Les coûts d´interventions pour éviter la congestion du réseau de transport ont dépassé les 2,3 Md€ en 2021

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Les coûts des actions d´équilibrage menées par les gestionnaires du réseau de transport (GRT) ont été en forte hausse en 2021, dépassant les 2,3 Md€ (2020 : 1,43 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.

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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.

Les coûts des actions d´équilibrage ont augmenté en 2021 de plus de 60 % par rapport à l´année précédente à environ 2,3 Md€. Notamment les coûts de mesures de Redispatching ont plus que 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 (~ 490,6 M€ en 2021), le Redispatching & Countertrading (~ 1005,5 M€ en 2021) et l´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production (~ 818,1 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) Bestätigung des Netzreservebedarfs im Strombereich, Communiqué de presse du 29.04.2022, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2022/20220429_Netzreserve.html?nn=265778

/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/

Hausse des coûts pour le maintien de la stabilité du réseau de transport en 2020

Temps de lecture : 7 minutes

En raison de l´augmentation de la part des énergies renouvelables intermittentes, les mesures de stabilisation du réseau ont gagné en importance ces dernières années. Depuis 2015 on observe une hausse importante des interventions de traitement de la congestion du réseau de transport. Principalement en cause la lente modernisation du réseau qui ne suit pas le rythme de développement des énergies renouvelables.  

Les coûts du maintien de la stabilité du réseau se sont élevés à environ 1,4 milliards d´Euros en 2020, soit environ 100 millions d´Euros de plus qu´en 2019, dont plus de la moitié pour l´écrêtement de la production et l´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables.

Les coûts sont répercutés sur le consommateur final via le tarif d´utilisation du réseau.

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Scroby Sands Wind Farm, 60 MWe, mis en service 2004, Great Yarmouth, Norfolk, Royaume-Uni/source RWE

Fin avril 2021, l´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié le rapport 2020 relatif aux mesures et aux coûts du maintien de la stabilité du réseau électrique en Allemagne /1/.

Les mesures à disposition des gestionnaires des réseaux de transport (GRT) pour assurer l´équilibrage du réseau dans leur périmètre de responsabilité comprennent :

  • 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 pécuniaire 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 pécuniaire.

Depuis 2015, les actions décrites ci-dessus ont gagné en importance en raison de l´augmentation de la part des énergies renouvelables intermittentes. Principalement en cause, la lente modernisation du réseau électrique qui ne suit pas le rythme du développement des énergies renouvelables.

On observe en effet l´accroissement d´un déséquilibre dans la production d’électricité en Allemagne.  Tandis que la production des éoliennes dans le nord et l´est du pays équivaut pratiquement au double de la demande, il y a un déficit dans le sud et l´ouest du pays. Les forts flux nord – sud d´électricité conduisent souvent à une congestion du réseau. Les gestionnaires de réseaux de transport sont obligés de réduire la production des centrales conventionnelles en amont et d´augmenter en aval de la congestion. Si cela ne suffit pas, la production des éoliennes est écrêtée.

D´autres causes de la congestion sont le manque de flexibilité des centrales conventionnelles ou des grands consommateurs, la hausse des échanges d´électricité avec les pays voisins et des possibilités encore limitées de stocker ou utiliser l´électricité excédentaire.

En conséquence, des situations de congestion apparaissent de plus en plus fréquemment et entraînent une hausse des coûts des actions correctives.

La figure 1 montre l´évolution de l´ampleur des mesures de redispatching & countertrading des centrales conventionnelles et de l´écrêtement de la production des énergies renouvelables (hors hydroélectricité) et de la cogénération, sur l´impulsion des GRT.

Fig 1_Eingriffe GRT 2012_2020
Figure 1 : Interventions des GRT entre 2012 et 2020 pour le traitement de la congestion du réseau de transport

Redispatching

En 2020, les mesures de redispatching à partir de centrales conventionnelles, sur le marché ou en réserve stratégique, se sont élevées à environ 16795 GWh (8522 GWh de réduction et 8273 GWh d´augmentation de la production). Les actions en 2020 ont donc été plus nombreuses que l’année précédente (2019 : 13 521 GWh).

Les raisons les plus importantes sont les suivantes :

  • Par rapport à l’année précédente, les mesures liées au maintien de la tension ont augmenté, notamment au deuxième trimestre, suite à la baisse de la consommation due à la crise sanitaire.
  • Le volume des échanges de contrepartie (countertrading) a augmenté en 2020 en raison de l´accord bilatéral entre l´Allemagne et le Danemark. L´accord fixe un minimum pour les capacités d´échange d´électricité ainsi qu´une coopération entre les gestionnaires de réseau de transport dans le cadre des mesures de « countertrading ».

Écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération

En 2020, un peu moins de 3 % des énergies renouvelables intermittentes et de la cogénération, susceptibles d´être soumises à la mesure « Feed-in management (EinsMan) », ont été écrêtées. Malgré une légère baisse, le volume reste à peu près au même niveau que l´année précédente.

Le volume d´écrêtement s´est élevé à 6146 GWh en 2020 soit une diminution d´environ 5 % par rapport à l´année précédente (2019 : 6482 GWh).

Cette baisse est probablement due à la mise en service successive des extensions du réseau dans le Schleswig-Holstein.

L´écrêtement a concerné à 67% l´éolien terrestre et à presque 29% l´éolien en mer. Ont été notamment concernées les éoliennes en Schleswig-Holstein (50 %) et en Basse-Saxe (34 %). Bien qu´environ 69 % des mesures d´écrêtement aient été effectuées sur le réseau de distribution, environ 79 % des congestions se sont situées au niveau du réseau de transport ou à la limite entre le réseau de transport et de distribution.

Coûts du maintien de la stabilité du réseau

La figure 2 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 d´une capacité conventionnelle de réserve d´environ 283 M€ en 2020 (~ 278 M€ en 2019), le redispatching & countertrading d´environ 355 M€ (~ 291 M€ en 2019) et l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production d´environ 761 M€ (~ 710 M€ en 2019). L’augmentation d´environ 7 % de l´indemnisation pour l´écrêtement est due à la réduction accrue de la production des éoliennes en mer.

Il convient toutefois de mentionner que les coûts d´écrêtement sont partiellement compensés par la réduction de la charge de soutien des énergies renouvelables (EEG-Umlage). Les producteurs d´énergies renouvelables indemnisés pour leur production écrêtée ne reçoivent plus, pour cette quantité d´électricité, le soutien au titre de la loi sur les énergies renouvelables.

Fig 2_Hausse des coûts de stabilisation du réseau 2011_2020
Figure 2 : Évolution des coûts de stabilisation du réseau

Le volume total des mesures de traitement de la congestion du réseau de transport a augmenté en 2020 par rapport à l´année précédente. Les coûts totaux s´élèvent à environ 1,4 Md€ et ont donc augmenté de presque 8% par rapport à l´année précédente (2019 : ~1,3 Md€).

Toutefois, comme les exploitants peuvent faire valoir leurs droits dans un délai de trois ans, les prévisions peuvent différer des coûts réels versés par les gestionnaires de réseau au cours de l´année. Des ajustements pourraient donc être apportés ultérieurement.

Comme déjà mentionné plus haut, ces coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau. 

Référence

/1/  BNetzA (2021) Quartalsbericht Netz- und Systemsicherheit – Gesamtes Jahr 2020, Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Netz_Systemsicherheit/Netz_Systemsicherheit_node.html