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La transition énergétique

 | 
Solène Hazouard
, 
René Lasserre

IV – Défis et transformations du marché de l'électricité

Transition énergétique en RFA : impact sur les réseaux électriques en Allemagne1

Ulrike Hansen
Traduction de Isabelle Bourgeois et Ulrike Hansen

Texte intégral

  • 1 Version revue et actualisée en août 2016 d’un article paru dans la revue du CIRAC Regards sur l’éco (...)

1La réorientation de la transition énergétique allemande est en cours depuis le début de l'année 2014 (sur l'impératif de réformes, voir Bourgeois, 2014). Avec l'entrée en vigueur, le 1er août 2014, de la loi de révision de la loi de promotion des énergies renouvelables (Erneuerbare Energien-Gesetz, EEG), les mesures suivantes ont été mises en œuvre : définition d'objectifs de production d'énergie de source renouvelable, révision des critères de soutien aux énergies renouvelables et obligation de vente directe sur le marché de l'électricité. Par ailleurs, le ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie a publié le 24 juin 2014 un « Agenda énergie en 10 points » (10 Punkte-Energie-Agenda) qui vise la coordination des approches, et des calendriers afférents, à savoir : réforme de la loi EEG, mise en œuvre conjointe du paquet énergie-climat 2030 au sein de l'Union européenne, révision du système européen d'échange de quotas d'émission de CO2, nouvelle approche de l'organisation du marché de l'électricité et de coordination des mix énergétiques, définition d'une stratégie d'efficacité énergétique dans le BTP, développement du réseau allemand de transport et de distribution d'électricité, suivi annuel de l'avancée de la transition énergétique (monitoring) et coopération renforcée des plates-formes de recherche en la matière.

2À la suite d'une consultation publique, le ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie a publié le livre blanc sur le développement du marché énergétique allemand (Weißbuch « Ein Strommarkt für die Energiewende ») en 2015. Les principales idées du livre blanc ont été intégrées à la loi sur la conception du marché de l'électricité (Strommarktgesetz), laquelle a été adoptée par le Conseil des ministres le 4 novembre 2015 et par le Parlement allemand le 8 juillet 2016, et est entrée en vigueur le 30 juillet 2016. Les fondements principaux de la loi sont : la libre fixation des prix, une surveillance élaborée de la sécurité d'approvisionnement, le maintien d'une « réserve du réseau » (pour assurer la sécurité de l'exploitation du réseau et pour combler l'écart temporel du développement du réseau) et une « réserve de capacité » pour réagir aux situations extrêmes et imprévisibles du marché de l'énergie.

3L'accélération du développement du réseau électrique est un élément central de la transition énergétique allemande depuis son lancement il y a plus de quinze ans. Après l'arrêt de huit réacteurs (7+1) intervenu en 2011 à la suite du moratoire de sortie accélérée du nucléaire, le volume d'électricité d'origine nucléaire injecté dans le réseau a baissé de quelque 9 700 MW, ce qui a profondément modifié la structure du flux de charge, se traduisant par une hausse des importations d'électricité (cette situation s'est toutefois inversée entretemps, l'Allemagne étant aujourd'hui exportatrice) et des flux acheminés d'est en ouest. Cet impact du moratoire sur l'abandon du nucléaire d'ici 2022 à la fois sur les réseaux de transport et la sécurité de l'approvisionnement vient rappeler l'impératif du développement des réseaux.

Le développement du marché de l'énergie en Allemagne

4Depuis plus d’une décennie, la question de l’extension des réseaux joue un rôle central dans la politique de transition énergétique allemande. Avant l’institution d’une régulation propre au marché de l’électricité en 2005, le calcul prévisionnel des besoins de production, de la consommation et des impératifs de développement des réseaux s’effectuait au sein même de chaque entreprise du secteur de l’électricité ; ces électriciens étaient alors des sociétés verticalement intégrées. Or la libéralisation (1999) a eu pour effet la séparation des activités de production, de transport et de distribution (unbundling), de même que la multiplication des acteurs sur le marché de la production d’électricité. À cela est venu s’ajouter le choix d’un mix énergétique accordant une place croissante à l’électricité produite à partir de sources renouvelables. Il est alors apparu dès 2003 que cette évolution rendait incontournable un effort accru de développement du réseau à très haute tension et que celui-ci devait être accompagné par les pouvoirs publics. Comme l’actuelle autorité de régulation, la Bundesnetzagentur (BNetzA), n’avait alors pas encore de compétences énergétiques, c’est l’Agence allemande de l’énergie (Deutsche Energie-Agentur, dena) qui fut chargée par le ministère fédéral de l’Environnement de réaliser un rapport sur la planification des réseaux à l’horizon 2020, intégrant l’éolien onshore et offshore (rapport Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020, 2005).

Le marché de l’électricité allemand – données clés
En Allemagne, on compte quatre exploitants de réseaux de transport d’électricité : Amprion, Tennet, Transnet BW et 50 Hertz. Ces sociétés sont toutes de droit privé, au statut de SARL (GmbH). Tous les opérateurs ont obtenu la certification délivrée par l’autorité de régulation, la Bundesnetzagentur, de même que l’opérateur de réseaux offshore Tennet Offshore mbH.
Le réseau de répartition d’électricité est géré actuellement par 884 sociétés.
La gestion des réseaux est totalement séparée des activités que sont la production d’électricité et sa distribution au consommateur final. La part de marché des quatre plus grandes sociétés de production d’électricité s’élève à environ 73 % de la production nette d’électricité qui est de 408 TWh (état au 31 décembre 2014). Alors que la production d’électricité de source conventionnelle est tombée à 426,6 TWh en 2014 (soit -20,5 TWh par rapport à 2013), celle issue de sources renouvelables a progressé de 8,4 TWh pour s’établir à 154,8 TWh en 2014. L’Allemagne est exportateur net d’électricité et occupe, en sa qualité de pays de transit, le rôle de plaque tournante dans le système central de couplage des marchés européens (Bundesnetzagentur, Monitoringbericht, 2015).

Le cadre législatif pour accélérer le développement des réseaux

5La loi sur l’approvisionnement en gaz et en électricité adoptée en 2005 et surnommée « loi sur l’économie de l’énergie » (Energiewirtschaftsgesetz, EnWG) fait obligation aux opérateurs de réseaux « d’entretenir et d’optimiser en fonction des besoins, de renforcer et de développer le réseau dans la mesure de ce qui est économiquement raisonnable » (§ 11, al. 1 loi EnWG). Ils peuvent pour cela déposer auprès de la BNetzA des demandes de soutien à l’investissement pour des projets individuels de développement du réseau. La loi EnWG confie également aux exploitants de réseaux de transport la mission explicite de planifier le réseau de transport. Ceux-ci devaient déposer tous les deux ans devant la BNetzA un rapport sur l’état de leur planification. Depuis 2011, ce rapport devait être remis tous les ans. Cependant, l’intervalle de soumission du rapport été porté à deux ans à partir de 2016.

6Or l’extension et la modernisation du réseau a pris beaucoup de retard, du fait entre autres de la lenteur des procédures administratives d’autorisation. Face à la persistance des lacunes et pénuries constatées, le législateur a donc dû prendre une série de mesures pour accélérer le développement du réseau.

7Une première loi visant à accélérer les procédures de planification d’infrastructures a ainsi été adoptée le 9 décembre 2006. Entrée en vigueur le 17 décembre 2006, elle modifie les procédures administratives et réglementaires d’autorisation de certaines infrastructures de transport de gaz et d’électricité contenues dans la loi EnWG, importantes notamment pour sécuriser l’approvisionnement. Elle facilite les procédures réglementaires d’autorisation.

8Une deuxième loi accélérant le développement des réseaux a été adoptée le 21 août 2009 : la loi sur l’extension des lignes de transport d’énergie (Energieleitungsausbaugesetz, EnLAG). Une telle loi était devenue nécessaire parce que la précédente n’avait pas suffi à réduire les retards pris tant au niveau de la planification que de la réalisation de l’extension du réseau. Le pivot de la modification est donc l’inscription des différents projets – notamment des projets d’intérêt commun européen – au sein d’une loi de programmation prévisionnelle. Auparavant, le contrôle du bien-fondé de ces projets d’extension s’effectuait dans le cadre de plusieurs procédures administratives relevant de la compétence des Länder : la procédure d’aménagement et la procédure réglementaire d’autorisation permettant la construction des lignes, et sur l’aspect du financement, la procédure d’octroi des budgets d’investissement par la Bundesnetzagentur.

9Enfin, la loi sur l’accélération du développement des réseaux (Netzausbaubeschleunigungsgesetz, NABEG) a été adoptée en 2011. Elle simplifie en profondeur les processus d’harmonisation des scénarios de planification des réseaux et les procédures d’autorisation (procédure d’approbation des grands projets publics) tout en en réduisant nettement la durée.

2011 : loi NABEG et simplification des procédures

10Depuis 2011, la planification des réseaux de transport d’électricité s’effectue de la manière suivante (§§ 12a-12e EnWG) : les exploitants de réseaux de transport allemands présentent chaque année un schéma-cadre conjoint. Il constitue la base sur laquelle s’effectue la planification de l’ensemble des réseaux, qu’ils soient onshore ou offshore. Il comprend au moins trois projections (scénarios) censés correspondre aux évolutions probables des objectifs de politique énergétique fixés par le gouvernement fédéral au cours des dix années à venir. L’un des scénarios porte sur les deux décennies à venir. Les exploitants de réseaux de transport posent donc, pour chacun des scénarios, des hypothèses de travail en ce qui concerne la production, la distribution et la consommation d’électricité, de même que les échanges avec les États voisins, et ils prennent en considération également les programmes d’investissement concernant l’infrastructure des réseaux européens. Ce projet de schéma-cadre est remis à la Bundesnetzagentur qui le soumet à une procédure de consultation publique à l’issue de laquelle, et en tenant compte des avis émis lors de cette dernière, l’autorité de régulation approuve annuellement ce schéma-cadre. L’intervalle de proposition d’un schéma-cadre par les gestionnaires des réseaux de transport allemands a également été porté à deux ans à partir de 2016. Les différents scénarios sont désormais établis à un horizon allant de 10 à 15 ans à moyen terme et de 15 à 20 ans à long terme.

Tableau 1 : Objectifs du schéma-cadre approuvé par la Bundesnetzagentur le 19 décembre 2014 et relatif au projet de développement des réseaux 2025 ainsi qu'au projet de développement des réseaux offshore 2025

Tableau 1 : Objectifs du schéma-cadre approuvé par la Bundesnetzagentur le 19 décembre 2014 et relatif au projet de développement des réseaux 2025 ainsi qu'au projet de développement des réseaux offshore 2025

Source : http://www.netzausbau.de/​SharedDocs/​Downloads/​DE/​2025/​SR/​Szenariorahmen_2025_Genehmigung.pdf [consulté le 26/07/2016]. *) Y inclus pertes en ligne dans le réseau de distribution.

11Sur la base du schéma-cadre ainsi retenu, les exploitants de réseaux se mettent d’accord, chaque année, sur des projets de développement des réseaux (Netzentwicklungspläne, NEP), onshore et offshore (§12b EnWG). Ces projets annuels doivent contenir toutes les mesures opportunes visant l’optimisation des réseaux selon les besoins, l’accroissement de leur capacité et leur extension. Celles-ci sont approuvées dès lors qu’elles sont nécessaires pour assurer le fonctionnement sûr et fiable des réseaux au cours des dix années à venir. Ces projets annuels sont eux aussi soumis à consultation publique avant d’être transmis pour approbation à l’autorité de régulation BNetzA.

12Après examen, cette dernière les soumet à son tour à consultation. Afin de prendre en considération dès l’amont l’impact environnemental de ces projets, la BNetzA effectue un contrôle stratégique de conformité avec la protection de l’environnement du plan fédéral de programmation des besoins (Bundesbedarfsplan). Sont ainsi évaluées, pour chacun des projets, les répercussions sur la santé humaine, la biodiversité et l’environnement que pourrait avoir la construction de lignes électriques, qu’elles soient aériennes ou souterraines, qu’elles transportent du courant continu ou triphasé. Les conclusions de ces travaux sont ensuite résumées dans un rapport sur l’environnement soumis lui aussi à consultation publique. La BNetzA prend ensuite en considération les avis prononcés par les citoyens et les administrations lorsqu’elle entérine les projets de développement des réseaux onshore et offshore (NEP). Ceux-ci, de même que le rapport sur l’environnement, constituent les deux piliers sur la base desquels s’effectue la programmation annuelle du développement des réseaux.

2016 : changement de la périodicité de la planification des réseaux

  • 2 Erstes Gesetz zur Änderung des Energieverbrauchskennzeichnungsgesetzes (EnVKG) und zur Änderung wei (...)

13À partir de l’année 2016, la procédure du schéma-cadre alterne avec la planification de l’ensemble des réseaux tous les deux ans. Ainsi, le développement et la proposition d’un schéma-cadre sont obligatoires pour les gestionnaires des réseaux de transport pendant les années paires, tandis que l’approbation des NEP onshore et offshore aura lieu pendant les années impaires jusqu’au 31 décembre. Pendant les années impaires, les exploitants de réseaux présentent à la Bundesnetzagentur des rapports de mise en œuvre avant le 30 septembre (art. 2 de la première loi modifiant la loi sur l’obligation de mentionner les valeurs de consommation d’énergie sur l’étiquette des produits ainsi que les autres dispositions réglementaires dans le domaine de l’énergie2).

14En outre, si des modifications conséquentes sont intervenues, mais au minimum tous les trois ans, l’autorité de régulation soumet au gouvernement fédéral les NEP qu’elle a entérinés et son rapport environnemental pour alimenter le projet de plan fédéral de programmation des besoins que le gouvernement fédéral soumet au vote du Parlement tous les trois ans au minimum également. C’est ainsi que prend forme la loi de programmation fédérale des besoins (Bundesbedarfsplangesetz, BBPlG).

Carte 1 : Lignes prévues dans le cadre de la loi de programmation fédérale des besoins 2015

Carte 1 : Lignes prévues dans le cadre de la loi de programmation fédérale des besoins 2015

Source : http://www.netzausbau.de/​leitungsvorhaben/​de.html?cms_map=2 [consulté le 26/07/2016].

15La loi de programmation fédérale des besoins, adoptée le 23 juillet 2013 pour la première fois et actualisée en 2015, a défini, sous l’angle des impératifs de politique énergétique, la nécessité du développement des réseaux et les besoins afférents tels que prévus par la loi, les rendant de la sorte contraignants pour les exploitants de réseaux, y compris dans le cadre de la procédure réglementaire d’autorisation (§§ 43-43d EnWG et §§ 18-24 NABEG).

16Ces dispositions suppriment tout risque d’incertitude lié à l’appréciation de l’autorité de régulation, qu’il s’agisse de l’agrément des coûts programmés pour les travaux d’extension du réseau ou de l’octroi des autorisations afférentes. Non contentes de cela, elles font obligation aux exploitants de réseaux de transport de réaliser effectivement les projets d’extension et d’aménagement contenus dans les projets de développement approuvés par la BNetzA. La loi de programmation des besoins 2013-2015 apporte ainsi aux exploitants de réseaux une sécurité juridique maximale en ce qui concerne les investissements requis.

17La loi de programmation fédérale des besoins a donc été amendée le 30 décembre 2015. Cette mise à jour, entrée en vigueur le 31 décembre 2015, tient compte de la planification des réseaux à l’horizon 2024. Pour certains projets, la nécessité de mise en œuvre ne s’est pas confirmée ou les coordonnées des mesures ont été changées. Par ailleurs, 11 projets ont été ajoutés.

  • 3 Gesetz zur Änderung von Bestimmungen des Rechts des Energieleitungsbaus.

18De même, les règles juridiques ont subi une révision pour faciliter l’installation des lignes souterraines sous certaines conditions (loi du 30 décembre 2015 modifiant les dispositions réglementaires concernant la construction des lignes de transport d’énergie3).

  • 4 Bundesnetzagentur, Bestätigung Netzentwicklungsplan Strom (Zieljahr 2024) [en ligne], Bundesnetzage (...)

19Les lignes pour le transport de courant continu à très haute tension (high voltage direct current, HVDC) peuvent être installées en priorité en tant que lignes souterraines. Dans la version actualisée de la loi de programmation fédérale des besoins, trois projets HVDC ont été approuvés, leur mise en œuvre souterraine devenant possible selon cette nouvelle réglementation. Tous les corridors marqués par la lettre E dans l’annexe de la loi du 31 décembre 2015 (les corridors nommés A1, D, C1, C2 ainsi que le projet Oberzier-Belgique (P 65) dans l’approbation des projets de développement des réseaux (NEP) 20244) pourront être réalisés en souterrain, à l’exception du corridor Ultranet (nommé A2 dans l’approbation des projets de développement des réseaux (NEP) 2024), pour lequel une priorité de mise en œuvre souterraine n’est pas prévue par la loi.

20Toutefois, les lignes qui servent au transport de courant alternatif (alternating current, AC) – et qui représentent la plupart des projets – continueront à être installées en version aérienne. Il est prévu de lancer des projets pilotes souterrains pour certains projets inscrits dans la loi, de façon à approfondir les expériences et à améliorer leur développement technique.

21Dans un deuxième temps, les exploitants de réseaux de transport peuvent faire auprès de l’autorité de régulation une demande d’attribution de corridors à l’intérieur des tracés programmés par la loi fédérale de programmation des besoins. Cette procédure, dite de planification technique fédérale (Bundesfachplanung), s’applique aux liaisons à très haute tension traversant les frontières des Länder ou des États limitrophes. Ces corridors constituent alors la base de la procédure réglementaire d’autorisation pour la construction des lignes, prévue par la procédure de planification des réseaux confiée notamment à la BNetzA (§§ 4 sq. NABEG). Ces deux procédures – planification technique fédérale et procédure réglementaire d’autorisation – incluent elles aussi une large consultation du public.

22Une consultation d’une telle ampleur a pour objectif foncier d’engager le dialogue avec toutes les parties intéressées et tous les citoyens concernés et ce, le plus tôt possible afin de pouvoir rendre intelligibles les projets d’infrastructures, de permettre à l’opinion d’exprimer ses craintes et d’en débattre. C’est ainsi que, depuis 2011, l’autorité de régulation organise, dans l’ensemble de l’Allemagne, nombre de manifestations destinées à informer les citoyens sur les schémas-cadre, les projets de développement des réseaux et les rapports environnementaux, ainsi que des débats sur les technologies, la protection de l’environnement ou l’état de la recherche.

Impact sur les réseaux : la question de la sécurité de l'approvisionnement

23En plus de la planification de l’extension des réseaux et de la simplification des procédures réglementaires d’autorisation, une autre question encore est centrale pour le bon déroulement de la transition énergétique : celle de la sécurité de l’approvisionnement. L’abandon progressif de la production d’électricité de source nucléaire exige en effet que soit préservée une capacité de production suffisante pour couvrir les besoins en électricité. Il implique également que soit garantie la stabilité du réseau lorsque, du fait de la volatilité de la production des énergies renouvelables, survient un déséquilibre entre production injectée et énergie soutirée. Et que, enfin, les réseaux soient sécurisés contre l’intervention de tiers. Pour répondre à ces exigences, les exploitants de réseaux de transport et l’autorité de régulation veillent à garantir la capacité de production de source conventionnelle nécessaire pour les années à venir.

24Cette mission s’effectue d’une part via un suivi de l’arrêt des diverses centrales. À cet effet, les exploitants de sites de production et de stockage sont tenus de notifier aux exploitants de réseaux de transport concernés et à la BNetzA leur projet de fermeture au moins 12 mois avant l’arrêt de leurs installations. Celle-ci n’intervient pas nécessairement à la date théoriquement prévue. Car si l’exploitant du réseau de transport concerné justifie de l’importance pour le système du site à fermer et que l’autorité de régulation l’agrée (§ 13 a, al. 2 EnWG), la fermeture est ajournée. Une centrale ou un site sont jugés importants pour le système lorsque l’arrêt définitif de la centrale ou du site en question entraînerait une mise en danger ou une perturbation non négligeables de la sécurité ou de la fiabilité du système d’approvisionnement en électricité, et qu’il ne pourrait y être remédié d’aucune manière. Si la BNetzA donne son agrément à la catégorisation ainsi effectuée par l’exploitant du réseau de transport, la fermeture du site en question est repoussée, de 24 mois au maximum.

25D’autre part, dans l’objectif d’assurer la stabilité du réseau, les exploitants de réseaux de transport doivent évaluer les besoins prévisionnels en matière de centrales de réserve et faire valider leurs prévisions par la BNetzA. La capacité de production ainsi mise en réserve est destinée à pallier une surcharge éventuelle du réseau. Il s’agit là d’une mesure transitoire destinée à assurer la sécurité de l’approvisionnement tant que le réseau électrique, encore insuffisamment développé, est fragilisé par l’injection accrue d’électricité de source renouvelable (volatilité) et l’arrêt progressif de centrales conventionnelles. Les centrales de réserve représentent ainsi une assurance supplémentaire pour la stabilisation du réseau dans le cas où est épuisé le potentiel de mesures de redispatching de l’ensemble des centrales existant sur le marché. Ces mesures ont pour but d’éviter une surcharge possible d’une partie du réseau : si une congestion est prévisible dans un segment précis du réseau, les centrales en amont de ce segment sont tenues d’injecter moins d’électricité dans le réseau et celles situées en aval d’augmenter la puissance injectée. De cette manière (redispatching) est créé un flux de charge qui élimine la congestion.

  • 5 Bundesnetzagentur, Netz-und Systemsicherheit [en ligne], Bonn, 2016. Disponible sur : http://www.bu (...)

26La nécessité des mesures de redispatching et des mesures de gestion d’injection d’électricité des énergies renouvelables dans le réseau s’est considérablement accrue ces dernières années. Pour le redispatching, la durée des interventions a quintuplé entre 2010 (avec 1 588 heures par an) et 2014 (avec 8 453 heures par an) et presque décuplé entre 2010 et 2015 (avec 15 811 heures par an). La Bundesnetzagentur collecte des données et publie des évaluations trimestrielles depuis 20155.

27Les dernières prévisions des exploitants de réseaux, validées le 4 mai 2015 par la BNetzA, sont publiées en ligne : « Pour l’hiver 2015-2016, la puissance de production nécessaire à fournir par les centrales de réserve est de 6 700 MW à 7 800 MW, dont un volume de 489 MW jusqu’à 1 388 MW maximum doit encore être couvert. Pour la période 2016-2017, elle est de 6 600 MW à 7 700 MW, dont un volume de 3 198 MW jusqu’à 4 212 MW maximum doit encore être couvert. Puis pour la période 2018-2019, le volume est de 1 600 MW. » Une part importante de cette puissance de production est d’ores et déjà garantie par le biais d’engagements contractuels ou d’obligations légales. Au vu du potentiel du marché des centrales de production en Allemagne comme dans les États limitrophes dans l’Union européenne, la puissance manquante devrait être couverte sans difficulté.

28Tous ces éléments permettent de mieux mesurer l’ampleur de l’impact de la transition énergétique allemande et de comprendre le rôle crucial que joue dans ce contexte le développement des réseaux électriques en Allemagne, mais également en Europe. Quant au fait qu’il soit possible de trouver hors des frontières allemandes des centrales de réserve et de conclure des contrats d’approvisionnement avec elles, il révèle la dimension européenne de la transition énergétique allemande.

Bibliographie

Indications bibliographiques

[S.A.], Bundesbedarfsplangesetz du 23 juillet 2013 (BGBl. I 2013 p. 2543 ; 2014 I p. 148), modifiée en dernier lieu par l’article 7 du 21 décembre 2015 (BGBl. I 2015 p. 2495-2497)

[S.A.], Energieleitungsausbaugesetz du 21 août 2009 (BGBl. I p. 2870)

[S.A.], Erstes Gesetz zur Änderung des Energieverbrauchskennzeichnungsgesetzes und zur Änderung weiterer Bestimmungen des Energiewirtschaftsrechts (BGBl I 2015 p. 2140, 10 décembre 2015)

[S.A.], Gesetz zur Änderung von Bestimmungen des Rechts des Energieleitungsbaus du 21 décembre 2015 (BGBl. I 2015 p. 2490)

Bourgeois I., « La transition énergétique allemande : mission impossible ? », Regards sur l’économie allemande, no 112, 2014, p. 5-16

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Bundesnetzagentur, Netz-und Systemsicherheit [en ligne], Bonn, 2016. Disponible sur : http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1432/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Stromnetze/ Netz_Systemsicherheit/ Netz_Systemsicherheit_node. html [consulté le 24/10/2016].

Notes

1 Version revue et actualisée en août 2016 d’un article paru dans la revue du CIRAC Regards sur l’économie allemande, no 114, automne 2014, NdE.

2 Erstes Gesetz zur Änderung des Energieverbrauchskennzeichnungsgesetzes (EnVKG) und zur Änderung weiterer Bestimmungen des Energiewirtschaftsrechts.

3 Gesetz zur Änderung von Bestimmungen des Rechts des Energieleitungsbaus.

4 Bundesnetzagentur, Bestätigung Netzentwicklungsplan Strom (Zieljahr 2024) [en ligne], Bundesnetzagentur, Bonn, 4 septembre 2015, p. 7. Disponible sur : http://data.netzausbau.de/2024/NEP/NEP2024_Bestaetigung.pdf [consulté le 02/08/2016].

5 Bundesnetzagentur, Netz-und Systemsicherheit [en ligne], Bonn, 2016. Disponible sur : http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1432/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Stromnetze/Netz_Systemsicherheit/Netz_Systemsicherheit_node.html [consulté le 04/08/2016].

Table des illustrations

Titre Tableau 1 : Objectifs du schéma-cadre approuvé par la Bundesnetzagentur le 19 décembre 2014 et relatif au projet de développement des réseaux 2025 ainsi qu'au projet de développement des réseaux offshore 2025
Légende Source : http://www.netzausbau.de/​SharedDocs/​Downloads/​DE/​2025/​SR/​Szenariorahmen_2025_Genehmigung.pdf [consulté le 26/07/2016]. *) Y inclus pertes en ligne dans le réseau de distribution.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1119/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 172k
Titre Carte 1 : Lignes prévues dans le cadre de la loi de programmation fédérale des besoins 2015
Légende Source : http://www.netzausbau.de/​leitungsvorhaben/​de.html?cms_map=2 [consulté le 26/07/2016].
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1119/img-2.jpg
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Auteur

Chef du bureau Monitoring du marché énergétique, Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur), Bonn

Ulrike Hansen (Traducteur)

© CIRAC, 2017

Conditions d’utilisation : http://www.openedition.org/6540

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