Mois : juillet 2023

Les coûts d’équilibrage du réseau de transport ont dépassé les 4 milliards d’Euro en 2022

Hartmut Lauer

Temps de lecture : 6 minutes

Selon l’Agence Fédérale des Réseaux, les mesures pour l’équilibrage du réseau de transport ont atteint environ 35,4 TWh en 2022, soit 29% de plus qu’en 2021 (27,5 TWh). Les coûts liés à l’équilibrage s’élèvent à 4,2 Mds€ en 2022, soit presque deux fois plus qu’en 2021 (2,3 Mds€). Ces coûts sont supportés par le consommateur via les tarifs du réseau de transport.

La cause en est une superposition de plusieurs effets, amplifiée par le retard de la modernisation du réseau de transport.  La part la plus importante dans la flambée des coûts s’explique par l’augmentation du volume de redispatching associé à des prix élevés de gros (forte augmentation des coûts de combustible houille, gaz et fioul).

L´électricité éolienne produite dans le nord du pays doit être amenée à des centres de consommation dans le sud et dans l’ouest de l´Allemagne. De forts flux nord – sud d´électricité apparaissent en cas d´injection importante d´électricité éolienne dans le nord et, conjointement, d´une forte demande d´électricité et d´une très faible injection de photovoltaïque dans le sud du pays. Ces situations conduisent de plus en plus souvent à une congestion du réseau entraînant une hausse des actions correctives.

Suite aux analyses de l’Agence Fédérale des Réseaux pour l’hiver 2023/24, le besoin en redispatching dans un scénario très critique est évalué à 19,5 GW. C’est pour cela que le régulateur prévoit une réserve de moyens pilotables de 4.616 MW. Comme l’année précédente, une partie (1.334 MW) doit être couverte par des centrales étrangères. A ce sujet, les gestionnaires de réseau de transport sont en pourparlers avec des sites de production à l´étranger.

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Heyden unité 4 : centrale à houille de 875 MW nets, près de Petershagen en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, réactivation en août 2022 suite à la décision du gouvernement pour baisser la consommation de gaz / source Uniper Kraftwerke GmbH

Le réseau de transport est la « colonne vertébrale » du système électrique de chaque pays. Les mesures d’équilibrage du réseau de transport ont gagné en importance suite à l’installation des éoliennes dans le nord du pays, relativement éloignées des centres de consommation du sud et de l´ouest du pays, et au manque de moyens pilotables (arrêt des centrales nucléaires et à charbon nécessaires pour redispatching ou countertrading notamment dans le sud de l´Allemagne).  Amplifiée par la lente modernisation du réseau de transport, cette situation conduit souvent à une congestion du réseau et entraîne une hausse des actions correctives.

Le volume de mesures pour l’équilibrage du réseau de transport (redispatching, countertrading, centrales de réserve et l’écrêtement de la production renouvelables) a atteint environ 35,4 TWh en 2022, soit 29% de plus qu’en 2021 (27,5 TWh).

La cause en était une superposition de plusieurs effets /1/, comme :

  • Flux électriques nord-sud élevés au 1er trimestre 2022 suite à la situation de l’approvisionnement tendu des centrales à houille dans le sud de l’Allemagne en raison du bas niveau des eaux dû à la sécheresse.
  • Intensification des flux est-ouest suite à l’exportation élevée d’électricité vers la France en raison de la faible production nucléaire française.
  • Arrêt de la centrale nucléaire de Gundremmingen C fin 2021 ayant entraîné une forte saturation du réseau de transport dans le sens est-ouest dans le sud du Wurtemberg et de la Bavière nécessitant des interventions nombreuses de redispatching.
  • Plusieurs dépressions tempétueuses en février 2022 ainsi qu’une forte production éolienne en avril 2022 ayant entraîné une forte injection d’électricité dans le réseau de transport nécessitant des actions correctives.

Les coûts des actions d´équilibrage du réseau de transport ont atteint 4,2 Mds€ /1/ en 2022, soit presque deux fois plus qu’en 2021, une année qui était déjà en forte hausse par rapport à la période précédente /2/.

La figure 1 montre l´évolution des coûts relatifs à la stabilisation du réseau. Les coûts, supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau, sont composés de trois éléments :

  • Le redispatching (réduction de la production d´électricité dans le nord et augmentation dans le sud de l´Allemagne dans le but de modifier les flux physiques afin de réduire les congestions du réseau de transport) et le countertrading (mesure commerciale consistant en la modification du plan de production de deux installations de façon symétrique – augmentation pour l´un et diminution pour l´autre – permettant également de modifier les flux physiques sur le réseau de transport)
  • Les centrales en réserve, réactivées ou en attente d´une réactivation pour fournir l´électricité de redispatching manquante
  • L’écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération à la demande du GRT pour éviter une congestion du réseau /3/.
    Fig 1 Hausse des coûts de stabilisation du réseau 2011_2021
    Figure 1 : évolution des coûts de stabilisation du réseau

    Les coûts de redispatching avec des centrales conventionnelles s’élèvent à environ 1,9 Mds € en 2022 (2021 : 594,5 M€). La multiplication par plus de trois de ces coûts s’explique par l’augmentation du volume en combinaison avec la forte hausse du prix de gros (forte augmentation des coûts de combustible houille, gaz et fioul). Les coûts du countertrading s’élèvent à environ 0,4 Mds. € en 2022 et se situent au niveau de l’année précédente.

    Le doublement des coûts pour les centrales en réserve par rapport à 2021 s’explique notamment par la réactivation temporaire des centrales thermiques (houille et fioul) en substitution des centrales à gaz jusqu’au 31 mars 2024 au plus tard /4/ ainsi que la forte hausse du prix de gros.

    Les coûts résultant de l’écrêtement des énergies renouvelables s’élèvent à environ 0,9 Mds€ (2021 : 0,8 Mds€). L’augmentation des coûts par rapport à 2021 s’explique essentiellement par un nouveau modèle de compensation des frais des responsables d’équilibre.

    Besoin de centrales de réserve pour l’hiver 2023/2024

    Suite aux analyses de l’Agence Fédérale des Réseaux pour l’hiver 2023/24, le besoin en redispatching dans un scénario très critique est évalué à 19,5 GW pour éviter la congestion du réseau de transport. C’est pour cela que le régulateur prévoit une capacité de centrales de réserve de 4.616 MW. La plus grande partie du besoin de redispatching est fournie par des centrales de réserve allemandes (3.636 MW). Comme l’année précédente, une partie (1.334 MW) doit être couverte par des centrales étrangères. A ce sujet, les gestionnaires de réseau de transport sont en pourparlers avec des sites de production à l´étranger.

    Le fait que la capacité de centrales de réserve nécessaire soit inférieure à celle de l’hiver 2022/23 (8.264 MW) n’est cependant pas une réussite. C’est simplement la conséquence du fait qu’environ 6 GW /6/ centrales thermique à flamme existantes ont déjà été réactivées temporairement jusqu’à fin mars 2024 pour réduire la consommation de gaz dans la production d´électricité suite à la coupure du gaz russe.

    Références

    /1/ BNetzA (2023) Netzengpassmanagement, Gesamtjahr 2022, Bundesnetzagentur, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Netzengpassmanagement/start.html

    /2/ Allemagne-Energies (2022) Forte hausse en 2021 des coûts d´intervention pour éviter la congestion du réseau de transport, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/05/15/les-couts-dinterventions-pour-eviter-la-congestion-du-reseau-de-transport-ont-depasse-les-23-mde-en-2021/

    /3/ OFATE (2019) Le statut prioritaire de l’électricité renouvelable en France et en Allemagne, Raccordement au réseau, priorité d’injection, écrêtement et redispatching, Office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE), en ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/systemes-marches/actualites/lecteur/le-statut-prioritaire-de-lelectricite-renouvelable-en-france-et-en-allemagne.html

    /4/ Allemagne Energies (2022) Retour au charbon dans la production électrique pour baisser la consommation de gaz. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/2022/06/11/retour-au-charbon-dans-la-production-electrique-pour-baisser-la-consommation-de-gaz/.

    /5/ BNetzA (2023) Bestätigung des Netzreservebedarfs im Strombereich, Communiqué de presse du 28.04.2023, Bundesnetzagentur, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2023/20230428_Reservekraftwerk.html?nn=265778

    /6/ BNetzA (2023) Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz, Befristete Marktrückkehr, Bundesnetzagentur, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Kohleausstieg/EKBG/start.html

Allemagne : les énergies renouvelables sont la principale source dans le mix électrique au premier semestre de 2023

Hartmut Lauer

Texte mis à jour : 15.08.2023

Temps de lecture : 5 min

Au cours du 1er semestre 2023, la production brute d’électricité s’est élevée à environ 266 TWh et la production nette (mesurée à la sortie des centrales) à 254 TWh, en baisse de presque 11% par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2022 : 298 TWh bruts et 285 TWh nets).

La production brute à partir des énergies renouvelables est avec 137,5 TWh en légère baisse par rapport au 1er semestre 2022 (138,4 TWh) malgré l’ajout d’un volume de nouvelles installations de près de 5 GW au 2e semestre 2022. Les énergies renouvelables sont toutefois la principale source dans le mix électrique au 1er semestre 2023 en raison de la forte baisse de production conventionnelle, soit environ 128 TWh bruts contre 160 TWh à la même période de l´année précédente. 

Le parc thermique a produit 121 TWh bruts en baisse de plus de 15% (1er semestre 2022 : 143 TWh). Les trois dernières centrales nucléaires ont contribué avec 7,2 TWh bruts (1er semestre 2022 : 16,8 TWh) avant être définitivement arrêtées mi-avril 2023.  

La consommation brute intérieure d’électricité marque un recul à environ 262 TWh au 1er semestre 2023 (1er semestre 2022 : 281 TWh), soit une diminution de 6,5 % du fait des températures clémentes et d’une demande plus faible en raison des prix de l’électricité toujours assez élevés malgré le bouclier tarifaire et une baisse conjoncturelle. 

La part de 52% des énergies renouvelables à la consommation brute est en hausse par rapport au 1er semestre 2022 (49 %)… en raison de la baisse de la consommation d’électricité. 

L’ajout réalisé de l’éolien terrestre est, contrairement au photovoltaïque, encore nettement insuffisant pour atteindre les objectifs de développement fixés par la loi sur les énergies renouvelables.

Le prix moyen de gros constaté sur le marché journalier est globalement inférieur à celui du 1er semestre 2022. Etant donné que le prix dépend encore fortement des prix du gaz, les prix de l’électricité seront, dans les prochaines années, nettement plus élevés qu’avant la crise énergétique.

L´Allemagne a été avec 3,1 TWh exportatrice nette d’électricité au 1er semestre 2023. Toutefois le solde des échanges s’est creusé par rapport à la même période de l´année précédente (17,3 TWh).

L´intensité carbone du mix électrique allemand en 2022 s´élevait à 434 g CO2éq/kWh. Compte tenu de la réduction de la production du parc thermique et de l’accroissement des importations d’électricité bas carbone, elle est en baisse au premier semestre 2023.

Eingangsbild
Source : Bundesnetzagentur/SMARD

Le Centre de Recherche sur l’Énergie solaire et l’Hydrogène (ZSW) de Bade-Wurtemberg (ZSW) et la Fédération des Industries de l’Énergie et de l´Eau (BDEW) ont publié les résultats préliminaires du premier semestre 2023 /1/.

La figure 1 montre la production brute d´électricité aux premiers semestres 2022 et 2023 /1/.

Avec 265,9 TWh, l’Allemagne a enregistré une baisse de 10,8% par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2022 : 298,3 TWh). La production nette s’est élevée à 253,9 TWh contre 284,5 TWh au 1er semestre 2022. La production nette d’électricité est celle mesurée à la sortie des centrales, c’est-à-dire déduction faite de la consommation des services auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales.

Malgré l’ajout d’un volume de nouvelles installations de près de 5 GW, soit environ 1,3 GW d’éolien terrestre et 3,6 GW de photovoltaïque au 2e semestre 2022, la production brute à partir des énergies renouvelables est avec 137,5 TWh en légère baisse par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2022 : 138,4 TWh).

Sur ce total, 58 TWh provenaient de l’éolien terrestre, 33 TWh du photovoltaïque, 22 TWh de la biomasse, près de 12 TWh de l’éolien en mer et près de 10 TWh de l’hydroélectricité.

Fig 1 Bruttostromerzeugung sem 1 2022_2023
Figure 1 : production brute d´électricité aux premiers semestres 2022 et 2023 /1/

Le parc thermique et le nucléaire ont produit 128,4 TWh bruts contre 160 TWh au cours de la même période de l´année dernière /1/.

La baisse de production conventionnelle de presque 20% s´explique notamment par la réduction de la production du parc thermique de 15,4 %.  Sa production brute est passée de 143,2 TWh au 1er semestre 2022 à 121,2 TWh.

La production d’électricité d’origine nucléaire a également diminué suite à la fermeture des trois dernières centrales nucléaires (4,055 GW) mi-avril 2023 /2/. Elles ont produit 7,2 TWh bruts au premier semestre 2023 (1er semestre 2022 : 16,8 TWh).

Sous l’hypothèse que l’électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute est avec 52,3% en hausse par rapport au premier semestre 2022 (49,2%) notamment grâce à la baisse de la consommation d’électricité.

La figure 2 montre la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité. La consommation brute d’électricité marque un recul de 6,5% au premier semestre 2023 pour atteindre 262,8 TWh (1er semestre 2022 : 281,0 TWh). Cette réduction est attribuée à des températures plus clémentes et à une demande plus faible en raison des prix élevés de l’électricité et de la baisse conjoncturelle.

Fig 2 Bruttostromverbrauch 2022_2023
Figure 2 : part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2022 et 2023 /1/

Développement des énergies renouvelables

La figure 3 montre le développement de l’éolien et du photovoltaïque au premier semestre 2023 par rapport aux objectifs.

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Figure 3 : Développement de l’éolien et du photovoltaïque au premier semestre 2023

Au premier semestre une capacité photovoltaïque de 6.262 MW a été installée portant la capacité cumulée à 73,7 GW.  Si ce rythme est maintenu, environ 12.500 MW seront installés en 2023, dépassant l’objectif de 2023 et en bonne voie vers l’objectif de fin 2024 fixé par la loi sur les énergies renouvelables à 88 GW /8/.

Concernant l’éolien en mer, 24 installations d’une puissance totale de 229 MW ont été injectées pour la première fois dans le réseau électrique au cours du premier semestre 2023. En outre, l’ajout d’une puissance de 20 MW a été apporté aux installations existantes /9/. Avec une capacité cumulée de 8,4 GW, l’objectif de 2023 est pratiquement atteint. Il est prévu de porter la puissance totale à au moins 30 GW d’ici 2030.

En ce qui concerne l’éolien terrestre, 331 nouvelles éoliennes d’une puissance de 1 565 MW ont été installées et 198 éoliennes d’une puissance de 239 MW démantelées. L’ajout net s’élève donc à 1.325 MW au cours du premier semestre 2023 /9/.

Bien que cela représente une nette accélération par rapport à la même période de l’année précédente, l’ajout réalisé est nettement insuffisant pour atteindre l’objectif intermédiaire de développement fixé par la loi sur les énergies renouvelables, soit 69 GW fin 2024 (capacité totale installée à la fin du premier semestre 2023 : 59,3 GW).

Evolution du prix du marché de gros de l´électricité

La crise énergétique liée à la situation internationale et à l’augmentation des prix des combustibles a conduit à une augmentation sans précédent des prix de l’électricité en Europe, en particulier entre le printemps et l’été 2022.

Au 1er semestre 2023, le prix moyen de gros constaté sur le marché journalier s’est établi à un niveau inférieur à celui de la même période de l’année précédente /3/ mais se situe toujours à un niveau plus élevé qu’en 2020 et début 2021, voir figure 4.

Fig 3 Strompreis day ahead
Figure 4 : Evolution du prix de gros constaté sur le marché journalier (day-ahead) en Allemagne

Selon une récente analyse du bureau d´études PROGNOS pour le compte de l´Union Economique Bavaroise, les prix moyens de l’électricité seront dans les prochaines années nettement plus élevés qu’avant la crise énergétique /10/. Ceci s’explique par les prix plus élevés du gaz dont le prix du mix électrique en Allemagne dépend encore fortement et l’augmentation des prix des certificats d’échange de quotas d’émission.

En 2023 les ménages et les entreprises ont été en large partie protégés des augmentations de prix grâce au « bouclier tarifaire » /4/.

A titre d’exemple, les ménages et PME (consommation annuelle ≤ 30 MWh) bénéficient d´un plafonnement à 40 cts€/kWh du prix de l´électricité (toutes taxes et prélèvements compris) pour 80% de leur consommation annuelle. Au-delà, ils payent leur électricité au prix du marché.

Echanges commerciaux

L’Allemagne a été exportatrice nette d’électricité au 1er semestre 2023, mais le solde des échanges s’est creusé par rapport à la même période de l’année précédente. Le solde net a atteint 3,1 TWh contre 17,3 TWh au 1er semestre 2022 /1/.

Le moment où l’électricité est importée ou exportée dépend non seulement de l’offre et de la demande dans le pays concerné, mais aussi des prix de l’électricité des pays voisins. À partir de mai 2023, l’Allemagne a importé plus d’électricité de France qu’elle n’en a exporté en raison d’un prix plus bas : l’électricité nucléaire française était visiblement moins chère que le mix de production allemand /6/.

Intensité carbone du mix électrique

L´intensité carbone du mix électrique allemand en 2022 s´élevait à 434 g CO2éq/kWh /5/. Compte tenu de la réduction de la production du parc thermique et de l’accroissement des importations d’électricité bas carbone notamment en provenance de la France et du Danemark /6/, la moyenne mobile de l’intensité carbone, exprimée en grammes de CO2éq par kWh produit, est en baisse au premier semestre 2023 /7/.

Fig 4 Intensite carbone
Figure 4 : Intensité carbone du mix électrique allemand exprimée en grammes de CO2éq par kWh produit au 1er semestre 2023

Références

/1/ BDEW (2023) Aktuelle Berechnungen von ZSW und BDEW: Erneuerbare Energien haben im ersten Halbjahr mehr als die Hälfte des Stromverbrauchs gedeckt, Communiqué de presse du 27.06.2023, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-energien-haben-im-ersten-halbjahr-mehr-als-die-haelfte-des-stromverbrauchs-gedeckt/

/ 2/ Allemagne Energies (2023) Clap de fin pour l’électronucléaire en Allemagne, en ligne : https://allemagne-energies.com/2023/04/16/clap-de-fin-pour-lelectronucleaire-en-allemagne/

/ 3/ Dashboard Deutschland (2023), Strompreis, en ligne : https://www.dashboard-deutschland.de/indicator/data_preise_strom

/4/ Allemagne Energies (2022) Allemagne : presque 300 milliards d´Euros pour atténuer l´impact de la crise énergétique, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/12/19/allemagne-presque-300-milliards-deuros-pour-attenuer-limpact-de-la-crise-energetique/

/5/ Allemagne Energies (2023) Allemagne : les chiffres clés de l´énergie en 2022, en ligne https://allemagne-energies.com/2023/01/07/allemagne-les-chiffres-cles-de-lenergie-en-2022/

/6/ SMARD (2023) Strommarkdaten, Echanges commerciaux, Bundesnetzagentur, en ligne : https://www.smard.de/page/home/marktdaten/78?marketDataAttributes=%7B%22resolution%22:%22month%22,%22from%22:1672527600000,%22to%22:1688162399999,%22moduleIds%22:%5B22004629,22004406,22004548,22004410,22004552,22004403,22004545,22004412,22004553,22004405,22004547,22004409,22004551,22004407,22004549,22004404,22004546,22004408,22004550,22004722,22004724,22004998,22004712%5D,%22selectedCategory%22:null,%22activeChart%22:true,%22style%22:%22color%22,%22region%22:%22DE%22,%22categoriesModuleOrder%22:%7B%7D%7D

/7/ Stromdaten.info (2023), Stromdatenanalyse, en ligne : https://www.stromdaten.info/

/8/ UBA (2023) Monats- und Quartalsdaten der AGEE-Stat, Monatsbericht 15.08.2023, Umweltbundesamt, en ligne : 08-2023_agee-stat_monatsbericht_final(1)

/9/ Deutsche Windguard (2023) Windenergie-Statistik: 1. Halbjahr 2023, en ligne : https://www.windguard.de/id-1-halbjahr-2023.html

/10/ VBW (2023), Strompreisprognose Juillet 2023, vbw – Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft, en ligne : https://www.vbw-bayern.de/vbw/Themen-und-Services/Energie-Klima/Energie/Neue-Strompreisprognose-bis-2040.jsp?shortcut