Moteurs des besoins d’extension du réseau
Pour la réussite de la transition énergétique, la Confédération prévoit d’étendre considérablement la production d’électricité décentralisée. En parallèle, du côté des consommateurs, la mobilité et le chauffage seront électrifiés et rendus neutres en CO2. Les besoins d’extension du réseau électrique auquel l’infrastructure correspondante sera raccordée reposent tant sur la production que sur la consommation.
La transition énergétique s’accompagne d’une augmentation considérable du nombre des points de production et de consommation décentralisés. Le besoin de puissance, la dynamique, la volatilité, la complexité et les risques augmentent en parallèle dans le réseau de distribution. Le courant supplémentaire ne peut être utilisé à un autre endroit que sur son lieu de production et une quantité suffisante d’électricité ne peut être mise à la disposition des nouveaux consommateurs que si le réseau est bien adapté à ces changements. Pour y arriver, les réseaux de distribution doivent faire l’objet d’une extension de très grande ampleur. Les principaux moteurs sont aussi bien la production décentralisée supplémentaire au moyen d’installations photovoltaïques que l’augmentation de la consommation ou de la charge due à l’électromobilité et aux pompes à chaleur. Deux tiers du besoin d’extension du réseau résultent ici de l’installation de systèmes photovoltaïques (motivé par la production), et un tiers provient des installations pour l’électromobilité et les pompes à chaleur (motivé par la charge).
Évolution de la puissance
Aujourd’hui déjà, la puissance du photovoltaïque installée dans toute la Suisse correspond à celle de l’ensemble des centrales nucléaires de Suisse (3,1 GW). Selon les chiffres de la Confédération, la puissance du photovoltaïque doit être multipliée par 12 pour atteindre 37,5 GW d’ici 2050. Il en est de même du côté des consommateurs: environ 400’000 pompes à chaleur sont aujourd’hui installées en Suisse. Pour 2050, les prévisions en attendent 1,5 million. En supposant que toutes les pompes à chaleur soient en service une froide soirée d’hiver (5,6 GW) et que seulement 10% des 3,6 millions de voitures électriques prévues chargent simultanément, cela correspond à une surcharge de 9,6 GW. Cette surcharge est aussi élevée que la charge maximale simultanée de toute la Suisse en 2020.
Répartition du besoin de puissance supplémentaire par régions et niveaux de réseau
La transition énergétique nécessite de la part des réseaux électriques, en particulier dans le réseau moyenne et basse tension rural, énormément de puissance en plus. Or, c’est précisément là – ainsi que dans les zones de desserte périurbaines et suburbaines – que les capacités de transport sont faibles jusqu’à présent. Les plus grands besoins d’extension de réseau se trouvent ainsi hors des zones urbaines dans le réseau moyenne tension et basse tension.
Les réseaux de distribution ruraux face à des défis massifs
Avec la transition énergétique, le besoin de puissance local décentralisé augmente considérablement en raison de la production et de la consommation. 90 à 95% de la puissance photovoltaïque sont raccordés au réseau moyenne et basse tension, dont 75% dans des zones rurales. La consommation indique une image similaire: les stations de recharge privées pour l’électromobilité sont plus répandues dans les zones rurales et périurbaines que dans les villes en raison de transports publics moins développés et d’une offre prévisionnelle réduite en stations de recharge rapide.
De plus vivent en zone rurale beaucoup plus de propriétaires, qui décident eux-mêmes de leur station de recharge privée pour l’électromobilité et de leur production de chaleur, contrairement aux locataires. Par manque d’alternatives (comme le raccordement aux réseaux de chauffage à distance ou aux réseaux de gaz), la pénétration de pompes à chaleur va aussi avancer plus rapidement dans les zones rurales et y sera plus marquée que dans les zones urbaines et périurbaines. Pratiquement toutes les nouvelles infrastructures de la transition énergétique (installations photovoltaïques, stations de recharge pour l’électromobilité et pompes à chaleur) sont raccordées au réseau basse tension. Seules les grandes installations photovoltaïques et les stations de recharge rapide pour l’électromobilité sont raccordées au réseau moyenne tension.
Une très grande partie de ces nouveaux raccordements se fait dans les zones rurales. En adéquation avec la densité de population qui y est typiquement faible, les réseaux de distribution déployés par le passé ont été dimensionnés pour des faibles besoins de puissance. Ils sont donc jusqu’à aujourd’hui largement moins denses, moins performants et moins redondants, et nécessitent donc une extension de réseau d’autant plus importante. Cela vaut en particulier dans les en-droits où les réseaux actuels ne disposent que de faibles réserves.
La topologie des régions rurales, exigeante à divers titres, comme dans les cantons de Berne et du Jura avec leurs nombreuses pentes parfois raides et difficiles d’accès, constitue encore un facteur de coûts supplémentaire. Les calculs de BKW basés sur les données réelles de son réseau de distribution illustrent ces affirmations: avec une part de 55%, c’est le réseau basse tension qui représente la plus grande part des coûts pour l’extension nécessaire du réseau de distribution. Viennent ensuite le réseau moyenne tension avec 25% et, pour finir, le réseau haute tension avec 20%.
Un comportement des clients «intelligent» du point de vue du réseau de distribution peut permettre de réduire considérablement les besoins d’extension du réseau pour la transition énergétique. Les analyses de BKW concordent avec les analyses de sensibilité de l’étude de l’OFEN. D’après ces analyses, le comportement des clients détermine si les besoins d’extension du réseau présentent par rapport au scénario de base de l’OFEN (prévision 30 milliards de francs) une baisse pouvant aller jusqu’à 60% (ce qui correspond à des économies de 18 milliards de francs), ou au contraire une hausse pouvant aller jusqu’à 120% (ce qui correspond à des coûts supplémentaires de 36 milliards de francs).
Limitation de la puissance des installations photovoltaïques
La gestion de l’injection désigne la limitation de la puissance d’injection sur le point de raccordement. Pour les installations photovoltaïques, il s’agit d’une approche simple et pragmatique qui permet de diminuer les coûts d’extension du réseau: une limitation à 70% de la puissance installée de l’installation photovoltaïque réduit le besoin d’extension du réseau de distribution de 5 à 10 milliards de francs19, c’est-à-dire de 30%.
Réduction et décalage de charge
Lastreduktionen und -verschiebungen, insbesondere durch «netzorientiertes Laden» für E-Fahrzeuge, könnten den Netzausbau um CHF 8 Milliarden reduzieren. Im Gegensatz dazu könnten ungünstige Ladelösungen den Bedarf um CHF 33 Milliarden erhöhen. Durch intelligente Gebäudeautomation und bewährte Laststeuerungssysteme kann die Netzbelastung effektiv reduziert werden.
Synergien und Lösungsansätze
Die Potenziale von Photovoltaik-Anlagen und E-Mobilitätsladestationen sind trotz ihrer Asynchronität relevant. «Smartes Netz» und «Netzladen & Kappung 70 %» bieten Lösungsansätze zur Reduzierung des Netzausbaubedarfs.
Dynamische Notfallsteuerung
Die BKW unterstreicht die Bedeutung einer dynamischen Notfallsteuerung zur Prävention von Stromausfällen. Ein flächendeckendes Steuersystem für diverse Anlagen kann dazu beitragen, die Netzstabilität zu gewährleisten.
Intelligente Gebäudeautomation
Mit einer abgestimmten Gebäudeautomation über alle Energieformen und Geräte lässt sich die Energieeffizienz erhöhen und durch Steuerung des Verbrauchs die maximale Belastung auf die Verteilnetze signifikant reduzieren, ohne dass die Kunden eine Komforteinbusse erleiden. Dank Gebäudeautomation geht im Falle einer Leistungsbegrenzung von Photovoltaik-Anlagen am Anschlusspunkt keine Energie verloren.
Notwendigkeit der Netzausbau-Zieldefinition
Für ein erfolgreiches Meistern der Energiewende und zur Vermeidung unnötiger Kosten für die Gesellschaft ist ein breit abgestützter, verbindlicher Konsens zu den Ausbauzielen der Verteilnetze sowie dem realistischen Umsetzungshorizont erforderlich. Die zentralen Fragen bei der Festlegung dieser Ziele lauten: Welchen zukünftigen Anforderungen von Wirtschaft und Gesellschaft soll das Netz gerecht werden? Und wieviel Netzausbau ist bis 2050 überhaupt realisierbar?
Realistische Ziele als Grundlage einer erfolgreichen Energiewende
Kundenverhalten spielt eine entscheidende Rolle bei den Kosten für den Netzausbau, wie Studien des BFE und der BKW zeigen. Die Auswirkungen können beträchtlich sein, mit einer möglichen Verdopplung oder sogar einer Reduzierung um mehr als die Hälfte. Diese Unwägbarkeiten machen die Planung für Netzbetreiber zu einer komplexen Herausforderung.
Dazu kommt, dass jeder Netzausbau nicht nur finanziell, sondern auch logistisch anspruchsvoll ist. Von der Trassenplanung über Verhandlungen mit Grundeigentümern bis hin zur Materialbeschaffung sind viele Schritte nötig. Zudem fehlt es an Fachkräften, was den Druck auf die Umsetzung der Energiewende weiter erhöht.
Übermäßige Anforderungen an den Netzausbau verursachen nicht nur hohe Kosten, sondern können die Energiewende insgesamt verzögern. Für eine erfolgreiche Energiewende sind daher realistische und verbindliche Ziele erforderlich. Während die Verteilnetzstudie des BFE keine klare Position zu verbindlichen Zielen einnimmt, betont die BKW deren Notwendigkeit.
Methodik zur Ermittlung des Netzausbaubedarfs
Für eine realistische Abschätzung des Netzausbaubedarfs sind Modelle erforderlich, welche hinreichend gut mit der Realität übereinstimmen. Dies lässt sich nur durch digitale Modelle echter Netze sowie einer möglichst realistischen Modellierung des (heutigen und zukünftigen) Verhaltens jeder einzelnen Kundin gewährleisten.
Die Verwendung von synthetisch modellierten Netzen und homogenem Kundenverhalten kann zu ungenauen Ergebnissen führen. Im Gegensatz dazu sind die tatsächlichen Verteilnetze und das Verhalten der Nutzer stark inhomogen. Für präzise Prognosen des Netzausbaubedarfs sind realitätsnahe Modelle essentiell. Diese berücksichtigen die Komplexität und Eigenheiten des bestehenden Netzes. Ungenaue Modelle, die diese Faktoren nicht einbeziehen, können die Planung erheblich fehlerhaft gestalten.
Fazit
Die zum Teil unterschiedlichen Ergebnisse der Verteilnetzstudien des BFE und der BKW sind primär auf die verschiedenen angewandten Modelle zurückzuführen. Da für die Verteilnetzstudie des BFE keine realen Netze zur Verfügung standen, wurde ein synthetisches Modell verwendet. Dabei führt die Annahme einer homogenen Anordnung des Netzes je Netzebene und je Teilgebiet jedoch zu falschen Schlussfolgerungen: Einerseits wird der Netzausbaubedarf aufgrund von Erzeugungsanlagen (Photovoltaik) und zusätzlichen Lasten (Ladestationen für E-Mobilität und Wärmepumpen) vor allem in Nieder- und Mittelspannungsnetzen unterschätzt. Andererseits wird das Potential regelbarer Orts-netztransformatoren (rONT) überschätzt. Auch bei den Lasten geht die Verteilnetzstudie des BFE in ihrem synthetischen Modell von einer homogenen Verteilung aus, welche der Realität nicht entspricht.