Au cours de la dernière décennie, les coûts liés à la gestion des contraintes sur le réseau de transport ont augmenté de façon spectaculaire – et devraient atteindre 3 milliards de livres par an d'ici 2028.

Initialement conçue comme un ajustement secondaire des volumes d'électricité échangés, l’opérateur du système rééquilibre désormais une grande partie du marché via le mécanisme d’équilibrage. Il s’agit d’un enjeu clé que National Grid ESO cherche à résoudre grâce à REMA.

L’augmentation des coûts a été amplifiée par la hausse du prix du gaz depuis octobre 2021 (un sujet traité dans l’un de nos derniers articles), mais la tendance de fond est liée à l’augmentation des volumes d’équilibrage motivée par la gestion des contraintes.

Dans cet article, nous examinons l’impact d’une contrainte sur un grand producteur individuel, situé derrière une partie du réseau particulièrement contrainte.

Glossaire

Un facteur de charge mesure la part de la capacité totale d’un actif utilisée pour importer ou exporter de l’électricité pendant une période de règlement donnée.

• Facteur de charge prévu – facteur de charge avant toute action d’équilibrage, représentant la production planifiée de l’actif à la clôture du marché.
• Facteur de charge réel – facteur de charge après prise en compte des actions d’équilibrage, représentant la livraison réelle de l’actif.

CCGT au Royaume-Uni

Les centrales à cycle combiné gaz (CCGT) constituent une source majeure de production flexible non renouvelable au Royaume-Uni. Elles fournissent plus de 21 GW de capacité au réseau (selon le registre Transmission Entry Capacity) – ce qui équivaut à la moitié de la demande nationale de pointe en hiver. Les principales centrales CCGT de Grande-Bretagne sont représentées ci-dessus (figure 1).

Étude de cas : actions BMU de part et d’autre d’une frontière de contrainte

En raison des contraintes, la localisation joue un rôle majeur dans l’exploitation d’un actif, y compris pour les CCGT. SSE-SP est une frontière de contrainte majeure séparant le nord de l’Écosse du reste du Royaume-Uni, illustrée ci-dessous.

Ici, nous explorons comment cette frontière influence le comportement de deux CCGT : Peterhead (1,2 GW) et South Humber Bank (0,8 GW). Peterhead est située derrière la contrainte, au nord de l’Écosse, et doit souvent faire face à la concurrence de l’éolien renouvelable lors de l’export d’électricité vers le sud. South Humber Bank, de capacité similaire, se trouve de l’autre côté de la contrainte, à une distance comparable de Peterhead par rapport aux autres CCGT du pays.

Le 26 janvier 2022, la production éolienne écossaise figurait parmi les 1 % des journées les plus élevées de l’année, avec une moyenne de 4,4 GW. En conséquence, la frontière SSE-SP était sous forte tension, fonctionnant à 99 % de sa capacité maximale. En résumé, l’électricité éolienne écossaise bon marché a afflué vers les centres de consommation du sud du pays.

Cette situation a entraîné des actions d’équilibrage opposées pour Peterhead et South Humber Bank, en raison de leur position de part et d’autre de la contrainte.

La figure 2 (ci-dessous) illustre comment ces deux centrales ont été réajustées via le mécanisme d’équilibrage lors de cette journée particulièrement venteuse.

• Peterhead a soumis des FPN pour produire à quasi pleine capacité la majeure partie de la journée, soit un facteur de charge prévu moyen de 70 %. Elle a été réduite de 17 GWh via le mécanisme d’équilibrage, pour atteindre un facteur de charge réel moyen de 10 %.
• À l’inverse, le facteur de charge prévu de South Humber Bank était de 0 %, car elle n’était pas programmée pour exporter. Elle a été appelée jusqu’à 85 % de sa capacité via le mécanisme d’équilibrage, pour un facteur de charge réel moyen de 25 %.
• Pour gérer le système de transport à travers SSE-SP, National Grid ESO a déboursé 7,5 millions de livres en coûts de contrainte rien que pour la journée du 26 janvier.

Influence de la localisation sur le comportement à long terme des actifs

Nous avons vu comment la présence d’une contrainte de transport peut affecter l’exploitation quotidienne des actifs. Mais comment la localisation influence-t-elle leur comportement sur le long terme ?

• Le graphique ci-dessus montre que Peterhead a été systématiquement réduite en 2022. Chaque mois, le facteur de charge réel est inférieur au facteur de charge prévu.
• Cela se traduit par une réduction nette annuelle de 1 400 GWh (soit -33 % par rapport au volume d’exportation prévu), contre une augmentation nette annuelle de 1 300 GWh (+2 % par rapport au volume prévu) pour l’ensemble du parc CCGT (voir figure 6 ci-dessous).
• Comparé à la moyenne du parc CCGT, le facteur de charge prévu de Peterhead était supérieur à la moyenne de mars à septembre, montrant qu’elle s’attend à exporter une plus grande part de sa capacité totale que la moyenne des centrales à gaz. Cependant, elle n’y est parvenue que deux mois sur l’année (juillet et août).

Ci-dessous, nous visualisons les volumes d’équilibrage totaux de chaque actif CCGT en 2022. Cela correspond à la différence totale de volume entre l’exportation prévue et réelle sur l’année.

• La réduction nette de Peterhead est presque entièrement compensée par l’augmentation nette du reste du parc CCGT. Cela s’explique par le fait que les CCGT sont une source clé de flexibilité, et sont donc sollicitées à la hausse pour garantir la capacité lorsque des actifs contraints, comme Peterhead, sont réduits.
• L’ampleur de la réduction nette subie par Peterhead (1 400 GWh) est plus de 26 fois supérieure à celle de Salted Unit 3, l’actif ayant la deuxième plus forte réduction nette (50 GWh). Cela souligne à quel point la frontière Écosse-Angleterre est unique en termes de contrainte par rapport au reste du réseau.

REMA : la tarification locale pour réduire les coûts de contrainte ?

REMA est un sujet brûlant actuellement (lire l’état des lieux ici), l’idée de tarification marginale locale étant au cœur des débats. La position de National Grid ESO est que, dans un marché avec des prix localisés, la relation entre l’offre, la demande et les contraintes régionales déterminerait les prix de l’électricité.

• Par exemple, une forte production éolienne dans le nord de l’Écosse ferait baisser les prix localement, en raison d’une faible demande et de contraintes limitant l’exportation vers d’autres régions.
• Grâce à un signal de prix localisé, des producteurs comme Peterhead pourraient être incités à réduire leur production planifiée lors des périodes venteuses. Cela éviterait à National Grid ESO de devoir réajuster l’actif via le mécanisme d’équilibrage.
• National Grid ESO considère la mise en place de la tarification locale comme un levier essentiel pour atteindre la neutralité carbone, car elle favorise un mix énergétique plus propre lors des périodes de forte production renouvelable.
• Pour couvrir leurs coûts, des actifs comme Peterhead devront probablement augmenter leur production quand la génération intermittente est faible, et que les prix régionaux sont plus élevés.
• Cela peut être difficile, notamment du fait de la difficulté à prévoir précisément la production éolienne.
• Toutefois, si cela fonctionne, le marché deviendrait plus efficace, permettant d’équilibrer l’approvisionnement en électricité dans cette zone contrainte, et d’apporter plus de stabilité à moindre coût pour le consommateur. Surtout, cela réduirait aussi le coût carbone, la centrale devant moins souvent ajuster sa production.

Cette étude de cas illustre pourquoi REMA s’intéresse autant à la tarification locale : ce type de système pourrait rendre le réseau plus vert à moindre coût pour le consommateur. La question reste de savoir si nos objectifs Net Zero peuvent être atteints uniquement par la transformation du marché, sans un investissement parallèle dans l’infrastructure du réseau.

Que retenir ?

• Les CCGT sont une source clé de flexibilité pour le réseau, fournissant plus de 21 GW de capacité.
• Les actifs situés dans des régions contraintes sont réduits via le mécanisme d’équilibrage lorsque la contrainte est sous forte pression.
• Par exemple, Peterhead est une CCGT au positionnement unique, située derrière une contrainte majeure dans le nord de l’Écosse, ce qui limite sa capacité à exporter vers le sud.
• La concurrence de Peterhead avec la production renouvelable lors des journées venteuses entraîne de gros volumes de réduction dans le mécanisme d’équilibrage, largement compensés par une augmentation nette du reste du parc CCGT.
• La tarification marginale locale pourrait offrir un mécanisme de marché plus efficace pour résoudre les problèmes liés aux contraintes, et créer les conditions nécessaires à un réseau décarboné à l’avenir. National Grid ESO consulte actuellement sur ce sujet dans le cadre des propositions REMA.