La modernisation des réseaux électriques – talon d´Achille de l´Energiewende

Temps de lecture : 8 minutes

  • Un approvisionnement électrique basé sur des sources d´énergies renouvelables recèle d´importants défis pour les réseaux de transport et de distribution
  • Les investissements à l´horizon de 2030 dans les réseaux de transport, de distribution et les connexions offshore sont actuellement estimés à 100 – 120 Md€ et pourraient même atteindre 155 Md€ suite au durcissement de l´objectif climatique (neutralité carbone en 2045)
  • Actuellement la modernisation des réseaux électriques ne suit pas le rythme de celle des énergies renouvelables, ce qui conduit à des effets indésirables (management accru du réseau, flux d´électricité en boucle par les pays voisins)
  • Les réseaux de distribution qui acheminent le courant jusqu´au client final se trouvent en première ligne de la transition énergétique
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    Source : Bundesnetzagentur/smard

    Un approvisionnement électrique basé sur des sources d´énergies renouvelables recèle de nouveaux défis pour les réseaux de transport et notamment les réseaux de distribution car la majorité de l´électricité produite par les énergies renouvelables est injectée de manière décentralisée et transportée en partie sur de longues distances.

    Par conséquent, le développement des réseaux de transport et des réseaux de distribution est une tâche essentielle. Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation, en particulier le sud industriel surconsommateur, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu (voir figure) afin de limiter les congestions.

    Le plan actuel de développement du réseau de transport /1/, entré en vigueur en mars 2021, prévoit environ 12 200 km terrestres (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes).

    Fig 1 Reseau NEP 2019_2030
    Figure 1 : Nouveau plan de développement des réseaux de transport 2030                                             

    A cela se rajoute le développement du réseau offshore pour la connexion des éoliennes en mer. Selon le plan de développement actuel le besoin est estimé à 3650 km y compris les 750 km approuvés précédemment.

    Suivant le plan de développement actuel, les gestionnaires des réseaux de transport ont estimé les coûts pour la modernisation des réseaux de transport à 62 Md€ à l´horizon de 2030. A cela s´ajoute un montant d´environ 24 Md€ pour la connexion des éoliennes en mer /2/.

    Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et des associations de protection de la nature. Les autorités ont pris la décision de la mise en souterrain du réseau électrique pour une grande partie. Pour accélérer le développement du réseau du transport, un avenant à la Loi sur l´Accélération du Développement du Réseau (Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz – NABEG) vise à réduire la bureaucratie et à simplifier les procédures administratives /3/.

    Néanmoins, le progrès est toujours insuffisant. Selon la dernière mise à jour du rapport monitoring de l´Agence Fédérale des Réseaux, seuls 1.771 km soit environ 14,5% des 12.239 km ont été réalisés mi-2021.

    La figure 2 détaille l´avancement du développement des réseaux de transport /1/.

    Fig 2 Netzfortschritt
    Figure 2 : État d´avancement de la construction des réseaux de transport mi-2021 (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes)

    La Cour des comptes a critiqué à plusieurs reprises /4/, /5/ le développement insatisfaisant du réseau de transport qui accuse en 2020 un retard d´environ 5 ans par rapport au planning initial de 2010.  Dans l´état actuel des choses, les lignes à courant continu ne seront pas opérationnelles avant 2025/2026. Selon la Cour, les retards dans le développement du réseau pourraient également avoir un impact sur la sécurité d´approvisionnement.

    Effets indésirables de la lente modernisation des réseaux

    La lente modernisation du réseau oblige les gestionnaires de réseau de transport à recourir régulièrement à un management accru du réseau. En 2020 environ 1,4 Md€ ont été dépensés pour l´équilibrage du système électrique /6/. La figure 3 montre l´évolution des coûts relatifs à la stabilisation du réseau /11/. Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour la mise à disposition et le fonctionnement d´une capacité conventionnelle de réserve stratégique, le redispatching & countertrading et l´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production. L´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables constitue la part la plus importante.

    Fig 3 Hausse des coûts de stabilisation du réseau 2011_2020
    Figure 3 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau

    En attendant, les flux d´électricité cherchent d´autres voies de circulation dans les pays voisins pour acheminer du courant du nord au sud de l´Allemagne. Ces flux en boucle, appelés « loop flows » sont un autre effet des retards dans le développement du réseau de transport. L´Allemagne fait ainsi reposer la stabilité de son réseau sur ceux de ses voisins.

    La figure 4 issue du rapport monitoring de l´Agence Fédérale des Réseaux /7/ montre la situation des flux en boucle (loop flows) qui sont la différence entre les soldes des échanges physiques et commerciaux.

    Fig 4 Loopflows2018_2019
    Figure 4 : Loop flows en 2018 et 2019 selon l´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur)

    Les valeurs noires signifient : solde échanges physiques > solde échanges commerciaux donc le volume des échanges physiques dépasse le volume des échanges commerciaux. Les valeurs rouges : solde échanges physiques < solde échanges commerciaux.

    Compte tenu du déficit des lignes de transport, le courant est acheminé du nord au sud de l´Allemagne par la frontière orientale via la Pologne, la République Tchèque vers l´Autriche. À la frontière ouest le courant transite via les Pays-Bas, la Belgique et la France vers l´Allemagne du sud.

    La transition énergétique bouleverse le rôle du réseau de distribution 

    Le développement massif des énergies renouvelables pose également un défi majeur aux gestionnaires des réseaux de distribution. Selon l´Agence Fédérale des Réseaux, l´état et le développement des réseaux de distribution sont d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique /8/.

    La majorité des installations d´énergies renouvelables est raccordée aux réseaux de distribution. La décarbonisation des autres secteurs, tels que le secteur des transports, de l´industrie et du bâtiment conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs tels que l´électromobilité, les pompes à chaleur, le numérique et le stockage d´énergie décentralisé. Les réseaux de distribution qui acheminent le courant jusqu´au client final se trouvent donc en première ligne. D’importants investissements dans l´augmentation de la capacité, la flexibilisation et la numérisation des réseaux de distribution sont donc nécessaires.

    Dans le rapport 2020 de l´Agence Fédérale des Réseaux sur l´état du réseau de distribution /8/, les coûts de modernisation sont actuellement estimés à 16 Md€ à l´horizon de 2030.

    Le rapport de Frontier Economics établi en collaboration avec l´Université Technique d´Aix-la-Chapelle pour le compte de l´énergéticien E.ON /9/ arrive à des coûts d´investissements nettement plus élevés, de l´ordre de 32 Md€ d´ici 2030 et 111 Md€ à l´horizon de 2050 (voir figure 5). A défaut d´investissement massif, l´augmentation des coûts du système électrique suite à l´écrêtement de la production renouvelable, des restrictions concernant la recharge des véhicules électriques, l´utilisation des pompes à chaleur et lors des interruptions intempestives de l´alimentation électrique, serait plus que probable.

    Fig 5 Verteilnetz
    Figure 5 : Besoins d’investissement dans les réseaux de distribution

    En l´absence de modernisation des réseaux de distribution les coûts du système électrique augmenteront de 0,1- 0,3 Md€/an en 2030 et de 2,6 – 4,2 Md€/an en 2050 selon / 9/.

    Le risque augmente de manière disproportionnée avec le temps (voir 2030 vs. 2050). En cas de sous-développement, le réseau de distribution existant peut encore avoir un effet « modérateur » sur les coûts. À long terme, cependant, les exigences sont si différentes de celles d´aujourd’hui que les coûts du système électrique exploseront si le réseau n´est pas adapté aux nouveaux défis. 

    Forte hausse des coûts d´investissement pour les réseaux à l´horizon de 2030 suite au durcissement de l´objectif climatique

    La décision du gouvernement de durcir l´objectif climatique, soit une réduction des gaz à effet de serre de 65% par rapport à 1990, nécessiterait une augmentation supplémentaire du développement des réseaux. Dans le rapport de Boston Consulting Group (BCG) pour le compte de la Fédération de l´Industrie Allemande (BDI), les investissements totaux dans les réseaux de transport, de distribution et les connexions offshore sont maintenant estimés à 155 Md€ d´ici 2030 /10/.

    Références

    /1/ Bundesnetzagentur (2021), Monitoringbericht, Stand nach dem zweiten Quartal 2021, en ligne : https://www.netzausbau.de/Vorhaben/uebersicht/report/de.html

    /2/ GRT (2021) Netzentwicklungsplan 2030 (2019), en ligne : https://www.netzentwicklungsplan.de/de/netzentwicklungsplaene/netzentwicklungsplan-2030-2019

    /3/ Bundesministeriums der Justiz und für Verbraucherschutz (2021), Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG), en ligne : https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg/

    /4/ Bundesrechnungshof /2019/, Maßnahmen zum Netzausbau für die Energiewende, en ligne : https://www.bundesrechnungshof.de/de/veroeffentlichungen/produkte/beratungsberichte/2019/netzausbau-energiewende

    /5/ Bundesrechnungshof /2021/, Bund steuert Energiewende weiterhin unzureichend, en ligne : https://www.bundesrechnungshof.de/de/veroeffentlichungen/produkte/sonderberichte/2021/bund-steuert-energiewende-weiterhin-unzureichend

    /6/ Bundesnetzagentur (2021) Netz- und Systemsicherheit, Netzengpassmanagement, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Netzengpassmanagement/start.html

    /7/ Bundesnetzagentur (2020) Monitoringbericht Energie. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/monitoringberichte.

    /8/ Bundesnetzagentur (2021) Bericht zum Zustand und Ausbau der Verteilernetze 2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/NetzentwicklungUndSmartGrid/ZustandAusbauVerteilernetze2020.pdf?__blob=publicationFile&v=3

    /9/  Frontier Economics (2020), Welchen Wert haben Stromverteilnetze in der Energiewende? En ligne : https://www.frontier-economics.com/de/de/news-und-veroeffentlichungen/news/news-article-i7915-electricity-distribution-companies-and-their-contribution-to-the-energy-transition/

    /10/ Boston Consulting Group (2021) Climate Paths 2.0, A Program for Climate and Germany’s Future Development, en ligne : https://english.bdi.eu/publication/news/climate-paths-2-0-a-program-for-climate-and-germanys-future-development/

    /11/ Allemagne-Energies (2021), Hausse des coûts pour le maintien de la stabilité du réseau de transport en 2020, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/05/05/hausse-des-couts-pour-le-maintien-de-la-stabilite-du-reseau-de-transport-en-2020/

4 réflexions au sujet de “La modernisation des réseaux électriques – talon d´Achille de l´Energiewende”

  1. Bonjour Hartmut,
    Quel est l’intérêt du réseau continu (stockage,enfouissement ?). Comment est traité le raccordement à l’utilisateur ?
    Cordialement
    Michel Brunet (SPx)

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    1. Bonjour Michel,

      Selon les gestionnaires des réseaux allemands, l´éloignement entre les gisements de vent, dans le nord du pays, et les grands centres de consommation dans l´ouest et le sud industriel, nécessite le transport de l´électricité sur des grandes distances.

      Le réseau existant, principalement équipé de la technologie établie du courant alternatif (AC), ne dispose pas des capacités nécessaires. De plus, la technologie AC perd trop d´énergie lors de la transmission sur des grandes distances. Cela s´explique par des raisons physiques : alors que le courant alternatif (sinusoïdal) change constamment de direction car les électrons oscillent alternativement dans un sens et dans l´autre autour de leurs positions moyennes sur une distance de quelques microns, le courant continu (DC) ne circule que dans une seule direction (le flux d´électrons de charges négatives s´écoule uniquement vers la borne positive) et perd de ce fait moins d´énergie sur des longues distances.

      La technologie DC ne permet pas seulement de transporter l´énergie sur de longues distances de manière plus économique qu´avec la technologie AC établie mais elle est aussi mieux adaptée pour des lignes souterraines ou sous-marines (connexion des éoliennes en mer).

      En outre, les lignes DC offrent une meilleure possibilité de régulation du réseau, car elles peuvent être utilisées comme élément actif pour contrôler les flux d´électricité. Dans le cas des lignes DC, le courant peut être dirigé dans la direction souhaitée, alors que dans le cas des lignes AC, le courant prend toujours le chemin de la moindre résistance (Lois de Kirchhoff).

      Aux deux extrémités des lignes DC, le courant continu sous très haute tension est à nouveau transformé en courant alternatif dans des stations de conversion (onduleurs)1). Cela est nécessaire car seul le courant alternatif peut être transformé à d´autres niveaux de tension, par exemple en moyenne ou en basse tension pour le raccordement des utilisateurs.

      1) Voir la figure 2 en https://allemagne-energies.com/2018/11/01/aix-la-chapelle-inauguration-du-chantier-pour-la-premiere-interconnexion-electrique-entre-la-belgique-et-lallemagne-ce-mardi-30-octobre-2018/

      Cordialement
      Hartmut Lauer

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      1. Merci pour ces précisions.
        Mes interrogations vis à vis des éoliennes raccordées au réseau AC étaient les suivantes :
        participation au réglage primaire (Pw donc Fhz) ?
        participation au réglage secondaire (réactif) ? Les éoliennes en fonction de leur puissance n’offrent pas toutes la possibilité de régler le courant d’excitation.
        Avec un puissance installée aussi importante en énergies renouvelables, les liaisons directes en DC/AC jusqu’aux réseaux utilisateurs lèvent toutes mes interrogations. On peut toujours rêver un dispositif de stockage grande capacité sur le réseau DC ? A voir avec les futures générations…
        Je suis un lecteur assidu de ton site, je suis aussi les conférences en replay de la SFEN.
        Cordialement
        Michel Brunet

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      2. Bonjour Michel,

        La mise en place de millions de petites unités de production décentralisées notamment à base d´énergies intermittentes (éolien et photovoltaïque), injectant majoritairement dans le réseau de distribution, entraîne un changement radical dans le fonctionnement du système électrique. Le fonctionnement fiable du système électrique soulève donc aussi la question des mesures à prendre pour assurer les services système (maintien de la tension et de la fréquence, mise à disposition de la puissance réactive, redémarrage du réseau suite à un « black-out »).

        La stabilité du système électrique repose actuellement sur les grandes masses tournantes, les rotors des alternateurs des centrales conventionnelles. A l´avenir il faudra donc maintenir la stabilité en dépit de la réduction de cette inertie. Or, si des solutions techniques existent permettant de maintenir la stabilité du système électrique avec une capacité réduite de centrales conventionnelles, elles se trouvent à différents stades de maturité. La démonstration de la faisabilité sur un grand système électrique dans un pays de la taille de l´Allemagne n´a pas encore été fournie.

        Selon la Fédération de l´Énergie Éolienne BWE (Bundesverband WindEnergie), les éoliennes seraient en mesure d´assurer des services système (réglage de la fréquence et de la tension).

        La société Enercon a publié une note à ce sujet, cf. : https://www.enercon.de/fileadmin/Redakteur/Medien-Portal/broschueren/pdf/EC_Netztechnologie_en_web.pdf
        L´idée est de rajouter par exemple un compensateur synchrone statique (STATCOM) aux parcs éoliens.

        Donc à suivre…

        Cordialement
        Hartmut Lauer

        J’aime

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