Allemagne : plus d'énergies renouvelables = plus le consommateur paye pour la stabilité du réseau électrique

  Les causes produisant les mêmes effets, la transition énergétique importée d'Allemagne au début des années 2000 fera qu'à l'avenir tous consommateurs français d'électricité verra inéluctablement augmenter sa facture d'électricité dans des proportions encore inconnues. Mazette, il faut bien que quelqu'un paye les formidables bénéfices réalisés par les sociétés spéculatrices de la bulle des EnR, éolien et solaire grâce aux subventions d'argent public... Avec en plus pour résultat : une qualité de service moindre, un environnement artificialisé, des nuisances sanitaires pour beaucoup d'entre nous et même pas la satisfaction d'avoir sauvé la planète!

 

Le Français va sauver la planète car il va à bicyclette...

 

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

Hartmut Lauer
2021 05 05

  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.

 

 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.

 

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 GW, 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.

 

 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