- Le scenario le plus contraignant pour la stabilité du réseau est une production éolienne élevée dans le nord d´Allemagne combinée avec une demande d´électricité accrue dans la soirée après le coucher du soleil.
- En plus d´un management accru du réseau (redispatch), il faut le cas échéant activer des centrales thermiques à flamme de réserve jusqu´à 6,6 GW dans le sud de l´Allemagne.
- La situation en hiver 2019 – 2020 serait semblable. Il n´est donc pas question d´une détente de la situation avant la mise en service de nouvelles lignes et notamment les tracés nord – sud en courant continu, prévue pour 2025.
L´agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) a publié le 30 avril 2018 son analyse concernant le besoin de capacité de réserve de centrales thermiques à flamme pour les hivers 2018-2019 et 2019-2020 /1/. Cette analyse s´appuie sur le rapport des gestionnaires de réseau /2/.
Situation de départ
La transition énergétique conduit à des changements profonds dans la structure et la distribution de la production d´électricité
- sortie du nucléaire d´ici 2022
- arrêt des capacités de production conventionnelles et absence de nouveaux projets par manque de rentabilité
- augmentation des capacités d´éolien dans le nord et des capacités de photovoltaïque dans le sud de l´Allemagne
- exigences accrues au réseau de transport compte tenu de l´augmentation de la distance entre les lieux de production et de consommation de l´électricité
- retard du développement des réseaux de transport conduisant à court et moyen terme à une augmentation du risque pour la sécurité d´approvisionnement
Le scenario « pointe de consommation hivernale/ production élevée d´éolien » dimensionnant pour la sécurité du système électrique
Les gestionnaires de réseau ont étudié l’impact de différentes combinaisons d’aléas de production, d´acheminement et de consommation pour évaluer les risques pour le système électrique.
Le scenario « Dark – doldrums », c´est-à-dire des épisodes prolongés de production éolienne et solaire quasi nulle, combinée à une demande d´électricité accrue de fin d´automne ou en hiver serait maitrisé en tenant compte de la contribution des interconnexions européennes à la sécurité de l’approvisionnement.
Le scenario le plus critique pour la stabilité du réseau ne serait pas une fragilisation de l’approvisionnement en électricité, mais au contraire une production éolienne élevée dans le nord combinée avec une demande d´électricité accrue au sud de l´Allemagne dans la soirée après le coucher du soleil. La consommation de pointe est évaluée à 87,9 GW y compris les pertes dans les réseaux de distribution d´environ 2%. Ce scenario tient également compte d´une exportation élevée de l´ordre de 13 GW.
Ce scénario nécessite la capacité de réserve la plus élevée pour les raisons suivantes:
- L´injection élevée d´une production éolienne sur le réseau du nord de l´Allemagne conduit à une baisse du prix de l´électricité au marché spot.
- Un grand nombre de centrales à charbon et à gaz en Allemagne du Sud et des pays voisins du Sud arrêtent leur production en fonction de leurs coûts marginaux, et l´export de l’électricité augmente considérablement compte tenu du faible prix spot.
- L´exportation élevée combinée avec une production conventionnelle réduite conduit à des flux nord – sud élevés et à la surcharge de certaines parties du réseau de transport.
Outre un management accru du réseau (redispatch) il faut dans cette situation activer des centrales conventionnelles de réserve dans le sud de l´Allemagne. Il s´agit des centrales thermiques à flamme d´une capacité totale de 6,6 GW considérées d´importance systémique, et pour lesquelles la demande d´arrêt des exploitants pour cause de rentabilité insuffisante n´a pas été accordée. Ces centrales de réserve ne sont pas autorisées à participer au marché de production mais seront uniquement employées à la demande des gestionnaires de réseaux pour le maintien de la stabilité du système électrique.
La situation de l’hiver 2019 – 2020 serait semblable. Il n´est donc pas question d´une détente de la situation avant la mise en service de nouvelles lignes et notamment les tracés nord – sud en courant continu d´environ 2100 km de longueur et d´une capacité totale de 10 GW. Dans l’état actuel des choses, les lignes à courant continu seront opérationnelles en 2025. La situation devrait donc s´améliorer après.
Références
/1/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 30 avril 2018 : » Bundesnetzagentur gibt Netzreservebedarf bekannt », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2018/20180430_Netzreserve.html
/2/ Gestionnaires de réseau : « Abschlussbericht Systemanalysen 2018 », 22 mars 2018 (mise à jour), https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Systemanalyse_UeNB_2018.pdf?__blob=publicationFile&v=2
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