Énergie en Allemagne

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Énergie en Allemagne
raffinerie MiRO, à Karlsruhe
raffinerie MiRO, à Karlsruhe
Bilan énergétique (2011)
Offre d'énergie primaire (TPES) 311,8 M tep
(13 053,2 PJ)
par agent énergétique pétrole : 32,7 %
charbon : 24,8 %
gaz naturel : 22,3 %
électricité : 11,7 %
autres renouvelables : 8,5 %
Énergies renouvelables 11,3 %
Consommation totale (TFC) 197,2 M tep
(8 256,6 PJ)
par habitant 3,81 tep/hab
par secteur ménages : 28,4 %
industrie : 27,9 %
transports : 27,5 %
services : 15,2 %
agriculture : 0,4 %
pêche : 0 %
Électricité (2011)
Production 608,67 TWh
par filière thermique : 58,4 %
nucléaire : 17,7 %
éoliennes : 8 %
biomasse/déchets : 7,2 %
hydro : 3,9 %
autres : 3,6 %
Combustibles (2011)
Production pétrole : 3454
gaz naturel : 10890
charbon : 46529
Commerce extérieur (2011)
Importations électricité : 51003 GWh
pétrole : 92441 ktep
gaz naturel : 75109 ktep
charbon : 32656 ktep
Exportations électricité : 54768 GWh
pétrole : 3454 ktep
gaz naturel : 14749 ktep
charbon : 964 ktep
Sources
IEA[1]

Le secteur de l’énergie en Allemagne est l’un des plus importants au monde : il se classe dans les premiers rangs pour la plupart des indicateurs ; il est en particulier 2e importateur net de gaz naturel ; 7e producteur d'électricité, 5e producteur d'électricité à base de combustibles fossiles solides, 5e producteur d'électricité nucléaire ; sa place est particulièrement éminente dans la production d'électricité à partir des énergies renouvelables : 1er rang mondial pour le solaire, 2e rang pour la biomasse et 3e rang pour l'éolien.

Mais c'est aussi :

  • l'un des pays où l'électricité est la plus chère : en 2012[K 1], le prix moyen pour les ménages atteignait en Allemagne 338,75 $/MWh contre 174,77 $/MWh en France, 118,83 $/MWh aux États-Unis, 220,74 $/MWh en Grande-Bretagne et 276,76 $/MWh au Japon… seul le Danemark dépasse ce niveau : 383,43 $/MWh.
  • un des plus gros émetteurs de gaz à effet de serre liés à l'énergie : 747,58 Mt de CO2 (6e rang mondial)[K 2], soit 9,14 tonnes par habitant contre 5,04 tonnes en France.

Pour ce qui est de la consommation par habitant, l'Allemagne se situe très au-dessus de la moyenne mondiale[K 3] : 3,81 tep par habitant (Monde : 1,88 tep, France : 3,88 tep, États-Unis : 7,02 tep).

L'Allemagne reste très marquée par sa culture charbonnière : le charbon a été la base de la formidable ascension de l'industrie allemande au XIXe siècle, et reste une des composantes fondamentales de son approvisionnement énergétique (charbon + lignite : 25,8 % de l'énergie primaire consommée en 2013 - 24,3 % en 2010). L'industrie charbonnière pèse encore très lourd du point de vue de l'emploi et de l'influence politique : le Land de Rhénanie-du-Nord-Westphalie, le plus peuplé (23 % de la population allemande) et le plus fort contributeur au PIB (22 %), est le plus charbonnier avec les mines de lignite et de charbon du bassin de la Ruhr. L'Allemagne est le premier producteur mondial de lignite, utilisé pour produire 25,8 % de son électricité en 2013 contre 23 % en 2010 ; cette production d'électricité à base de lignite est passée de 146 TWh en 2010 à 162 TWh en 2013, niveau record depuis 1990, lorsque les centrales de l'ex-RDA tournaient à plein régime. Un signe flagrant de la persistance de cette culture charbonnière est que dans les statistiques allemandes l'unité « TEP » (tonne équivalent pétrole) n'est que rarement utilisée : les allemands lui préfèrent la TEC (tonne équivalent charbon, en allemand : SKE, Steinkohleeinheit). Il est à noter que les émissions de CO2 des centrales au lignite sont très élevées : 980-1 230 g CO2/kWh, contre 410-430 g CO2/kWh pour les centrales à cycle combiné gaz par exemple.

Depuis le début du 21e siècle, le pays développe de façon importante les énergies renouvelables (EnR), notamment électriques, mais la prépondérance des énergies fossiles dans l'offre d'énergie primaire reste en 2013 toujours la norme : 11,8 % de l'offre est couverte par des sources renouvelables (2,1 % pour les éoliennes et le solaire), contre 79,8 % par des sources fossiles (78,8 % en 2011)[n 1]. Dans le secteur électrique, 23,4 % de la production provenait d'EnR en 2013.

Le nucléaire ne contribuait qu'à hauteur de 11 % en 2010, et cette part a fortement baissé en 2011 : 8,7 % suite aux fermetures de centrales post-Fukushima ; elle n'est plus qu'à 7,6 % en 2013.

Une autre caractéristique typiquement allemande est l'ampleur de l'intervention des collectivités locales dans le secteur énergétique : Länder et communes, en particulier sous la forme des Stadtwerke (littéralement "ateliers municipaux"), qui sont l'équivalent des régies municipales françaises, mais avec des domaines d'activité beaucoup plus larges : distribution de l'eau, de l'électricité et du gaz, collecte et traitement des déchets, chauffage urbain, transports urbains, etc. Les grandes villes affichent des objectifs de politique énergétique globale avec souvent une volonté d'autonomie poussée.

Comparaisons internationales[modifier | modifier le code]

Selon les statistiques 2013 de l'Agence Internationale de l’Énergie et celles d'Observ'ER, l'Allemagne apparait dans le « top ten » pour la plupart des indicateurs du domaine de l'énergie:

Place de l'Allemagne dans les classements mondiaux
Source d'énergie indicateur rang année quantité unité % monde commentaires
Pétrole brut[K 4] Importation nette 6e 2011 90 Mt 4,3 % 1er : États-Unis (500 Mt), 2e : Chine (251 Mt)
Gaz naturel[K 5] Importation nette 2e 2012 70 Mds m³ 8,5 % 1er : Japon (122 Mds m³)
Charbon[K 6] Production 8e 2012 197 Mt 2,5 % 1er : Chine (3549 Mt)
Importation nette 6e 2012 45 Mt 3,8 % 1er : Chine (278 Mds m³)
Nucléaire[K 7] Production 5e 2011 108 TWh 4,2 % 1er : États-Unis (821 TWh), 2e : France (442 TWh)
Puissance installée 8e 2011 12 GW 3,3 % 1er : États-Unis (102 GW), 2e : France (63 GW)
% nucléaire/élec* 6e 2011 17,9  % 1er : France (79,4 %)
Produits pétroliers[K 8] Production 7e 2011 100 Mt 2,6 % 1er : États-Unis (824 Mt), 2e : Chine (417 Mt)
Importation nette 8e 2011 15 Mt 3,5 % 1er : Japon (34 Mt)
Prod.élec.fossiles**[K 9] Charbon/lignite 5e 2011 272 TWh 3 % 1er : Chine (3723 TWh)
Électricité[K 10] Production 7e 2011 602 TWh 2,7 % 1er : Chine (4716 TWh)
Énergie éolienne[O 1] Production 4e 2012 46,0 TWh 8,6 % 1er : États-Unis (140,9 TWh), 2e : Chine (118,1 TWh), 3e : Espagne (49,1 TWh)
Biomasse[O 2] Production élec. 3e 2012 41,4 TWh 12,7 % 1er : États-Unis (63,3 TWh), 2e : Brésil (42,0 TWh)
Solaire[O 3] Production élec. 1er 2012 28,0 TWh 26,8 % 2e : Italie (18,9 TWh)
* % nucléaire/total production d'électricité
** production d'électricité à partir de combustibles fossiles

Des changements importants ont eu lieu en 2011 :

  • production nucléaire : passage du 6e au 5e rang du fait de l'arrêt de presque toutes les centrales japonaises, l'Allemagne ayant fermé seulement un peu moins de la moitié de ses centrales ;
  • part du nucléaire : passage du 5e au 6e rang (baisse de 22,6 % à 17,9 %) ; l'Allemagne passe devant le Japon, mais est dépassée par les États-Unis et le Royaume-Uni.

Pour ce qui est de la consommation par habitant, l'Allemagne se situe un peu au-dessous la moyenne des pays de l'OCDE, mais très au-dessus de la moyenne mondiale (TPES = total des approvisionnements en énergie primaire : production locale + importations - exportations + variations de stocks ; statistiques 2011 AIE[K 3] en TEP) :

  • Monde : 1,88
  • OCDE : 4,28
  • Allemagne : 3,81
  • France : 3,88
  • États-Unis : 7,02
  • Chine : 2,03

La consommation allemande d'électricité par habitant en 2011 était de 7 083 kWh ; celle de la France était de 7 318 kWh et celle des États-Unis de 13 227 kWh.

Les émissions de CO2 liées à l'énergie en Allemagne sont parmi les plus élevées : 747,58 Mt de CO2 (6e rang mondial)[K 2], soit 9,14 tonnes par habitant en 2011 (France : 5,04 ; États-Unis : 16,94)[K 11].

Ressources énergétiques[modifier | modifier le code]

L'Allemagne utilise de nombreux agents énergétiques primaires pour répondre à ses besoins ; ils proviennent en grande partie de l'importation.

Les statistiques allemandes sont habituellement présentées en pétajoules (PJ ; 1 PJ = 1015 Joules soit un million de milliards de Joule), unité adoptée par le système de normalisation international, alors qu'en France subsiste une vieille habitude de présentation en tep (tonnes équivalent pétrole), unité qui devient obsolète du fait du recul de la part du pétrole dans l'économie énergétique mondiale.

Conversion : 1 kWh = 3 600 000 J ; 1 joule = 2,77710×10-7 kWh ; 1 PJ = 0,277710 TWh.

Ressources énergétiques primaires locales[modifier | modifier le code]

Production d'énergie primaire de l'Allemagne 1990-2012
source données : AGEB[B 1]
Production d'énergie primaire par filière*[B 1]
en PJ 1990 % 1995 % 2000 % 2005 % 2008 2009 2010 % 2011 2012** %
Charbon 2 089 33,6 1 595 36,9 1 012 26,7 756 18,4 521 415 387 9,3 361 324 7,5
Lignite 3 142 50,5 1 711 39,5 1 528 40,3 1 611 39,2 1 576 1 529 1 535 36,9 1 595 1 676 38,5
Pétrole 156 2,5 125 2,9 131 3,5 153 3,7 131 119 107 2,6 112 111 2,5
Gaz naturel 563 9,1 607 14,0 638 16,8 588 14,5 537 534 452 10,9 447 390 9,0
Énergie renouvelable 196 3,2 275 6,3 417 11,0 769 18,7 1 147 1 208 1 421 34,2 1 463 1 591 36,6
Autres 77 1,2 14 0,3 68 1,8 222 5,4 211 231 254 6,1 267 256 5,9
Total 6 224 100 4 328 100 3 793 100 4 099 100 4 123 4 036 4 156 100 4 246 4 349 100
* calcul sur la base du Wirkungsgradprinzip (méthode des rendements, retenue par l'AIEA et Eurostat), qui tend à sous-estimer les énergies renouvelables.
** 2011 : provisoire
la rubrique "autres" comprend le grisou, les déchets non renouvelables et "la chaleur résiduelle pour la production d'électricité et de chaleur".

Le lignite reste en tête, bien que sa production ait baissé de près de moitié en 20 ans, mais elle remonte d'année en année depuis 2009 ; le lignite est presque rattrapé par les énergies renouvelables. Les productions de charbon et de pétrole sont en voie de disparition ; par contre, le gaz se maintient à près de 10 % du total.

Les conventions usuelles pour définir l'énergie primaire dans le bilan énergétique ont pour effet de minorer la part des énergies renouvelables électriques[n 2] ; avec des conventions plus conformes au service réellement rendu par les diverses énergies[n 3], la part des énergies renouvelables en 2012 passerait à plus de 45 % au lieu de 36,6 %.

Énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

Production allemande d'énergies renouvelables (cumul), 1990-2012
source données : BMWI (Ministère fédéral de l'Économie et de la Technologie)[M 1]

En 2012, la production d'énergie renouvelable atteignait 1 591 PJ soit 36,6 % de la production allemande d'énergie primaire et 11,6 % de la consommation totale d'énergie primaire, répartie en :

Production d'énergie renouvelable par filière[M 1].
PJ 1990 % 1995 % 2000 % 2005 % 2008 2009 2010 % 2011 2012 %
Hydraulique 58 29,5 77 28,0 92 22,1 70 9,2 74 69 75 5,3 65 78 4,9
Éolien - - 6 2,2 35 8,3 98 12,7 146 139 136 9,6 176 182 11,5
Solaire photovoltaïque - - 0,03 0,001 0,3 0,1 4,6 0,6 16 24 42,1 3,0 69,6 95,0 6,0
Bois, paille, etc 59 29,9 124 45,2 210 50,3 338 44,0 418 465 532 37,6 491 544 34,2
Biocarburants - - 2 0,5 13 3,0 110 14,3 195 174 191 13,5 183 159 10,0
Déchets urbains+gaz 80 40,6 45 16,4 39 9,3 88 11,5 102 99 106 7,5 109 113 7,1
Biogaz - - 14 5,1 20 4,7 43 5,6 165 198 292 20,6 350 372 23,4
Autres - - 7 2,5 9 2,2 17 2,2 32 35 39 2,8 43 47 3,0
Total ENR 196 100 275 100 417 100 769 100 1147 1201 1413 100 1486 1591 100
Biocarburants = Biodiesel, Ethanol, etc
Autres = Pompes à chaleur, Géothermie, Solaire thermique

NB : les conventions utilisées pour calculer les énergies primaires minorent les énergies renouvelables électriques[n 2] ; avec des conventions plus réalistes[n 3], leur part atteint en 2012 : 10,2 % pour l'hydraulique, 23,8 % pour l'éolien et 12,4 % pour le PV.

Production d'énergie renouvelable en Allemagne
Source données : BMWI (Ministère fédéral de l'Économie et de la Technologie)[M 1].

Sur la base des conventions usuelles, le bois reste largement en tête avec 34,2 % du total, suivi par le biogaz : 23,4 % (en forte hausse) et les biocarburants : 12,3 % (en baisse). L'éolien n'arrive qu'en 3e position, avec 11,5 %. Il a même baissé de 7 % de 2008 à 2010, mais il a bondi de 29 % en 2011 (cf plus bas production d'électricité). On note que les énergies nouvelles (éoliennes et photovoltaïques) ne représentent que 17,5 % de la production d'EnR et 2,0 % de la consommation d'énergie de l'Allemagne ; cependant, avec des conventions plus conformes aux rendements réels des diverses énergies, l'éolien arrive en tête (23,8 %) devant le bois (23,6 %) et les énergies nouvelles représentent 36,2 % de la production d'EnR et 6 % de la consommation d'énergie de l'Allemagne.

Selon BDEW, en 2012, la part des énergies renouvelables dans la consommation totale d'énergie a atteint 12,1 % ; leur production de 314,2 TWh s'est répartie en 38 % pour les combustibles solides biogéniques (bois, paille, etc), 14 % pour l'éolien terrestre (+1 % d'offshore), 10 % pour le biogaz, 9 % pour le photovoltaïque, 8 % pour le biodiesel, 7 % pour l'hydroélectricité, 4 % pour les déchets, 3 % pour le bioéthanol, 2 % pour le solaire thermique, 2 % pour la géothermie, 2 % pour la biomasse liquide (données provisoires)[EW 1].

L'utilisation des EnR se répartit comme suit :

Production d'énergie renouvelable par usage et par filière TWh[2]
Usage/filière 2011 2012 var. %
Production d'électricité
Hydraulique 17,7 20,5 16,0
Éolien 48,9 45,0 -7,9
Photovoltaïque 19,3 28,5 47,4
Biomasse 37,6 41,0 9,1
total électricité 123,5 135,0 9,3
Production de chaleur
Biomasse 123,1 132,7 7,8
Solaire thermique 5,6 6,0 8,0
Géothermie 6,3 7,0 11,9
total chaleur 135,0 145,8 8,0
Biocarburants
Biodiesel 24,9 23,8 -4,3
Huile végétale 0,2 0,3 57,1
Bioéthanol 9,1 9,2 1,4
total biocarburants 34,2 33,4 -2,4

Les énergies renouvelables électriques[n 2] sont étudiées dans l'article Électricité en Allemagne. Les Enr thermiques, utilisées directement sans transformation en électricité, sont étudiées ci-dessous.

Biomasse[modifier | modifier le code]
Centrale biomasse de Vattenfall à Sellessen (Brandebourg).

La biomasse représente la moitié de la production d'énergie renouvelable allemande si on y inclut le biogaz. La biomasse solide (bois, paille, déchets) contribue à elle seule pour 38 % à la production d'EnR en 2012 ; la biomasse contribuait en 2011 pour 10,4 % à la production de chaleur en 2011, dont 74 % pour la biomasse solide (granulés bois pour chauffage domestique et combustion de déchets bois dans les centrales de cogénération), et 8 % pour le biogaz[EW 2].

Le bois est très utilisé pour le chauffage domestique : en Bavière, 1,8 millions de foyers utilisent le bois pour se chauffer, économisant plus de 3 milliards de litres de fioul par an[3]

Les combustibles utilisés dans les centrales à biomasse (électriques et/ou chaleur) sont :

  • la plaquette forestière, broyat de bois issu de l'exploitation forestière ou de la collecte de bois usagé (encombrants, traverses de chemin de fer, etc), ou encore de taillis à courte rotation (saule, peuplier, eucalyptus) ;
  • le granulé de bois issu du compactage des résidus de scieries comme les sciures et copeaux provenant directement de la sylviculture ;
  • la paille ou les céréales ;
  • le miscanthus géant : espèce hybride de plantes herbacées créée dans un but de production énergétique en raison de sa productivité et de sa teneur en lignocellulose ;
  • les déchets organiques de toutes sortes ;
  • les déchets combustibles : pneumatiques, épaves, sous-produits de papeteries, rejets du système de recyclage des déchets, rejets des casses automobiles (sièges, etc), boues des stations d'épuration ;
  • les fibres textiles…

Les centrales à biomasse sont de taille modeste, car elles doivent être proches de leurs sources de combustible (forêts, exploitations agricoles, usines de pâte à papier, etc) afin de minimiser les coûts de transport ; parmi les plus importantes, on peut citer :

  • centrale biomasse (20 MW) de STEAG[n 4] à Lünen en Rhénanie-du-Nord-Westphalie : mise en service en 2006, elle brûle 135 000 t/an de bois usagé ;
  • une centrale identique est exploitée depuis 2006 à Hambourg ;
  • MVV Énergie, Stadtwerk de Mannheim, exploite depuis 2003 deux centrales à plaquette forestière à Flörsheim am Main en Hesse (15 MW) et à Mannheim dans le Bade-Wurtemberg (20 MW) ;
  • centrale à cogénération à bois d'Evonik à Ilmenau en Thuringe : alimente en vapeur (10 MWth) le réseau de chauffage urbain et l'usine verrière voisine, et produit de l'électricité (5 MWe) ;
  • centrale à cogénération à bois de Vattenfall à Sellesen à Spremberg-Haidemühl dans le Brandebourg : alimente depuis 2006 en vapeur (3,5 MWth) le réseau de chauffage urbain et produit de l'électricité (2,8 MWe) à partir de broyats de bois (30 000 t/an) ;
  • centrale à cogénération à bois de GDF Suez à Zolling en Bavière, sur le site d'une centrale charbon : produit depuis 2003 de l'électricité (20 MWe) et de la vapeur en brûlant du bois, y compris des traverses de chemin de fer ;
  • centrale à cogénération à bois de RWE Innogy à Berlin-Rudow : alimente depuis 2003 le réseau de chaleur (65 MWth) de la ville de Berlin-Gropiusstadt et produit de l'électricité (20 MWe) à partir de bois usagé.
Biogaz[modifier | modifier le code]
Usine de biogaz par traitement mécano-biologique des déchets (MBA) à Lübeck, Allemagne

La production de biométhane (Bio-Erdgas : biogaz ayant acquis par raffinage les mêmes qualités que le gaz naturel, donc injectable dans les réseaux de gaz) augmente rapidement : en 2012, 580 millions de m³ de biométhane produits par 107 installations ont été injectés dans les réseaux de gaz naturel contre 449 Mm³ en 2011 ; 36 installations sont en construction et 26 en projet, et BDEW prévoit 900 Mm³ d'injections réseau en 2013 ; les objectifs du gouvernement fédéral sont de 6 Mds m³ en 2020 et 10 Mds m³ en 2030[EW 3] (à comparer avec la production allemande de gaz naturel : 12 Mds m³ en 2011).

Avec la contribution des 7500 installations de production de biogaz brut, utilisé localement, la production d'électricité issue du biogaz a atteint 20,5 TWh en 2012, soit 3,3 % de la production allemande d'électricité ; à cela s'ajoute la production de chaleur par biogaz : 11,5 TWh (environ 1 % de la consommation finale de chauffage), et l'utilisation du biogaz comme carburant : les 90000 véhicules à gaz peuvent s'alimenter dans un quart des stations en mélange gaz naturel-biométhane et dans plus de 100 des 915 stations de gaz en biométhane 100 %[EW 3].

Solaire thermique[modifier | modifier le code]

Charbon et lignite[modifier | modifier le code]

En 2012, la production primaire de combustibles solides atteignait 2 000 PJ soit 46 % de la production d'énergie primaire allemande[M 2], dont :

  • charbon : 324 PJ (7,5 %) soit 12 Mt environ ;
  • lignite : 1 676 PJ (38,5 %) ; les 185,4 millions de tonnes produits en 2012 ont été utilisés à raison de 166,3 Mt (89,7 %) pour la production d'électricité[M 3].

Les réserves de charbon économiquement exploitables de l'Allemagne sont évaluées par le BGR[4] à 48 Mt en 2011 (56è rang mondial), plus 83 Mds de tonnes de ressources potentielles (10è rang mondial) ; les charbonnages allemands (RAG) contestent l'estimation des réserves, qu'elles évaluent à 2,5 Mds de tonnes techniquement exploitables ; la production 2011 atteint 13 Mt (18e rang mondial)[BGR 1] ; le Conseil mondial de l'Énergie évalue les réserves prouvées récupérables à 40,5 Mds de tonnes, presque uniquement sous forme de lignite, les réserves de charbon bitumineux (48 Mt) étant définies comme la production (hautement subventionnée) prévue jusqu'à la fermeture des houillères en 2018[5] ; les réserves de lignite sont estimées à 40 500 Mt (3è rang mondial avec 14,3 % des réserves mondiales), plus 36 500 Mt de ressources potentielles (10è rang mondial, 0,9 % du total Monde)[BGR 2] ; l'Allemagne se classe au 1er rang mondial pour sa production de lignite avec 176,5 Mt en 2011 (16,5 % de la production mondiale)[BGR 3].

Mine de lignite de Garzweiler, à l'arrière-plan l'usine de lignite
Lignite de la mine de Welzow-Sud
Mine de lignite de Hambach en 2006.jpg

Le groupe RWE-RHEINBRAUN, filiale du holding RWE en extrait environ 100 millions de tonnes par an dans trois mines à ciel ouvert dans la Rhénanie-du-Nord-Westphalie (entre Cologne, Aix-la-Chapelle et Mönchengladbach). Ces mines sont celles de Hambach I, Inden I et II et Garzweiler I, qu'il est prévu d'exploiter jusque vers 2050, malgré leur contribution majeure à l'émission de gaz à effet de serre : 980-1230 g CO2/kWh, contre 410-430 g CO2/kWh pour les centrales à cycle combiné gaz. Les pelleteuses descendent jusqu'à 450 mètres de profondeur dans des excavations de plusieurs kilomètres de large. Les engins avancent en creusant d'un côté et en comblant de l'autre, ce qui explique que la mine se déplace dans le paysage[6].

Le charbon a longtemps été un des fondements essentiels de la puissance industrielle allemande, et la culture charbonnière a laissé une empreinte indélébile en Allemagne. Mais l'Allemagne n'est plus, en 2011, que le 18e producteur de charbon du monde, avec 13 Mt (0,2 % seulement)[BGR 1]. En 1970, elle était encore 6e avec 108,6 Mt. Les gisements allemands de charbon se situent surtout dans la Ruhr et en Sarre ; seules trois mines restent en activité dans la Ruhr, avec une production annuelle d'environ 8 Mt ; la mine Auguste Victoria à Marl doit fermer fin 2015, les deux autres fin 2018[7].

Les charbonnages (RAG Deutsche Steinkohle AG) reçoivent des subventions de l'État fédéral : 2 milliards d'euros en 2008, après 29,9 Mds de 1997 à 2006 (3 Mds/an), plus 4,9 Mds d'euros du Land de Rhénanie-du-Nord-Westphalie ; en 2007, l'État fédéral et les Länder de Sarre et de Rhénanie-du-Nord-Westphalie se sont entendus pour mettre fin à ces subventions d'ici 2018, année où l'extraction de charbon devrait cesser définitivement. La loi qui formalise cet accord est entrée en vigueur le 27/12/2007 : elle prévoit un total de subventions de 13,9 Mds euros de 2009 à 2017. En juillet 2010, la Commission européenne a proposé de cesser les subventions en octobre 2014, mais suite aux critiques allemandes, le Conseil de l'Union européenne a admis la poursuite des subventions jusqu'à 2018, mais avec un profil de réduction plus rapide[7].

Pétrole[modifier | modifier le code]

En 2012, la production de pétrole atteignait 111 PJ soit 2,5 % de la production d'énergie primaire allemande[M 2].

En 2011, selon l'Agence allemande des matières premières (Deutsche Rohstoffagentur), l'Allemagne avait 35 Mt de réserves économiquement exploitables plus 20 Mt de ressources potentiellement récupérables ; elle se classait au 59e rang mondial pour ses réserves ; sa production 2011 était de 2,7 Mt (56è rang mondial) et sa production cumulée depuis l'origine de 294 Mt[BGR 4].

L'essentiel du pétrole consommé en Allemagne est importé.

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Les réserves économiquement exploitables de gaz naturel en Allemagne sont estimées en 2011 à 133 Mds m³ (49è rang mondial), plus 1870 Mds m³ de ressources potentielles (36è rang mondial) ; la production 2011 a été de 13,3 Mds m³ (34è rang mondial - 4,8 % de la production totale de l'Europe), et la production cumulée depuis l'origine de 987 Mds m³[BGR 5].

En 2012, la production de gaz naturel (surtout dans le Nord du pays) atteignait 403 PJ soit 9,3 % de la production d'énergie primaire allemande et 13,6 % des besoins en gaz du pays[M 2].

En 2011, l'Allemagne était 38e producteur mondial de gaz naturel avec 11,9 milliards de m3, soit 0,4 % de la production mondiale ; cette production diminue d'année en année : en 1980, elle atteignait encore 26,9 milliards de m3[8],[9].

La principale entreprise productrice de gaz est BEB Erdgas und Erdöl GmbH (siège à Hanovre), filiale de Shell et Esso.

Les ressources de l'Allemagne en gaz de schiste pourraient être importantes : le 4 avril 2011, Gernot Kalkoffen, patron du géant pétrolier ExxonMobil Europe centrale, confiait au journal Handelsblatt qu’il pourrait investir des centaines de millions d’euros pour exploiter les réserves de gaz de schiste en Rhénanie du nord-Westphalie : « Nous tablons pour la phase d’exploration sur une somme significative dans les centaines de millions d’euros ». Avec 2 100 milliards de mètres cubes de réserves estimées de gaz de schiste, la Rhénanie du nord disposerait des deuxièmes ressources en gaz naturel d’Europe[10]. Après avoir commandé une étude sur les différentes réglementations et procédures relatives à l'exploration et l'exploitation de gaz de schiste en Pologne, France, Allemagne et Suède, la Commission européenne a estimé qu'il n'y avait pas lieu d'introduire de nouveaux textes règlementaires à l'échelle européenne. L'Allemagne a stoppé tous travaux après la réalisation de six forages (dont un suivi d'une fracturation hydraulique) depuis 2008, dans l'attente des conclusions d'un groupe de travail réunissant des scientifiques et des représentants de l'industrie et du gouvernement[11].
La société Wintershall, filiale du groupe pétrolier allemand BASF, a annoncé vouloir prospecter deux concessions situées en Westphalie afin de trouver des gisements de gaz de schiste. Alors que l'Allemagne ne s'est pas prononcée sur la technique de la fracturation hydraulique, contrairement à la France, cette prospection de la part de Wintershall pourrait bien accélérer le processus et conduire à la nécessité d'une législation pour ou contre le gaz de schiste chez nos voisins. Selon l'institut fédéral de géologie allemand, les réserves de gaz de schiste du sous-sol allemand seraient comprises entre 0,7 et 2,3 milliards de m3[12].

Ressources énergétiques primaires importées[modifier | modifier le code]

Importation nettes d'énergie primaire par filière (soldes importateurs et taux de dépendance)[M 2].
PJ 1990 % dép. 1995 % dép. 2000 % dép. 2005 % dép. 2008 2009 2010 % dép. 2011 2012 % dép.
Charbon 177 7,7 410 19,9 906 44,8 1 076 59,5 1 298 1 076 1 321 77,0 1 399 1 429 80,8
Lignite -32 -1,0 24 1,4 19 1,2 -14 -0,9 -22 -22 -25 -1,6 -27 -31 -1,9
Pétrole 4 956 95,0 5 421 95,3 5 215 94,8 5 111 98,7 4 797 4 534 4 578 97,8 4 361 4 466 98,3
Gaz naturel 1 761 75,6 2 220 79,0 2 368 79,1 2 576 79,3 2 651 2 605 2 587 81,3 2 531 2 538 85,7
Uranium 1 606 96,3 1 682 100 1 851 100 1 779 100 1 623 1 472 1 533 100 1 178 1 085 100
Électricité 3 17 11 -31 -81 -52 -64 -23 -83
Total 8 471 56,8 9 775 68,5 10 371 72,0 10 496 72,1 10 266 9 606 9 923 69,8 9 419 9 404 68,4
les % sont les taux de dépendance (solde importateur/total des ressources primaires).

Les importations représentent 68,4 % des besoins en énergie de l'Allemagne. Cependant, si l'on compte le nucléaire dans les énergies primaires locales, selon l'usage français, ce taux de dépendance est ramené à 60,5 % : il reste nettement supérieur à celui de la France, dont le taux d'indépendance était de 53,5 % en 2011[13].

Le taux de dépendance pour le charbon est multiplié par dix en 20 ans : de 7,7 % en 1990 à 80,8 % en 2012 ; pour le pétrole, il reste très élevé (95 % à 98 %) sur toute la période ; pour le gaz naturel, il augmente peu à peu de 75,6 % en 1990 à 85,7 % en 2012. Le taux de dépendance global passe de 56,8 % en 1990 à 68,4 % en 2012 après avoir atteint un maximum en 1998 à 73,5 %.

Charbon[modifier | modifier le code]

En 2012, l'Allemagne a importé 47,922 Mt de charbon et exporté 0,276 Mt de lignite. Ces importations de charbon proviennent surtout de Russie (24,1 %), des États-Unis (20,5 %), de Colombie (19,5 %), de Pologne (8,3 %) et d'Australie (9,3 %) ; de 2010 à 2012, la part des États-Unis est passée de 12,7 % à 20,5 % (effet du boom du gaz de schiste), aux dépens de la Pologne qui recule de 13,4 % à 8,3 % et de l'Afrique du Sud (de 7,4 % à 4,1 %)[M 4].

Pétrole et produits pétroliers[modifier | modifier le code]

En 2012, l'Allemagne a importé 93,4 Mt de pétrole, dont 37,1 % de Russie, 14,2 % de Grande-Bretagne et 10 % de Norvège, 4,2 % seulement du Moyen-Orient et 22,1 % d'Afrique (Libye : 9,2 %, Nigeria : 7,1 %)[M 5].

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

En 2012, l'Allemagne a importé 3 696 PJ[n 5] de gaz naturel, soit 90,7 % de ses besoins. Ses importations proviennent surtout de Russie (38,2 %), de Norvège (34,8 %) et des Pays-Bas (22,4 %)[M 6].

Le BDEW a publié des données provisoires sur 2013[14] :

  • la consommation brute de gaz naturel a progressé de 6,7 % à 970 TWh (+67 % en mars, mais -14 % en février, mois marqué en 2012 par une vague de froid exceptionnelle) ;
  • après correction climatique, la consommation a progressé seulement de 0,5 % ;
  • le gaz brûlé dans les centrales électriques (y compris cogénération) a baissé de 12,4 % (-35 % pour l'électricité seule) après une baisse de 13,5 % en 2012 ;
  • la production allemande de gaz a baissé de 15 %, les importations ont augmenté de 1 % et les exportations de 5 % ;
  • la provenance du gaz consommé en Allemagne a évolué comme suit :
Origine du gaz naturel consommé en Allemagne en TWh
Pays % en 2011 % en 2012 % en 2013
Drapeau de la Russie Russie 31 34 39
Drapeau de la Norvège Norvège 28 23 20
Drapeau des Pays-Bas Pays-Bas 21 20 25
Drapeau de l'Allemagne Allemagne 13 11 10
Autres 7 12 6
Autres= Danemark, Royaume-Uni, etc.

Les importations de Russie ont augmenté de 31 % en 2013 ; la dépendance de l'Allemagne envers la Russie pour son approvisionnement en gaz est un problème majeur, partagé par plusieurs autres pays de l'Union Européenne.

Le ministre de l'Énergie Sigmar Gabriel a déclaré le 27 mars 2014 qu'il n'y a « pas d'alternative raisonnable » au gaz russe pour l'approvisionnement de l'Europe ; le chef du gouvernement polonais Donald Tusk avait critiqué la dépendance de l'Allemagne au gaz russe, estimant qu'elle constituait une menace pour la souveraineté de l'Europe. La Norvège, souvent présentée comme un fournisseur alternatif, a des possibilités d'exportation limitées, et le gaz des Pays-Bas n'est pas d'assez bonne qualité, selon Sigmar Gabriel[15].

Le président Obama s'est déclaré prêt à faciliter le développement de livraisons de gaz américain afin de casser la domination du fournisseur russe ; Gazprom a vendu 133 milliards de m³ de gaz en 2013 à l'UE, soit 25% de sa consommation ; l'Allemagne en absorbe près du tiers[16]. Mais ses déclarations ont été ambiguës : il a incité les Européens à chercher d'abord à diversifier leurs ressources, et a cherché à utiliser ce sujet pour pousser les Européens à accélérer les négociations sur l'accord commercial entre l'Europe et les États-Unis (TTIP) qui devrait faciliter ces exportations de gaz[17]. De plus, cet appoint américain ne pourrait être que limité, étant donné que malgré le boom du gaz de schiste, les États-unis sont encore importateurs nets de 16 % de leur consommation de gaz en 2012 et, selon les projections de l'EIA, le seront encore de 4 % en 2040[18].

Wintershall Holding GmbH (siège à Kassel), filiale du groupe BASF, le plus grand producteur allemand de pétrole et de gaz naturel a créé en 1993 avec le géant russe Gazprom une joint-venture dénommée WINGAS GmbH[19], qui est devenue l'un des principaux fournisseurs de gaz en Allemagne avec une part de marché de 20 %, et effectue 45 % de ses ventes dans les pays voisins. Son réseau de gazoduc atteint 2 000 km, et possède le plus grand stockage souterrain de gaz d'Europe Occidentale à Rehden (Basse-Saxe), d'une capacité de plus de quatre milliards de m3, 20 % de la capacité de stockage totale en Allemagne. Elle a acquis récemment trois autres en Autriche, Angleterre et Basse-Saxe.

Un nouveau gazoduc, nommé Nord Stream est en construction, reliant la ville russe de Vyborg à la ville allemande de Greifswald par le fond de la mer Baltique[20]. Afin de réaliser le projet, les actionnaires ont fondé la compagnie Nord Stream AG. Son capital est réparti entre le russe Gazprom (51 %), les allemands Wintershall Holding et E.ON Ruhrgas (15,5 % chacun), le néerlandais Gasunie et le français GDF Suez (9 % chacun). La première canalisation entrera en service en 2011 et la seconde en 2012[21]. La partie sous-marine a été terminée en mai 2011[22].

Énergie nucléaire[modifier | modifier le code]

Concernant l'énergie nucléaire, il est nécessaire de distinguer ressources primaires (les combustibles) et ressources secondaires (l'énergie électrique produite). Alors que les combustibles sont majoritairement importés, l'énergie produite est considérée dans les statistiques françaises comme une énergie locale, étant donné le très faible poids des combustibles bruts dans le coût total du kWh nucléaire. Mais les statistiques allemandes préfèrent les classer dans les énergies importées.

En 2012, la production d'énergie nucléaire atteignait 1 085 PJ soit 7,9 % de la consommation allemande d'énergie primaire[M 7].

Coûts de production[modifier | modifier le code]

Financement des énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

La production EnR est achetée par les fournisseurs d'électricité à un tarif d'achat réglementé (moyenne 2011 : 171,5 €/MWh[23]); le surcoût de ce tarif par rapport aux prix de marché (soit 128,3 €/MWh[23]) est répercuté sur les consommateurs d'électricité sous la forme d'un prélèvement uniforme (EEG-Umlage[24]) sur tous les kWh consommés (sauf pour les industries électro-intensives, qui ne paient qu'un prélèvement minoré à 0,5 €/MWh afin de préserver leur compétitivité à l'export) ; cet EEG-Umlage atteignait en 2011 une moyenne de 35,9 €/MWh[23], soit 14 % du prix moyen 2011 du kWh (249,5 €/MWh[23]) pour un ménage-type de 3 personnes consommant 3500 kWh/an ; en comparaison, pour un ménage français, le prix moyen du kWh est d'environ 120 €/MWh et le prélèvement analogue à l'EEG-Umlage, appelé CSPE (Contribution au service public de l'électricité), atteignait 7,5 €/MWh en 2011, puis 10,5 €/MWh au 2e semestre 2012, dont 52,1 % pour les surcoûts de rachat des énergies renouvelables. Les 35,9 €/MWh de EEG-Umlage se répartissent entre 49 % pour le solaire, 23 % pour l'éolien et 26 % pour la biomasse. La croissance très rapide de ce fardeau a amené le gouvernement à abaisser fortement les tarifs d'achat pour le solaire.

La part de la production d'énergies renouvelables éligible aux tarifs d'achat réglementés est de 85 % : 100 % pour toutes les EnR, sauf l'hydraulique (dont 28 % est éligible) et les déchets[EW 4]. La rémunération versée en 2011 à travers l'EEG-Umlage atteint 16,76 Mds €, dont 7,76 Mds € (46,3 %) pour le photovoltaïque, 4,48 Mds € (26,7 %) pour la biomasse, 4,16 Mds € (25 %) pour l'éolien terrestre, etc[EW 5].

Le gouvernement a mis en 2011 à la disposition des producteurs d'EnR, par un amendement à la loi EEG sur les EnR, une série d'options (autoconsommation, prime de marché, privilège au kWh vert, etc) pour une commercialisation directe de leur production ; il prévoit un basculement progressif de 60 % de la production du tarif d'achat vers ces options[EW 6].

Le rapport 2014 de l'EFI (Expertenkommission Forschung und Innovation - Commission d’experts sur la recherche et l’innovation), créée par le gouvernement fédéral allemand avec mission de fournir des avis sur la politique scientifique, fait un bilan très négatif de la loi allemande sur les énergies renouvelables (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG) : non seulement elle coûte excessivement cher (le total des subventions aux EnR a atteint 22,9 milliards d'euros pour l'année 2013, et le surcoût répercuté sur les factures d'électricité des consommateurs atteint 5,28 c€/kWh en 2013, soit près de 20 % du prix total de l'électricité), mais de plus elle n'a pas contribué à la lutte contre le changement climatique, mais simplement relocalisé les émissions de gaz à effet de serre de l'industrie vers d'autres secteurs et vers d'autres pays, et n'a pas eu d'effet stimulant pour l'innovation, comme le montre l'analyse des dépôts de brevets. L'EFI en conclut qu'il n'existe aucune justification pour la poursuite de cette politique[25].

Prix des énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

Le prix d'achat moyen versé par kWh en 2011 était de 184 €/MWh[EW 5], dont :

  • photovoltaïque : 401 €/MWh ;
  • éolien terrestre : 92 €/MWh ;
  • éolien offshore : 150 €/MWh ;
  • biomasse : 192 €/MWh.

En comparaison, le prix moyen du marché de gros à la bourse de l'électricité fluctue autour de 50 €/MWh ; les prévisions de prix d'achat moyen par kWh en 2013 varient peu par rapport à 2011, sauf pour le photovoltaïque qui descend à 300 €/MWh[EW 7].

Le BDEW décrit l'« effet merit order » des EnR sur le prix de marché : lors d'un afflux d'énergie éolienne ou solaire, les prix du marché spot sont poussés vers le bas : l'injection de 1000 MW additionnels d'électricité éolienne sur le réseau fait baisser le prix spot de 1,34 €/MWh, 1000 MW de photovoltaïque le fait baisser de 0,82 €/MWh, et à l'inverse 1000 MW de demande additionnelle (par rapport à la prévision) le fait monter de 1,25 €/MWh[EW 8].

Les tarifs d'achat des nouvelles centrales baissent fortement[EW 9] (en €/MWh) sauf pour l'éolien terrestre qui est arrivé à maturité :

  • photovoltaïque : de 56 à 244 en 2012 (selon la catégorie) contre 95 à 624 en 2011 (402 en moyenne) ; prévision 2017 : 257 ;
  • éolien terrestre : 89 à 94 en 2012 contre 53 à 97 en 2011 (92 en moyenne) ; 90 en 2017 ;
  • biomasse : 60 à 253 en 2012 contre 37 à 307 en 2011 (192 en moyenne) ; 161 en 2017.

Du fait des prix très élevés de l'électricité en Allemagne, la parité réseau est atteinte depuis avril 2012 : le coût de l'électricité produite par les nouvelles installations photovoltaïques est inférieur à tous les tarifs résidentiels de l'électricité du réseau ; en août 2013, il est de 10,25 à 14,80 c€/kWh (tarif d'achat réglementé) au lieu de 24,42 à 40,28 c€/kWh ttc (tarif réseau moyen selon consommation d'après Eurostat database[26]) et les tarifs d'achat de l'électricité produite par des installations de 10 kWc et plus (surface > 80 m2) sont inférieurs (10,25 à 14,04 c€/kWh) au tarif industriel moyen de l'électricité du réseau (17,27 c€/kWh pour 500 à 2000 MWh par an)[27]. Le gouvernement allemand a donc décidé de supprimer, à partir du 1er janvier 2014, la prime à l’autoconsommation devenue inutile[28].

Consommation d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

Consommation d'énergie primaire en Allemagne en 2012
source données : AGEB
Consommation d'énergie primaire en Allemagne par agent 1990-2012
source données : AGEB[B 2]

Il existe plusieurs façon de compter l'énergie : on peut s'intéresser à la consommation brute, au niveau de l'extraction ou de la production énergétique (énergie primaire), ou bien à la consommation au niveau de l'utilisateur final (énergie finale). Le rendement des opérations de production et transport de l'énergie étant toujours inférieur à 1, l'énergie finale est toujours plus faible que l'énergie primaire.

Pour plus de détail, voir Article sur le bilan énergétique ou Article détaillé sur les conventions utilisées pour le passage de l'énergie primaire à l'énergie finale.

La consommation d'énergie primaire en 2013 est estimée en décembre 2013 par AGEB[29] à 14 005 PJ, répartie en :

  • énergies fossiles : 79,8 % (pétrole : 33,0 % contre 33,9 % en 2011 ; gaz naturel : 22,5 % contre 20,9 % en 2011 ; charbon : 12,7 % contre 12,1 % en 2011 ; lignite : 11,6 % comme en 2011) ;
  • nucléaire : 7,6 % contre 8,8 % en 2011 ;
  • énergies renouvelables : 11,8 % contre 10,9 % en 2011 ;
  • autres (dont solde exportateur électricité) : 0,8 % contre 1,8 %).

La consommation d'énergie primaire se réduit progressivement en Allemagne : -6 % en 23 ans, alors qu'en France elle progresse de 16,3 %. Depuis 1990, la consommation de charbon (-23 %), de lignite (-49 %) et de pétrole (-11 %) ont nettement décru, ainsi que le nucléaire (-36 %), au profit du gaz naturel (+37 %) et des énergies renouvelables (+743 %).

On notera cependant que la part du lignite remonte depuis 2000, que celle du charbon ne baisse plus depuis 2005, et que celle du pétrole ne baisse que lentement, après avoir fortement monté dans les années 1990. Les rapports de l'AGEB sur la consommation d'énergie en 2012[2] et 2013[29] fournissent quelques explications :

  • les principaux facteurs de hausse de consommation en 2012 ont été la fraîcheur du climat en février et avril ainsi que le fait que l'année était bissextile ; en 2013, le froid au cours du 1er semestre : sans cet effet température, la consommation n'aurait progressé que de 1 % au lieu de 2,6 % ;
  • la fraîcheur du climat est la cause de l'augmentation de la consommation de gaz (+1 % en 2012 et surtout +7 % en 2013) ;
  • la consommation de charbon s'est accrue en 2012 de 3,1 %, dont +7,1 % pour la production de chaleur et +6,1 % pour celle d'électricité, alors que l'industrie a réduit de plus de 4 % sa demande de coke et de charbon ; en 2013, elle a progressé de 4 %, surtout pour la chaleur et l'électricité (+7 %), l'industrie ayant réduit sa consommation de 2 % ;
  • la progression de 5 % de la consommation de lignite en 2012 s'explique par la mise en service de trois nouvelles unités de production électrique, mais en contrepartie, à la fin de l'année, plusieurs installations anciennes ont été fermées, ce qui a diminué la consommation de 1 % en 2013 ; la production électrique a par contre augmenté de 1 % grâce à l'amélioration des rendements apportée par le remplacement de centrales anciennes par des nouvelles ;
  • la production éolienne a baissé de 2 % en 2013 et celle de l'hydraulique de 2,5 % du fait de mauvaises conditions climatiques, reculs compensés par la forte progression des productions du solaire (+7 %) et de la biomasse (+11 %)

La consommation d'énergie est très sensible à la température : ainsi, en 2011, année marquée par un climat exceptionnellement doux, la consommation d'énergie primaire a baissé de 5,3 % ; l'AGEB estime qu'après correction de cet effet température, la baisse de consommation n'est plus que de 1 %[30]. L'effet température est particulièrement marqué sur les consommations des ménages et du tertiaire : ainsi, la consommation d'énergie finale des ménages chute de 18 % en 2011.

Consommation d'énergie primaire par agent[B 2],[29]
en PJ 1990 % 1995 % 2000 % 2005 % 2008 2009 2010 % 2011 2012* % 2013* %
Charbon 2 306 15,5 2 060 14,4 2 021 14,0 1 808 12,4 1 800 1 496 1 714 12,1 1 715 1 769 12,9 1 779 12,7
Lignite 3 201 21,5 1 734 12,2 1 550 10,8 1 596 11,0 1 554 1 507 1 512 10,6 1 564 1 645 12,0 1 625 11,6
Pétrole 5 217 35,0 5 689 39,9 5 499 38,2 5 166 35,5 4 904 4 635 4 684 32,9 4 525 4 540 33,0 4 637 33,0
Gaz naturel 2 293 15,4 2 799 19,6 2 985 20,7 3 250 22,3 3 222 3 039 3 171 22,3 2 911 2 954 21,5 3 152 22,5
Nucléaire 1 668 11,2 1 682 11,8 1 851 12,9 1 779 12,2 1 623 1 472 1 533 10,8 1 178 1 085 7,9 1 064 7,6
EnR 196 1,3 275 1,9 417 2,9 769 5,3 1 147 1 201 1 413 9,9 1 463 1 591 11,6 1 653 11,8
Autres 25 0,2 31 0,2 78 0,5 191 1,3 130 180 190 1,3 245 173 1,3 0,8
TOTAL 14 905 100 14 269 100 14 401 100 14 558 100 14 380 13 531 14 217 100 13 599 13 757 100 14 005 100
* 2012 et 2013 : provisoire

De l'énergie primaire consommée à l'énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

Pour couvrir ses besoins énergétiques, l'Allemagne utilise (consomme) de l'énergie primaire qui provient de la production nationale et d'importations desquelles viennent se soustraire les exportations et les soutes, et qui est à ajuster des variations de stocks.

Ces ressources sont ensuite employées (consommées ou perdues) par différentes branches ou filières : filière énergétique qui transforme l'énergie, branche non énergétique (bitume, chimie…) et enfin la branche de consommation énergétique qui correspond à la consommation finale d'énergie par les utilisateurs.

Tout ceci peut se résumer par un tableau sous forme de bilan énergétique Ressources/Emploi :

BILAN ÉNERGÉTIQUE 2012[31]
RESSOURCES PJ % EMPLOIS PJ %
Production d’énergie primaire 4 336 31,5 Consommation branche énergie 3 725 27,1
Importations 11 305 82,2 Consommation finale non énergétique 978 7,1
Prélèvt sur stocks 68 0,5 Écarts statistiques 44 0,3
Exportations+soutes -1 964 -14,3 Consommation finale énergétique 8 998 65,5
Total ressources 13 745 100 Total emplois 13 745 100
Détail consommation branche énergie Détail consommation finale
Pertes de conversion 3 181 23,1 Industrie 2 599 28,9
Usage propre branche énergie 544 4,0 Transport 2 571 28,6
Ménages 2 431 27,0
Tertiaire 1 397 15,5

L'Allemagne importe 82,2 % de l'énergie qu'elle consomme, mais elle en réexporte 14,3 %.

L'énergie primaire consommée par la filière énergétique comprend :

  • la consommation propre de la branche énergie : 4 % de la consommation totale d'énergie primaire en 2011,
  • les pertes de conversion : 23 %.

Au total, 27,5 % de l'énergie primaire totale consommée en 2012 l'est dans le secteur énergétique[M 8].

L'énergie primaire consommée par les branches non énergétiques comprend notamment les consommations de produits pétroliers et gaz utilisés comme matières premières dans la pétrochimie ; en Allemagne, la consommation de ces branches est de 7 % de l'énergie finale consommée.

Pour plus de détail sur le contenu des rubriques de ce tableau, voir bilan énergétique.

Énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

Consommation finale répartie par source[modifier | modifier le code]

Consommation d'énergie finale par agent énergétique en Allemagne 1990-2012
source données : AGEB[B 3].
Consommation d'énergie finale par agent énergétique en Allemagne (cumul) 1990-2012
source données : AGEB[B 3].

En 2012, l'énergie finale consommée provient encore à 66,7 % des combustibles fossiles : pétrole 36,4 %, gaz 25,5 %, charbon + lignite 4,8 %. Attention : il s'agit de leurs utilisations directes, puisque les rubriques "électricité" et "réseaux de chaleur" incluent toutes les énergies primaires employées pour produire l'électricité et la chaleur de réseau : fossiles, nucléaire et énergies renouvelables).

Énergie finale consommée par source[B 3]
en PJ 1990 % 1995 % 2000 % 2005 % 2008 2009 2010 % 2011 2012 %
Charbon 571 6,0 455 4,9 432 4,7 318 3,5 357 285 375 4,0 388 345 3,8
Lignite 860 9,1 175 1,9 81 0,9 76 0,8 85 78 87 0,9 93 89 1,0
Pétrole 3 980 42,0 4 306 46,2 4 065 44,0 3 663 40,1 3 518 3 364 3 367 36,2 3 239 3 278 36,4
Gaz 1871 19,8 2260 24,2 2410 26,1 2276 24,9 2343 2173 2417 26,0 2208 2293 25,5
EnR thermiques(1) 92 1,0 110 1,2 201 2,2 370 4,1 466 477 617 6,6 557 594 6,6
Électricité (2) 1 638 17,3 1 648 17,7 1 780 19,3 1 864 20,4 1 887 1 783 1 899 20,4 1 876 1 869 20,8
Réseaux de chaleur 383 4,0 366 3,9 265 2,9 450 4,9 436 428 472 5,1 420 440 4,9
Divers 77 0,8 3 0 1 0' 109 1,2 66 77 76 0,8 101 90 1,0
TOTAL 9 472 100 9 323 100 9 234 100 9 127 100 9 159 8 665 9 310 100 8 881 8 998 100
(1) biomasse, déchets, géothermie, solaire thermique, pompes à chaleur
(2) y compris électricité produite par les EnR : hydro, éolien, solaire photovoltaïque, etc.

Dans ce tableau, la rubrique EnR ne prend en compte que les EnR thermiques ; l'électricité produite par les EnR représente 22,8 % de la production brute d'électricité 2012 ; on peut donc l'évaluer à 423 PJ, ce qui porte les EnR à 1020 PJ, soit 11,3 % de l'énergie finale consommée.

On note la baisse des combustibles fossiles solides (charbon + lignite), qui chutent en 22 ans de 15,1 % à 4,8 % du total. Le pétrole perd 5,6 points (de 42 % à 36,4 %) qui sont repris par le gaz (de 19,8 % à 25,5 %). La forte progression des EnR thermiques (+5,6 points) compense plus de la moitié de la baisse des fossiles (- 10,2 points, de 76,9 % à 66,7 %) ; l'électricité progresse de 3,5 points.

Consommation finale répartie par secteur[modifier | modifier le code]

Énergie finale consommée par secteur en Allemagne, 1990-2012
source données : AGEB[B 4]

En 2012, la consommation d’énergie finale était répartie pour 28,9 % dans la production industrielle et agricole, 28,6 % dans le secteur des transports, 27 % dans la consommation des ménages et 15,5 % dans le secteur tertiaire (commerce, services, administration).

Énergie finale consommée par secteur[B 4]
en PJ 1990 % 1995 % 2000 % 2005 % 2008 2009 2010 % 2011 2012* % var.
1990-2012
Industrie 2 977 31,4 2 474 26,5 2 421 26,2 2 514 27,5 2 587 2 291 2 592 27,8 2 634 2 599 28,9 -12,7 %
Transport 2 379 25,1 2 614 28,0 2 751 29,8 2 586 28,0 2 571 2 541 2 559 27,5 2 568 2 571 28,6 +8,1 %
Résidentiel 2 383 25,2 2 655 28,5 2 584 28,0 2 591 28,4 2 558 2 478 2 676 28,7 2 333 2 431 27,0 +2,0 %
Commerce et services 1 733 18,3 1 579 16,9 1 478 16,0 1 437 15,7 1 443 1 355 1 483 15,9 1 346 1 397 15,5 -19,4 %
TOTAL 9 472 100 9 323 100 9 234 100 9 127 100 9 159 8 665 9 310 100 8 881 8 998 100 -5 %
* 2012 : provisoire

L'industrie a perdu 5 points au début des années 1990, puis en a regagné plus de 3 au cours des années 2000 ; sur 22 ans, elle a réduit sa consommation de 12,7 %. Le secteur commerce-service a perdu 3 points en 22 ans et réduit sa consommation de 19,4 %. Les secteurs transport et résidentiel par contre ont fortement accru leur consommation d'énergie au cours des années 1990, gagnant respectivement 4 points et 3 points, mais ont perdu 1 point chacun depuis ; en 22 ans, leur consommation s'est accrue de 8,1 ù et 2 % respectivement[n 6]. On peut donc dire que les entreprises (industrie et tertiaire) sont pour l'essentiel à l'origine de la baisse des consommations d'énergie, du fait des délocalisations et des progrès de l'efficacité énergétique ; les particuliers n'ont pas réduit leur consommation (sauf dans les dernières années), y compris dans les transports, malgré la baisse de la population.

Consommation finale des ménages[modifier | modifier le code]

Consommation d'énergie finale des ménages allemands (consommation résidentielle) 1990-2012 (en PJ)
source données : AGEB[B 5]

Le graphique ci-contre montre l'évolution des consommations d'énergie des ménages allemands (hors transport)[n 7] par source d'énergie. À noter : la source "électricité" intègre toutes les sources primaires de production d'électricité, y compris les EnR "électriques" (éolien, solaire, etc).

On voit très clairement la forte baisse du lignite (consommé sous forme de briquettes pour le chauffage) et du charbon dans la décennie 1990, compensée par l'essor du gaz, puis la forte baisse du fioul à partir de 1997, en partie compensée par la progression de la biomasse (bois, biogaz, déchets, etc) et de l'électricité.

En 2012, le gaz occupe de loin la première place avec 37,3 %, suivi par l'électricité (20,3 %) et le fioul (20,7 %) ; loin derrière viennent la biomasse (10,9 %) et le chauffage urbain (7,1 %).

En 2010, la consommation des ménages était de 2676 PJ, soit 63,9 Mtep, ce qui donne une consommation résidentielle par habitant de 0,782 tep ; en comparaison, la consommation des ménages français était de 50,2 Mtep, soit 0,770 tep/hab ; mais le même calcul effectué sur 2011 donne 0,641 tep/hab en Allemagne, et 0,774 tep/hab en France ; en effet, 2010 a été une année très froide et 2011 une année douce ; or les données françaises sont corrigées de l'effet température, et les données allemandes ne le sont pas ; la moyenne des 2 années donne pour l'Allemagne une consommation de 711 tep/hab ; on peut donc conclure que les ménages allemands consomment environ 8 % moins que les français.

Les systèmes de chauffage dans les nouvelles habitations en 2012 se répartissaient entre le gaz (environ 50 %), les pompes à chaleur (24 à 25 %), le chauffage urbain (16 %) et le bois (6 %). Dans les logements existants, la part du gaz est passée de 15 % en 1975 à 39,7 % en 1996 et 49,1 % en 2011, mais cette part semble se stabiliser depuis 2007 ; la part du fioul a chuté de 52 % en 1975 à 33,6 en 1996, puis à 29,3 % en 2011, et cette régression va se poursuivre puisqu'il ne reste que moins de 1 % de chauffage au fioul dans les nouvelles constructions ; charbon, lignite et bois ont chuté de 20 % en 1975 à 8 % en 1996 et 2,8 % en 2011, mais le bois se développe depuis 2005 ; le chauffage urbain progresse lentement de 7 % environ en 1975 à 12 % en 1996 et 12,7 % en 2011 : enfin, l'électricité (y compris celle consommée par les pompes à chaleur) reste stable aux environs de 6 % de 1975 à 2011[2].

Facteurs explicatifs de la consommation d'énergie résidentielle en Allemagne
Source données : BMWI (Ministère fédéral de l'Économie et de la Technologie)[M 9].

Le graphique ci-contre montre très clairement l'articulation des principaux facteurs explicatifs des consommations d'énergie des ménages :

  • population : la population résidente, après avoir légèrement augmenté au début des années 1990 sous l'effet du flux important d'immigration déclenché par la chute du rideau de fer et par la réunification (en particulier, plusieurs centaines de milliers d'Allemands de souche vivant dans les pays de l'Est, surtout en Russie, sont revenus vers la mère Patrie (en allemand : Vaterland - la patrie est masculine en allemand !) ; dans les années 2000, l'accroissement naturel négatif (-0,2 %) qui caractérise l'Allemagne a repris le dessus : la population baisse peu à peu jusqu'en 2010 ; depuis, l'immigration dépassant le déficit démographique naturel, la population progresse très lentement, atteignant 80,8 millions d'habitants fin 2013[32].
  • le nombre de ménages augmente rapidement, sous l'effet du phénomène de décohabitation général dans les pays développés (les familles se scindent, les enfants prenant leur indépendance de plus en plus tôt et les divorces multipliant les familles monoparentales) ;
  • la parc de logements augmente encore plus vite, du fait de la croissance des résidences secondaires ;
  • la surface habitable s’accroît encore plus vite que le parc, les logements étant de plus en plus vastes.

Cette analyse permet de comprendre pourquoi, malgré les efforts d'économie d'énergie (isolation, appareils ménagers moins voraces, etc), la consommation d'énergie des ménages parvient difficilement à baisser. On peut cependant constater qu'après une forte hausse des consommations unitaires jusqu'en 1996, une nette tendance à la baisse (bien visible sur le graphique malgré les fluctuations dues aux écarts climatiques) semble prévaloir, mais elle n'a pas encore complètement réussi à compenser les excès des années 1990.

Une analyse encore plus fine permet de constater que, sur la période 1996-2011[M 10] :

  • le chauffage passe de 78,6 % des consommations totales des ménages en 1996 à 65,8 % en 2011 (mais 71,0 % en 2010 : attention aux variations de température) : il y a donc eu un net effort d'isolation des logements ; la part du pétrole baisse fortement (de 28,6 % à 18,9 % des consommations totales) au bénéfice des énergies renouvelables (de 0 à 11,4 %) et secondairement du chauffage urbain (de 5,2 % à 6,0 %) ; le gaz reste l'énergie de chauffage no 1 (de 34,1 % à 25,7 %) ; le chauffage électrique régresse de 3,2 % à 1,5 % ;
  • l'eau chaude passe de 10,7 % à 15,9 % (dont 6,8 % de gaz, 3,9 % de fioul, 3,2 % d'électricité et 1,2 % de renouvelables : les chauffe-eau solaires n'ont pas encore vraiment percé) ;
  • les autres usages thermiques (électroménager) représentent 6,6 % (presque entièrement électriques) ;
  • le froid (réfrigérateurs, congélateurs) représente 4,8 % ; la climatisation est négligeable ;
  • les usages télécoms et informatiques représentent 4,1 % ;
  • l'éclairage progresse de 1,4 % à 2,1 %.

Consommation finale des transports[modifier | modifier le code]

Facteurs explicatifs de la consommation finale d'énergie des transports en Allemagne
Source données : BMWI (Ministère fédéral de l'Économie et de la Technologie)[M 9].

Le graphique ci-contre montre clairement l'articulation des principaux facteurs explicatifs des consommations d'énergie des transports :

  • le nombre de voitures augmente assez rapidement ; le décrochage de 12 % qui apparaît sur la courbe en 2008 provient d'un changement de méthode statistique : à partir de cette date, les véhicules temporairement mis au rancart sont exclus ;
  • le transport de passagers (en milliards de personnes-km, ici ramené en base 100 en 1990) augmente très fortement de 1990 à 1994, du fait de l'arrivée sur le marché des Ossies (Allemands de l'Est) et des Spätaussiedler (immigrants de souche allemande revenus en Allemagne après la chute du rideau de fer), dont la plupart accédaient pour la première fois à l'automobile ; après 1994, la progression ralentit mais se poursuit, malgré la baisse de la population ; la voiture individuelle reste le moyen de transport prépondérant : 80,8 % en 2011 contre 82,5 % en 1990, mais la part des chemins de fer progresse de 6,1 % à 7,5 % et celle de l'avion de 2,5 % à 4,9 %, alors que les transports publics urbains reculent de 8,9 % à 6,9 % ;
  • le transport de marchandises (en milliards de tonnes-km, ici ramené en base 100 en 1990) a connu une croissance explosive jusqu'à 2008, suivie d'une chute brutale en 2009, du fait de la crise économique ; là aussi, la route est prépondérante, et sa part progresse fortement : de 56,6 % en 1990 à 71,5 % en 2011, aux dépens de tous les autres moyens de transport : le chemin de fer régresse de 20,6 % à 17,4 %, la voie d'eau de 18,2 % à 8,4 % et les oléoducs et gazoducs de 4,4 % à 2,4 % ;
  • en comparaison de ces facteurs explicatifs, la croissance des consommations d'énergie des transports apparaît très modeste : après une croissance assez vive, mais très inférieure à celles des indicateurs ci-dessus, jusqu'en 1999, ces consommations baissent d'année en année, ce qui montre l'ampleur des progrès réalisés dans l'efficacité énergétique du secteur.

Secteur de l'électricité[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Électricité en Allemagne.

Production[modifier | modifier le code]

Production brute d'électricité en Allemagne par source, 1990-2012
source données : AGEB

En 2012, la production nette[n 8] d'électricité (estimation provisoire) s'est élevée à 617,6 TWh, les centrales thermiques en produisant plus de la moitié : 57,6 % (lignite : 25,7 % ; charbon : 19,1 % ; gaz naturel : 11,3 % ; pétrole : 1,5 %), les centrales nucléaires 16,1 %, les énergies renouvelables 22,1 % et les autres sources 4,2 %[33].

Consommation[modifier | modifier le code]

La consommation finale d'électricité est égale à la production nette diminuée des pertes de transport et des exportations, et augmentée des importations :

Consommations d'électricité par secteur[M 11]
en TWh 1991 % 1995 % 2000 % 2005 % 2006 2007 2008 2009 2010 %
Industrie 232,1 49,1 226,1 47,8 239,1 47,7 249,7 46,7 253,7 255,3 256,0 208,9 223,0 43,8
Transport 15,3 3,2 16,2 3,4 15,9 3,2 16,2 3,0 16,3 16,4 16,5 15,9 16,5 3,2
Services publics 37,2 7,9 37,2 7,9 40,1 8,0 44,6 8,3 44,9 45,5 46,0 44,8 45,0 8,8
Agriculture 9,3 2,0 8,0 1,7 7,5 1,5 8,3 1,6 8,3 8,5 8,7 8,6 8,7 1,7
Résidentiel 122,2 25,8 127,2 26,9 130,5 26,0 141,3 26,5 141,5 140,2 139,5 139,2 141,0 27,7
Commerce et services 56,8 12,0 57,9 12,3 68,3 13,6 74,1 13,9 74,9 75,3 75,5 73,7 74,8 14,7
TOTAL 472,9 100 472,6 100 501,4 100 534,2 100 539,6 541,2 542,2 491,1 509,0 100

La consommation a augmenté de 14,7 % entre 1991 et 2008, soit +0,8 % par an, puis diminué de 9,4 % en 2009 du fait de la crise. Elle a regagné 3,6 % en 2010.

La consommation totale : 509 TWh est supérieure de 20,5 % à celle de la France : 422,5 TWh[34] ; mais la population allemande est beaucoup plus nombreuse (81,8 millions contre 64,85 millions), donc la consommation par tête est nettement plus élevée en France : 6515 kWh contre 6220 kWh en Allemagne.

Politique énergétique[modifier | modifier le code]

Pour les Allemands, l’atome civil reste indissolublement lié à l’atome militaire auquel le pays a renoncé. Fukushima n’a fait qu’accélérer le processus. La sortie du nucléaire bénéficie d’une large majorité au parlement et dans l’opinion.

Quelques dates clés[modifier | modifier le code]

  • 1998 : la coalition SPD/Verts arrive au pouvoir. La nouvelle politique, dite de modernisation énergétique, menée par le ministre de l’écologie, Jürgen Trittin, se traduit par deux décisions majeures :
    • Le 29 mars 2001, adoption de la loi Erneuerbare Energien Gesetz (Loi sur les EnR) : Tarif d’achat garanti sur 20 ans, à un prix connu d’avance ; le surcoût est répercuté sur le consommateur final ( EEG-Umlage).
    • Le 14 juin 2001, signature d’une convention avec les exploitants de réacteurs nucléaires. Les parties conviennent que les 19 réacteurs en service pourront produire encore 2620 TWh et que le dernier réacteur devra être arrêté en 2021. Le 22 avril 2002, cette convention est transcrite dans la loi Atomaustieg (sortie de l’atome).
  • 2009 : arrivée au pouvoir d’une coalition CDU/FDP. Angela Merkel, alors plutôt favorable à l’énergie nucléaire, promet de revoir la loi sur la sortie du nucléaire. L’Energiekonzept de novembre 2010 propose une inflexion de la politique énergétique d’ici 2050. La chancelière y perdit en popularité.

Le 29 octobre 2010, adoption de ce nouveau concept par le Bundestag. Il prévoit un allongement de la durée de vie des réacteurs pour une durée comprise entre 8 et 14 ans au-delà de 2021. En échange, les opérateurs concernés s’engagent à payer une taxe sur l’énergie nucléaire dont le produit servira à réduire le déficit public et à contribuer au fond énergie-climat dont l’objet est de stimuler le développement des ENR.

Carte des centrales nucléaires allemandes fermées par l'Atom-Moratorium le 14.03.2011. Les réacteurs fermés sont en rouge, les réacteurs restés en marche en bleu.
  • 2011 : le 14 mars, 3 jours après l’accident de Fukushima, la Chancelière annonce l’arrêt des 8 réacteurs les plus anciens (8400 MW). À l’époque, la Chancelière était en difficultés avec son partenaire FDP et, disait-on, envisageait une coalition avec les Verts.

Le 22 mars, la Chancelière installe une Ethikkommission, composée pour l'essentiel de philosophes et de sociologues, dont le mandat consiste à examiner la faisabilité d’une sortie accélérée du nucléaire. La commission remet son rapport le 28 mai en concluant que l’Allemagne pouvait obtenir une sécurité d’approvisionnement à un niveau équivalent au niveau actuel en sortant du nucléaire et en développant les ENR, le recours aux centrales thermiques à flamme restant nécessaire pendant la période de transition. Le surlendemain le ministre de l’environnement annonce que les 8 réacteurs arrêtés ne redémarreront pas et que les 9 autres seront définitivement arrêtés d’ici 2022.
Dès l’été 2011 est adopté un paquet de lois (Gesetzpaket) qui n’en comprend pas moins de sept. Les objectifs sont :

  • Fermer le dernier réacteur nucléaire en 2022.
  • Réduire les émissions de GES de 40 % en 2020 et de 80-95 % en 2050, 1990 étant l’année de référence. L’Union s’est donnée comme objectif moins 20 % d’ici 2020 ; la discussion se poursuit à Bruxelles sur ce qu’il adviendra ultérieurement.
  • Réduire la consommation d’énergie primaire de 20 % d’ici 2020 et de 50 % d’ici 2050, 2008 étant l’année de référence. Ceci correspond à une baisse de 2,3-2,5 % par an. C’est peut-être là le plus ambitieux des objectifs que s’est fixée l’Allemagne.
  • Réduire celle d’électricité de 10 % d’ici 2020, de 25 % d’ici 2050, toujours avec 2008 comme année de référence. Ceci sera également difficile compte tenu de la politique d’encouragement au développement des véhicules électriques.
  • Réduire la consommation de chaleur dans les bâtiments de 20 % d’ici 2020.
  • Améliorer la productivité énergétique de 2,1 % par an
  • Produire avec les EnR en 2050 plus de 50 % de la consommation d’énergie primaire et, dès 2020, 35 % de la consommation finale d’électricité. L’essentiel de la puissance supplémentaire sera le fait d’EnR intermittentes (éolien et solaire).

Rappel : L’Union européenne s’est fixé comme objectif 2020, en 2008 dans le paquet climat-énergie : 20 % d'EnR, moins 20 % sur les émissions de CO2 et +20 % d'efficacité énergétique.

Les difficultés de la transition énergétique[modifier | modifier le code]

La transition énergétique (Energiewende) lancée par le Gesetzpaket pose des défis de grande ampleur :

  • Restructurer le réseau électrique : le développement de l’éolien se faisant principalement dans le nord du pays et plus particulièrement dans la mer du Nord et l’électricité étant consommée principalement dans les Länder du sud, la transition doit s’accompagner d’un fort développement des lignes de transport à haute tension. Mais ce développement se heurte à l’opposition des riverains. Dans une étude remise fin mai 2012 à la Chancelière, les quatre gestionnaires de réseaux de transport estiment à 3 800 km la longueur des lignes haute tension à construire et à 4 000 km celle des lignes à moderniser, pour un montant de 20 Md € auxquelles il faut ajouter 12 Md € pour le raccordement de l’éolien marin. Soit un total de 32 Md € à investir pour atteindre l’objectif 2022. Or depuis 2005, seuls 200 km de lignes haute tension ont pu être construites. C'est pourquoi une loi est en discussion pour faciliter les autorisations de construction des lignes haute tension : la Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) vise la réduction des délais de construction des lignes de grand transport de 10 à 4 ans. En novembre 2012, l'association des entreprises de l'énergie BDEW annonce que d'ici 2020 il faudra construire 4 300 km de lignes HT pour acheminer la production éolienne vers le sud[35]. L'afflux des énergies renouvelables provoque des surcharges du réseau au point que l’électricité doit souvent être déroutée par la Pologne et la République Tchèque afin de revenir en Allemagne du sud, ce qui provoque dans ces pays, des incidents techniques à répétition[36].
  • Compenser la perte de 10 GWe nucléaire : il faudra construire de nouvelles centrales thermiques à flamme, pour remplacer les vieilles centrales au charbon et au lignite qui ne respectent plus les normes environnementales, et pour atténuer l’intermittence des productions éoliennes et photovoltaïques en fonction des variations climatiques. En 2011, la perte de production due à la fermeture de 8 réacteurs a été de 31,1 TWh. Elle a été compensée par une baisse de la consommation de 1,9 TWh, une augmentation de 18,5 TWh de la production des EnR, une baisse des exportations de 3,9 TWh (-6,4 %, dont -0,7 TWh vers la France) et une augmentation des importations de 7,5 TWh (+18 %, dont 5,2 TWh de France)[37]. Les groupes énergétiques comme E.ON ou RWE rencontrent beaucoup de difficultés et sont parfois contraintes de ne faire tourner leurs centrales à gaz que 1000 à 1500 heures par an, au lieu des 6000 nécessaires pour qu’elles soient rentables[36].
  • Pallier les conséquences de l’intermittence des productions éolienne et photovoltaïque : le stockage par pompage dans des réservoirs de barrage est très séduisant, mais le potentiel reste limité, la plupart des sites envisageables étant déjà équipés ; reste le stockage sous forme d’hydrogène, une technologie prometteuse et pour laquelle les Allemands sont à la pointe de la recherche, mais dont la maturité semble encore lointaine, et l'efficacité énergétique encore réduite. Le stockage sous forme d’air comprimé est également à l’étude. La conclusion d’accords est envisagée avec la Norvège, pays richement doté en centrales hydrauliques, permettant une optimisation entre le soutirage en Norvège et le surplus d’électricité d’origine éolienne en Allemagne ; mais cette souplesse est déjà utilisée abondamment par le Danemark, et la capacité des réservoirs norvégiens n'est pas illimitée.
  • Eviter une hausse excessive du prix de l'électricité pour les consommateurs : la production EnR est achetée par les fournisseurs d'électricité à un tarif d'achat réglementé dont le surcoût par rapport aux prix de marché (soit 128,3 €/MWh en 2011[23]) est répercuté sur les consommateurs d'électricité sous la forme d'un prélèvement uniforme (EEG-Umlage) sur tous les kWh consommés ; cet EEG-Umlage atteignait en 2011 une moyenne de 35,9 €/MWh[23] (49 % pour le solaire, 23 % pour l'éolien et 26 % pour la biomasse), soit 14 % du prix moyen 2011 du kWh (249,5 €/MWh[23]) pour un ménage-type de 3 personnes consommant 3500 kWh/an. La croissance très rapide de ce fardeau a amené le gouvernement à abaisser fortement les tarifs d'achat pour le solaire. Il convient d'ajouter à cela les coûts des renforcements de réseaux évoqués ci-dessus, ainsi que ceux des dispositifs de stockage rendus nécessaires par l'intermittence, qui seront forcément répercutés sur les consommateurs. Le renchérissement de l'électricité, déjà 2 fois plus coûteuse qu'en France, risque de poser des problèmes d'acceptabilité sociale. Le patron de Vattenfall Europe prédit des prix de l'électricité de 30 % supérieurs à leur niveau actuel à l'horizon 2020[38].
Plusieurs ministres allemands ont laissé entendre au cours de l'été 2012 que le pays pourrait ralentir sa transition énergétique en faveur des énergies renouvelables. Philipp Rösler, ministre de l’économie allemand, a déclaré que les « les objectifs et les délais restent les mêmes, mais nous devrons reconsidérer les choses si des emplois ou la compétitivité étaient menacés. » De son côté, le ministre de l’environnement, Peter Altmaier, avouait que « l’objectif de la réduction de la consommation de 10 % d’ici 2020 sera difficile à tenir ». Cette évolution de position s’explique par des projections récentes qui montrent que le prix de l’électricité allemande pourrait grimper de 30 % d’ici 2020 ; une telle hausse du prix de l’électricité pour les particuliers pourrait être mal acceptée par le peuple, problème délicat à un an des élections législatives ; et l’ensemble de l’économie nationale serait affectée par cette hausse de prix liée à la politique gouvernementale de sortie du nucléaire ; l’industrie allemande, forte consommatrice d’électricité, aurait du mal à rester concurrentielle si le prix de l’énergie venait à exploser de la sorte[39].
Un récent sondage a révélé que 67 % de la population allemande considère que les coûts de développement des EnR sont trop élevés, contre 35 % deux ans plus tôt[EW 10].
L'EEG-Umlage est passée au 1er janvier 2013 à 53 €/MWh, ce qui représente un surcoût moyen par foyer de 185 € par an ; selon la Frankfurter Allgemeine Zeitung, la facture des consommateurs allemands d’électricité pour les fournitures d’origine renouvelable a représenté en 2012 un montant record de plus de 20 milliards d’euros ; la valeur de marché de cette électricité renouvelable selon les cours de la Bourse de l'électricité est de 2,9 Mds € ; le surcoût payé par les consommateurs est donc de 17 milliards d'euros[40].
Peter Altmaier, ministre CDU de l'Environnement, a annoncé fin janvier 2013 son intention de revoir le mode de financement des énergies renouvelables, qui repose aujourd'hui essentiellement sur les ménages et le Mittelstand (les ETI allemandes). Il remet en cause l'EEG-Umlage qui est passée de 0,35 c/kWh en 2003 à 5,3 c/kWh en 2013, ce qui représente un coût de 20 milliards d'euros par an pour les consommateurs d'électricité ; d'après le cabinet Bearing Point, elle pourrait atteindre 12 c/kWh en 2020, soit 50 Mds €/an ; pour un ménage qui consomme 3500 kWh/an, l'addition passerait de 185 à 420 €/an ; « nous avons atteint la charge limite de cette subvention », a déclaré le ministre de l'Environnement. Philipp Rösler, ministre libéral de l'Économie, pourfendeur assidu d'une transition énergétique qui sacrifierait la compétitivité des industriels allemands, a salué « un pas important, dans la bonne direction » ; d'après l'institut VIK, les industriels français paient leur électricité 22 % moins cher que les allemands, les chinois 25 % et les américains 52 % moins cher. Par ailleurs, Peter Altmaier a l'intention de rechercher une meilleure allocation des aides en fonction des besoins du réseau : la production éolienne est très concentrée dans le nord, en particulier en Basse-Saxe, alors que la grande industrie est plutôt localisée dans le sud[41] ; cette dernière déclaration pourrait bien annoncer la disgrâce de l'éolien offshore, très coûteux et nécessitant la construction de lignes à très haute tension nord-sud.
Dans un entretien accordé, mercredi 20 février, à la Frankfurter Allgemeine Zeitung, Peter Altmaier, ministre allemand de l'environnement, annonce que la sortie du nucléaire d'ici à 2022 et la transition vers les énergies renouvelables pourraient coûter à l'Allemagne « un billion (1 000 milliards) d'euros d'ici la fin des années 2030 »[42].
Les difficultés de l'Energiewende, et en particulier de son financement, ont été un des thèmes majeurs de la campagne électorale législative de 2013 : la chancelière Angela Merkel promet que le niveau des subventions aux énergies renouvelables ne doit plus augmenter (mais elle avait déjà promis en 2011 que les prix de l'électricité demeureraient stables...) ; le ministre de l'Environnement, Peter Altmaier, suggère que ces subventions soient financées par l'emprunt ; la CSU émet l'idée de faire financer la construction de capacités nouvelles en énergie renouvelable par la banque publique d'investissement KfW. Le SPD et les Verts proposent de baisser les taxes, dont la TVA, sur l'électricité. Une commission ad hoc, mise en place par le gouvernement, a remis au ministre de l'Économie Philipp Rösler des conclusions autrement plus radicales, suggérant notamment que l'Allemagne s'inspire du modèle suédois, abolisse les subventions et les remplace par des quotas annuels de production d'électricité à partir des énergies renouvelables[43].
Les négociations pour la formation d'un gouvernement d'union CDU-SPD s'orientent vers une révision en baisse des objectifs de production d'éolien offshore pour 2020 à 6,5 GW au lieu de 10 GW, et vers une réduction des aides à l'éolien terrestre et aux autres énergies renouvelables, qui seront réorientées vers un système de primes qui remplacerait le système actuel de prix d'achat garanti : les producteurs de ces énergies vendront leur électricité sur le marché et recevront une prime au kWh ; la chancelière Angela Merkel a déclaré : « Nous devons surtout freiner l'explosion des coûts. » ; un accord a également été trouvé pour interdire la fracturation hydraulique[44].
Les principaux producteurs d'électricité européens : RWE, E.ON et GDF-Suez ont lancé le 13/11/2013 un avertissement sur la crise du secteur électrique européen, déstabilisé par la conjugaison du boom incontrôlé des énergies renouvelables, l'arrêt du nucléaire en Allemagne, l'effondrement du marché des permis d'émission de GES et la forte baisse du charbon causée par le boom du gaz de schiste aux États-Unis : les prix de gros de l'électricité ont fortement baissé, les opérateurs se sont vu contraints de fermer de nombreuses centrales au gaz qui étaient sous-utilisées, et les cours de leurs actions ont fortement baissé depuis le début de 2013[45] (sauf EDF)[n 9].
Le nouveau ministre de l’Économie et de l'Énergie Sigmar Gabriel a présenté le 9 avril 2014 le projet de réforme "Energiewende 2.0" de la loi sur le financement des énergies renouvelables (EEG) de 2000, qui vise à abaisser les tarifs d'obligation d'achat : de 17 cents/kWh en moyenne actuellement, la rémunération moyenne va passer à 12 cents/kWh en 2015, ce qui est encore trois fois supérieur au prix du marché de gros, mais inférieur de plus de moitié au prix de détail payé par les particuliers ; les Länder ont obtenu quelques aménagements en faveur des éoliennes en mer et de la biomasse dans le Sud ; les exemptions de taxe EnR (EEG-Umlage) pour les entreprises seront revues à la baisse, mais les entreprises grosses consommatrices d'électricité conserveront leurs exemptions ; à moyen terme, la réforme vise, conformément aux nouvelles orientations prônées par Bruxelles, à supprimer les tarifs d'obligation d'achat : les exploitants des EnR devront alors vendre leur électricité directement sur le marché de gros, moyennant une prime compensatoire. Le projet de loi doit être voté au Bundestag fin juin pour entrer en vigueur le 1er août 2014 ; le commissaire européen à l'Énergie Günther Oettinger a déclaré qu'une autre loi EEG devra venir dans trois ans[46]; des limites en volume seront fixées au développement de l'éolien terrestre et du solaire à 2500 MW par an et de l'éolien offshore à 6,5 GW d'ici 2020. Le gouvernement se fixe comme objectif de porter la part de l'« électricité verte » à 40-45 % en 2025 et 55-60 % en 2035[47].

Le commissaire européen à la Concurrence Joaquin Almunia a présenté le 9 avril 2014 un projet de "nouvelles lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l'environnement et de l'énergie " destiné à mettre fin progressivement au régime dérogatoire à la règle de la libre concurrence qui interdit les aides d'état, dont bénéficiaient les énergies renouvelables afin de favoriser leur montée en puissance[48] ; la Commission estime que ce système a fait son temps, a rempli son objectif puisque les énergies renouvelables assurent désormais 14 % de l'approvisionnement énergétique européen, et a provoqué des "bulles" et des abus, notamment du fait des tarifs garantis pour le photovoltaïque. Elle propose donc pour la période 2014-2020 :

  • d'interdire le système de prix garantis pour toutes les installations solaires de plus de 500 kW et éoliennes de plus de 3 MW ;
  • de privilégier désormais un système d'appel d'offres sans discrimination entre énergies renouvelables (le solaire l'emportera dans les régions ensoleillées, l'éolien dans les régions ventées, la biomasse dans les régions forestières, etc) afin de réintégrer l'électricité verte dans les mécanismes de marché ;
  • des régimes plus souples mais complexes sont prévus pour les technologies non matures ;
  • les soutiens aux biocarburants de première génération seront interdits à l'horizon 2020 ;
  • de maintenir le régime dérogatoire dont bénéficient les industries les plus énergivores pour plafonner leur contribution au financement des énergies renouvelables : 65 secteurs (ciment, aluminium, etc) ; au terme d'un intense lobbying, les électro-intensifs allemands ont obtenu le maintien du volume d'exemption à la taxe sur les énergies renouvelables (EEG) qui s'élèvera cette année à 5 milliards d'euros ; le ministre de l’Économie et de l’Énergie, Sigmar Gabriel, a déclaré que « cela représente un coût de 40 euros par an pour un ménage de trois personnes, mais le maintien de plusieurs centaines de milliers d'emplois ».

Prospective[modifier | modifier le code]

L'Institut Fraunhofer pour les systèmes énergétiques solaires[49] a publié en novembre 2012 une étude intitulée « 100 % d'énergies renouvelables pour l'électricité et la chaleur en Allemagne » pour l'horizon 2050[50] : les chercheurs ont simulé un système électrique fonctionnant heure par heure et sur une année entière à partir d'énergies renouvelables, en prenant comme hypothèse de demande le succès d'une politique d'économie d'énergie réduisant la consommation d'électricité d'environ 25 % par rapport à 2011, hypothèse très volontariste puisque jusqu'ici seule la crise a réussi à faire baisser cette consommation (mais seulement dans l'industrie). Le mix énergétique auquel aboutissent leurs travaux est le suivant :

  • 170 GW d'éolien terrestre et 85 GW d'éolien en mer, soit 255 GW contre 29 GW en 2010 ;
  • 200 GW de photovoltaïque, contre 17 GW en 2010 ;
  • 70 GW de centrales "Power-to-gas" transformant l'électricité issue des EnR en gaz (hydrogène) lors des périodes de production excédentaires par rapport à la demande ;
  • 95 GW de centrales à gaz utilisées en "back-up", lorsque la production EnR n'est pas suffisante, et optionnellement couplées à des systèmes de récupération de la chaleur pour réinjection dans les réseaux de chaleur ;
  • de nombreuses installations de stockage de chaleur permettant de diminuer la part de la biomasse (50 TWh/an) dans la production de chaleur et d'électricité. Ainsi, la majeure partie de la biomasse sera consacrée aux transports et aux procédés industriels ;
  • 130 GW de solaire thermique, produisant directement de l'eau chaude qui ne font pas partie du système électrique mais qu'il faut mentionner car ils remplacent des systèmes électriques actuels.

Les capacités de production d'électricité totaliseraient donc 550 GW, chiffre énorme en comparaison de la puissance installée de la France : 125 GW, dont 64 GW de nucléaire. À lui seul, le parc de centrales à gaz aurait une puissance largement supérieure au parc nucléaire français actuel ! Au total, environ quatre fois plus de capacités de production, pour une production réelle de même ordre de grandeur. C'est le prix de l'intermittence des vents et du soleil. Et l'objectif de 100 % d'EnR n'est pas atteint puisque subsiste cet énorme parc de centrales à gaz[51].

Impact environnemental[modifier | modifier le code]

Évolution des émissions de gaz à effet de serre des principaux pays européens
Source données : Agence européenne de l'environnement[52].

L'Allemagne est un des plus gros émetteurs de gaz à effet de serre au monde : en 2012, ses émissions de CO2 liées à l'énergie, estimées à 815 Mt, en font le no 1 de l'Union Européenne, loin devant la Grande-Bretagne qui est no 2 avec 530 Mt et la France, no 4 (après l'Italie) avec 383 Mt. Les émissions allemandes représentent 20,5 % du total de celles de l'Union Européenne et 2,4 % du total mondial[M 12]. Elle occupait le 6e rang mondial en 2011, avec 747,58 Mt de CO2, soit 2,4 % des émissions mondiales pour 1,2 % de la population mondiale[K 2]. Pour ce qui est des émissions par habitant, l'IEA lui attribue 9,14 tonnes par habitant contre 5,04 tonnes en France[K 11] mais 16,94 tonnes aux États-Unis. Selon les statistiques allemandes, ce serait en fait 10,18 tonnes par habitant.

Voici l'ensemble des émissions de tous les gaz à effet de serre et de l'ensemble des secteurs :

Émissions de gaz à effet de serre[M 13]
en Mt CO2-équivalent 1990 % 1995 % 2000 % 2005 % 2008 2009 2010 % 2011 % 2012*
CO2 dioxyde de carbone 1008 82,9 898 82,7 859 85,2 872 86,7 853 792 835 87,6 807 87,2 814*
CH4 méthane 110 9,0 93 8,5 75 7,4 59 5,9 54 52 50 5,3 49 5,3
N2O dioxyde d'azote 87 7,1 80 7,3 62 6,1 61 6,1 63 63 55 5,8 57 6,2
autres 12 1,0 16 1,4 13 1,3 13 1,3 12 13 12 1,3 13 1,4
TOTAL 1217 100 1086 100 1008 100 1006 100 983 920 952 100 917 100 931*
Énergie 1022 84,0 905 83,3 859 85,2 825 82,0 805 752 789 82,9 761 82,2
Process industriels 94 7,7 97 8,9 78 7,7 79 7,8 79 72 69 7,2 69 7,5
Agriculture 88 7,2 76 7,0 76 7,5 71 7,1 72 70 68 7,2 70 7,6
Sylviculture et CAS** -36 -2,9 -35 -3,3 -35 -2,8 7 0,7 8 9 9 0,9 9 1,0
Ordures 43 3,6 40 3,7 28 2,8 21 2,1 17 16 15 1,6 14 1,6
Solvants et divers 4 0,4 4 0,3 3 0,3 2 0,2 2 2 2 0,2 2 0,2
* 2012 : première estimation, hors changements d'usage des terres et sylviculture
** CAS = changement d'affectation des sols.

Les émissions de gaz à effet de serre ont diminué de 23,9 % entre 1990 et 2011 ; cependant, l'essentiel du gain a été acquis pendant les 10 premières années : en 2000, il atteignait déjà 17 %. Les gains ont été particulièrement marqués sur le méthane : -56 % en 21 ans. On note également une forte diminution (-67 %) des émissions des ordures (recyclage, récupération du CH4 des décharges, etc) et des solvants (-60 %).

Pour les émissions de CO2, le ministère fournit des données plus détaillées, issues de l'Office Fédéral de l'Environnement (Umweltbundesamt) :

Émissions de dioxyde de carbone[M 14]
en Mt 1990 % 1995 % 2000 % 2005 % 2008 2009 2010 % 2011 2012* %
Total CO2 1008 100 898 100 859 100 872 100 853 792 835 100 807 814 100
Transport 162 16,1 176 19,6 181 21,1 160 18,4 153 153 153 18,4 156 154 18,9
Ménages 129 12,8 129 14,4 118 13,7 111 12,7 107 98 106 12,6 82 87 10,6
Professionnels 64 6,3 53 5,9 45 5,2 40 4,5 41 37 37 4,5 33 43 5,3
Entreprises manufacturières 176 17,4 134 15,0 118 13,7 109 12,5 114 100 115 13,8 114 114 14,0
Secteur énergétique 423 42,0 365 40,7 357 41,5 375 43,0 364 338 352 42,1 350 361 44,3
Agriculture, sylviculture, pêche 11 1,1 9 1,0 7 0,8 6 0,7 6 6 6 0,7 6 6 0,7
Autres émissions liées à l'énergie 14 1,2 4 0,4 2 0,3 2 0,2 1 1 1 0,2 1 1 0,2
Ss-total émissions CO2 liées à l'énergie 982 97,4 875 97,4 833 96,9 806 92,4 788 735 872 92,5 743 760 93,4
Process industriels 60 5,9 57 6,3 60 6,9 58 6,6 57 47 52 6,3 53 52 6,4
Solvants et divers 3 0,3 2 0,2 2 0,2 2 0,2 1 1 2 0,2 2 2 0,2
Sylviculture et CAS -36 -3,6 -36 -4,0 -35 -4,1 7 0,8 7 8 8 1,0 9 nd
* 2010 : provisoire. CAS = changement d'affectation des sols.

Les émissions totales de CO2 ont baissé de 19,2 % en 21 ans. La prépondérance des émissions du secteur énergétique est massive : 40 % à 44 % sur toute la période ; sa contribution à la baisse des émissions est donc majeure : -14,8 % en 21 ans. Les progrès ont été plus rapides chez les ménages (résidentiel) et les professionnels : -33 %, et surtout les « Entreprises de fabrication » : - 35 %, mais une part importante de cette baisse provient des délocalisations ; par contre, les transports n'ont guère diminué leurs émissions : seulement - 5 % en 20 ans ; de ce fait, leur part dans le total passe de 16,1 % à 18,9 % ; cependant, après avoir culminé à 185 Mt CO2 (21,6 %) en 1999, leurs émissions ont baissé de 16,6 % en 12 ans ; l'amélioration des moteurs, l'allègement des carrosseries et les primes à la casse ont donc été efficaces, mais n'ont pas suffi pour compenser l'accroissement du parc sur 21 ans.

Les émissions par habitant pour la catégorie « ménages » passent de 1 631 kg/hab. en 1990 à 1 057 kg/hab. en 2012, en baisse de 35 %. En comparaison, en France, elles sont passées de 56 Mt en 1990 à 58,3 Mt en 2009, soit +4 % et par habitant : de 944 kg/hab. à 907 kg/hab., en baisse de 4 %[53] : en première analyse, les Français semblent avoir fait moins d'efforts que les Allemands, mais ils émettent encore 34 % de GES en moins. Cependant, cette conclusion est remise en cause lorsqu'on constate que ces chiffres excluent les émissions dues à l'électricité, qui sont comptabilisées au niveau des centrales.

L'Agence internationale de l’énergie fournit la répartition de ces émissions par secteur de consommation (après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation)[54] : pour l'Allemagne, en 2010 :

  • industrie et construction : 2,99 t CO2/hab (32 % des émissions totales) ; en France : 1,16 t/hab ;
  • transport : 1,88 t/hab (20 %), dont transport routier : 1,724 t/hab (18,5 %) ; en France : 1,93 t/hab, dont 1,824 t/hab ;
  • résidentiel (ménages) : 2,384 t/hab (25,6 %) ; en France : 1,15 t/hab ;
  • autres (services, agriculture) : 1,65 t/hab (18 %) ; en France : 0,986 t/hab.

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. il convient de préciser que les conventions utilisées pour calculer les bilans énergétiques ont pour effet de minorer la part des énergies renouvelables
  2. a, b et c hydraulique, éolien, photovoltaïque
  3. a et b par exemple, en les affectant du même coefficient de rendement que le nucléaire (33 %).
  4. STEAG GmbH : Evonik 49 % + un groupe de 6 Stadtwerke.
  5. la différence entre ce montant et celui du tableau général des importations s'explique par le fait qu'il est calculé en pouvoir calorifique supérieur et non en pouvoir calorifique inférieur.
  6. en 2011, le secteur résidentiel a connu une chute brutale de 12,7 % due au climat exceptionnellement doux, mais est revenu en 2012 au niveau de 2010
  7. ou consommation résidentielle.
  8. La production nette d'électricité est celle mesurée à la sortie des centrales, c'est-à-dire déduction faite de la consommation des services auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales.
  9. EDF n'est guère touché par cette crise et a au contraire bénéficié de décisions favorables : hausses des tarifs réglementés, remboursement progressif des dettes CSPE de l'État, autorisation du projet nucléaire d'Hinkley Point au Royaume-Uni.

Références[modifier | modifier le code]

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  • (de)[PDF]BGR, Rapport annuel 2012 sur les réserves de matières premières, Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe - Agence Fédérale pour les Sciences de la Terre et les Matières Premières,‎ 2012 (lire en ligne)
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Voir aussi[modifier | modifier le code]

Sources et bibliographie[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]