La transition énergétique en allemagne janvier 2014

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BERLIN FORUM JANVIER 2014 POINT SUR LES E.N.R. EN ALLEMAGNE 2013 FORMATION DU PRIX DE L’ÉLECTRICITÉ PERSPECTIVES POUR LA NOUVELLE LOI E.E.G. L’ALLEMAGNE ENTRE LES ÉLECTIONS ET L’AMENDEMENT DE LA LOI EEG

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Update sur les énergies renouvelables en Alleamgne. Fomation des prix de l'électricité en Allemagne L'amendement 2015 de la loi EEG en Allemagne: perspectives et réalité

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POINT SUR LES E.N.R. EN ALLEMAGNE 2013

FORMATION DU PRIX DE L’ÉLECTRICITÉ

PERSPECTIVES POUR LA NOUVELLE LOI E.E.G.

L’ALLEMAGNE ENTRE LES ÉLECTIONS ET

L’AMENDEMENT DE LA LOI EEG

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POINT SUR LES E.N.R. EN ALLEMAGNE EN 2013

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ElectricitéMoyenneChaleurMobilité

PART DE E.N.R. DANS LA CONSOMMATION D’ÉNERGIE

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ENR: 22% Charbon: 19%Lignite: 26% Gaz naturel: 11%Nucléaire: 16% Divers 6%

LE MIX ÉLECTRIQUE

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LES E.N.R., PROPRIÉTÉ DES CITOYENS.

Privés: 35% Fonds / Banques: 13%Développeurs 14% P.M.E.: 14%Quatre grands utilities: 5% Agriculteurs: 11%Autres Utilities: 7% Autres: 1%

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FORMATION DU PRIX DE L’ÉLECTRICITÉ

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Cout d’approvisionnement et de distribution : 8,2 ctsC.S.P. : 5,3 ctsTaxe co‐génénération et responsabilité offshore: 0,4 ctsImpôt sur l’électricité: 2,1 ctsTaxe de concession 1,7 ctsTVA: 4,6 ctsCout du réseau: 6,5 cts

LE PRIX DE L’ ÉLECTRICITÉ POUR LES PARTICULIERS

Fourniture: 8,2 cts Tarif d’accès au réseau: 6,5 cts C.S.P.E.: 5,3 cts

Contribution au soutien de la cogénération et au développement éolien offshore: 0,4 cts

Taxe sur l’électricité: 2,& cts Redevance de concession: 1,7 cts

TVA: 4,6 cts

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COMPOSITION DE LA C.S.P.E. 2012 / 2014

2014Cout réel de production:  2,54 cts Baisse des prix de la bourse:  1,47 ctsExemption des consommateurs  privilégiés: 1,26 cts Rattrapage année précédente: 0,59 cts Réserve de liquidité:  0,27 cts Markt Prämie:  0,13 cts

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LE COUT DE LA C.S.P.E. PAR TYPE DE PRODUCTION

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EVOLUTION DES COUTS ANNUELS DE LA C.S.P.E.

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L’ALLEMAGNE, ENTRE LES ÉLECTIONS ET L’ AMENDEMENT DE LA LOI

E.E.G

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FORMATION DE LA COALITION CDU.CSU.SPD

• Mise en place d’un groupe de travail « ENERGIE »

• Conclusions intégrées dans le « Contrat de coalition » publié début Déc. 2013:

• Nouvel amendement de la loi EEG.Entrée en vigueur au 01/01/ 2015.

• Maintien des garanties anciennes pour toutes les production entrées en service dans le passé. (Bestandschutz)

• Rentabilité économique des centrales fossiles et mise en place d’un marche de capacité:Pas de décisions avant 2015.

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FORMATION DE LA COALITION CDU.CSU.SPD

Fin Décembre 2013:

• Nomination de Sigmar GABRIEL (S.P.D) « super ministre » de l'économie et de l’énergie.

• Rainer BAAKE, secrétaire d’état àl’énergie. Ancien secrétaire d’ état à l’énergie « Vert » dans le gouvernement Schröder en 2000.

• Choix des technologies arrivées á maturité: Eolien et P.V.

• Tarif de rachat maximum: 9cts.

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AMENDEMENT DE LA LOI E.E.G.

Délais:• Présentation du projet au cabinet: 9 Avril 2014• Vote au Bundestag: 7 juillet 2014• Entrée en vigueur au plus tard: 1 Janvier 2015

4 principes de base:

• Mise en place de « corridors » pour la construction de nouvelles capacités de production E.N.R. • En cas de dépassement du « corridor » par le haut: Baisse plus rapide de la dégression• En cas de non atteinte du plancher du corridor: Ralentissement de la dégression.

Maintien des objectifs de production ENR: 40% en 2025 , 55% en 2035, 80% en 2050

• Baisse des tarifs de rachat: 9 Cts/ KWh maximum.• 9 cts est le cout de production du KWh par centrale gaz « moderne.• Seules deux technologies émergent: EOLIEN et P.V.

• Intégration des E.N.R. dans le marché• Obligation pour toutes les unités > 500 KW de vendre leur production par « Marketing Direct »

• Fin de la désolidarisation de certains secteurs de la société allemande:• Seront revues les exemptions de C.S.P.E. dont bénéficient certaines sociétés• Les « auto consommateurs » seront soumis en tout ou partie á la C.S.P.E.

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CONSULTATIONS ULTÉRIEURES

• Consultations avec l’ industrie avant décision pour:

• Solutions aux problèmes de gestion des réseaux liés à l’intermittence des productions E.N.R.

• Politique de développement des réseaux• Gestion de la demande

• Rentabilité des centrales électriques classiques

• Mise en place d’un marché de capacité

• Politique énergétique commune en Europe commune en Europe

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DÉVELOPPEMENT DES RÉSEAUX

• Construction : 1.885 km Réseau HT • 268 KM réalisés de 2009 à fin 2012• Rien en 2013

• Coût actualisé selon étude Gvt. allemand 2013: 

• (sur 10 ans)• 30 Mrd€:  Réseau H.T. On shore• 18 Mrd€ : Réseau H.T. Offshore• 15 Mrd€: Réseau M.T. et B.T.

• Financé par investissement privé, refacturé au consommateur via le « Netzentgelt »

• Rendement investisseur actuel: 9,5%• Taux révisé en 2014

• Activité réglementé par la B.N.A.

• Développement de Smart Grid

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INVESTISSEMENTS DANS LES RÉSEAUX

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LA STABILITÉ DU RÉSEAU

• Nécessité du maintien de des centrales conventionnelles pour remédier à l’intermittence des E.N.R.

• Développement d’une nouvelle forme de marché de capacité.

• Développement du stockage, court terme et long terme.• Power to Gas • Barrages hydrauliques

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L’ AUTOCONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ

• N ’est soumis à aucune charge impôt ou contribution: CSPE, Taxe, droit d’accès au réseau…

• Se soustrait au devoir de solidarité nationale de participation au cout de la transition énergétique.

• Sera soumis à certains prélèvements • au KWh ou à la capacité ?

• L’ exploitant de l’installation et le consommateur • sont la même personne juridique.• Pas d’injection dans le réseau public.

• 10% de la consommation du pays est de l’autoconsommation

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RENTABILITÉ DES CENTRALES CHARBON ET GAZ

– Développement d’un marché de capacité plus rémunérateur (Appel d’offres)

– Besoin de connaissance précise du développement des E.N.R. 

– Objectif: En 2020, la production d’électricité doit provenir à 25% de cogénération (développement de petites unités flexibles)   

– Mise en place d’une commission. Conclusions fin 2015.

• Besoin de maintien des centrales pour assurer la sécurité d’approvisionnement et remédier à l’intermittence de s E.N.R. 

• Fin 2013, 28 centrales avec une capacité cumulée de 7.000 MW demandent l’autorisation de fermeture.– Si elle est refusée, (par la B.N.A.) les exploitants exigent une indemnité. 

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LES SECTEURS GAGNANTS

La commercialisation directe• Gestion de la demande• Structuration des E.N.R • Gestion de l’intermittence

Les infrastructures

Les petites C.H.P.• Le stockage d’électricité

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Merci pour votre attention

Michel LEISTENSCHNEIDERDemeter PartnersKurfürstendamm 58

10707 Berlin

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