Le site l'augmentation des coûts de redispatching en Allemagne mettent en évidence les défis du secteur de l'énergie. Malgré une légère baisse des coûts en 2023 par rapport à l'année précédente, la charge globale pour le réseau électrique et les consommateurs reste élevée.
19 TWh perdus en 2023 en raison de la congestion du réseau
En 2023, les éoliennes ont été de plus en plus souvent coupées, car les réseaux n'avaient pas assez de capacité pour acheminer l'électricité du nord vers le sud. Ces Goulets d'étranglement du réseau ont conduit à ce qu'environ 19 térawattheures d'électricité ont été perdus, ce qui représente environ quatre pour cent de la production totale d'électricité en Allemagne. En particulier les parcs éoliens ont été touchés, tandis que les centrales à charbon et à gaz du sud ont dû produire de l'électricité supplémentaire pour répondre à la demande.
Depuis 2020, les coûts de redispatching augmentent rapidement
En 2023, les coûts du redispatching, y compris la gestion de l'injection, s'élevaient à environ 2,35 milliards d'euros, par rapport à 2,7 milliards d'euros en 2022, ce qui représente une augmentation de 2.345 pour cent par rapport à 2013. L'analyse des données de l'Agence fédérale des réseaux montre que les mesures d'équilibrage pour la gestion des congestions sont de plus en plus souvent nécessaires. Ainsi, le besoin total de régulation de 2022 par rapport à 2021 est de 19 pour cent à 32 772 GWh a augmenté. En 2022, les coûts correspondants s'élevaient à 4,2 milliards d'euros, dont les deux tiers, soit 2,7 milliards d'euros, étaient imputables au seul redispatching. Entre juillet 2021 et juillet 2023 notamment, les coûts ont fortement fluctué, oscillant entre 32 et 477 millions d'euros selon les mois. En 2024, un autre facteur déterminant sera également le Suppression de l'opération prévue Subventions de 5,5 milliards Il s'agit d'un montant de 1,5 million d'euros pour les gestionnaires de réseau de transport (GRT), qui a été nécessaire dans le cadre du remaniement budgétaire de décembre 2023.
Les raisons de l'augmentation des coûts de redispatching
Plusieurs facteurs contribuent à l'augmentation des coûts, notamment Retard dans l'extension du réseau et le développement insuffisant des énergies renouvelables dans le sud. Alors que les goulets d'étranglement dans le réseau de transport se produisent principalement dans le sud, dans le nord, la production d'électricité verte par les centrales éoliennes est supérieure aux besoins, ce qui entraîne des défis supplémentaires en matière de transport d'électricité. Par exemple, un jour de grand vent mais couvert, une grande quantité d'électricité est produite au nord, alors que le flux est moindre au sud. Il faudrait donc une grande capacité de transport pour acheminer l'électricité du nord vers le sud. Or, cette capacité n'est pas encore suffisante, notamment en Bavière.
Le site le manque de capacités de transmission sont également un problème pour la protection du climat, car les centrales électriques, qui sont généralement mises en service dans le cadre du redispatching, consomment des combustibles fossiles. Bien que la priorité d'injection soit en principe accordée aux énergies renouvelables, les centrales à charbon et à gaz continuent généralement d'être utilisées pour stabiliser le réseau électrique lorsqu'il n'y a pas assez d'électricité renouvelable.
Pour que le réseau électrique ne soit pas surchargé, les GRT doivent donc intervenir de plus en plus souvent. Ces opérations et ce que l'on appelle les Énergie de réglage font grimper les coûts de redispatching. Selon le moment de la journée et les conditions météorologiques, la production d'électricité volatile des énergies renouvelables en Allemagne varie actuellement entre 3 et 55 gigawatts. Dans les bons mois, il suffit pour cela d'environ 300 interventions et dans les mois plus variables, il faut compenser jusqu'à 4.500 écarts.
Impact direct sur le prix de l'électricité
Les conséquences de l'augmentation des coûts de redispatching sont importantes. Tout d'abord, ils sont intégrés dans les calculs uniformes au niveau fédéral des quatre GRT allemands qui les a ensuite envoyés aux quelque 900 gestionnaires de réseaux de distribution régionaux transmettre à d'autres. A partir de là, les coûts d'utilisation du réseau électrique varient considérablement selon les régions et les fournisseurs, et les différences de prix peuvent aller jusqu'à 300 pour cent pour les Rémunérations du réseau électrique sont générés. Pour les ménages privés, les coûts de redispatching se traduisent généralement directement par des augmentations de la rémunération du réseau. Pour les clients commerciaux et industriels à forte consommation d'énergie en moyenne tension, qui concluent habituellement des contrats de fourniture d'électricité extrêmement individuels, l'augmentation n'intervient généralement qu'un peu plus tard.
Conclusion
Les défis actuels du secteur énergétique allemand exigent des solutions urgentes pour faire progresser l'extension du réseau tout en réduisant les coûts de l'électricité. Une réforme fondamentale des tarifs de réseau pourrait permettre une répartition plus équitable des coûts et créer des incitations pour une utilisation plus flexible de l'électricité. En outre, des mesures devraient être prises pour augmenter les capacités de transport et réduire l'utilisation des centrales électriques fossiles. Une action concertée au niveau politique et économique est nécessaire pour relever ces défis et faire progresser avec succès la transition énergétique.