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

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

2. POINT SUR LES E.N.R. EN ALLEMAGNE EN 2013
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3. PART DE E.N.R. DANS LA CONSOMMATION
D’ÉNERGIE
Electricité
Moyenne
Chaleur
Mobilité
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4. LE MIX ÉLECTRIQUE
ENR: 22%
Lignite: 26%
Nucléaire: 16%
Charbon: 19%
Gaz naturel: 11%
Divers 6%
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5. LES E.N.R., PROPRIÉTÉ DES CITOYENS.
Privés: 35%
Développeurs 14%
Quatre grands utilities: 5%
Autres Utilities: 7%
Fonds / Banques: 13%
P.M.E.: 14%
Agriculteurs: 11%
Autres: 1%
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6. FORMATION DU PRIX DE L’ÉLECTRICITÉ
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7. LE PRIX DE L’ ÉLECTRICITÉ POUR LES
PARTICULIERS
Cout d’approvisionnement et de distribution : 8,2 cts
C.S.P. : 5,3 cts
Taxe co‐génénération et responsabilité offshore: 0,4 cts
Impôt sur l’électricité: 2,1 cts
Taxe de concession 1,7 cts
TVA: 4,6 cts
Cout du réseau: 6,5 cts
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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8. COMPOSITION DE LA C.S.P.E. 2012 / 2014
2014
Cout réel de production: 2,54 cts
Exemption des consommateurs privilégiés: 1,26 cts
Réserve de liquidité: 0,27 cts
Baisse des prix de la bourse: 1,47 cts
Rattrapage année précédente: 0,59 cts
Markt Prämie: 0,13 cts
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9. LE COUT DE LA C.S.P.E. PAR TYPE DE
PRODUCTION
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10. EVOLUTION DES COUTS ANNUELS DE LA C.S.P.E.
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11. L’ALLEMAGNE,
ENTRE LES ÉLECTIONS ET L’ AMENDEMENT DE LA LOI
E.E.G
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12. 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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13. 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 à
l’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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14. 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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15. 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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16. 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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17. INVESTISSEMENTS DANS LES RÉSEAUX
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18. 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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19. L’ AUTOCONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ
•
10% de la consommation du pays est de
l’autoconsommation
•
•
•
L’ exploitant de l’installation et le consommateur
sont la même personne juridique.
Pas d’injection dans le réseau public.
• 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 ?
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20. RENTABILITÉ DES CENTRALES CHARBON ET GAZ
• 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.
– 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.
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21. 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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22. Merci pour votre attention
Michel LEISTENSCHNEIDER
Demeter Partners
Kurfürstendamm 58
10707 Berlin
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