HOPS envoie de nouvelles solutions : La limite pour les projets RES passe à 48 pour cent

L’Opérateur du Système de Transmission Croate (HOPS) a commencé à envoyer de nouvelles solutions aux investisseurs en énergie renouvelable concernant les procédures d’acceptation pour la solution de connexion technique optimale (EOTRP), apprend Lider. Selon des informations de Lider, les changements sont basés sur une nouvelle analyse agrégée préparée pour HOPS par l’Institut de l’Énergie Hrvoje Požar (EIHP), après que le Ministère de l’Économie a accordé son approbation, et que l’Agence Croate de Régulation de l’Énergie (HERA) a approuvé un champ de développement du réseau de transmission significativement plus modeste que celui sur lequel les calculs initiaux étaient basés.

Les résultats de la nouvelle analyse sont extrêmement défavorables pour les investisseurs. Selon la première analyse agrégée, préparée sur la base d’une proposition plus large de HOPS pour le développement du réseau, la limite opérationnelle moyenne pour les centrales observées de 2027 à 2040 était de 26 pour cent de la production prévue. Selon le nouveau calcul, aligné avec le Plan de Développement sur Dix Ans approuvé pour le réseau de transmission de 2026 à 2035, la limite moyenne passe à 48 pour cent !

De 2,7 milliards, 1,5 milliard d’euros restent

La différence clé entre les deux analyses provient de la construction prévue du réseau. La proposition antérieure de HOPS pour le développement du réseau incluait des investissements d’environ 2,7 milliards d’euros, tandis que le plan approuvé englobe environ 1,5 milliard d’euros.

En effet, le Ministère de l’Économie a accordé son approbation uniquement pour le Scénario 1, qui inclut la revitalisation du réseau existant et la sécurité d’approvisionnement, et le Scénario 2.1, axé sur la préparation des investissements et l’achèvement des projets existants nécessaires pour atteindre les objectifs du Plan National de l’Énergie et du Climat d’ici 2030. HERA a approuvé le même champ du plan en avril, tandis qu’elle a refusé l’approbation pour d’autres scénarios.

Lider avait déjà averti en mars qu’un tel plan laisserait de nombreux projets sans possibilité de placer pleinement l’énergie produite. HOPS a déjà indiqué dans la proposition que l’absence de scénarios plus ambitieux aurait des conséquences pour l’acceptation de l’énergie des centrales qui ont initié des procédures de connexion en 2024 et 2025, ainsi que pour le respect des obligations des contrats de connexion. La nouvelle analyse a maintenant calculé ces conséquences.

Rappelons qu’en mai 2024, 45 demandes de préparation d’EOTRP ont été reçues pour des centrales avec une capacité de connexion totale de 2638 mégawatts. Entre-temps, la demande pour la centrale de cogénération KKP Osijek d’une capacité de 85 mégawatts a été retirée, de sorte que la nouvelle analyse couvre 44 projets d’énergie renouvelable avec une capacité totale d’environ 2553 mégawatts.

Les limites passent à 54,6 pour cent

Selon la nouvelle analyse, la limite moyenne pour toutes les 44 centrales serait déjà d’environ 30,5 pour cent d’ici 2027. Après une légère baisse en 2028, elle augmenterait à nouveau, atteignant 54,6 pour cent de la production prévue d’ici 2032. Selon le texte et les résultats tabulaires de l’analyse, elle resterait à ce niveau jusqu’en 2040.

Dans l’analyse antérieure, qui incluait une construction de réseau plus ambitieuse, des limites étaient attendues pour diminuer significativement après la construction d’une nouvelle ligne de transmission de 400 kilovolts en 2036 et de la station de transformation Kolarina l’année suivante. Des renforts supplémentaires du réseau local étaient censés les ramener à zéro d’ici 2040. Comme la nouvelle analyse ne prend plus en compte tous ces investissements, elle montre une limite de 54,6 pour cent au lieu de zéro pour 2040.

Le montant total d’énergie que les centrales ne pourraient pas livrer au réseau en raison des limites de 2027 à 2040 passe ainsi de l’estimation initiale de 15,62 à 24,85 térawattheures, soit 59,1 pour cent. Annuellement, les centrales seraient, en moyenne, incapables de livrer 1,78 térawattheure d’énergie au réseau, contre 1,12 térawattheure selon la première analyse.

Les différences entre les projets individuels sont très grandes. Leurs limites moyennes tout au long de la période observée varient d’environ 19 à presque 65 pour cent.

Les auteurs de l’analyse se réfèrent à l’Article 13, paragraphe 5 du Règlement UE 2019/943, selon lequel les opérateurs doivent s’assurer que le réseau peut transmettre de l’électricité provenant de sources renouvelables avec le moins de redispatching possible. Lors de la planification du réseau, ils peuvent pré-calculer un redispatching limité s’ils démontrent de manière transparente que cela est économiquement plus efficace et ne dépasse pas cinq pour cent de la production annuelle des centrales directement connectées à leur réseau.

Le règlement permet une limite différente dans les pays où l’électricité provenant de sources renouvelables ou de cogénération à haute efficacité représente plus de 50 pour cent de la consommation annuelle brute finale d’électricité. La Croatie remplit cette condition car, selon Eurostat, la part de l’électricité provenant de sources renouvelables a atteint 58 pour cent en 2024.

Cependant, le texte du règlement indique que franchir ce seuil n’élimine pas en soi la limite de cinq pour cent mais permet à l’État de prescrire une règle différente. L’EIHP ne déclare pas dans l’analyse que la Croatie a fait cela.

Le règlement ne fixe pas explicitement la limite de cinq pour cent pour chaque centrale individuellement. Cependant, l’EIHP la compare précisément avec les limites des projets individuels et note que dans l’analyse initiale, seules trois centrales étaient en dessous de ce niveau, tandis que dans la nouvelle analyse, il n’y en a aucune, et la limite individuelle la plus basse est d’environ 19 pour cent.

Citant cette disposition, l’EIHP conclut que HOPS est obligé de proposer des solutions de développement dans les plans décennaux et que les demandes d’omission de telles solutions devraient être considérées comme une violation des règlements applicables.

Pas même un tiers des projets passent sans coupes significatives

À quel point le plan de réseau existant est limitant est montré par une simulation supplémentaire dans laquelle l’EIHP a supposé que seulement 13 des 44 projets seraient réalisés, spécifiquement ceux qui avaient les limites les plus basses dans le nouveau calcul pour tous les 44.

Même dans ce cas, la limite moyenne serait de 28 pour cent de la production prévue. Annuellement, elle varierait de 17,5 à 36,7 pour cent, et dans la période de 2027 à 2040, un total d’environ 5,8 térawattheures d’énergie resterait non placée.

Ainsi, avec le plan de réseau approuvé, le nombre de centrales observées doit être réduit d’environ 70 pour cent pour atteindre un niveau de limite approximativement égal à celui que le plan plus large de HOPS permettait pour tous les 45 projets.

Les auteurs soulignent que la sélection de ces 13 centrales sert uniquement à illustrer l’impact du nombre de projets sur la charge du réseau et ne représente pas un critère pour l’attribution ou la sélection de la méthode de connexion.

Cela ouvre une incertitude supplémentaire. Les limites ont été calculées sur l’hypothèse que tous les 44 projets se connecteraient, mais le nombre final et la capacité des centrales de ce groupe ne seront connus qu’après l’activation ou le rejet des contrats de connexion contraignants. Par conséquent, l’EIHP propose qu’une nouvelle itération d’analyses soit initiée pour le prochain groupe de candidats à la connexion.

Chaque investisseur prend donc une décision basée sur les limites calculées sous l’hypothèse de la réalisation de tous les 44 projets, bien que l’analyse avertisse que même le retrait d’une centrale changerait quelque peu les résultats.

Quarante projets ont rejeté les contrats offerts

Un nouveau tour de prise de décision intervient après que les investisseurs ont déjà massivement rejeté les conditions initiales de HOPS.

Les investisseurs reçoivent maintenant de nouvelles solutions basées sur un réseau qui peut accepter encore moins de leur production que précédemment supposé. Cela pourrait encore restreindre le cercle des projets potentiels pouvant clôturer la structure financière.

Les auteurs de l’étude avertissent que le calcul représente un scénario conservateur car il suppose que toutes les centrales souhaitent placer leur production disponible entière indépendamment des prix du marché. En réalité, certaines d’entre elles réduiraient de toute façon leur production à des prix bas ou négatifs. L’analyse n’inclut également pas le stockage par batterie, qui pourrait stocker une partie de l’énergie et la livrer au réseau plus tard dans la journée.

Cependant, les batteries ne sont pas un substitut complet aux renforts urgemment nécessaires du réseau de transmission, et leur installation entraîne un nouveau coût sérieux. Un projet qui était déjà à la limite de la rentabilité est peu susceptible de survivre à une coupe à long terme d’un tiers, de la moitié ou même des deux tiers de la production prévue. Dans de telles circonstances, une question cruciale est de savoir quelle banque accepterait même de financer un projet dont les revenus futurs sont déjà drastiquement réduits et incertains dès le départ.