Redispatch 2.0 et stockage d'énergie par batteries à grande échelle : malédiction ou Segen pour le réseau électrique ? Le rôle ambivalent des systèmes de stockage d'énergie par batteries géants

Redispatch 2.0 expliqué simplement : ce que les exploitants d’installations et les investisseurs dans le stockage doivent savoir

Le réseau électrique allemand est confronté à une crise sans précédent : alors que les éoliennes du nord fonctionnent à plein régime, les lignes de transport de l’énergie vers les centres industriels du sud sont souvent insuffisantes. Pour éviter une rupture d’approvisionnement, les gestionnaires de réseau interviennent quasiment 24 h/24 sur la production d’électricité – un processus appelé « redistribution », qui coûte chaque année des milliards d’euros aux consommateurs.

Cependant, la transition énergétique a profondément transformé ce système. Alors qu'auparavant quelques grandes centrales électriques étaient régulées de manière centralisée, il est aujourd'hui nécessaire de coordonner des dizaines de milliers de centrales décentralisées, de parcs solaires et, de plus en plus, de systèmes de stockage d'énergie par batteries à grande échelle et haute performance. Depuis la mise en place de Redispatch 2.0 en octobre 2021, les gestionnaires de réseaux de distribution et les exploitants de petites centrales sont également tenus de garantir la stabilité physique du réseau.

Le rôle des systèmes de stockage d'énergie par batteries à grande échelle, en plein essor, est particulièrement intéressant : perçus comme une lueur d'espoir pour la transition énergétique, ils peuvent toutefois, mal utilisés, aggraver les goulets d'étranglement locaux. Le problème réside souvent moins dans la technologie elle-même que dans l'absence de signaux régionaux sur les prix. Ce guide de questions-réponses examine en détail le fonctionnement de la gestion moderne de la congestion, les raisons de l'explosion des coûts, le rôle du stockage par batteries dans ce contexte et l'importance cruciale du débat sur les zones de tarification de l'électricité pour la sécurité future de notre approvisionnement énergétique.

Que signifie le terme « redispatch » et pourquoi est-il si central dans le réseau électrique allemand ?

Le redécoupage désigne les interventions sur la production des centrales électriques afin de protéger les lignes de transport contre les surcharges. Si un goulot d'étranglement menace le réseau, les centrales situées en amont de ce goulot reçoivent l'ordre de réduire leur production, tandis que celles situées en aval doivent l'augmenter. Ce mécanisme crée un flux de charge qui compense le goulot d'étranglement. Ce terme est fréquemment employé dans les débats sur la politique énergétique, mais rarement expliqué dans toute sa portée. Pourtant, il est essentiel à la compréhension des réseaux modernes, car il décrit le mécanisme par lequel les gestionnaires de réseau garantissent la stabilité physique du réseau électrique en temps réel. Sans redécoupage, les goulots d'étranglement du réseau entraîneraient des surcharges incontrôlées, pouvant provoquer, dans le pire des cas, des pannes en cascade. Le principe est initialement simple : si une quantité excessive d'électricité est injectée dans le réseau à un point donné, la production à cet endroit doit être réduite et compensée à un autre point. Cependant, la mise en œuvre pratique de ce principe a considérablement évolué au fil des ans, notamment en raison du développement massif des énergies renouvelables et de la décentralisation de la production d'électricité qui en découle.

Quels sont les fondements juridiques du redispatch et quelles sont ses racines historiques ?

Les origines du redécoupage remontent à la loi allemande sur l'industrie énergétique (EnWG) de 2005. L'article 13 de cette loi, entré en vigueur le 13 juillet 2005, oblige les gestionnaires de réseaux de transport d'électricité à garantir la sécurité du système. Plus précisément, il stipule que ces gestionnaires sont autorisés et tenus d'éliminer les menaces ou les perturbations du système d'approvisionnement en électricité par le biais de mesures liées au réseau, au marché et aux réserves supplémentaires. Dans un système de centrales électriques alors fortement centralisé, cela signifiait qu'en cas de surcharge imminente du réseau, il était possible de demander à chaque grande centrale d'ajuster sa production. Cela concernait principalement les centrales conventionnelles des réseaux de transport de 220 kV et 380 kV. Le nombre de centrales concernées était gérable, les canaux de communication étaient courts et l'effort de coordination relativement faible. Le système fonctionnait dans un environnement où quelques grandes centrales assuraient la majeure partie de la production d'électricité et où les flux de consommation étaient très prévisibles. Ce principe fondamental de contrôle centralisé a constitué la base de toutes les extensions et réformes ultérieures.

Comment le développement des énergies renouvelables a-t-il transformé le système électrique ?

Avec le développement des énergies renouvelables à partir de 2010, la structure du système a profondément changé. Des dizaines de milliers de générateurs décentralisés ont progressivement remplacé quelques centrales centralisées. À moyen terme, environ 90 % des installations de production seront raccordées aux réseaux de distribution, tandis que l'importance des grandes centrales continuera de diminuer. Cette transformation a engendré de nouvelles voies de transport, notamment du nord au sud, car une grande partie de l'énergie éolienne est produite dans le nord de l'Allemagne, alors que les principales zones de consommation se situent dans le sud et l'ouest. Les capacités de transport étaient, et sont encore souvent, insuffisantes pour acheminer toute l'électricité produite vers les centres de consommation. Parallèlement, le mécanisme traditionnel de rééquilibrage des réseaux, ainsi que le dispositif de gestion des injections d'électricité prévu par la loi sur les énergies renouvelables, ont continué d'exister pour les installations d'énergies renouvelables. Cette structure parallèle, où les centrales conventionnelles étaient régulées par le rééquilibrage des réseaux et les installations d'énergies renouvelables par la gestion des injections d'électricité, a engendré une complexité croissante et une hausse des coûts des mesures de gestion de la congestion. Les centrales éoliennes et solaires produisent de l'énergie en fonction des conditions météorologiques et de l'heure de la journée, ce qui complique considérablement la prévisibilité des flux de charge et accroît le besoin de mesures de contrôle.

Quel était le problème avec l'ancien système de réacheminement et de gestion des apports ?

L'ancien système était caractérisé par une division structurelle de plus en plus inefficace. D'une part, le rééquilibrage classique, conformément à l'article 13 de la loi allemande sur l'industrie énergétique (EnWG), s'appliquait exclusivement au réseau de transport et concernait les centrales de production conventionnelles d'une puissance nominale installée supérieure à 10 mégawatts. Les gestionnaires du réseau de transport pouvaient réguler ces centrales afin d'éviter la congestion du réseau. D'autre part, la gestion des injections d'électricité, régie par la loi sur les énergies renouvelables (EEG) et la loi sur la cogénération (KWKG), prévoyait une régulation distincte des centrales d'énergies renouvelables et des centrales de cogénération pour la gestion de la congestion du réseau. Avec la gestion des injections, la production des centrales était limitée en fonction des valeurs réelles, c'est-à-dire en situation d'urgence. La planification proactive et prévisionnelle faisait défaut. Les limitations étaient effectuées au cas par cas, entraînant une hausse des coûts et une utilisation inefficace des ressources disponibles. Les coûts globaux de la gestion de la congestion du réseau ont considérablement augmenté entre 2019 et 2023, passant de 1,3 milliard d'euros à 3,2 milliards d'euros. En 2023, environ 19 térawattheures d'électricité ont été perdus en raison de saturations du réseau, ce qui correspond à environ 4 % de la production totale d'électricité de l'Allemagne. Les parcs éoliens en mer et à terre ont été particulièrement touchés.

Qu’a-t-on décidé exactement avec la loi de 2019 sur l’accélération de l’expansion du réseau électrique ?

La réponse politique aux problèmes croissants est intervenue en 2019 avec la modification de la loi relative à l'accélération du développement du réseau électrique, entrée en vigueur le 17 mai 2019. L'objectif était de fusionner la gestion des injections et le réacheminement de l'électricité au sein d'un système intégré de gestion de la congestion. Les réglementations précédentes relatives à la gestion des injections, relevant de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) et de la loi sur la cogénération (KWKG), ont été abrogées et remplacées par un régime de réacheminement unifié, appelé Redispatch 2.0, fondé sur les articles 13, 13a et 14 de la loi sur l'industrie de l'énergie (EnWG). Ce système visait à instaurer une gestion de la congestion uniforme et préventive pour l'approvisionnement en électricité sur l'ensemble du territoire allemand. Les centrales d'énergies renouvelables et de cogénération ne sont plus traitées séparément, mais soumises à la même réglementation que les centrales électriques conventionnelles. La date limite de mise en œuvre était fixée au 1er octobre 2021, les premières obligations de soumission de données pouvant débuter dès juillet 2021.

Depuis quand Redispatch 2.0 est-il en vigueur et qu'est-ce qui est fondamentalement nouveau à son sujet ?

Depuis le 1er octobre 2021, le redispatch 2.0 est obligatoire pour tous les acteurs du marché. La nouveauté réside non pas dans la possibilité d'intervention en elle-même, mais dans son intégration systémique complète. Toutes les installations contrôlables d'une capacité de 100 kilowatts ou plus, y compris les centrales conventionnelles, les centrales d'énergies renouvelables et les installations de stockage d'énergie, sont désormais incluses dans la gestion des congestions. Il s'agit d'une différence fondamentale par rapport à l'ancien système, qui ne concernait directement que les grandes centrales conventionnelles de plus de 10 mégawatts. Dans le nouveau processus, le gestionnaire de réseau détermine l'état du réseau pour un horizon de planification d'environ 36 heures et l'optimise en fonction des besoins. Cela nécessite des prévisions de charge et d'injection. Si une congestion est identifiée, le gestionnaire de réseau doit la résoudre par des mesures rentables. Autre innovation majeure : ces mesures doivent être équilibrées en termes d'énergie et de consommation, afin de garantir que les exploitants d'installations ne subissent aucun préjudice financier du fait des interventions de contrôle. De plus, la gestion de la congestion n'incombe plus uniquement aux gestionnaires des réseaux de transport, mais aussi à tous les gestionnaires des réseaux de distribution, qui sont ainsi devenus un pilier essentiel de cette gestion.

Comment fonctionne en détail le processus Redispatch 2.0 ?

Le processus Redispatch 2.0 repose sur une approche planifiée qui diffère fondamentalement de l'approche réactive précédente. Les gestionnaires de réseau élaborent des prévisions de congestion à partir de données exhaustives provenant de tous les acteurs du réseau, notamment des centrales électriques qui y sont raccordées et des principaux consommateurs. Les exploitants de centrales soumettent des données planifiées ou prévisionnelles, selon le modèle d'équilibrage choisi. Dans le modèle prévisionnel, les informations relatives aux ajustements de marché et aux indisponibilités doivent être communiquées au gestionnaire de réseau afin qu'il puisse établir des prévisions de production. Dans le modèle de valeur planifiée, l'exploitant de centrale est responsable de la soumission des données planifiées et prévisionnelles.

Grâce à ces données et aux informations en temps réel, le gestionnaire de réseau peut identifier rapidement les goulets d'étranglement potentiels et prendre des mesures ciblées et proactives. Des programmes alternatifs sont calculés pour les surcharges prévisibles et les écarts par rapport au programme du marché sont compensés. L'article 13a de la loi allemande sur l'industrie énergétique (EnWG) encadre l'équilibrage et la compensation financière versée à l'exploitant de la centrale. Le gestionnaire du groupe d'équilibrage, généralement le fournisseur direct, reçoit une compensation énergétique du gestionnaire de réseau pour la quantité manquante dans son groupe. Dans le cadre du nouveau processus, la quantité d'énergie injectée et écrêtée par quart d'heure est attribuée à un groupe d'équilibrage. Ce système exige une coopération à l'échelle de l'industrie entre les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution, les exploitants de centrales, les gestionnaires de groupes d'équilibrage et les responsables de la gestion du déploiement, auxquels les exploitants de centrales peuvent déléguer une grande partie de leurs responsabilités.

Quels sont les coûts actuels de la gestion de la congestion du réseau et comment ont-ils évolué ?

Les coûts de la gestion de la congestion du réseau ont considérablement fluctué ces dernières années. En 2022, le coût total a atteint un pic d'environ 4,2 milliards d'euros, sous l'effet de la crise énergétique et des prix extrêmement élevés des combustibles et de l'électricité en gros. En 2023, le coût total provisoire a chuté à un peu moins de 3,1 milliards d'euros, malgré une augmentation du volume des mesures mises en œuvre, qui a atteint 34 297 gigawattheures. Ce recul s'explique par la baisse des prix de l'énergie, le prix de gros de l'électricité ayant diminué, passant d'un peu plus de 230 euros à environ 92 euros par mégawattheure. Les coûts provisoires de déploiement des mesures de rééquilibrage de la production à l'aide de centrales conventionnelles se sont élevés à environ 1,8 milliard d'euros en 2023, tandis que les coûts liés à la réduction de la production d'énergies renouvelables ont triplé pour atteindre environ 600 millions d'euros.

En 2024, le volume des mesures a diminué d'environ 12 % pour atteindre 30 304 gigawattheures, et le coût total préliminaire a encore baissé pour s'établir à environ 2,78 milliards d'euros. Cependant, le quatrième trimestre 2024 a enregistré une hausse inquiétante : 10 424 gigawattheures ont dû être utilisés pour stabiliser le réseau, soit une augmentation de 19 % par rapport au même trimestre de l'année précédente. Le mois de décembre 2024 a été particulièrement marquant, avec des coûts de 370 millions d'euros pour ce seul mois, un nouveau record depuis la crise énergétique. Environ 47 % des centrales d'énergies renouvelables dont la production a été limitée étaient raccordées au réseau de distribution en 2024, la cause de ces limitations se situant sur le réseau de transport dans 74 % des cas. Dans le même temps, on observe un déplacement croissant des goulots d'étranglement vers le réseau de distribution : sa part des volumes de réacheminement est passée de 20 % en 2023 à 26 % en 2024. Ces coûts sont répercutés sur les prix de l'électricité via les frais de réseau et affectent donc tous les consommateurs.

Pourquoi Redispatch 2.0 est-il particulièrement pertinent pour les systèmes de stockage d'énergie par batteries à grande échelle ?

Un système de stockage d'énergie par batteries à grande échelle, d'une capacité de plusieurs mégawatts, est techniquement capable de transférer d'importantes quantités d'énergie au fil du temps. Cependant, son injection effective sur le réseau dépend de l'architecture de ce dernier. Il est capable de se réorganiser, nécessite des prévisions et est intégré à la gestion de la congestion. La capacité seule ne garantit pas l'injection : lorsque la stabilité du système est primordiale, la commercialisation doit être reléguée au second plan. En particulier pour les grandes capacités installées, l'intégration à la planification du réseau, aux modèles de prévision et à la gestion de la congestion est cruciale. Les grandes batteries peuvent atténuer les goulots d'étranglement en se chargeant ou en se déchargeant de manière sélective. Le point critique, cependant, est qu'elles peuvent elles-mêmes devenir une source de goulot d'étranglement si plusieurs systèmes tentent d'injecter de l'énergie simultanément.

Le marché des systèmes de stockage d'énergie par batteries à grande échelle connaît une croissance rapide en Allemagne. La capacité installée a dépassé les 2 gigawatts de puissance nominale en 2025, et 1,46 gigawatt de nouvelle capacité devrait être mise en service pour la seule année 2025. Une multiplication par sept de la capacité par rapport à 2024 est prévue d'ici 2027, et diverses prévisions estiment que la capacité totale pourrait atteindre 15 gigawatts d'ici 2030. Les demandes de raccordement au stockage par batteries formulées par les gestionnaires de réseau dépassent désormais de près de cent fois les capacités existantes. Face à de tels taux de croissance, la question de l'intégration de ces systèmes dans la gestion de la congestion devient de plus en plus urgente.

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Les grosses batteries sont-elles généralement bonnes ou mauvaises pour le réseau électrique ?

Il est impossible de répondre à cette question de manière générale, car la réponse dépend de la localisation, du mode de fonctionnement et de la situation spécifique du réseau. Une étude menée par Neon Neue Energieökonomik, à la demande du développeur de solutions de stockage Eco Stor, a analysé les performances de deux grandes batteries situées dans le Schleswig-Holstein et en Bavière, pour chaque quart d'heure de l'année. Les résultats montrent que les gestionnaires de réseau réalisent des économies de 3 à 6 euros par an sur les coûts de réinjection d'énergie pour chaque kilowatt de capacité de batterie. Les grandes batteries ne doivent donc en aucun cas être considérées comme intrinsèquement contraignantes pour le réseau, même si cette idée est parfois avancée dans les débats sur la politique énergétique.

Cependant, ce soulagement du réseau est actuellement purement aléatoire, l'Allemagne ne disposant que d'une seule zone tarifaire pour l'électricité et donc d'aucune tarification régionale. Les batteries fonctionnent selon le signal de prix uniforme des marchés de gros et d'équilibrage de l'énergie. Les goulets d'étranglement du réseau leur sont invisibles. Une analyse détaillée montre qu'une batterie de grande capacité soulage et sollicite le réseau avec une fréquence à peu près égale, chaque phase durant environ 20 % des quarts d'heure. Pendant les 60 % restants, soit la batterie est inactive, soit le réseau est libre de congestion. L'institut Fraunhofer ISE souligne également que les grands systèmes de stockage par batteries, qui fonctionnent principalement selon les mécanismes du marché, peuvent amplifier les pics de puissance locaux en raison d'un comportement de charge et de décharge défavorable, exacerbant ainsi les charges sur les transformateurs et les lignes.

Que signifie un fonctionnement respectueux du réseau pour les grands systèmes de stockage d'énergie par batteries ?

L'exploitation en soutien au réseau désigne l'utilisation ciblée d'un système de stockage pour stabiliser le réseau, prévenir les engorgements ou compenser les fluctuations de tension. Elle diffère de l'exploitation purement axée sur le marché, où l'électricité est principalement achetée à bas prix et vendue à prix plus élevé – un cas classique d'arbitrage de prix. Un système de stockage par batterie à grande échelle est considéré comme un système en soutien au réseau si son intégration au réseau et son mode de fonctionnement réduisent la charge de ce dernier, ce qui peut, par exemple, limiter les besoins d'extension du réseau.

En pratique, les deux approches peuvent être combinées : un système de stockage peut participer économiquement au marché tout en contribuant au soutien du réseau. Des études montrent que les systèmes de stockage d'énergie destinés au soutien du réseau absorbent sélectivement l'électricité lorsqu'une forte injection est imminente et la réinjectent ultérieurement. Cela réduit le besoin d'interventions et renforce la sécurité d'approvisionnement. Pour que les systèmes de stockage par batterie soient efficaces pour le soutien du réseau, ils doivent être installés là où ce dernier est particulièrement sollicité. Un contrôle intelligent est également crucial, car il garantit que le système de stockage réagit au bon moment et fournit l'énergie de manière efficiente. Plus un système de stockage est conçu avec une grande capacité et une grande flexibilité (par exemple, avec une durée de décharge minimale de quatre heures), plus sa contribution au soulagement du réseau est importante.

Pourquoi n'existe-t-il actuellement aucun mécanisme incitatif efficace pour encourager les comportements respectueux du réseau électrique de la part des grandes batteries ?

Le problème réside dans la conception du marché allemand de l'électricité. L'Allemagne dispose actuellement d'une zone tarifaire unique avec des prix uniformes pour le lendemain. Cela signifie que le prix de l'électricité sur le marché est le même partout en Allemagne, indépendamment de la présence ou non de congestions sur le réseau dans une région donnée. Les systèmes de stockage par batteries et tous les autres acteurs du marché dépendent de ce signal de prix uniforme sur les marchés de gros et d'équilibrage de l'énergie. La congestion du réseau leur est tout simplement invisible, car aucun signal de prix ne reflète les goulets d'étranglement régionaux.

Dans ce système, aucun intérêt financier n'incite à adopter des pratiques respectueuses du réseau. Une installation de stockage du Schleswig-Holstein, qui se recharge lors de vents forts, le fait non pas en raison d'une saturation du réseau local, mais parce que le prix de l'électricité est actuellement bas au niveau national. Le fait que ce comportement soit simultanément bénéfique pour le réseau est une pure coïncidence. L'étude de Neon New Energy Economics a examiné trois approches réglementaires visant à encourager ces pratiques. Un signal de prix dynamique de réacheminement, qui reflète l'état du réseau toutes les 15 minutes, s'est avéré le plus performant. Ce type de signal génère à la fois la plus grande valeur ajoutée pour le réseau et la plus faible perte de valeur marchande.

Quel rôle joue le débat sur les zones de tarification de l'électricité pour le stockage et la redistribution des batteries à grande échelle ?

Le débat sur la division du marché de l'électricité en Allemagne a pris une ampleur considérable ces dernières années et est directement lié aux problématiques de la répartition de la production et du stockage d'énergie par batteries à grande échelle. Dans le cadre de sa révision des zones d'appel d'offres, la Commission européenne a demandé un réexamen des zones d'appel d'offres européennes, proposant de diviser l'Allemagne en deux à quatre zones. Une étude menée par Agora Energiewende et l'institut Fraunhofer IEE conclut qu'un système de tarification locale pourrait réduire significativement les coûts de répartition de la production et renforcer la sécurité d'approvisionnement. Dès 2023, la mise en place de signaux de prix locaux aurait pu permettre aux entreprises et aux ménages de réduire leurs coûts d'électricité de plus de 6 € par mégawattheure en moyenne à l'échelle nationale.

Un bref rapport de Neon Neue Energieökonomik, commandé par le fournisseur d'énergie Enercity, estime les loyers de goulot d'étranglement qui en résulteraient en Allemagne à environ 2 milliards d'euros par an si le réseau électrique était divisé en quatre ou cinq zones tarifaires. Cependant, une étude de l'Université technique de Munich montre que les écarts de prix entre quelques grandes zones tarifaires sont faibles et n'entraînent que des économies mineures sur les coûts de réacheminement. En revanche, une tarification nodale spécifique à chaque nœud permet une réduction significative des coûts de réacheminement et des coûts globaux. Les signaux de prix régionaux seraient d'une importance capitale pour les systèmes de stockage d'énergie par batteries à grande échelle, car ils créeraient, pour la première fois, une incitation économique à adopter des pratiques respectueuses du réseau. Toutefois, le nouveau gouvernement allemand a accepté, dans le cadre de son accord de coalition, de maintenir pour l'instant la zone tarifaire unique de l'électricité.

Comment les opérateurs d'usine sont-ils indemnisés financièrement lors d'une opération de réaffectation ?

Si le gestionnaire de réseau ajuste la production, l'article 13a de la loi allemande sur l'industrie énergétique (EnWG) régit l'équilibrage et la compensation financière due à l'exploitant de la centrale. Le responsable du groupe d'équilibrage du point d'injection ou de soutirage concerné peut réclamer une compensation auprès du gestionnaire du réseau de transport ayant émis la demande d'ajustement de la production. De plus, l'ajustement de la production de puissance active ou réactive doit être compensé financièrement de manière adéquate. Cette compensation comprend les dépenses nécessaires aux ajustements de production effectifs, la consommation au prorata de la valeur de la centrale et le manque à gagner avéré.

En juin 2024, l'Agence fédérale des réseaux a publié une décision relative à la détermination de l'indemnisation financière appropriée pour les mesures de réacheminement, conformément à l'article 13a, paragraphe 2. Le principe sous-jacent est que l'exploitant d'une centrale électrique, qu'elle soit renouvelable ou conventionnelle, ne doit subir aucun désavantage économique du fait des interventions de régulation. Il est placé dans la même situation que si l'intervention n'avait pas eu lieu. Par exemple, si un parc éolien situé au nord est mis à l'arrêt en raison d'une surcharge de la ligne de transport vers le sud, l'exploitant doit être indemnisé. Parallèlement, une autre centrale électrique située au sud doit produire davantage d'électricité pour répondre à la demande, ce qui engendre également des coûts.

Quel rôle jouent les gestionnaires de réseaux de distribution dans le processus Redispatch 2.0 ?

Jusqu'au 30 septembre 2021, la gestion des goulots d'étranglement relevait de la seule responsabilité des quatre gestionnaires de réseau de transport en Allemagne. Avec la mise en place de la gestion des goulots d'étranglement (Redispatch 2.0), cette responsabilité a fondamentalement changé. Les gestionnaires de réseau de distribution sont devenus un pilier essentiel de la gestion des congestions sur le réseau électrique allemand. Ils doivent identifier de manière proactive les points de congestion, puis définir, coordonner et mettre en œuvre les mesures appropriées, tout en garantissant la sécurité du réseau et de l'approvisionnement. Cela implique qu'ils modélisent leurs réseaux en fonction des charges prévues et des prévisions d'état du réseau. Pour éliminer les points de congestion, les gestionnaires de réseau de distribution doivent intégrer toutes les installations d'énergies renouvelables, les centrales de cogénération et les installations de stockage d'une capacité de 100 kilowatts ou plus.

Cela représente un élargissement significatif de leurs responsabilités actuelles et nécessite de nouveaux rôles et processus de marché pour réagir en temps réel aux éventuels goulets d'étranglement, en fonction des prévisions. La multiplication des goulets d'étranglement sur le réseau de distribution souligne l'importance de cette évolution. La part du réseau de distribution dans les volumes de réacheminement pour les centrales d'énergies renouvelables est passée de 20 % en 2023 à 26 % en 2024, une tendance qui devrait se poursuivre avec le développement de la production décentralisée.

Comment les systèmes de stockage d'énergie par batteries à grande échelle peuvent-ils précisément contribuer à réduire la congestion du réseau électrique ?

Les systèmes de stockage d'énergie par batteries interviennent précisément lors des saturations du réseau. En cas de surproduction d'électricité, ils absorbent l'énergie et la restituent ultérieurement lorsque la demande augmente. Les systèmes de stockage à grande échelle réagissent en quelques millisecondes, ce qui les rend idéaux pour compenser efficacement les fluctuations de tension, les instabilités de fréquence ou les pics de consommation locaux. Ils fournissent une puissance d'équilibrage et peuvent prévenir les coupures de courant. Chaque intervention de réinjection évitée permet de réaliser des économies et d'éviter le gaspillage d'électricité issue de sources renouvelables.

Dans un scénario concret, un système de stockage d'énergie par batteries à grande échelle, situé dans le nord de l'Allemagne, peut être chargé sélectivement lors de vents forts, atténuant ainsi le pic d'injection d'électricité qui, autrement, entraînerait une surcharge du réseau. L'institut Fraunhofer ISE analyse la possibilité d'exploiter ces systèmes de manière à soutenir le réseau pour des sites spécifiques. Pour ce faire, il examine les séries temporelles de production et de consommation du poste de transformation concerné, modélise les flux de puissance résultants et simule des stratégies d'exploitation favorisant le soutien du réseau. L'analyse examine également si des mesures de rééquilibrage ont été mises en œuvre par le passé sur le site concerné. Cette approche offre de nouvelles perspectives aux municipalités, aux gestionnaires de réseau et aux promoteurs de projets, car les systèmes de stockage d'énergie par batteries créent de la valeur ajoutée locale, réduisent la tension sur le réseau et renforcent la sécurité d'approvisionnement locale.

Pourquoi les grands systèmes de stockage d'énergie par batteries peuvent-ils eux-mêmes devenir un problème pour la stabilité du réseau électrique ?

Le système électrique est passé d'un système de contrôle centralisé des centrales à une coordination des ressources décentralisées basée sur les données. Dans ce nouveau système, ce n'est pas seulement la puissance produite qui compte, mais aussi l'intégration à l'architecture du réseau. Un système de stockage d'énergie par batteries à grande échelle et de capacité énorme peut devenir problématique s'il fonctionne uniquement en fonction des signaux du marché, sans tenir compte de l'état du réseau local. Si plusieurs systèmes de stockage d'une même région souhaitent injecter simultanément de l'énergie dans le réseau en raison de prix élevés de l'électricité, cela peut créer ou aggraver les goulots d'étranglement que l'on cherche justement à éviter.

Les systèmes de stockage d'énergie par batteries à grande échelle, principalement gérés selon les mécanismes du marché, peuvent amplifier les pics de consommation locaux en raison de cycles de charge et de décharge inadéquats, augmentant ainsi la charge sur les transformateurs et les lignes de transport. La multiplication rapide de ces systèmes risque d'aggraver ce problème. Avec des demandes de raccordement au réseau dépassant désormais les 200 gigawatts, la coordination de ces systèmes représente clairement un enjeu majeur des prochaines années. Il est crucial de comprendre que la capacité seule ne garantit pas l'injection d'énergie sur le réseau. Lorsque la stabilité du système est essentielle, le marketing doit être relégué au second plan. Un système de stockage souhaitant générer des revenus sur le marché doit accepter que ses options d'injection soient limitées par les contraintes physiques du réseau et les décisions des gestionnaires de réseau.

À quoi ressemblera l'avenir de la gestion des goulots d'étranglement, et que signifie Redispatch 3.0 ?

Alors que Redispatch 2.0 intègre principalement les installations de production dans la gestion des congestions, Redispatch 3.0 vise à intégrer encore plus étroitement les installations de stockage, les électrolyseurs et les charges pilotables. L'objectif est une coordination encore plus fine de la production et de la consommation via des plateformes numériques et des données en temps réel. Le débat autour des zones tarifaires de l'électricité et des signaux de prix locaux sera crucial à cet égard. Si des incitations réglementaires favorisant des comportements respectueux du réseau peuvent être mises en place, les systèmes de stockage d'énergie par batteries à grande échelle pourraient jouer un rôle bien plus important dans la prévention des congestions qu'aujourd'hui. L'étude de Neon New Energy Economics conclut qu'un signal de prix de rééquilibrage dynamique créerait la plus grande valeur ajoutée pour le réseau tout en minimisant les pertes de valeur marchande.

Les progrès technologiques soutiennent cette tendance : le coût des batteries lithium-ion a chuté d’environ 84 % ces dix dernières années, et l’on observe une tendance vers des systèmes plus importants offrant des durées de stockage plus longues. Alors qu’en 2022, la capacité moyenne d’un système de batterie était encore d’une heure, les systèmes de deux heures sont désormais prédominants, et ceux de quatre et six heures sont également de plus en plus utilisés. D’ici 2030, la capacité de stockage des systèmes de stockage d’énergie par batteries à grande échelle en Allemagne pourrait atteindre 57 gigawattheures, pour une puissance totale de 15 gigawatts. À plus long terme, d’ici 2050, une capacité de 60 gigawatts, soit 271 gigawattheures, est même envisageable. Avec de telles capacités, le stockage d’énergie par batteries à grande échelle pourrait devenir un outil essentiel de gestion de la congestion, à condition que le cadre réglementaire crée les incitations nécessaires.

Que signifie tout cela pour la transition énergétique dans son ensemble ?

Le système électrique allemand connaît une transformation profonde. La transition énergétique a métamorphosé l'ancien système centralisé en un réseau complexe de producteurs décentralisés, exigeant de nouveaux mécanismes de coordination. Redispatch 2.0 est un élément clé de cette nouvelle coordination, intégrant tous les acteurs concernés dans un système unifié de gestion de la congestion. Les systèmes de stockage d'énergie par batteries à grande échelle constituent à la fois une partie de la solution et une source potentielle de nouveaux défis. Ils peuvent atténuer la congestion, fournir une puissance d'équilibrage, intégrer les énergies renouvelables et réduire le besoin d'extension du réseau. Parallèlement, leur intégration à l'architecture du système doit être soigneusement étudiée afin d'éviter de devenir eux-mêmes des facteurs de congestion.

Les leviers essentiels pour l'avenir résident dans le développement de la conception du marché de l'électricité, notamment par l'intégration de signaux de prix révélant les goulets d'étranglement du réseau, l'accélération de son expansion, la numérisation de son contrôle et des cadres réglementaires encourageant les pratiques respectueuses du réseau. Le système énergétique de demain ne sera plus contrôlé par quelques grandes centrales, mais par la coordination, grâce aux données, de centaines de milliers de ressources décentralisées, allant des éoliennes et panneaux solaires au stockage par batteries, aux électrolyseurs et aux charges pilotables. Redispatch 2.0 a jeté les bases de cette coordination. Les années à venir permettront de déterminer si les cadres réglementaires pourront suivre le rythme des évolutions technologiques.

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Konrad Wolfenstein

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☑️ Accompagnement des PME en matière de stratégie, de conseil, de planification et de mise en œuvre

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