Forte hausse en 2021 des coûts d´interventions pour éviter la congestion du réseau de transport

Temps de lecture : 7 minutes

Texte mis à jour le 23.07.2022

Les coûts des actions d´équilibrage menées par les gestionnaires du réseau de transport (GRT) ont été en forte hausse en 2021, s´élevant à presque 2,3 Md€ (2020 : 1,4 Md€). En cause la sortie du nucléaire, l´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente et la lente modernisation du réseau électrique.

Le déclassement progressif des centrales conventionnelles réduit la capacité de compensation de la puissance réactive, nécessaire pour le maintien de la tension dans les réseaux de transport. En absence d´ autres solutions techniques permettant de maintenir la stabilité du système électrique avec une capacité réduite de centrales conventionnelles, l´Agence Fédérale des Réseaux doit s´appuyer sur des centrales en réserve stratégique et des centrales déclassées converties en déphaseur rotatif.

Pour pallier la congestion du réseau suite au déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays, les besoins de centrales de réserve ont été évalués à 8264 MW pour l´hiver 2022/2023 et à 5361 MW pour l´ hiver 2023/2024.

Pour l´hiver 2022/2023, les besoins en réserve de réseau ne pourront pas être couverts exclusivement par des centrales de réserve allemandes. L’acquisition de puissance de réserve supplémentaire à l´étranger sera donc nécessaire.

STA02-kraftwerk-westfalen
Westfalen unité E (à droite) : centrale à houille de 765 MW nets, près de la ville de Hamm en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, mise en service 2014, arrêt de l´exploitation commerciale début 2021, classement en « importance systémique » par l´Agence Fédérale des Réseaux, la centrale sera convertie en déphaseur rotatif courant 2022 pour contribuer à la stabilité du réseau par la fourniture/absorption de puissance réactive jusqu´au moins 2027, source RWE

Le réseau de transport est la « colonne vertébrale » du système électrique de chaque pays. Le réseau de transport en Allemagne se compose de quatre régions. Leur gestion est confiée à quatre gestionnaires du réseau de transport (les GRT) qui assurent l´acheminement de l´électricité et la sécurité du système, chacun dans une partie du territoire allemand : TenneT, Amprion, 50Hertz et TransnetBW .

Amprion a la fonction de leader de l´équilibrage du réseau du pays entier et assure la coordination non seulement entre les trois autres GRT allemands mais aussi avec les GRT d´autres pays européens (entre autres RTE).

La sortie du nucléaire et l´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente notamment dans le nord du pays a provoqué un net déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays.

Des forts flux nord – sud d´électricité apparaissent en cas d´injection importante d´électricité d´éolien dans le nord de l’Allemagne et, parallèlement, d´une forte demande d´électricité et d´une très faible injection de photovoltaïque dans le sud du pays. Ces situations conduisent souvent à une congestion du réseau et ont entraîné une hausse des coûts des actions correctives depuis 2015.

Les mesures à disposition des GRT pour assurer l´équilibrage du réseau dans leur périmètre de responsabilité comprennent /2/ :

  • Redispatching : réduction ou augmentation de la production d’électricité à partir de centrales conventionnelles (> 10 MW) avec remboursement des coûts. Le but est de modifier les flux physiques afin de réduire les congestions du réseau de transport.
  • Countertrading (échanges de contrepartie) : mesure commerciale consistant en la modification du plan de production/charge de deux actifs de façon symétrique (augmentation pour l’un de ses actifs et diminution pour l’autre), permettant de modifier les flux physiques sur le réseau de transport
  • Centrales de réserve : utilisation des centrales électriques de réserve pour se procurer l’électricité de redispatching manquante, avec remboursement des coûts.
  • Feed-in management (EinsMan) : si les mesures ci-dessus sont insuffisantes, écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération à la demande du GRT avec compensation pour éviter une congestion du réseau

Si ces mesures ne suffisent plus pour réduire les congestions du réseau, les GRT peuvent procéder à des mesures d´adaptation : ajustement des injections d´électricité et/ou des approvisionnements en électricité, sans compensation.

En 2021, les coûts des actions d´équilibrage ont atteint presque 2,3 Md€ soit une augmentation de 60 % par rapport à l´année précédente. Notamment les coûts de mesures de Redispatching ont presque doublé. De plus, en hiver 2020/2021, le plus grand nombre d´interventions des centrales de réserve stratégique a été enregistré depuis la création de cette réserve. La forte hausse du prix de gros au second semestre 2021 a également eu un impact sur les coûts notamment du Countertrading et du Redispatching.

La figure 1 montre l´évolution des coûts relatifs à la stabilisation du réseau. Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour la mise à disposition et le fonctionnement des centrales conventionnelles de réserve stratégique (~ 492,1 M€ en 2021), le Redispatching & Countertrading (~ 986,4 M€ en 2021) et l´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production (~ 807,1 M€ en 2021). L´écrêtement concerne principalement l´éolien terrestre suivi par l´éolien en mer.

fig 1 Hausse des coûts de stabilisation du réseau 2011_2021
Figure 1 : évolution des coûts de stabilisation du réseau

Toutefois, comme les exploitants peuvent faire valoir leurs droits dans un délai de trois ans, les chiffres de 2019 à 2021 sont provisoires.

Ces coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau.

La stabilité du système électrique repose actuellement sur les grandes masses tournantes, les alternateurs des centrales conventionnelles, qui assurent entre autres la compensation de la puissance réactive, nécessaire pour le maintien de la tension dans les réseaux de transport.

Suite à l´abandon progressif des moyens pilotables conventionnels et en absence d´autres solutions techniques permettant de maintenir la stabilité du système électrique, l´Agence Fédérale des Réseaux doit s’appuyer sur des centrales en réserve stratégique et des centrales déclassées converties en déphaseur rotatif.

A titre d´exemple, les deux centrales déclassées Heyden 4 et Westfalen E seront converties en déphaseur rotatif et pourront ainsi contribuer à la stabilité du réseau par la fourniture ou absorption de puissance réactive /3/. Le fonctionnement en tant que déphaseur ne nécessite plus de bruler du charbon dans les centrales.

Pour éviter la congestion du réseau suite au déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays, les besoins en centrales de réserve pour l´hiver 2022/2023 ont été évalués à 8264 MW et à 5361 MW pour l´hiver 2023/2024 /1/.

Pour l´hiver 2022/2023, les besoins en réserve de réseau ne pourront pas être couverts exclusivement par des centrales de réserve allemandes. L´acquisition de puissance de réserve supplémentaire à l´étranger sera donc nécessaire.

Le besoin en centrale de réserve pour l´hiver 2023/2024 est plus bas par rapport à l´hiver précédant car l´évaluation tient compte des progrès dans la modernisation du réseau de transport et des dispositifs supplémentaires de compensation de puissance réactive.

Le besoin en centrale de réserve pour l´hiver 2023/2024 sera à nouveau évalué dans la prochaine analyse de système et éventuellement adapté.

Références

/1/ BNetzA (2022) Netzengpassmanagement, gesamtes Jahr 2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Netzengpassmanagement/start.html

/2/ 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/

/3/ Allemagne-Energies (2021) Évolutions récentes de la sortie progressive du charbon en Allemagne, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/04/17/evolutions-recentes-de-la-sortie-progressive-du-charbon-en-allemagne/