BERLIN/ESSEN (dpa-AFX) - Si le réseau électrique local menace de s'effondrer, les exploitants de réseau devront à l'avenir pouvoir réduire la consommation d'électricité des pompes à chaleur et des stations de recharge privées. L'Agence fédérale des réseaux a publié fin novembre des règles pour de telles situations d'urgence. Selon celle-ci, tous les dispositifs de consommation contrôlables qui seront mis en service à partir du début de l'année 2024 devront permettre une limitation temporaire de leur puissance et pouvoir être commandés à distance en conséquence. En contrepartie, les propriétaires bénéficieront de tarifs de réseau réduits. Mais qu'en est-il dans la pratique ? Parmi les 866 gestionnaires de réseau, y en a-t-il déjà un qui a pu moduler la consommation d'électricité ?

L'association allemande de l'industrie énergétique BDEW ne connaît pas encore de gestionnaire de réseau de distribution qui varie déjà l'électricité aujourd'hui. "Cela ne signifie pas pour autant que les installations existantes ne sont pas pilotées selon l'ancienne réglementation", souligne la Fédération allemande de l'industrie de l'énergie et de l'eau (BDEW). En effet, les gestionnaires de réseau interviennent déjà depuis longtemps sur une base volontaire dans l'achat d'électricité des clients. Selon l'Agence fédérale des réseaux, les consommateurs ont accordé aux gestionnaires de réseau un accès à plus de 1,8 million d'installations dans toute l'Allemagne en 2022, principalement des chauffages à accumulation de nuit (58 pour cent) et des pompes à chaleur (39 pour cent).

Les gestionnaires de réseau peuvent réduire la puissance - l'électricité domestique n'est pas concernée

Selon les nouvelles règles, les exploitants de réseaux de distribution sont autorisés à réduire la consommation d'électricité des nouvelles installations de consommation jusqu'à 4,2 kilowatts pendant la durée de la surcharge. "Cela permet de continuer à faire fonctionner les pompes à chaleur et de recharger les voitures électriques en deux heures pour un trajet de 50 kilomètres", explique l'Agence fédérale des réseaux. Le courant domestique régulier n'est pas concerné. En contrepartie, les exploitants des appareils contrôlables, comme les ménages, obtiennent une réduction.

Les nouvelles règles stipulent également que l'exploitant du réseau ne peut plus refuser ou retarder le raccordement de nouvelles pompes à chaleur ou d'installations de recharge privées en invoquant une éventuelle surcharge locale du réseau. En cas de congestion, le réseau doit être développé. En outre, en cas de congestion, les exploitants de réseau ne peuvent pas simplement commander et varier l'intensité des installations sur la base de soupçons, mais doivent déterminer au préalable la charge exacte du réseau à l'aide de valeurs de mesure en temps réel.

Les nouvelles règles s'appliquent depuis janvier aux nouvelles installations. Pour les installations existantes, pour lesquelles il existe déjà un accord de commande par l'exploitant du réseau, il existe des dispositions transitoires de longue durée. Les installations existantes ne disposant pas d'un tel accord restent exemptées de manière permanente, mais peuvent participer volontairement. Les chauffages à accumulation de nuit ne seront pas soumis aux nouvelles règles de manière permanente.

La commande orientée réseau présuppose des compteurs intelligents

Les règles sont une chose, les besoins en sont une autre : Il faut beaucoup d'efforts pour que la commande dite orientée réseau devienne possible. "La base pour cela est la détermination de l'état du réseau en tenant compte des modèles et des calculs de réseau ainsi que des techniques de mesure, de commande et de communication correspondantes chez le client", explique l'association des services municipaux VKU. Au niveau du raccordement du client, une telle commande présuppose un système de mesure intelligent, également appelé Smart Meter, avec un boîtier de commande. La VKU ne s'attend pas non plus à ce que les gestionnaires de réseaux de distribution effectuent actuellement un contrôle orienté réseau à grande échelle en dehors des projets pilotes. La raison en est qu'il n'existe pas encore de boîtiers de commande certifiés pour les installations.

Le BDEW part du principe que les gestionnaires de réseau de distribution n'installeront de nouvelles techniques de commande que lorsque le réseau en aura réellement besoin. Selon le BDEW, on ne sait donc pas encore quand les premiers gestionnaires de réseau de distribution interviendront pour réduire l'intensité lumineuse. Cela dépendrait entre autres de l'intensité de la montée en puissance des dispositifs de consommation pilotables comme les pompes à chaleur et les Wallbox, ainsi que de l'extension du réseau.

Le BDEW s'attend à une standardisation de la technique de commande

Selon le BDEW, la technique de commande fera l'objet d'une standardisation. Des propositions à cet effet devraient être présentées au plus tard en janvier 2025. "Ce n'est qu'à ce moment-là que les appareils de commande seront prêts à être commercialisés". Le BDEW part du principe que les exploitants de réseau travailleront, si nécessaire, d'abord avec une technologie de transition.

Les gestionnaires de réseau ont jusqu'à fin 2028 pour installer la nouvelle technologie. "A partir de 2029, les mesures d'urgence ne pourront être prises que sur la base des données en temps réel que le gestionnaire de réseau recevra des systèmes de mesure intelligents chez le client", souligne un porte-parole du plus grand gestionnaire de réseau de distribution d'Allemagne, Eon. Actuellement, Eon installe chaque année environ 5000 stations de réseau intelligentes et 300 000 compteurs intelligents. "Ceux-ci nous aident à détecter de manière fiable les goulets d'étranglement dans les réseaux locaux".

Selon Netze BW, les unités de commande des compteurs intelligents nécessaires à la gestion du réseau ne sont pas encore disponibles. L'introduction généralisée de cette technologie n'a pas encore eu lieu en raison des règles strictes de protection des données. Le directeur technique Martin Konermann a expliqué qu'il ne serait donc pas possible d'effectuer un contrôle actif du réseau en 2024. "Nous observons attentivement les développements dans des pays comme la France, l'Italie et les Pays-Bas, où l'implémentation des compteurs intelligents progresse avec succès". L'objectif reste de créer les bases techniques et juridiques pour permettre une gestion efficace du réseau dans un avenir proche. Netze BW est le troisième plus grand gestionnaire de réseau de distribution en Allemagne.

Eon : les congestions en basse tension sont "extrêmement rares".

Eon souligne que les nouvelles dispositions sont un instrument d'urgence. "Notre objectif est toujours de limiter au maximum les interventions de contrôle de la part des gestionnaires de réseau", a déclaré le porte-parole d'Eon. "Les congestions dans la basse tension sont extrêmement rares et nous n'envisageons des interventions de contrôle que dans des cas tout à fait exceptionnels".

L'exploitant EWE Netz veut lui aussi adapter son réseau électrique "le plus rapidement possible" à la montée en puissance de la mobilité électrique et des pompes à chaleur. Un porte-parole de l'entreprise a expliqué que la condition préalable à un pilotage complet était, entre autres, que l'exploitant du réseau détermine ses analyses de l'état du réseau et des goulets d'étranglement sur la base de nouvelles directives numériques. Dans un premier temps, l'Agence fédérale des réseaux n'a défini que des points clés pour la numérisation. De nombreux aspects procéduraux sont encore en suspens./tob/DP/he