d´électricité à partir du nucléaire
- Le pari de la neutralité carbone en 2045
- Loi sur la neutralité carbone de 2021
- Puits de carbone
- Système national de tarification du CO2
- Abandon de la production d´électricité à partir du charbon
- Sobriété énergétique : un plan pour réduire la consommation d´énergie
- Déploiement des énergies renouvelables
- Electrification des autres secteurs de l´économie (couplage sectoriel)
- Économie hydrogène
- Secteur du chaud et du froid
- Secteur des transports
- Réseaux d´énergie
- Réseaux électriques
- Développement d´une infrastructure d´hydrogène
- Rapport monitoring du régulateur sur la sécurité d´approvisionnement en électricité à l´horizon de 2030/31
- Etude du cabinet international de conseil McKinsey
- Conclusion
Coûts de la transition énergétique à l´horizon de 2030
- Plan de développement du réseau de transport d´électricité à l´horizon de 2045
Suivi de la transition énergétique
- Plateforme énergétique franco-allemande
- Rapport annuel de l´Union Economique Bavaroise
- Bilan
La politique allemande en matière de climat et d´énergie
La Loi sur les énergies renouvelables dans le secteur électrique, mise en place en 2000, et l´abandon du nucléaire acté en 2002 constituent des étapes importantes de la politique énergétique de l´Allemagne.
La transition énergétique repose essentiellement sur la feuille de route à l´horizon 2050, appelée concept énergétique « Energiekonzept », publiée en 2010 (BMWi et BMU 2010). Ce concept définit les grandes orientations de la transition énergétique et fixe des objectifs quantitatifs. Le nucléaire devait encore en 2010 bénéficier d´une prolongation de fonctionnement au titre de technologie de transition.
Quelques mois plus tard, le gouvernement a fait marche arrière et a même accéléré la sortie du nucléaire suite à l´accident de Fukushima. Cette décision est appelée « Energiewende », le tournant énergétique. Le mot « Energiewende » a été adopté parce qu´il s´agit une décision radicale. Le mot « Die Wende » (le tournant) était déjà utilisé en 1989 pour désigner le processus de changement après la chute du mur à Berlin.
Par la suite, le concept énergétique de 2010 a été amendé plusieurs fois pour s´inscrire dans le développement du marché intérieur et de la transition énergétique européenne (BMWi 4). L´atteinte des objectifs de l´accord de Paris sur le climat est la priorité absolue. C´est pour cela que l´objectif de neutralité carbone a été avancé à 2045.
L´atteinte de la neutralité carbone repose sur 4 piliers, cf. figure 1 :
- Diminuer la consommation énergétique grâce à l´efficacité énergétique ;
- Privilégier les énergies renouvelables dans la consommation d´énergie et notamment dans la consommation d´électricité, abandon du nucléaire et du charbon ;
- Electrification des autres secteurs de l´économie, ce que l´on appelle aussi « couplage sectoriel » et remplacement des combustibles fossiles par l´hydrogène et des combustibles « synthétiques » lorsque l´électricité ne peut pas être utilisée directement ;
- Déploiement des puits de carbone naturels et technologiques pour la compensation des émissions résiduelles.
Les grandes étapes de la transition énergétique
Ce chapitre décrit, en commençant par le concept énergétique de 2010, une sélection de lois et de réglementations importantes ayant défini par la suite les objectifs climatiques et énergétiques de l´Allemagne.
Scénario du concept énergétique de 2010/2011
Le concept énergétique de 2010 fixe pour la première fois des objectifs quantitatifs pour tous les secteurs et s´articule autour de deux objectifs clés : l´approvisionnement énergétique doit être assuré dans une mesure croissante par les énergies renouvelables et l´utilisation de l´énergie doit être plus efficace. Tout cela dans le but de réduire les émissions des gaz à effet de serre.
La figure 2 montre une sélection des objectifs quantitatifs (Prognos, EWI et GWS 2010).
Le concept énergétique se caractérise par une focalisation sur le secteur électrique, cf. figure 3. À l´époque, le gouvernement visait un recul de 25% de la consommation brute d´électricité entre 2008 et 2050 pensant que la demande supplémentaire d´électricité des autres secteurs serait plus que compensée par des mesures d´efficacité énergétique.
Sur les 460 TWh encore consommés en 2050, environ 20% seraient importés. La production nationale de 355 TWh serait assurée à 80% par les renouvelables et le solde par des centrales thermiques au gaz. Compte tenu de la réduction de la demande, une diminution de la pointe annuelle (actuellement 82 GW) à environ 50 à 55 GW était présumée.
La sortie accélérée du nucléaire décidée en 2011 semblait réalisable sous l´hypothèse d´une réduction de la consommation d´électricité d´au moins 10% à l´horizon de 2020. De plus, le gouvernement s´était assuré du gaz russe bon marché afin de promouvoir à terme un nouveau mix électrique, composé cette fois-ci des énergies renouvelables (notamment éolien, photovoltaïque) et de gaz.
Abandon de la production d´électricité à partir du nucléaire
C´est au début des années 2000 que la coalition des sociaux-démocrates (SPD) et des Verts s´est emparée du sujet du nucléaire qui divisait les Allemands. Parmi les points essentiels de l´amendement à la loi Atomique (Atomausstiegsgesetz) entré en vigueur en 2002 figurent l´interdiction de construction de nouvelles centrales nucléaires commerciales et la limitation de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires existantes à 32 ans. A chaque réacteur un quota de TWh restant à produire avant son arrêt définitif était attribué sans toutefois fixer une date butoir de fermeture.
Suivant l´amendement à la Loi Atomique de 2010, le nucléaire devait bénéficier d´une prolongation de fonctionnement au titre de technologie de transition. La durée d´exploitation des centrales nucléaires fut prolongée de 12 ans en moyenne par un quota de TWh supplémentaires attribué individuellement à chaque centrale. Comme la Loi de 2002, la Loi Atomique de 2010 ne fixait pas de dates butoirs de fermeture des centrales.
Quelques mois plus tard, le gouvernement a fait marche arrière et a même accéléré la sortie du nucléaire suite à l´accident de Fukushima au Japon. L´amendement à la Loi Atomique de 2011 précise le calendrier de sortie : huit sur les dix-sept centrales nucléaires sont arrêtées définitivement en 2011, l´arrêt des neuf centrales restantes s´échelonne jusqu´à fin 2022.
Contrairement aux avenants à la Loi Atomique de 2002 et 2010, l´amendement à la Loi Atomique de 2011 fixe pour chaque réacteur une date butoir de fonctionnement. Il était prévu d´arrêter fin 2022 les trois dernières centrales d´une puissance d´environ 4 GW.
Mais face à la crise énergétique, née de la guerre en Ukraine, les trois dernières centrales nucléaires en service ont été prolongées jusqu´au 15 avril 2023. La modification de la Loi Atomique est entrée en vigueur en décembre 2022.
La figure 4 montre les dates d´arrêt définitif des centrales suite à la modification de la Loi Atomique de 2022.
Pour plus d´information, cf. : historique de la sortie du nucléaire (Allemagne Energies 3).
Le pari de la neutralité carbone en 2045
Alors que le concept énergétique de 2010 prévoyait encore une réduction de 80% à 95% des émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990, la Loi Fédérale sur la Protection du Climat, entrée en vigueur en 2019, visait la neutralité carbone à l´horizon de 2050 (Allemagne Energies 2019b; Bundesregierung 2019a).
Loi sur la neutralité carbone de 2021
Critiqué par la Cour Constitutionnelle Fédérale, le gouvernement a dû durcir ses objectifs climatiques. Selon l´avenant à la Loi Fédérale sur la Protection du Climat, entré en vigueur en août 2021, le gouvernement veut atteindre la neutralité carbone en 2045, soit cinq ans plus tôt qu´initialement prévu (Bundesregierung 2021).
L´avenant fixe une réduction des émissions de gaz à effet de serre à 65% d´ici 2030 par rapport à 1990, puis à 88% d´ici 2040 avec l´intention d´atteindre la neutralité carbone en 2045. Dans les termes de l´Accord de Paris, la neutralité carbone est entendue comme l´atteinte de l´équilibre entre les émissions de gaz à effet de serre et les puits de carbone (zéro émissions nettes). Les émissions résiduelles seront compensées via des puits de gaz à effet de serre dont le potentiel est estimé à au moins 40 Mt CO2éq en 2045 (voir plus loin). Des émissions négatives doivent être atteintes pour la période post 2050.
La Loi fixe des objectifs en matière d´émissions annuelles de gaz à effet de serre pour chaque secteur entre 2020 et 2030 (cf. figure 5).
La part la plus importante des réductions supplémentaires d´ici 2030 sera supportée par l´énergie et l´industrie. Cela suit l´idée économique de réduire les émissions là où les coûts de réduction sont les plus bas et les effets les plus élevés.
Les trois dernières décennies, la réduction annuelle des émissions a été en moyenne de 16 Mt d´équivalents CO2 par an (UBA 2023), cf. figure 6.
Pour atteindre l´objectif intermédiaire de 2030, la réduction annuelle des émissions devrait plus que doubler.
Puits de carbone
Pour atteindre cette neutralité carbone il faut agir sur deux grands leviers : la réduction des émissions et l´augmentation des puits de carbone, ce qu’on appelle les émissions négatives pour compenser les émissions résiduelles. Les solutions sont fondées sur la nature (puits de carbone biologiques dans les sols et la biomasse, ou géochimiques) et sur les solutions technologiques (bioénergie avec captage, stockage et utilisation du CO2 ou BECCUS ; captage direct de l´atmosphère ou DAC).
Selon les hypothèses actuelles, pour atteindre les zéro émissions nettes d´ici 2045, il faut viser une réduction d´au moins 97% par rapport à 1990. Les émissions négatives des puits de carbone naturels devraient compenser par conséquent les 3% restants, soit environ 40 Mt CO2éq/an. La Loi sur la protection du climat (voir plus haut) stipule la contribution du secteur des terres et forêts (UTCATF) aux émission négatives suivant le tableau 1.
Système national de tarification du CO2
La réduction des émissions de gaz à effet de serre est encouragée par le système européen d´échange de quotas d´émission (SEQE-UE). Le gouvernement fédéral (Bundesregierung 2019b) a adopté en 2019 la Loi sur l´Échange de Quotas de Carburant (Brennstoffemissionshandelsgesetz – BEHG), un système national de tarification complémentaire au système européen pour les secteurs de la chaleur et des transports.
La taxe carbone a été intégrée initialement au prix final de l´essence, du gazole, du fioul ou du gaz naturel. Suite à la modification de la Loi en 2022, la taxe s´appliquera à partir du 1er janvier 2023 également pour les émissions de gaz à effet de serre provenant de la combustion du charbon, et à partir du 1er janvier 2024 pour les émissions issues de l´incinération des déchets.
La taxe était censée augmenter régulièrement pour donner un signal prix, incitant à réduire l´usage des énergies fossiles et à stimuler le développement des énergies renouvelables et des technologies respectueuses de l´environnement (électromobilité, pompes à chaleur). Le prix de départ en 2021 des droits d´émissions sous forme de certificats a été fixé à 25 Euros par tonne de CO2. Il était prévu qu´il atteigne progressivement 55 €/tCO2 en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 à 65 Euros par tonne de CO2. La note de synthèse de l´Office Franco-Allemand pour la Transition Énergétique (OFATE) donne un aperçu de la tarification du CO2 en France et en Allemagne, cf. (OFATE 2021).
Selon la modification de la Loi, adoptée en 2022 (BMWi 2022b), le prix de la tonne de CO2 augmentera plus lentement qu´initialement prévu, cf. figure 7.
Les recettes de la taxe carbone seront entièrement affectées au Fonds National pour l´Énergie et le Climat (Energie- und Klimafonds, EKF), créé pour le financement des mesures de protection du climat et aux mesures de soutien en faveur des contribuables. Il permet entre autres de refinancer la suppression complète du soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage) à partir du 1er juillet 2022 (Allemagne Energies 2) ainsi que le programme fédéral pour la rénovation énergétique du bâtiment.
Abandon de la production d´électricité à partir du charbon
Près d´un tiers des émissions allemandes relèvent du secteur énergétique. La Loi de sortie de la production d´électricité à partir du charbon au plus tard d´ici 2038, entrée en vigueur en 2020, représente donc un élément central de la politique de réduction des émissions dans ce secteur. Les exploitants seront indemnisés pour l´arrêt de leurs centrales (voir plus loin). Le gouvernement fédéral met à disposition des régions charbonnières concernées un soutien de 40 Mds€ pour la transformation structurelle. De plus il s´est engagé à créer au moins 5000 emplois supplémentaires dans les administrations fédérales situées dans ces régions.
La figure 8 montre les dispositions de la Loi de Sortie du Charbon. La puissance nette installée de centrales à houille et lignite s´élève à 40 GW en novembre 2021, dont 34 GW ont été activement sur le marché de l´électricité et 6 GW intégrés dans le mécanisme de réserve stratégique fonctionnant en marge du marché de l´électricité (BNetzA 3).
L´Allemagne visait l´abandon du charbon avec deux étapes intermédiaires :
– réduction à 30 GW de la puissance nette des centrales au réseau d´ici fin 2022 ;
– à 17 GW au 1er avril 2030 ;
– et à zéro GW au plus tard à la fin 2038.
La nouvelle coalition au pouvoir souhaite avancer la date de sortie définitive à 2030, « dans l´idéal ».
Pour les centrales à lignite, il existe un calendrier détaillé de fermeture annexé à la Loi. Les exploitants reçoivent une indemnité de 4,35 Mds€ pour celles mises hors service avant 2030.
Pour les centrales à houille et les centrales à lignite inférieures à 150 MW, la loi prévoyait de mettre en œuvre la réduction de capacité à l´aide d´enchères entre 2020 et 2023. La prime d´arrêt maximale octroyée par MW de puissance nette installée est dégressive pour inciter à la soumission précoce des offres.
Les centrales à houille restantes après le dernier appel d´offres feront l´objet d´une fermeture par ordonnance sans compensation à partir de 2027.
En revanche le règlement n´exclut pas que l´exploitant utilise à l´avenir l´installation ou des parties de l´installation pour produire de l´électricité et de la chaleur à partir d´autres sources d´énergie telles que la biomasse ou le gaz. Pour cette raison, la loi sur la sortie du charbon prévoit une prime de remplacement du charbon accordée à la cogénération de chaleur et d´électricité. La prime est différenciée selon l´âge de la centrale allant de 50 €/kW pour les centrales anciennes à 390 €/kW pour les centrales les plus récentes. La prime diminue à partir de 2023 pour inciter à une conversion plus rapide vers d´autres sources d´énergie.
Les quatre gestionnaires du réseau de transport (GRT) vérifieront si certaines installations retenues pour le déclassement nécessitent un classement « importance systémique ». Le cas échéant elles seront mises en réserve stratégique.
Pour plus d´information voir aussi (Allemagne Energies 2019a; 2020), le memo de l´Office Franco-Allemand pour la Transition Énergétique (OFATE) sur les lois allemandes relatives à l´arrêt définitif du charbon et au renforcement structurel, publié en septembre 2020 (OFATE 2020b), et l´étude de l´Institut Français des Relations Internationales (Ifri), publiée en avril 2021 (Matthes 2021).
Face à la menace d´une pénurie de gaz, née de la guerre en Ukraine, la prolongation ou la réactivation des centrales à houille, lignite et fioul en réserve a été décidée jusqu´à fin mars 2024 (Allemagne Energies 2022c). La Loi sur la mise à disposition de centrales électriques de remplacement (Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz) est entrée en vigueur en juillet 2022.
Le calendrier de sortie du charbon (réduction jusqu´à 10 GW d´ici janvier 2023, cf. figure 8) a été donc temporairement suspendu. Ces centrales sont maintenues au réseau ou en réserve jusqu´à fin mars 2024.
De plus, le cabinet des ministres a adopté en novembre 2022 (BMWi 2022c) un projet de loi visant à accélérer l´abandon du lignite dans le Bassin Rhénan. Cette loi, entrée en vigueur en décembre 2022, a été précédée d´un accord politique conclu en octobre 2022 entre le Ministère Fédéral de l’Économie et de la Protection du Climat, le Land de Rhénanie-du-Nord-Westphalie et l´exploitant RWE (BMWi 2022d).
Concrètement est prévu :
- Avancement de huit ans au 31 mars 2030 au lieu de fin 2038 pour la fermeture des centrales au lignite de Niederaußem K (944 MWe), Neurath F (1060 MWe) et Neurath G (1060 MWe). Selon le gouvernement allemand, la sécurité d´approvisionnement ne serait pas affectée par l´arrêt anticipé de ces 3 centrales, mais le dernier mot n´est pas encore dit. Le gouvernement décidera en 2026 au plus tard si ces centrales seront définitivement arrêtées le 31 mars 2030 ou mises en réserve jusqu´à fin 2033;
- De plus, afin d´économiser le gaz, les centrales au lignite Neurath D (607 MWe) et Neurath E (604 MWe) qui devaient initialement être fermées à la fin de 2022 sont prolongées jusqu’au 31 mars 2024 avec option pour une année de fonctionnement ou en réserve supplémentaire jusqu’ au 31 mars 2025.
En revanche, cette loi ne concerne pas la production électrique à partir du lignite de la région lignitifère de l ´Allemagne de l´Est où une sortie anticipée est contestée.
La capacité restante de 8 GW de centrales à houille et de 6 GW de centrales au lignite sera maintenue au réseau jusqu´ à 2038 au plus tard selon la Loi de Sortie du Charbon actuellement en vigueur. A moins que le gouvernement ne prenne d´autres décisions, car l´objectif de la coalition gouvernemental de sortir du charbon d´ici 2030 « dans l´idéal » est maintenu.
Sobriété énergétique : un plan pour réduire la consommation d´énergie
La sobriété énergétique grâce à une amélioration de l´efficacité énergétique et l´abandon des énergies fossiles constituent un axe prioritaire de la transition énergétique.
La Stratégie d´Efficacité Énergétique 2050 (Energieeffizienzstrategie 2050), publiée en décembre 2019 (UBA 2022), prévoit une feuille de route à long terme visant à réduire de 50% la consommation d´énergie primaire d´ici 2050 par rapport à 2008. Le Plan d´Action National pour l´Efficacité Énergétique 2.0 (Nationaler Aktionsplan Energieeffizienz – NAPE 2.0) constitue l´outil de gestion. Il définit les mesures pour la période de 2021 à 2030 dans le secteur résidentiel, industriel et tertiaire.
Le spectre des mesures est large (OFATE 2020a) : isolation thermique du bâtiment, augmentation du rendement des installations de chauffage et des procédés industriels, diminution de la consommation spécifique des appareils électriques et des véhicules. L´accent est mis notamment sur le secteur du bâtiment via de nombreux programmes de soutien à la rénovation énergétique et le remplacement des installations de chauffage.
La « Feuille de route pour l´efficacité énergétique 2045 » publiée mi 2021 (BMWi 2021) a pour mission d´accélérer les progrès en matière d´efficacité énergétique en vue de l´objectif de la neutralité carbone d´ici 2045. Le gouvernement allemand souhaite avancer de 2050 à 2045 la réduction de la consommation d´énergie primaire de 50% par rapport à 2008.
La figure 9, extraite de l´étude de Boston Consulting Group (BCG) pour le compte de la Fédération de l´Industrie Allemande (BCG 2021), montre l´évolution présumée de la consommation de l´énergie primaire en 2030 et 2045.
Déploiement des énergies renouvelables
L´Allemagne vise actuellement une part de 30% d´énergies renouvelables dans la consommation finale brute à l´horizon de 2030. Cet objectif est susceptible d´être révisé, car la Commission européenne ambitionne de porter l´objectif à 45 % d´ici 2030 (Allemagne Energies 1). Le tableau 2 montre les objectifs pour les différents secteurs.
L´utilisation des énergies renouvelables se réalise principalement dans le secteur électrique. Dans les secteurs de la chaleur et des transports, les énergies renouvelables n´ont joué jusqu´à présent qu´un rôle secondaire. La biomasse fournit plus de la moitié de l´énergie d´origine renouvelable, en raison de ses multiples utilisations dans tous les secteurs (sous forme de combustibles solides pour le chauffage, de biocarburants pour les transports ou de biogaz pour la production d´électricité). Les éoliennes arrivent en deuxième position.
Le tableau 3 montre l´accroissement du parc de production prévu à l´horizon de 2045 selon la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2023) et la loi pour le développement et la promotion de l´énergie éolienne en mer (WindSeeG 2023).
Le gouvernement vise une part des énergies renouvelables de 80% dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 (BMWi 2022a ; OFATE 2022). Leur part est censée atteindre presque 100% dès 2035.
L´objectif initial du concept énergétique de 2010 d´une réduction de la consommation électrique a été abandonné. En tenant compte de l´électrification accrue dans le domaine de la mobilité (véhicules électriques, transport ferroviaire), l´habitat (pompes à chaleur), la production de batteries, le numérique et la génération d´hydrogène par électrolyse, la consommation brute est estimée à 750 TWh en 2030. Environ 600 TWh devraient donc provenir des énergies renouvelables. La priorité est donnée au développement des énergies intermittentes, éolien et photovoltaïque.
Selon les projections de l´Agence Fédérale des Réseaux, la consommation électrique dépasserait les 1000 TWh à l´horizon de 2045 avec une pointe de consommation supérieure à 100 GW (voir plus loin).
Pour plus d´informations sur l´état des lieux et l´avancement du développement des énergies renouvelables, voir les textes « énergies renouvelables : de nombreux défis » (Allemagne Energies 2) et « bilans annuels de l´énergie en Allemagne » (Allemagne Energies 2023b).
Electrification des autres secteurs de l´économie (couplage sectoriel)
Pour relever le défi de la neutralité carbone il faut remplacer le plus possible les énergies fossiles par l´électricité, ce que l´on appelle aussi le « couplage sectoriel ». En revanche, pour que le bilan carbone soit positif, l´électricité doit être produite impérativement par une source d´énergie décarbonée. En complément à l´électrification de l´économie, la transformation de l´électricité en un autre vecteur énergétique, comme l´hydrogène vert ou le combustible synthétique est une solution. Produit sur une base décarbonée, l´hydrogène peut contribuer au développement de solutions de stockage d’énergie et à l’utilisation de l´énergie stockée pour plusieurs usages, comme pour l´industrie, le chauffage ou les transports.
Le principe « power to X » (conversion de l´électricité en X, où X signifie gaz, produits chimiques ou chaleur) pour la production d´hydrogène à partir d´énergies décarbonées existe déjà, mais la plupart d´entre elles sont encore au stade expérimental.
Économie hydrogène
L´hydrogène propre, c´est-à-dire l´hydrogène produit par électrolyse à partir d´énergies renouvelables, est considéré comme un élément central du système énergétique décarboné envisagé par la Commission européenne.
La majeure partie de l´hydrogène dit « gris » est actuellement produite à partir de sources fossiles (gaz naturel, charbon, pétrole) en Allemagne. L´hydrogène « vert » est pour l´instant quasiment absent du marché allemand. Toutefois de nombreux projets expérimentaux ont été lancés.
Le gouvernement allemand compte faire de l´hydrogène un pilier du système énergétique neutre d´ici 2045. C´est pour cela qu´il a adopté en 2020 le Plan de Déploiement National de l´Hydrogène doté de 9 milliards d´Euros (BMBF 2022 ; BMWi 3).
L´hydrogène en tant que « vecteur énergétique » devrait être utilisé dans un premier temps là où il n´existe actuellement aucune alternative aux combustibles fossiles : le trafic de poids lourds, l´industrie (notamment sidérurgie, chimie et ciment) ainsi que l´aviation.
Le gouvernement sortant avait fixé un objectif de 5 GW d´électrolyseurs installés en 2030, cela correspond à une production d´hydrogène « vert » d´environ 14 TWh. La nouvelle coalition gouvernementale au pouvoir depuis décembre 2021 veut accélérer le développement d´hydrogène et vise au moins 10 GW d´électrolyseurs en 2030 (Allemagne Energies 2021a). Ainsi, jusqu´à 28 TWh d´hydrogène vert pourraient être produits en 2030 (BDEW 2023). La majeure partie de l´électricité requise sera produite dans des parcs éoliens en mer.
Toutefois, le processus de production d´hydrogène étant électro-intensif et les pertes de transformation par électrolyse élevées, la capacité nationale de production d´énergies renouvelables ne suffira pas à couvrir la consommation d´hydrogène estimée à 90 – 130 TWh pour tous les secteurs d´ici 2030.
À l´horizon de 2045, le gouvernement prévoit une demande totale d´hydrogène d´au moins 360 TWh par an, ainsi que 100 à 200 TWh supplémentaires pour la production des carburants synthétiques à partir d´hydrogène (Deutscher Bundestag 2023).
Pour combler l´écart entre les besoins et les quantités nationales produites, les importations d´hydrogène seront aussi indispensables que les importations de gaz aujourd’hui. C´est pour cela, et aussi pour profiter des avantages en matière de coûts, que le gouvernement allemand part de l´hypothèse qu´une grande quantité d´hydrogène (jusqu´à la moitié de la demande totale) sera importée à l´horizon de 2030 selon la devise « Shipping the sunshine ». Il vise sur le développement renforcé de partenariats internationaux, par exemple avec l´Australie et des pays d´Afrique australe et occidentale pour participer à des installations dans ces régions (BMBF 2022).
Selon l´Association Fédérale de l´Économie Énergétique et des Eaux (BDEW 2023), la montée en puissance d’une économie de l’hydrogène, qui n’en est qu’à ses débuts, est loin d’être acquise, malgré quelques projets pilotes. L’infrastructure d’approvisionnement est toujours en cours de planification, les électrolyseurs sont encore chers, leur rendement global est médiocre et leur durée de vie n’est pas encore économiquement viable.
La question de savoir à quel prix l´hydrogène « vert » sera négocié à l´avenir est d´une importance fondamentale pour évaluer son rôle dans le futur mix énergétique. Il n’y pas encore de prix de marché pour cet hydrogène « vert », et BDEW estime qu´il serait actuellement au moins deux fois plus cher que l´hydrogène « gris » (BDEW 2023), et qu’il faudra lui ajouter les coûts de transport à grande distance, inconnus actuellement.
Le modèle économique de la production de l´hydrogène à partir d´électricité « verte » reste à valider.
Secteur du chaud et du froid
Les besoins de chaleur et de froid représentent 58% de la consommation d´énergie finale en 2020. Répondre à ces besoins grâce aux énergies renouvelables constitue un enjeu essentiel pour la réussite de la transition énergétique. En 2021, la part des énergies renouvelables dans le secteur de la chaleur était de 16,2 %, dont environ 86 % étaient fournis par la biomasse (Allemagne Energies 2).
Le gouvernement vise l´objectif de 50% de la chaleur produite de manière climatiquement neutre d´ici 2030 (Allemagne Energies 2021a).
Pour atteindre cet objectif, il faut entre autres que les conditions-cadres soient réunies pour les champs de développement suivants :
- Augmentation du taux de rénovation énergétique des bâtiments
- Développement des réseaux de chaleur et décarbonisation du chauffage urbain
- Utilisation efficace de la biomasse
- Accroissement du parc de pompes à chaleur (PAC)
L´écart actuel pour atteindre l´objectif en 2030 est de plus de 33 points ce qui correspond à environ 400 TWh, qui doivent être couverts par une augmentation de la part des énergies renouvelables et/ou de réduction de la consommation énergétique.
Pour réussir la transition dans le secteur du chaud et du froid, il est essentiel de progresser dans la rénovation énergétique des bâtiments existants (au moins 2% par an) et de moderniser les installations de chauffage. L´objectif est d´augmenter le nombre de pompes à chaleur à au moins 6 millions d´ici 2030. C´est pour cela qu´il est prévu de mettre en service au moins un demi-million de pompes à chaleur chaque année à partir de 2024.
La disponibilité et surtout les capacités en personnel des artisans spécialisés jouent un rôle décisif dans la réalisation des objectifs.
Secteur des transports
Le secteur des transports est la troisième source d’émissions de gaz à effet de serre, avec une part d´environ 20 % des émissions totales. De loin la plus grande partie des émissions est imputable au trafic routier (97%).
C´est pourquoi l´augmentation de la part des véhicules équipés d´une « motorisation alternative » est le principal levier pour atteindre les objectifs climatiques. L´objectif de 15 millions de véhicules 100% électriques à l´horizon de 2030 constitue le jalon central du gouvernement pour atteindre les objectifs climatiques dans le secteur des transports.
Alors qu´entre 2019 et 2022, le parc automobile a augmenté en moyenne d´environ 230 000 véhicules 100% électriques par an, une augmentation de plus de 7 fois supérieure, soit 1,75 millions de véhicules 100% électriques par an en moyenne, serait nécessaire pour atteindre les objectifs fixés entre 2023 et 2030 (BDEW 2023).
Réseaux d´énergie
Les réseaux de transport et de distribution acheminent l´électricité depuis les installations de production jusqu´aux sites de consommation. L´émergence de nouveaux usages de l´électricité et notamment le fort développement des énergies de sources renouvelables rendent nécessaire l´adaptation et la modernisation des réseaux.
De plus, le couplage des secteurs énergétiques (électricité, chaleur, transports) nécessite la conversion des infrastructures gazières actuelles et le développement des réseaux H2.
Réseaux électriques
Un approvisionnement électrique basé sur des sources d’énergies renouvelables recèle de nouveaux défis pour les réseaux de transport et de distribution.
Réseaux de transport
Dorénavant, une grande partie de l´électricité sera injectée de manière décentralisée dans les réseaux électriques et transportée en partie sur de longues distances. On observe en effet l´accroissement d´un déséquilibre dans la production d´électricité en Allemagne. Tandis que la production dans le nord et l´est du pays équivaut pratiquement au double de la demande, il y a un déficit dans le sud et l´ouest où entre un quart et la moitié de la consommation annuelle d´électricité doit être assurée par des importations depuis d’autres régions, cf. (Allemagne Energies 2021c).
L´électricité éolienne produite dans le nord doit être amenée à des centres de consommation dans le sud et dans l’ouest de l´Allemagne, cf. figure 10. Par conséquent, le développement des réseaux de transport suprarégionaux et des réseaux de distribution locaux est une tâche essentielle.
Après une première évaluation en 2009, les besoins en matière de développement du réseau transport sont depuis 2013 régulièrement réévalués tous les 2 ans dans le cadre de la Loi sur le besoin de développement du réseau de transport (Bundesbedarfsplan). Les quatre gestionnaires de réseau de transport sont chargés de soumettre à l´accord du régulateur les besoins pour le renforcement et l´extension du réseau de transport sous la forme d´un plan de développement du réseau (Netzentwicklungsplan). L´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu (longueur totale environ 3.000 km). La figure 10 montre un schéma de principe.
Le plan de développement des réseaux 2021 à 2035 a reçu l´accord de l´Agence Fédérale des Réseaux en janvier 2022 (BNetzA 2022a). Les besoins en réseaux (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes) sont évalués à 14.054 km à l´horizon de 2035 dont 2.459 km étaient réalisés en 2022 (BNetzA 1). Cela signifie que depuis l´entrée en vigueur de la loi sur le développement du réseau de transport en 2013, moins d´un cinquième des mesures (en fonction de la longueur des lignes) ont été réalisées, soit environ 280 km/an. Pour atteindre l´objectif de 2035 il faudrait tripler l´effort, soit un ajout d´au moins 900 km par an.
Mais moderniser le réseau électrique prend du temps. Outre les contraintes administratives, l´installation de nouvelles lignes à haute tension se heurte aux refus des riverains et aux associations de protection de la nature. Des optimisations de la planification et de l´attribution d´autorisations pourraient y remédier et accélérer le déploiement du réseau de transport dans la dizaine d´années restantes.
A cela se rajoute le développement du réseau offshore pour la connexion des éoliennes en mer. Pour une puissance installée de 30 GW, prévue en 2030, les GRT ont estimé les besoins en réseaux offshore à 6.600 km (GRT 2021).
Réseaux de distribution
Non seulement le réseau de transport, mais aussi les réseaux de distribution doivent être adaptés à la transition énergétique. Ceux-ci servaient naguère principalement à « distribuer » l´électricité aux consommateurs finaux. Leur rôle a changé du fait du développement des énergies renouvelables, cf. (Allemagne Energies 2021c).
La mise en place de millions de petites unités de production décentralisées, notamment à base d´énergies renouvelables intermittentes, injectant majoritairement dans le réseau de distribution, entraîne un changement radical dans le fonctionnement du système électrique. Cela signifie que les lignes doivent à présent transporter l´électricité dans les deux sens. Elles doivent équilibrer l´injection irrégulière d´électricité issue de l´éolien et du photovoltaïque ainsi que les fluctuations de la consommation d´électricité en forte hausse en raison de la croissance rapide des nouveaux consommateurs.
Suite à l´électrification accrue des usages dans le domaine de la mobilité, les réseaux de distribution doivent non seulement être élargis et modernisés, mais encore ils devront dorénavant devenir « plus intelligents ».
L´étude sur le réseau de distribution de l´Agence allemande de l´énergie (dena 2012) donne une orientation pour déterminer les besoins d´extension nécessaires à l´horizon de 2030. Cette étude se base essentiellement sur le plan de développement du réseau de transport.
Selon l´étude, environ 10.700 km doivent être développés chaque année dans les réseaux de distribution. Entre 2013 et 2021, les gestionnaires de réseau de distribution ont ajouté 14.900 km/an en moyenne, ce qui permet d´atteindre les objectifs définis dans l´étude de l´Agence allemande de l´énergie (BDEW 2023).
Mais les gestionnaires de réseau de distribution connaissent également des retards dans l´extension du réseau, notamment en raison de l´opposition des riverains et de la lenteur de traitement des demandes d´autorisation.
Intervention pour la stabilisation du réseau
La lente modernisation du réseau de transport génère des effets collatéraux. Les gestionnaires de réseau de transport sont obligés de recourir régulièrement à un management accru du réseau. Depuis 2017 les coûts relatifs à la stabilisation du réseau dépassent régulièrement le milliard d´Euros par an avec une tendance à la hausse (Allemagne Energie 2023b). Outre les coûts pour une capacité conventionnelle de réserve, le redispatching et countertrading, c´est l´indemnisation des producteurs des énergies renouvelables qui pèse dans la balance. Ce courant « vert » est prioritaire sur le réseau. Toutefois, si le réseau n´est pas en capacité d´accueillir cette production d’électricité – parce qu´il sature – la loi allemande prévoit d´indemniser financièrement les producteurs de renouvelables. Ces coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau.
Un autre problème concerne l´emplacement géographique des moyens pilotables. La fermeture mi-avril 2023 des deux dernières centrales nucléaires situées en Allemagne du sud augmente le risque d´un déséquilibre du réseau. Le retard de mise en service des tracés nord – sud en courant continu et le manque de moyens pilotables dans le sud du pays, nécessaires pour le redispatching ou le countertrading, conduisent à l´accroissement des flux d´électricité sur le réseau et mettent sa stabilisation en danger en situation dégradée. Pour débloquer la situation en attendant la mise en service de nouvelles lignes du réseau de transport, l´Agence Fédérale des Réseaux a décidé la construction de turbines à combustion (4 sites dans le sud du pays d´une puissance totale de 1200 MW). Leur mise en service est prévue en 2023 (Allemagne Energies 3).
Développement d´une infrastructure d´hydrogène
Une économie de l´hydrogène avec une production nationale importante, un taux d´importation élevé et un approvisionnement fiable pour l´industrie et les autres secteurs nécessitent le développement d´une infrastructure de transport et de stockage.
La faisabilité de principe est donnée. L´infrastructure de pipelines à hydrogène, existante mais très limitée géographiquement, de l´industrie chimique en Allemagne prouve depuis des décennies qu´un tel système permet une exploitation en toute sécurité (BDEW 2023).
Pour le futur réseau d´hydrogène il est prévu d’utiliser une grande partie du réseau gazier existant. Toutefois, la reconversion de pipelines de gaz naturel existants nécessite des mesures techniques d´adaptation.
Sur le papier, des plans existent déjà pour le développement d´un réseau d´hydrogène. Dans le cadre du plan de développement du réseau gazier 2020-2030, l´association des gestionnaires de réseau de transport de gaz (FNB Gas) a modélisé pour la première fois en 2021 un réseau d´hydrogène national (dena 2022) :
Option 1 : « Réseau de démarrage hydrogène » dans la variante dite « gaz vert », c´est-à-dire adapté pour l´hydrogène, le méthane synthétique et le biogaz : cette variante consisterait en environ 1.200 km d´ici 2030 dont 100 km de nouveaux pipelines à hydrogène et 1.100 km de pipelines issus de la reconversion de pipelines de gaz naturel existants.
Option 2 : « Réseau d´hydrogène visionnaire » : cette variante aurait une longueur totale allant jusqu´à 5.900 km, cf. figure 11. Comme le « réseau de démarrage hydrogène », ce réseau serait composé d´environ 10% de nouveaux pipelines à hydrogène et d´environ 90% de pipelines existants issus de la reconversion de pipelines de gaz naturel.
Compte tenu des objectifs climatiques ambitieux, il est désormais admis que la mise en place d´une infrastructure hydrogène doit être beaucoup plus rapide qu´initialement prévu et dépasser largement la longueur décrite dans l´option 1.
L´association des gestionnaires de réseau de transport de gaz travaille actuellement dans le cadre du plan de développement du réseau gazier 2022-2032 sur un réseau national d´hydrogène d´une longueur entre 7.600 et 8.500 km à l´horizon de 2032 (FNB Gas).
Outre le réseau national, plusieurs connexions internationales sont prévues :
- Par suite d’un accord trouvé en 2022 avec la France, l´Allemagne sera connectée au pipeline européen d´hydrogène baptisé « H2Med ». Ce projet censé être opérationnel en 2030 vise à développer l´emploi de l´hydrogène sur le continent. Le pipeline acheminera via le Portugal, l’Espagne et la France chaque année quelque deux millions de tonnes d´hydrogène, soit 10% des besoins estimés en hydrogène de l´UE (RWE 2023) ;
- Des accords pour la construction de pipelines d’hydrogène entre la Norvège et l´Allemagne (Regjeringen Norway 2023) et entre le Danemark et l’Allemagne (BMWi 2023b) ont été signés en 2023.
Sécurité d´approvisionnement
L´Allemagne fait actuellement partie du groupe de tête en matière de sécurité d´approvisionnement (BNetzA 2022b). La raison en est très simple. L´Allemagne a conservé un grand parc de production conventionnelle. Ce parc est capable à lui seul d´assurer la totalité de la demande en toutes circonstances, notamment lorsque les renouvelables ne sont pas disponibles. De ce fait le déploiement massif des énergies renouvelables intermittentes n´a jusqu’à présent pas eu d´influence négative sur le système électrique.
L´Allemagne disposait fin 2022 d´un parc de production d´environ 237 GW nets activement sur le marché électrique (BNetzA 3 ; Allemagne Energies 2) dont environ 40% sont des centrales conventionnelles y compris les systèmes de stockage (STEP, réservoirs d´eau).
La pointe annuelle de consommation qui se produit généralement en hiver, le soir après le coucher du soleil, se situe les dernières années entre 80 et 83 GW selon les gestionnaires des réseaux de transport (GRT 2020). Les taux de disponibilité des différentes filières, déterminés par les GRT, sont présentés dans le tableau 4.
Cela permet de déterminer la puissance nette réellement disponible lors de la pointe de consommation (cf. figure 12) qui s´élève à environ 87,5 GW pour les filières activement sur le marché électrique.
Cependant, la capacité disponible permettant de pallier les pointes de consommation diminuera de manière importante à l´avenir. L´Agence Fédérale des Réseaux (BNetzA 3) table actuellement à l´horizon de 2025 sur l´ajout d´environ 3,3 GW, dont environ 3 GW de centrales à gaz, et la mise hors service d´environ 15,3 GW, cf. tableau 5.
L´Allemagne perdrait donc une capacité nette d´environ 12 GW d´ici 2025 (nucléaire, houille, lignite) si ce scénario restait d´actualité. L´abandon du charbon à l´horizon de 2030, comme souhaité par la coalition gouvernementale, entraînerait une diminution spectaculaire des moyens pilotables pouvant atteindre 40 GW au total par rapport à 2022.
En outre, il faut s’attendre à ce que la pointe annuelle de consommation augmente significativement à l´horizon de 2030 suite à l´émergence de nouveaux usages (véhicules électriques, pompes à chaleur, production d´hydrogène par électrolyse, électrification dans l’industrie).
Rapport monitoring du régulateur sur la sécurité d´approvisionnement en électricité à l´horizon de 2030/31
Le régulateur (Agence Fédérale des Réseaux) a publié en février 2023 un rapport monitoring sur la sécurité d´approvisionnement en électricité à l´horizon de 2030/31 (BMWi 2023a).
Ce rapport évalue le risque sur l´équilibre offre-demande qui découle d´une sortie du charbon jusqu´en 2030, d´une augmentation significative de la consommation d´électricité à 750 TWh (2021 : 565 TWh) sous l´effet des nouveaux usages de l´électricité et une part des énergies renouvelables de 80%, principalement intermittentes, dans la consommation brute d´électricité.
Le régulateur arrive au résultat que le critère de sécurité d’approvisionnement serait respecté dans la période de 2025 à 2031 avec des marges confortables, à condition qu´une série de mesures soit réalisée du côté de la capacité de production et du réseau.
Les points suivants ont été mis en évidence dans le rapport :
- Développement des énergies renouvelables : le rapport part du principe que l´augmentation à 360 GW (voir tableau 3) des énergies renouvelables (éolien terrestre, éolien offshore et photovoltaïque) d´ici 2030 soit atteinte ;
- Parc de moyens pilotable : la capacité nécessaire de moyens pilotables est estimée à environ 75 – 81 GW en 2030. Le parc serait composé des filières de production à base de gaz (cycle combiné et turbines à combustion), de fioul/divers ainsi que des bioénergies et de l´hydraulique y compris des STEP (Stations de transfert d´énergie par pompage). Cela requiert la construction d´une capacité de centrales à gaz supplémentaires 17 à 21 GW par rapport à 2022. Ces centrales encore à construire fonctionneront au gaz dans un premier temps avant de passer à l´hydrogène au-delà de 2030. Le régulateur concède toutefois que les investisseurs dans de nouvelles installations auront besoin de conditions cadres stables à long terme, de sorte que la rentabilité de l´installation puisse être évaluée avec suffisamment de certitude sur la durée d´amortissement prévue.
De plus le maintien en réserve stratégique d´au moins une partie des centrales à charbon est recommandé pour rendre l´Allemagne plus résistante aux crises énergétiques. (Deutscher Bundestag 2023) ;
- Services système : Dans le contexte d´une production de millions de petites unités renouvelables éparpillées, il faut garantir les services système (maintien de la tension et de la fréquence, mise à disposition de la puissance réactive, redémarrage du réseau suite à un « black-out »). Ces services système fournis jusqu´à présent par les centrales conventionnelles doivent être progressivement pris en charge par les énergies renouvelables, le stockage, la technologie de réseau et, le cas échéant, les centrales à hydrogène ;
- Emplacement géographique des moyens pilotables : Tandis que la production dans le nord et l´est du pays équivaut pratiquement au double de la demande, il y a un déficit dans le sud et l´ouest (voir plus haut). Avec l´abandon du nucléaire et du charbon, le choix de l’emplacement des nouvelles centrales devient de plus en plus important pour la gestion du réseau. D´une part, les moyens pilotables sont aujourd’hui et à l´avenir indispensables dans le sud de l´Allemagne pour le redispatching à la hausse (potentiel de montée en puissance en cas de congestion du réseau). D´autre part, les centrales électriques peuvent fournir des services système locaux/régionaux;
- Importations : Le rapport part du principe que le marché intérieur de l´électricité fonctionne bien en Europe. « L´ouverture des frontières » permettrait de compenser à moindre coût les fluctuations de la production et de la consommation grâce aux échanges transfrontaliers. Les importations d´électricité et les dispositifs de stockage d´énergies pourraient apporter une contribution supplémentaire à condition que les pays voisins puissent effectivement fournir en cas de besoin ;
- Modulation de la consommation : selon McKinsey la pointe annuelle de consommation atteindra 96 GW en 2025 et jusqu’à 120 GW en 2030 (McKinsey 2023), suite à l´émergence de nouveaux usages.
La modulation de la consommation peut contribuer à plusieurs niveaux et sur différentes échelles de temps à la flexibilité du système. Les effacements de consommation permettent, sur sollicitation ponctuelle, de baisser temporairement le niveau de soutirage effectif d´électricité sur les réseaux publics de transport ou de distribution.
Lors d´un pic de consommation ou d´une baisse de la production le lissage offre-demande serait donc assuré grâce à un cadre complet de mesures d´effacement ou de déplacement temporaire de consommation (DSM – Demande Side Management), comme :
-
- Consommateurs industriels électro-intensifs
- Electrolyseurs
- Pompes à chaleur
- Recharge des véhicules électriques
Le potentiel d´effacement ou de déplacement temporaire de consommation est estimé de 53 à 63 GW par le régulateur allemand.
Etude du cabinet international de conseil McKinsey
Selon une analyse de McKinsey (McKinsey 2023) il est peu probable que les 21 GW de nouvelles centrales à gaz soient raccordées au réseau d´ici 2030. McKinsey ne table que sur une capacité supplémentaire de 3 GW de centrales à gaz dont la construction est en cours et la mise en service prévue avant 2025 (voir tableau 5).
Compte tenu des longs délais de planification, d´autorisation et de construction, il n´est pas du tout certain que les 18 GW supplémentaires supposés par le régulateur pourraient être connectés au réseau d´ici 2030. Les alternatives au gaz russe abondant et bon marché sont plus coûteuses, la construction de nouvelles centrales à gaz n´est pas rentable actuellement. De plus les investissements nécessaires à cet effet sont liés à des incertitudes. Le facteur de charge de ces centrales sera vraisemblablement très insuffisant et la question de la possibilité d´un hydrogène à prix raisonnable (pour la bascule à l´hydrogène) reste ouverte.
McKinsey part du principe que les centrales à charbon continueront à fonctionner au-delà de 2030, soit une capacité d´au moins 14 GW, pour éviter un important déficit d´approvisionnement.
Conclusion
Il existe en principe des leviers potentiels pour que le lissage offre-demande du système électrique soit assuré en 2030/31. Toutefois, les experts mettent en doute le fait que les conditions soient remplies en temps voulu et dans leur intégralité.
Le développement massif des énergies renouvelables intermittentes ne suffit pas à lui seul. La pointe annuelle se produit généralement en hiver, le soir après le coucher du soleil. Leur contribution lors de la pointe annuelle est considérée comme insignifiante, cf. figure 12.
Les dispositifs de stockage ne sont pas non plus à eux seuls en mesure de compenser un épisode prolongé de production éolienne et photovoltaïque très faible.
Pour garantir le lissage offre-demande lors de la pointe annuelle, il faut donc maintenir une capacité suffisante de moyens pilotables au réseau. Le gouvernement a annoncé son intention de présenter une stratégie de financement de nouvelles centrales à gaz. Selon les premières réflexions, il est prévu de construire jusqu´à 25 GW de moyens pilotables d´ici 2030, compatibles hydrogène.
Les hypothèses de construction d´ici 2030 d´une telle capacité de nouvelles centrales à gaz sont considérées comme irréalistes par McKinsey. Le cabinet part du principe que des centrales à charbon continueront à fonctionner au-delà de 2030.
Pour passer une pointe de 120 GW avec une capacité de moyens pilotables de 75 à 81 GW il faut recourir en plus à la modulation de la consommation par déplacement ou effacement. Le régulateur estime entre 53 et 63 GW le potentiel d´effacement ou de déplacement temporaire de consommation, sans précisions sur les moyens d’assurer la faisabilité de cet objectif. De plus, l´Allemagne devrait faire un pas-de-géant en ce qui concerne la digitalisation des réseaux électriques et la mise en place des compteurs intelligents. Pour plus d’information, cf. (PNC 2023).
Coûts de la transition énergétique à l´horizon de 2030
Boston Consulting a estimé à au moins 860 Mds€ les investissements cumulés entre 2021 et 2030 pour atteindre le nouvel objectif climatique à l´horizon de 2030 (BCG 2021). Cela correspond à des investissements annuels supplémentaires d´environ 100 Mds€ en moyenne – soit environ 2,5 % du PIB allemand, cf. figure 13.
Presque la moitié des investissements (415 Mds€ en bleu) ira dans le secteur énergie. Deux blocs représentent près de 80% des investissements dans ce secteur : la modernisation des réseaux électriques et le développement de l´éolien et du photovoltaïque. En outre seraient nécessaires presque 50 Mds€ pour 74 GW de centrales à gaz « H2-ready » (pour garantir la sécurité d´approvisionnement) et environ 40 Mds€ pour le développement du chauffage urbain et les infrastructures et stockage d´énergie.
Compte tenu du fait qu´en 2022 le gouvernement a encore rehaussé les objectifs en matière de développement des énergies renouvelables (115 GW éolien terrestre, 30 GW éolien en mer et 215 GW photovoltaïque) à l´horizon de 2030 (Allemagne Energies 2), les investissements dans le secteur énergie seront vraisemblablement encore plus élevés que l´estimation de Boston Consulting.
Les transports représentent avec environ 220 Mds€ la deuxième part des investissements. Environ 65% du montant sont consacrés à l´infrastructure de recharge et à la subvention des voitures et camions à propulsion alternative. Environ 45 Mds€ iront dans la mise en place, principalement à l´étranger, de capacités de production de carburants synthétiques et hydrogène. Enfin, l´extension de l´infrastructure ferroviaire se chiffre à environ 25 Mds€.
Dans le secteur du bâtiment, environ 175 Mds€ d´investissements supplémentaires sont nécessaires. L´augmentation du taux de rénovation énergétique des bâtiments existants de 1,1% actuellement à 1,9% par an est estimée à 80 Mds€. Environ 70 Mds€ iront dans le remplacement des chaudières à combustible fossile soit par des systèmes de chauffage à distance soit par des technologies de chauffage alternatives (par exemple pompes à chaleur), Environ 25 Mds€ sont prévus pour rendre plus efficaces des appareils et procédés.
Avec environ 50 Mds€, le secteur de l´industrie supporte la plus faible part des investissements supplémentaires. Elle doit cependant rendre ses procédés plus efficaces et s´orienter vers des systèmes d´énergie à faibles émissions de carbone.
Scénarios à l´horizon de 2045
Suite à l´annonce du durcissement des objectifs climatiques par le gouvernement allemand, plusieurs études ont été publiées, qui proposent des pistes pour atteindre la neutralité carbone en 2045.
A titre d´exemple sont cités :
- Étude de Boston Consulting Group (BCG) pour le compte de la Fédération de l´Industrie Allemande (BCG 2021)
- Étude du Projet Kopernikus Ariadne auprès du « Potsdam Institute for Climate Impact Research » (Kopernikus-Projekt Ariadne 2021)
- Étude de l´Agence Allemande de l´Énergie (dena 2021)
- Étude de Fraunhofer ISI, Consentec, ifeu et Université technique de Berlin pour le compte du Ministère de l´Énergie et de la Protection du Climat (Fraunhofer ISI et al. 2021)
- Étude de Prognos, Öko-Institut et Wuppertal-Institut pour le compte de « Climate Neutrality Foundation », « Agora-Energiewende » et « Agora Verkehrswende » (Prognos, Öko-Institut, Wuppertal-Institut 2021)
- Étude de Fraunhofer ISE (Fraunhofer ISE 2021)
Par rapport à une année cible de 2050 le nouvel objectif implique une accélération des mesures de changement structurel reposant sur les 4 piliers de la transition énergétique, cf. figure 1.
Toutes les études ont en commun une forte hausse de la consommation d´électricité suite à l´intégration de nouveaux consommateurs. L´écart des prévisions entre les différentes études s´élargit sur la ligne du temps. Cela s´explique principalement par l´incertitude quant au rôle futur de l´électricité ou des combustibles synthétiques (en particulier l´hydrogène) en tant que source énergétique finale et le rapport entre la future production nationale (basée sur l´électricité renouvelable) des combustibles synthétiques et leurs importations.
A titre d´exemple, le texte « Quelles mesures concrètes pour atteindre la neutralité carbone en 2045 ? » résume les résultats de l´étude de Prognos et al. pour le compte du Think Tank Agora Energiewende (Allemagne Energies 2021d).
Plan de développement du réseau de transport à l´horizon de 2045
En juillet 2022, le régulateur allemand (Agence Fédérale des Réseaux) a donné le feu vert aux scénarios du plan de développement du réseau 2037/2045 proposé par les quatre GRT lequel, pour la première fois, décrit l´état du réseau en 2045 (date à laquelle le gouvernement allemand s´est engagé à atteindre la neutralité carbone). Le plan de développement approuvé, qui s´oriente en grande partie sur les études citées plus haut, comporte trois scénarios pour 2037 et trois pour 2045 (BNetzA 2022c).
Selon les scénarios les incertitudes sur l´atteinte de la neutralité carbone d´ici 2045 sont plus ou moins grandes. Le plan de développement du réseau de transport cherche à couvrir l´éventail des évolutions probables.
Tous les scénarios prévoient une forte hausse de la consommation d´électricité suite à son utilisation accrue dans les autres secteurs économiques et la montée en puissance de la production d´hydrogène par électrolyse. La figure 14 montre les trois scénarios de consommation d´électricité pour les différents secteurs d´activité à l´horizon de 2045.
Le scénario A 2045 suppose une utilisation accrue de l´hydrogène dans tous les secteurs. Outre l´importation d´hydrogène, la production domestique par électrolyse joue un rôle important et consomme environ 240 TWh. Le développement des énergies renouvelables est conforme à la Loi EEG 2023 (voir plus haut). La consommation brute d´électricité du scénario A 2045 est estimée à environ 1080 TWh.
Les deux autres scénarios B 2045 et C 2045 se caractérisent par une électrification directe plus importante. Ces deux scénarios se distinguent par des hypothèses plus ou moins élevées concernant le niveau de la consommation d´électricité et sa limitation grâce à l´efficacité énergétique.
Le scénario B 2045 suppose le plus grand gain au niveau de l´efficacité énergétique. Le développement des énergies renouvelables est conforme à la Loi EEG 2023 (voir plus haut). La balance commerciale de l´exportation /importation de l´électricité est équilibrée. L´augmentation de la consommation brute d´électricité est limitée à environ 1.100 TWh.
Une efficacité énergétique moindre conduit à une consommation d´électricité plus élevée de près de 1.300 TWh dans le scénario C 2045. Cela s´accompagne également de la nécessité d´un développement plus important des énergies renouvelables, soit au-delà des objectifs de la loi EEG 2023. En outre, il sera probablement nécessaire d´importer de l´électricité.
L´augmentation de la consommation d´électricité conduira dans les trois scénarios à une nette augmentation de la pointe de consommation hivernale par rapport au niveau actuel et dépassera les 100 GW. La demande lors de la pointe est un paramètre important pour la sécurité d´approvisionnement et a donc une influence considérable sur le dimensionnement de la capacité de moyens pilotables en backup.
Tous les scenarios à l´horizon de 2045 partent de l´hypothèse qu´aucune centrale nucléaire, au charbon et au fioul ne sera encore au réseau. En 2045, les options des moyens pilotables restantes seront soit des STEP (station de transfert d´énergie par pompage) et des batteries, soit des turbines à hydrogène, soit des centrales à biomasse. Le parc total de moyens pilotables en 2045 est estimé à > 46,7 GW contre 92,9 GW (y compris le charbon et le nucléaire) en 2022.
Le rapport ne précise pas si cela suffira. On part du principe que ce parc de production n´aurait pratiquement pas d´importance en 2045 pour le développement du réseau de transport. Il ne fonctionnera vraisemblablement que quelques heures lorsque la production d´énergies renouvelables sera très faible, soit dans une situation majoritairement non critique pour le futur dimensionnement du réseau de transport.
Suivi de la transition énergétique
Pour mesurer et rendre visibles les progrès de la transition énergétique plusieurs organismes publient régulièrement des rapport monitoring.
Le Ministère Fédéral de l´Économie et de l´Énergie publie un rapport « monitoring » annuel qui illustre l´état actuel de la transition énergétique et met en évidence les aspects qui nécessitent des améliorations. Tous les trois ans, ce rapport « monitoring » est complété par un rapport d´avancement stratégique. Ce rapport d´avancement permet des analyses approfondies et identifie les tendances et actions correctives éventuellement nécessaires. Une commission d´experts indépendante accompagne le processus de surveillance et émet ses observations sur les rapports sur une base scientifique (BMWi 1). Compte tenu de la lourdeur du processus, les rapports sont publiés avec un retard important, cela signifie que les chiffres ne sont plus actuels.
L´Agence Fédérale des Réseaux publie annuellement un rapport monitoring « énergie » qui comporte des informations exhaustives sur le secteur de l´électricité et du gaz (BNetzA 2).
Le cabinet international McKinsey publie depuis 2012 un baromètre semestriel pour analyser la progression de la transition énergétique allemande. Le cabinet s´appuie sur les trois critères du triangle énergétique : la sécurité d’approvisionnement, l´économie et la protection de l´environnement et du climat. Le cabinet évalue jusqu´à 15 indicateurs sous l´angle de leur progression vers les objectifs prévus pour la transition énergétique (McKinsey).
Le rapport annuel sur la transition énergétique en Allemagne et en Bavière établi par le bureau d´études PROGNOS pour le compte de l´Union Economique Bavaroise est assez parlant car il utilise un système de feux tricolores pour classer le degré d´avancement des objectifs phares de la transition énergétique (vbw).
L´Association de l´Industrie de l´Énergie et de l´Eau publie depuis 2023 en coopération avec EY, aussi connu sous son ancien nom Ernst & Young et associés, un rapport monitoring sur l´avancement de la transition énergétique qui sera mis à jour annuellement (BDEW 2023).
La Cour des Comptes allemande suit aussi de près la transition énergétique et a critiqué dans le passé à plusieurs reprises son avancement (Allemagne Energies 2018 ; 2021b ; 2022b).
Plateforme énergétique franco-allemande
Une plateforme énergétique franco-allemande a été décidée par le conseil des ministres franco-allemand de 2014 (ADEME et dena). C´est un projet commun de l’Agence Française de l´Environnement et de la Maîtrise de l´Energie (ADEME) et de l´Agence Allemande de l´Énergie (dena). En coopération avec les acteurs politiques, le monde de l´entreprise, les milieux scientifiques et la société dans son ensemble, cette plateforme élabore des projets bilatéraux relatifs à la transition énergétique.
L´Office Franco – Allemand pour la Transition Energétique (OFATE) soutient le travail de la plateforme en informant les acteurs des deux pays sur l´actualité politique relative aux énergies renouvelables et à leurs sujets connexes. L´OFATE «…encourage la coopération franco – allemande pour l´élaboration de politiques publiques communes et de projets conjoints, et apporte son soutien aux autorités publiques et aux entreprises établies en France et en Allemagne…».
Rapport annuel de l´Union Economique Bavaroise
La figure 15 montre l´évaluation sur l´avancement des objectifs phares de la transition énergétique du rapport monitoring établi par le bureau d´études PROGNOS pour le compte de l´Union Economique Bavaroise.
Le onzième rapport monitoring traite essentiellement l´année 2021 (vbw). Lorsque des données relatives à 2022 étaient disponibles, elles ont été partiellement prises en compte dans l´évaluation. Les résultats de l´année 2021, encore influencée par la pandémie de la Covid-19, se sont nettement dégradés par rapport à 2020.
Depuis le rapport monitoring précédent, les indicateurs pour les émissions de gaz à effet de serre et pour la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité sont passés d´une évaluation positive (verte) à une évaluation négative (rouge). Les coûts de l´électricité pour les ménages et l´industrie sont également passés au rouge. Seul l´indice pour les coupures de courant non prévues est resté au vert.
Securité d´approvisonnement
- La sécurité d´approvisionnent a été garantie en 2021 ;
- Les coûts d´intervention des GRT pour la stabilisation du réseau ont massivement augmenté par rapport à 2020 ;
- La modernisation du réseau de transport n´a progressé que très lentement ;
- L´Allemagne fait néanmoins partie du groupe de tête en matière de sécurité d´approvisionnement.
Abordabilité financière (coûts de l´énergie)
- Les coûts de l´énergie (électricité et gaz naturel) ont fortement augmenté en 2021 ;
- Conséquences : l´envolée des factures d´énergie pour l´industrie, les PME, le secteur tertiaire, l´agriculture et les ménages ;
- Cette tendance s´est encore accentuée en 2022.
Efficacité énergétique et énergies renouvelables
- Les mesures prises pour la sobriété énergétique ont été insuffisantes en 2021 ;
- Depuis 2014, l´Allemagne s´éloigne de plus en plus de son objectif d´efficacité énergétique. La réduction de la consommation d´énergie primaire est restée au-dessus de la trajectoire cible ;
- Le taux de couverture de la consommation brute d´électricité par la production des énergies renouvelables a baissé par rapport à l´année précédente ;
- La consommation d´électricité a augmenté.
Impact environnemental
- Les émissions de gaz à effet de serre ont augmenté de 4,5 % par rapport à 2020 ;
- Les émissions du secteur des transports sont restées au niveau de l´année précédente, tandis que les émissions des secteurs de l´industrie et de l´énergie ont augmenté ;
- Des progrès très limités pour de nombreux indicateurs de la protection du climat ont été constatés.
Bilan
Le gouvernement allemand a durci les objectifs climatiques pour une décarbonation complète du pays d´ici deux décennies. Bien que le gouvernement ait dernièrement mis en place d´importantes mesures d´accélération, la transition énergétique avance trop lentement. Le développement des énergies renouvelables est atone et l´évolution d´indicateurs décisifs tels que l´impact environnemental et l´abordabilité financière est préoccupante malgré un bouclier de presque 300 milliards d´Euros pour faire face à la crise énergétique en 2022, cf. (Allemagne Energies 2022a).
Les raisons de la lenteur des progrès sont multiples.
Pour atteindre les objectifs d´une part de 80% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030 et un mix électrique renouvelable à presque 100% dès 2035, l´ajout annuel de capacités des énergies renouvelables devrait être considérablement augmenté, cf. (Allemagne Energies 2). Il impliquerait plus qu´un doublement de l´ajout annuel du photovoltaïque et même un triplement de celui des éoliennes terrestres à l´horizon de 2030. Les principaux freins sont actuellement les procédures d´autorisation et de construction trop longues et coûteuses et le manque de disponibilité des terrains pour le développement des éoliennes terrestres.
Pour réussir la transition énergétique dans le secteur du chaud et du froid, responsable pour presque 60% de la consommation énergétique, il faut accélérer la réduction de la demande énergétique (i.e. rénovation énergétique des bâtiments) et l´augmentation de la part des énergies renouvelables (i.e. approvisionnement en chaleur climatiquement neutre).
Le secteur des transports reste jusqu´à présent en deçà des objectifs fixés. Le développement des véhicules 100% électriques est une priorité importante dans le cadre de la politique de réduction des émissions de gaz à effet de serre. L´utilisation de ces véhicules est fortement dépendante de l´offre d´infrastructures de recharge. Les conditions-cadres pour le développement des bornes de recharge publiques doivent être améliorées afin d´accroitre l´acceptation par les clients et d´éviter les goulets d´étranglement.
Le gouvernement allemand mise sur l´hydrogène à l´horizon de 2030 pour atteindre les objectifs climatiques mais, malgré de nombreux projets expérimentaux, l´économie de l´hydrogène « vert » n´en est encore qu´à ses débuts. La production, l´approvisionnement (y compris par le biais d´importations) et le transport de l´hydrogène « vert » sont un défi majeur pour la mise en œuvre de la transition énergétique et le modèle économique reste encore à valider.
De plus, des obstacles pertinents sont identifiables, qui pourraient freiner la mise en œuvre de la transition énergétique à l´avenir, tels que l´insuffisance alarmante de main-d´œuvre qualifiée dans tous les secteurs concernés ainsi que l´accès précaire aux matières premières critiques, cf. (Allemagne Energies 2).
Le défi de l´Energiewende est gigantesque et de nombreux experts pensent qu´il est tout simplement insurmontable. Au rythme actuel, les objectifs climatiques ne pourront pas être atteints. Il faudra aller beaucoup plus loin.
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Prognos; EWI; GWS (2010) Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bundesregierung. Projekt Nr. 12/10. Prognos AG; Energiewirtschaftliches Institut Universität Köln; Gesellschaft für Wirtschaftliche Strukturforschung (GWS) mbH. En ligne : https://www.prognos.com/sites/default/files/2021-01/100827_prognos_studie_energieszenarien_fuer_ein_energiekonzept_der_bundesregierung.pdf.
Prognos, Öko-Institut, Wuppertal-Institut (2021) Klimaneutrales Deutschland 2045 – Wie Deutschland seine Klimaziele schon vor 2050 erreichen kann. Im Auftrag von Stiftung Klimaneutralität, Agora-Energiewende und Agora Verkehrswende. Agora Energiewende. En ligne : https://www.agora-energiewende.de/veroeffentlichungen/klimaneutrales-deutschland-2045-vollversion/.
Regjeringen Norway (2023) Joint Declaration – German-Norwegian Partnership on Climate, Renewable Energy and Green Industry. Communiqué de Presse du 05.01.2023. Norwegian Ministry of Trade, Industry and Fisheries. En ligne : https://www.regjeringen.no/no/aktuelt/dep/smk/pressemeldinger/2023/tettere-samarbeid-mellom-norge-og-tyskland-for-a-utvikle-gronn-industri/joint-declaration-german-norwegian-partnership-on-climate-renewable-energy-and-green-industry/id2958104/.
RWE (2023) „H2MED“: Pipelines sollen Europa mit Wasserstoff versorgen. RWE en:former. En ligne : https://www.en-former.com/h2med-pipelines-sollen-europa-mit-wasserstoff-versorgen/.
UBA (2022) Energiesparen. Umweltbundesamt. En ligne : https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/energiesparen.
UBA (2023) UBA-Prognose: Treibhausgasemissionen sanken 2022 um 1,9 Prozent. Communiqué de presse N° 11/2023 du 15.03.2023. Umweltbundesamt. En ligne : https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/uba-prognose-treibhausgasemissionen-sanken-2022-um.
vbw Energie. Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft e.V. En ligne : https://www.vbw-bayern.de/vbw/Themen-und-Services/Energie-Klima/Energie/index.jsp.
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