Alexandra Kaatz a étudié l'électrotechnique et la technique de l'information à l'Université technique de Dortmund, avec une spécialisation en technique énergétique, et a obtenu son Master of Science. Depuis son entrée à la Bundesnetzagentur, elle travaille dans le domaine de la régulation de l'énergie, avec un accent sur le développement du réseau et la stabilité du système dans le réseau de transport. Après avoir passé un an au sein du département Développement du réseau, elle dirige depuis près de cinq ans l'équipe Offshore et International et a récemment pris la direction adjointe de l'équipe Cadre de scénarios. Son unité est responsable de l'ensemble du processus de développement du réseau, de la consultation et de l'approbation du cadre de scénario à l'examen des mesures d'extension du réseau.
1- Chère Madame Kaatz, merci de nous donner aujourd'hui un aperçu de votre travail quotidien ! L'extension du réseau est 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 doivent être surmontés afin de mettre à disposition le plus rapidement possible les capacités de réseau nécessaires à l'intégration de la production renouvelable ?
L'extension du réseau est un élément fondamental de la transition énergétique. L'extension du réseau au niveau de la distribution sert notamment à intégrer les petits producteurs régionaux ainsi que les nouveaux consommateurs locaux, comme les pompes à chaleur. L'extension du réseau de transport est en revanche nécessaire pour le transport à grande échelle de puissances plus élevées. L'extension de grands parcs éoliens a lieu en particulier dans le nord et le nord-est de l'Allemagne. La puissance des parcs éoliens offshore doit être portée à 70 GW d'ici 2045. Les grands centres de consommation se trouvent en revanche au sud, ainsi qu'à l'ouest de la République fédérale. Pour acheminer l'énergie vers ces consommateurs, il est impératif de développer les réseaux de transport.
Par le passé, les processus d'autorisation ont été longs et souvent compliqués par une opposition massive de la population ou des communes locales. Afin d'expliquer au public le contexte et la nécessité de l'extension du réseau, les gestionnaires de réseau de transport (GRT) et l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) ont organisé de nombreuses manifestations de participation et d'information. Grâce à l'amendement de la loi NABEG et de la loi EnWG et à l'introduction d'espaces préférentiels qui en découle, les processus d'autorisation des projets de courant continu peuvent désormais être nettement raccourcis, ce qui accélère l'extension du réseau.
2. le plan de développement du réseau (Network Development Plan - NEP) résulte de vastes consultations avec différentes parties prenantes. Quels défis particuliers voyez-vous dans l'équilibre entre les intérêts des gestionnaires de réseau, les objectifs politiques et les exigences de l'industrie ? Comment parvenez-vous à intégrer ces différentes perspectives dans le cadre du scénario et dans le développement du réseau à long terme ?
Pour l'Agence fédérale des réseaux, il est très important d'impliquer les différentes parties prenantes dans le processus NEP. Afin de garantir une planification robuste de l'extension du réseau, le processus est répété tous les deux ans afin de vérifier les éventuelles modifications légales ou techniques et de les intégrer, si nécessaire, dans la planification de l'infrastructure. Dans un premier temps, les GRT élaborent un projet de cadre de scénario (SZR), sur lequel l'Agence fédérale des réseaux consulte ensuite le public. Pendant la consultation, nous organisons également des réunions d'information et invitons toutes les parties prenantes à participer. Afin de répondre aux futures exigences du couplage sectoriel et de permettre une plus grande imbrication des processus de planification du réseau, les GRT ont lancé une enquête de marché commune avec les gestionnaires de réseau de transport (gaz) pour les gros consommateurs. Cette interrogation commune a eu lieu pour la première fois dans le processus actuel et doit désormais être réalisée de manière permanente afin de pouvoir encore mieux représenter les besoins futurs de l'industrie.
3. la modélisation du marché et les calculs de réseau sont des outils essentiels pour garantir la stabilité du système. Comment ces scénarios modélisés et les calculs de réseau qui en découlent contribuent-ils à identifier à temps les goulets d'étranglement dans le 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 développés pour les années cibles 2037 et 2045. Ces scénarios constituent la base de la régionalisation, de la modélisation du marché et du calcul du réseau qui s'ensuit. Sur la base d'une année météorologique historique, des séries temporelles sont d'abord établies pour l'injection des énergies renouvelables, ainsi que pour la consommation. Cela signifie que la production et la consommation sont calculées pour chacune des 8760 heures d'une année. La consommation qui ne peut pas être couverte par les énergies renouvelables pendant les différentes heures est appelée charge résiduelle. Celle-ci doit être couverte par le recours au stockage, à la flexibilité, aux centrales pilotables ou à l'importation. Si la production est supérieure à la consommation de chaque heure, la charge résiduelle devient négative. Cette production excédentaire est alors généralement utilisée par des accumulateurs ou des électrolyseurs ou exportée. 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 le besoin d'extension nécessaire du réseau.
Sans ces étapes fastidieuses de l'élaboration des scénarios, de la localisation de la consommation et de la production dans la régionalisation, de la modélisation du marché, ainsi que du calcul du réseau, il ne serait pas possible de déterminer sérieusement les futurs besoins d'extension du réseau.
4. la flexibilité est un facteur décisif dans le futur système électrique. Quelles options technologiques considérez-vous comme particulièrement appropriées pour minimiser le besoin d'extension du réseau ? A cet égard, quelles technologies pourraient être mises en œuvre à court terme et de manière rentable ?
Tant les ménages privés que l'industrie et le commerce peuvent et doivent apporter leur contribution à l'avenir. Chez les particuliers, le potentiel augmente notamment avec les nouvelles applications telles que la mobilité électrique ainsi que les pompes à chaleur, mais la combinaison d'installations photovoltaïques et de petits accumulateurs à batterie peut également apporter une grande contribution. Cependant, à l'heure actuelle, les particuliers utilisent généralement les accumulateurs pour optimiser leur propre consommation, ce qui ne permet pas d'exploiter pleinement leur potentiel. En outre, la capacité de réagir aux signaux de prix et de pouvoir commander les appareils en conséquence est une condition de base. Pour ce faire, un développement rapide des compteurs intelligents et la création de tarifs d'électricité flexibles sont nécessaires. Le taux de pénétration actuel des compteurs intelligents n'est que d'environ 1%. Le choix de tarifs d'électricité flexibles a certes légèrement augmenté ces dernières années, mais il reste encore très limité.
En ce qui concerne la demande industrielle, les conditions techniques et la structure des rémunérations du réseau ont généralement conduit par le passé à un comportement rigide des consommateurs. Certaines branches sont toutefois en mesure de réagir de manière flexible aux signaux de prix. Cette flexibilité est également appelée "gestion de la charge" ou "gestion de la demande" (Demand Side Management, DSM). L'adaptation du comportement de la demande permet à la fois de réduire les coûts de l'électricité et de délester le système dans son ensemble. Dans le projet de DTS, les GRT proposent un potentiel DSM de 5,3 GW à 6,7 GW en 2045.
Il est également probable qu'à l'avenir, la consommation industrielle soit combinée avec un stockage propre pour augmenter la flexibilité.
5. l'Agence fédérale des réseaux revoit actuellement les tarifs du réseau électrique, notamment pour les clients industriels gros consommateurs d'électricité, en mettant l'accent sur une plus grande flexibilité. Si vous pouviez faire un vœu pour l'aménagement futur des tarifs du réseau électrique : Quels changements ou quelles mesures souhaiteriez-vous voir adopter ?
Je souhaite que la répartition des rétributions du réseau soit équitable et conforme au principe de causalité. Bien entendu, notre industrie ne devrait pas non plus être surchargée. À mon avis, c'est aux politiques de remédier à cette situation.
