Alexandra Kaatz a suivi des études d'électrotechnique et de technologies de l'information à l'Université technique de Dortmund, avec une spécialisation en génie énergétique, et a obtenu son Master of Science. Depuis son arrivée à l'Agence fédérale des réseaux, elle travaille dans le domaine de la régulation énergétique, en se concentrant notamment sur le développement du réseau et la stabilité du système au sein du réseau de transport. Après avoir passé un an au sein du service « Développement du réseau », elle dirige depuis près de cinq ans l'équipe « Offshore et Affaires internationales » et a récemment pris la direction adjointe de l'équipe « Cadre de scénarios ». Son service est responsable de l’ensemble du processus de développement du réseau, depuis la consultation et l’approbation du cadre de scénarios jusqu’à l’examen des mesures d’extension du réseau.
1. Chère Madame Kaatz, merci beaucoup de nous donner aujourd’hui un aperçu de votre quotidien professionnel ! Le développement du réseau constitue l’un des défis techniques les plus complexes de la transition énergétique. Quel rôle central joue l’extension du réseau de transport dans ce contexte, et quels obstacles techniques et réglementaires faut-il surmonter pour mettre à disposition le plus rapidement possible les capacités de réseau nécessaires à l’intégration de la production d’énergie renouvelable ?
Le développement du réseau est un élément fondamental de la transition énergétique. L'extension du réseau au niveau du réseau de distribution sert notamment à intégrer les petits producteurs régionaux ainsi que les nouveaux consommateurs locaux, tels que les pompes à chaleur. L'extension du réseau de transport est en revanche nécessaire pour acheminer des puissances plus élevées sur de longues distances. Le développement de grands parcs éoliens a lieu principalement dans le nord et le nord-est de l'Allemagne. La puissance des parcs éoliens offshore devrait être portée à 70 GW d’ici 2045. Les grands centres de consommation se situent en revanche dans le sud et l’ouest de la République fédérale. Pour acheminer l’énergie vers ces consommateurs, l’extension des réseaux de transport est absolument indispensable.
Par le passé, les procédures d'autorisation étaient longues et fastidieuses, et souvent compliquées par une opposition massive de la population ou des communes concernées. Afin d’expliquer au public le contexte et la nécessité de l’extension du réseau, tant les gestionnaires de réseau de transport (GRT) que l’Agence fédérale des réseaux ont organisé de nombreuses réunions de consultation et d’information. Grâce à la révision de la loi NABEG et de la loi EnWG, ainsi qu’à l’introduction concomitante de zones préférentielles, les procédures d’autorisation des projets de courant continu peuvent désormais être considérablement raccourcies, ce qui accélère l’extension du réseau.
2. Le plan de développement du réseau (NEP) est élaboré à l'issue de consultations approfondies avec diverses parties prenantes. Quels défis particuliers voyez-vous lorsqu'il s'agit de concilier les intérêts des gestionnaires de réseau, les objectifs politiques et les exigences de l'industrie ? Comment parvenez-vous à intégrer ces différentes perspectives dans les scénarios et dans le développement à long terme du réseau ?
Pour l'Agence fédérale des réseaux, il est essentiel d'associer les différentes parties prenantes au processus NEP. Afin de garantir une planification solide de l'extension du réseau, ce processus est renouvelé tous les deux ans, ce qui permet d'examiner les éventuelles modifications législatives ou techniques et, si nécessaire, de les intégrer dans la planification des infrastructures. Dans un premier temps, les GRT élaborent un projet de cadre de scénarios (SZR), sur lequel l’Agence fédérale des réseaux mène ensuite une consultation publique. Pendant cette consultation, nous organisons également des réunions d’information et invitons toutes les parties prenantes à y participer. Afin de répondre aux exigences futures du couplage sectoriel et de permettre une meilleure articulation des processus de planification des réseaux, les GRT ont lancé une enquête de marché conjointe avec les gestionnaires de réseaux de transport (gaz) à l’intention des grands consommateurs. Cette enquête conjointe a eu lieu pour la première fois dans le cadre du processus actuel et doit désormais être menée de manière permanente afin de pouvoir encore mieux refléter les besoins futurs de l’industrie.
3. Les modélisations de marché et les calculs de réseau sont des outils essentiels pour garantir la stabilité du système. Dans quelle mesure ces scénarios modélisés et les calculs de réseau qui en découlent contribuent-ils à détecter à un stade précoce les goulots d'étranglement du réseau électrique et à déterminer efficacement les besoins réels en matière d'extension du réseau ?
Afin de préparer nos réseaux électriques pour l'avenir, trois scénarios différents sont élaborés pour les années cibles 2037 et 2045. Ces scénarios constituent la base de la régionalisation qui s'ensuit, de la modélisation du marché ainsi que des calculs sur le réseau qui en découlent. À partir d’une année météorologique historique, on établit tout d’abord des séries chronologiques concernant l’injection d’énergies renouvelables ainsi que la consommation. Cela signifie que la production et la consommation sont calculées pour chacune des 8 760 heures de l’année. La consommation qui ne peut être couverte par les énergies renouvelables au cours de chaque heure est appelée « charge résiduelle ». Celle-ci doit être couverte par le recours à des systèmes de stockage, à des sources de flexibilité, à des centrales pilotables ou à des importations. Si la production est supérieure à la consommation au cours d’une heure donnée, la charge résiduelle devient négative. Cet excédent de production est alors généralement utilisé par des systèmes de stockage ou des électrolyseurs, ou bien exporté. Le résultat de cette modélisation du marché constitue la base du calcul du réseau. La charge du réseau qui en résulte pour chaque heure indique finalement les besoins en matière d’extension du réseau.
Sans ces étapes complexes, qui vont de l'élaboration des scénarios à la localisation de la consommation et de la production dans le cadre de la régionalisation, en passant par la modélisation du marché et le calcul du réseau, il serait impossible d'évaluer de manière fiable les besoins futurs en matière d'extension du réseau.
4. La flexibilité est un facteur déterminant dans le futur système électrique. Quelles options technologiques vous semblent particulièrement adaptées pour réduire au minimum les besoins d'extension du réseau ? Quelles technologies pourraient être mises en œuvre à court terme de manière économiquement viable ?
À l'avenir, tant les ménages que l'industrie et le secteur commercial peuvent et doivent apporter leur contribution. Pour les particuliers, le potentiel augmente notamment grâce à de nouvelles applications telles que la mobilité électrique et les pompes à chaleur, mais la combinaison d'installations photovoltaïques et de petits systèmes de stockage par batterie peut également apporter une contribution importante. Actuellement, les systèmes de stockage des particuliers sont toutefois généralement utilisés pour optimiser leur autoconsommation, ce qui ne permet pas d’exploiter pleinement leur potentiel. De plus, la capacité à réagir aux signaux de prix et à piloter les appareils en conséquence est une condition préalable fondamentale. Pour cela, un déploiement rapide des compteurs intelligents ainsi que la mise en place de tarifs d’électricité flexibles sont nécessaires. Le taux de pénétration actuel des compteurs intelligents n’est que d’environ 1%. L’offre de tarifs d’électricité flexibles a certes légèrement augmenté ces dernières années, mais elle reste encore très limitée.
En ce qui concerne la demande industrielle, les contraintes techniques, d’une part, et la structure des tarifs d’accès au réseau, d’autre part, ont généralement conduit, par le passé, à un comportement de consommation rigide. Certains secteurs sont toutefois tout à fait en mesure de réagir avec souplesse aux signaux de prix. Cette flexibilité est également appelée « gestion de la charge » ou « gestion de la demande » (Demand Side Management, DSM). L’ajustement du comportement de la demande permet à la fois de réduire ses propres coûts d’électricité et de soulager l’ensemble du réseau. Dans le projet du SZR, les GRT proposent un potentiel de DSM compris entre 5,3 GW et 6,7 GW en 2045.
À l'avenir, il est également probable que la consommation industrielle soit associée à des systèmes de stockage propres afin d'accroître la flexibilité.
5. L'Agence fédérale des réseaux procède actuellement à une révision des redevances du réseau électrique, notamment pour les clients industriels grands consommateurs d'électricité, avec
en mettant l'accent sur une plus grande flexibilité. Si vous pouviez formuler un souhait concernant l'évolution future des tarifs du réseau électrique, quels changements ou quelles mesures aimeriez-vous voir mis en place ?
Je souhaite une répartition équitable des redevances de réseau, qui tienne compte du principe du « pollueur-payeur ». Bien sûr, notre industrie ne doit pas non plus être soumise à une charge excessive. À mon avis, c'est aux responsables politiques qu'il revient de remédier à cette situation.
