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RiDERgy RiDERgy
Smart Charge · S2 · Épisode 5 · 24 August 2026 · 58 min

Michael Dammann, Geschäftsführer der Hamburger Energienetze

Netzkapazität, das Fair Grid Projekt und Wasserstoff im Hamburger Hafen

Transcription

Nettoyée à partir d'une transcription automatique. Les traductions sont générées automatiquement et peuvent contenir des erreurs.

Bienvenue au podcast Smart Charge by RiDERgy. C'est Claudio Geyken, fondateur et PDG de RiDERgy. C'est votre émission pour en savoir plus sur la gestion de l'énergie et l'innovation en matière de smart charging pour les véhicules électriques et les flottes. Hambourg a décidé de devenir neutre sur le plan climatique cinq ans plus tôt que le gouvernement fédéral – en 2040 au lieu de 2045. Pour le gestionnaire de réseau de distribution, cela signifie que l'ensemble de la planification du réseau doit être recalculé, tandis que simultanément les demandes de raccordement explosent. Michael Dammann travaille dans le secteur de l'énergie depuis 1998 ; il a commencé comme stagiaire.

et dirige aujourd'hui Hamburger Energienetze, une entreprise entièrement municipale qui exploite les réseaux d'électricité et de gaz à Hambourg et gère avec 60 kilomètres le premier réseau industriel d'hydrogène d'un gestionnaire de réseau de distribution en Allemagne. Actuellement, 1 800 MW de charge de pointe se trouvent sur le réseau. Les prévisions prévoient une quasi-triplication d'ici 2045. Dans cet épisode, il s'agit de la procédure Fairgrid, qui remplace le principe du premier arrivé, premier servi pour les raccordements au réseau, et pourquoi les systèmes de stockage par batterie et les centres de données sont actuellement les plus grands moteurs, plus que la mobilité électrique.

Michael Dammann en conversation sur les réseaux, qui ne sont pas seulement des lignes, mais l'épine dorsale de la transition énergétique. Salut, Michael. J'espère que tu vas bien aujourd'hui, et je suis content que tu sois ici à Smart Charge. Salutations amicales également de ma part depuis Hambourg. Ça va bien pour moi. Je viens de terminer des vacances plus longues et c'est mon premier jour de retour au bureau. Alors bienvenue de retour. J'espère que tu es reposé et de bonne humeur avant que nous n'abordions les sujets importants et les thèmes approfondis qui occupent un gestionnaire de réseau de distribution comme Hamburger Energienetze.

Donne-nous un peu de contexte, Michael. Quel a été ton parcours ? Comment es-tu devenu directeur général des Hamburger Energienetze ? Ah, c'est une assez longue histoire en réalité, mais en fin de compte, j'ai décidé en 1998 après mes études d'entrer dans le secteur de l'énergie, car c'est à ce moment-là que la directive européenne de 1998 sur la libéralisation des marchés a été mise en œuvre. Est-ce que j'ai deviné à l'époque ce qui allait arriver au secteur de l'énergie et comment la transformation de l'approvisionnement énergétique se ferait dans le monde entier ? Non, je ne l'ai pas fait.

D'autant plus heureux suis-je d'être devenu partie de cette transformation. J'ai donc commencé en 1998 en tant que stagiaire et j'ai occupé de nombreux postes dans le domaine technique d'un gestionnaire de réseau. À l'époque, c'était une entreprise intégrée, puis j'ai toujours suivi la direction de la gestion. Et ensuite, une chose a suivi l'autre. Donc comment on devient directeur général – si c'est la question que tu me poses, on me la pose aussi parfois –, c'était plutôt une enchaînement de circonstances.

Et c'est toujours la question de savoir si on veut prendre cela en main soi-même ou si on ne s'en sent pas capable ou si on ne veut pas le faire. À un certain moment, je me suis senti capable de le faire. Et c'est toujours une tâche passionnante. Et je suis très heureux d'être maintenant en position de porter une part de responsabilité pour la transition énergétique pour la ville de Hambourg. Oui, intéressant. Et quels ont été pour toi les moments forts, si je dois les résumer brièvement ?

Donc, si j'ai bien compris, tu as toujours été chez Hamburger Energienetze – le nom a aussi changé au cours du temps, je crois. Oui, je crois avoir travaillé dans un total de huit ou neuf entreprises. J'ai commencé à l'époque chez Hein Gas, un gestionnaire de réseau de gaz intégré – ou entreprise de fourniture de gaz, comme on aurait dit à l'époque –, beaucoup plus grand que le Gasnetz actuel des Hamburger Energienetze.

Il avait été repris à l'époque, avait aussi des stockages, avait la distribution, avait des installations de chauffage, avait de grands réseaux de chauffage urbain. Acheté par E.ON. C'était une époque très passionnante, car naturellement un grand groupe a fait son entrée. Ensuite, nous avons fusionné avec l'ancienne Schleswig AG et la Hansegas, qui était une filiale de Hein Gas. Cela en faisait une très grande entreprise, qui était en quelque sorte le fournisseur du nord de Hambourg, mais aussi de l'est en gaz, partiellement en Allemagne. Et cela a continué ainsi. C'était une période passionnante.

L'appartenance au groupe était aussi très passionnante et intéressante. Le thème du stockage jouait un rôle important, puis j'ai pu assister à tous les projets informatiques. Et ensuite, quand j'ai jeté l'ancre à Hambourg ou que je suis retourné plus fortement à Hambourg, à Hamburg Netz – à l'époque Gasnetz Hamburg –, bien sûr le coup d'envoi et la construction du réseau industriel d'hydrogène. C'était un jalon important, qui continue d'avoir des répercussions et qui est toujours un sujet important pour nous.

Et pour que les auditeurs qui ne sont peut-être pas de Hambourg – et aussi peut-être ceux qui sont de Hambourg – aient une idée de cela : que faites-vous donc avec l'entreprise, et combien êtes-vous ? Peut-être quelques chiffres, nombre d'employés ou chiffres d'affaires. Eh bien, d'abord, nous sommes une entreprise à 100 % municipale. Nous avons été rachetés progressivement – pas lors du referendum de 2012 – par la main municipale à partir de l'ancienne Vattenfall et E.ON.

Et nous avons environ 2 500 employés, collègues, professionnels, qui s'occupent d'environ 31 000 kilomètres de réseaux électriques, environ 8 000 kilomètres de réseaux de gaz et à l'avenir aussi – c'est le plan actuel – 60 kilomètres de réseau d'hydrogène. Et c'est la perspective que nous avons actuellement. Nous construisons naturellement actuellement une expansion importante, ce qui est également le cas dans toute la République en ce qui concerne les kilomètres de réseau en général, mais nous les renforçons aussi. Nous construisons des postes de transformation neufs, des postes de distribution nouveaux.

Et si tu devais dire quels sont les thèmes qui représentent actuellement les plus grands défis pour toi ou les plus grands objectifs que tu as en tête pour les 12 prochains mois, ce serait quoi ? Nous avons justement eu à Hambourg une sorte de décision d'avenir l'année dernière, où les citoyennes et citoyens de la ville de Hambourg se sont prononcés pour atteindre la neutralité climatique cinq ans plus tôt. C'est quelque chose que nous n'avons naturellement pas adopté du point de vue de la planification des réseaux. Nous avions jusqu'à présent calculé jusqu'en 2045.

Et puisque nous sommes un facilitateur essentiel pour nos clientes et clients, à savoir fournir de l'électricité renouvelable, de l'hydrogène vert et cetera, nous devons adapter la planification des réseaux en conséquence. C'est un sujet qui nous préoccupe actuellement. En même temps, naturellement, il faut intégrer davantage d'intelligence, numériser et mettre en œuvre plus fortement tous les thèmes que nous avons actuellement en vue – via des systèmes de mesure intelligents, des postes de transformation d'accès intelligents, des plateformes de données et cetera.

Et finalement, bien sûr aussi ce qui est actuellement dans les médias : notre projet Fair-Grid, où nous constatons – comme on l'a constaté dans la République – que les capacités réseau que nous recevons du gestionnaire de réseau de transport sont certes suffisantes pour les clients existants à l'heure actuelle, mais à moyen terme ne suffisent plus pour les demandes que nous avons actuellement en interne. Et c'est pour cela que nous avons dit que nous devons gérer cela, parce que nous voulons vraiment favoriser la transition énergétique.

Et c'est naturellement une situation particulière que d'autres villes ont également, bien sûr, mais que Stromnetz Hamburg doit actuellement affronter, ce qui bien sûr – je peux le comprendre – crée du mécontentement dans la politique et chez les clients. Mais finalement, nous sommes bien sûr responsables d'exploiter le réseau de manière sûre et fiable et de bien relever aussi le défi de la transition énergétique. Et c'est quelque chose qui représente un grand défi – en plus de l'expansion du réseau et des thèmes concernant le personnel, les surfaces, les matériaux, les entreprises partenaires pour la construction et ainsi de suite.

Donc, ce sont, je crois, les points essentiels actuellement. Oui, et vous avez d'ailleurs fait un très bon travail jusqu'à présent. Je crois qu'en Allemagne, la stabilité du réseau est parmi les meilleures – j'ai encore entendu ce matin dans le FT comment des coupures de courant surviennent en Tunisie, parce que les gestionnaires de réseau ne réussissent pas à maintenir les réseaux aussi stables. C'est donc certainement un avantage concurrentiel. Et les gestionnaires de réseaux de distribution jouent un rôle énorme là-dedans. Et où les charges sont-elles actuellement les plus importantes, si l'on considère par exemple la mobilité électrique ?

À Hambourg, il y a des endroits où les goulots d'étranglement sont très, très importants. Oui, donc la mobilité électrique est un facteur qui a également augmenté très fortement ces dernières années et mois. Nous avons à peu près maintenant environ 40 % plus de points de charge dans le réseau. Cependant, il faut dire : nous avons actuellement environ 5.000 à 5.100 points de charge publics, en plus de tous les wallbox privés. Mais ce n'est pas encore quelque chose que nous voyons fortement dans les charges du réseau.

Actuellement, c'est en réalité plutôt l'industrie qui se décarbonise – d'une part –, mais d'autre part également un nombre incroyable de demandes pour des batteries de stockage, ce qui frappe également toute la République en ce moment, parce que naturellement beaucoup considèrent cela comme un marché de la ruée vers l'or et beaucoup veulent naturellement aussi se connecter au réseau dans le cadre de l'exemption des redevances de réseau. Et deuxièmement, naturellement les data-centres via la numérisation et l'IA. Il faut bien sûr aussi de l'énergie pour cela. Et on peut se demander si Hambourg est vraiment le meilleur emplacement pour cela. Mais ce sont les thèmes actuels – la mobilité électrique,

je crois, un peu aussi les pompes à chaleur. Ces dernières années, l'efficacité a quelque peu freiné la demande plus importante. Nous devenons toujours plus efficaces – avec les LED, avec les nouveaux appareils électriques et cetera. Et c'est pour cela que la charge à Hambourg est restée relativement constante pendant des années, même si de nouveaux clients sont venus s'ajouter et que la mobilité a augmenté. Mais maintenant, nous arrivons à un point où cela ne fonctionnera probablement plus très longtemps, c'est-à-dire où la charge augmentera aussi.

Nous calculons dans les prévisions – actuellement nous avons 1.800 MW de puissance dans le réseau, donc la puissance actuelle mesurée simultanément aux points de transfert – jusqu'en 2045 à un peu près un triplement de la charge. D'ici quand ? C'est actuellement la question. Bien sûr, cela dépend toujours des clients. C'est en quelque sorte le scénario complet de la planification thermique municipale, de la décarbonisation industrielle et cetera. Si nous voulons être climatiquement neutres – 2040, 2045 –, alors il y a, et tu l'as déjà mentionné, toutes les batteries de stockage, les data-centres IA et cetera.

Les véhicules électriques avec l'infrastructure de charge. Il y a simplement tellement de demandes de raccordement au réseau qui vous arrivent. Traditionnellement et historiquement, on faisait toujours cela selon le principe du premier arrivé, premier servi – First come, first serve. Je crois que maintenant il y a un changement. Comment appréhendez-vous cela ? Et était-ce vraiment urgent maintenant de changer le système ? Oui, c'est ce que j'ai un peu décrit à l'instant. Nous avons 1.800 MW de puissance dans le réseau et nous avons une certaine capacité que nous pouvons reprendre auprès du gestionnaire de réseau de transport. Et cette capacité n'est

plus suffisante pour toutes les demandes que nous avons actuellement. Et si nous remplissions simplement le réseau selon le principe du premier arrivé, premier servi, alors nous aurions – pour parler crûment – plus de puissance pour les pompes à chaleur, même si ce ne sont que de nombreuses petites installations, et pour la mobilité ou aussi l'industrie de la décarbonisation. C'est pour cela que nous avons dit que nous devons beaucoup mieux anticiper, ce qui fait aussi partie de la discussion dans le secteur avec le Netzpaket et cetera.

D'abord, bien sûr, il ne s'agit pas seulement de connecter les énergies renouvelables, de les mettre au premier plan, mais aussi d'acheminer l'énergie vers les villes. Et à mon avis, nous avons un peu négligé cela au cours des dernières années. Et je pense que c'est un point très important. Cela ne sert à rien de produire de l'énergie renouvelable si on ne peut pas la consommer dans les villes, parce que nous ne parvenons pas à mettre en place les points de transfert. Et c'est pour cette raison que nous avons décidé d'introduire un processus de rapatriement proche des citoyens

– c'est le projet Hellgrit, qui compte plusieurs autres composantes – et qui finalement vise aussi à attribuer les capacités dont on dispose, quand on les obtient, de manière équitable et transparente. C'est notre tâche. Il y a aussi, je crois, une grande critique surtout contre les projets de stockage par batterie et les projets de centres de données, qui tentent simplement de sécuriser la puissance de raccordement au réseau, sans qu'un projet plus concret n'arrive, ce qui enlève alors à nouveau cette puissance à des projets concrets.

C'est sans espoir. Oui, c'est bien sûr le cas. Cependant, la procédure prête à la planification – on pourrait dire que si on a une certaine maturité de planification, un terrain, une autorisation de construire, et cetera. Il faut vraiment avoir investi beaucoup d'argent pour ensuite accéder au raccordement au réseau. Mais bien sûr, finalement, avec 2030, 2031, 2032, nous comptons avoir des règles claires aussi pour les activités concrètes d'un stockage par batterie, mais maintenant la connexion est établie. Et à mon avis, c'est beaucoup trop tard.

Il faut vraiment superposer beaucoup plus les choses, pour que nous regardions, que nous ayons des règles claires – on pourrait dire un plan Marshall – où les stockages par batterie sont nécessaires et en quelle quantité, et de ne absolument pas laisser le marché décider. Parce que le marché est bien sûr économiquement rationnel actuellement. Mais bien sûr, cela ne restera pas ainsi à long terme, il y aura aussi certains stockages par batterie qui opèrent au mauvais endroit avec la mauvaise puissance et les mauvaises quantités d'énergie. Et c'est bien sûr quelque chose qui

coûte finalement aussi beaucoup d'argent du point de vue économique national. Oui. Approfondissons volontiers ce point un peu, parce que je pense que c'est un point important, que la population n'a peut-être pas bien compris. J'aimerais aussi connaître ton avis. Donc, il y a dans le système électrique le marché de l'électricité, qui est lui-même un signal qui provient de l'offre et la demande des énergies renouvelables et de l'énergie disponible et du côté de la demande

le montre. Mais cela ne donne pas de signal sur les réseaux et sur la manière dont les réseaux ont exactement un goulot d'étranglement en ce moment et où exactement ce goulot d'étranglement se trouve – ce sont à nouveau d'autres signaux. Et cela signifie que c'est exactement ce que vous venez d'évoquer, qu'on peut avoir de nombreux projets de stockage par batterie qui s'orientent uniquement sur ce seul signal et non sur le réseau disponible. Quel est donc votre souhait, ou comment aimeriez-vous que ce soit? Nous avons besoin de stockage par batterie, justement parce que les énergies renouvelables sont volatiles et ne produisent que dans certains moments.

Et nous voulons avoir jusqu'à 100 % renouvelables, pas seulement 60. Et néanmoins, les réseaux doivent naturellement rester stables. Cela signifie, comment verriez-vous la meilleure solution? La plus efficace. Eh bien, si j'avais la meilleure solution pour cela, je ne serais certainement pas seulement directeur général du réseau de Hambourg – c'est une blague. Je crois qu'il y a deux points essentiels. L'un est naturellement de lisser l'injection. Ce qui se produit d'ailleurs de plus en plus, c'est que

les installations photovoltaïques, qui ne produisent en fin de compte que pendant la journée, ou aussi les parcs éoliens ou les producteurs combinés, panneaux solaires et parcs éoliens ensemble, utilisent le stockage par batterie et ainsi lissent l'injection, ce qui conduirait aussi à réduire le développement du réseau à ce stade. Idéalement. L'autre est naturellement de créer aussi la possibilité pour les gestionnaires de réseau d'exploiter le stockage par batterie à certains endroits ou de fixer des spécifications claires pour cela ou aussi de les rémunérer.

Parce que naturellement actuellement c'est ainsi: si je dis à l'exploitant du stockage par batterie, vous ne pouvez pas stocker à ce point, sauf si je vous donne un profil à l'avance, alors il assume naturellement que tôt ou tard il en sera ainsi, qu'il pourra participer au jeu du marché. Mais ce n'est actuellement pas visible. Et c'est pourquoi il faut créer une solution qui puisse alors pratiquement rémunérer l'exploitant du stockage pour le développement du réseau évité. C'est compliqué et complexe. Je crois que cela prendra encore des années avant qu'on n'ait un modèle raisonnable pour cela.

Et le dernier point concernant le stockage par batterie est naturellement que si on lisse la puissance chez le client, si on a des clients industriels qui peut-être au démarrage ou aussi certains pics dans l'année n'apparaissent que parce que pendant 100 heures environ, qui peuvent être régulés. Ce sont des cas d'usage qui sont bons et qui sont alors aussi neutres pour le réseau, dans une certaine mesure. Pourquoi cela en est-il ainsi? Je crois que c'est aussi une question très intéressante qui devrait aussi être discutée par la politique.

Nous avons un marché de l'électricité à l'échelle nationale, et le flux d'électricité est particulièrement important lorsque le soleil brille et le vent souffle. Autrement dit, quand l'excédent est important dans l'ensemble du domaine de réseau, c'est-à-dire dans l'ensemble du marché allemand, il faut dire. Mais cela n'a rien à voir avec les goulots d'étranglement locaux du réseau, parce que je peux tout à fait dire que j'ai un goulot d'étranglement local en Allemagne du Nord ou au Schleswig-Holstein ou au Mecklembourg-Poméranie, en même temps cependant une pénurie d'électricité. Cela signifie qu'avec l'effet de contrôle que nous

toujours dire cela, s'il vous plaît stockage, nous ne travaillons pas vraiment. Alors on n'a pas suffisamment segmenté le marché. Il y avait aussi récemment une initiative du nord de l'Allemagne pour former ensemble une zone de marché. C'était très débattu en politique. Je devrais m'exprimer là-dessus, parce que c'est une tout autre question qui, du point de vue économique de marché, ne tient pas très bien du côté du gestionnaire de réseau.

Mais c'est bien sûr un sujet : cette connectivité réseau des stockages et des consommateurs est bien sûr le grand marché que nous avons, qu'on pourrait aussi dire de manière plus positive : quelque part il y a toujours du vent et quelque part le soleil brille toujours. Bien sûr, en Allemagne, c'est un peu différent, mais c'est à peu près la situation dans laquelle nous nous trouvons. Et qu'en penses-tu, maintenant que nous avons de plus en plus de compteurs intelligents ?

Espérons-le, nous aurons alors une très bonne vue d'ensemble sur les goulots d'étranglement qui se créent et à quel moment exactement ils se créent, et nous pourrions alors exiger des tarifs de réseau dynamiques en fonction de cela. Et alors tous les acteurs du marché auraient à la fois une incitation basée sur les énergies renouvelables disponibles et combinée avec ces tarifs de réseau. Les tarifs de réseau auraient probablement alors une sorte de système de feux tricolores, où on dit aussi : à partir du moment – les réseaux ont bien sûr une limite de capacité, ils ne peuvent pas s'effondrer.

Qu'en penses-tu – il y a aussi AgNeS, je crois, c'est aussi débattu dans ce contexte. Quel est ton avis ? Oui, c'est l'avenir. Donc nous devons aller dans cette direction. Nous devons – et nous sommes déjà en train – de transformer le client en prosommateur, comme on dit joliment, donc le consommateur, mais aussi le producteur. Donc pas seulement producteur en ce sens qu'il produit l'énergie, donc photovoltaïque et éolien et ainsi de suite, mais d'autre part aussi en ce qu'il déplace la puissance quand il y a de l'excédent.

C'est en fait le cas de tous ceux qui ont une installation photovoltaïque à la maison, ils ont fait l'expérience que quand on injecte de l'électricité dans le réseau, on se dit : oh, on pourrait bien mettre en marche une machine à laver – mais on n'est pas à la maison. Ce sont des choses où il ne faut certainement pas négliger la composante sociale. Alors qui peut vraiment piloter la consommation d'électricité à la maison ? Ce sont en fin de compte ceux qui possèdent une maison individuelle. Donc

ceux qui habitent en ville dans des immeubles d'appartements ont certainement plus de difficultés à cela. C'est d'un côté. Néanmoins, je crois que nous devons aller dans cette direction et que nous devons développer un système où nous laissons les clients participer davantage – d'une part – et deuxièmement bien sûr aussi, où le client participe à ce changement dans sa structure de consommation d'énergie. Et cela doit être incité. C'est un peu comme si quelqu'un s'était installé des ampoules LED,

qui auraient été beaucoup plus chères à la maison, mais auraient eu la même consommation – ou il faut compter : une ampoule LED se rentabilise aujourd'hui, parce qu'elle consomme simplement beaucoup moins et c'est bon marché. De la même manière, il faut voir cette logique de prosommateur. Au final, cela doit être rentable pour le client de passer à cela. Et il y a encore un peu de chemin à faire. Mais il y a des approches intéressantes en cours. Et cela aide bien sûr aussi quand nous avons finalement des systèmes de mesure intelligents sur tout le territoire, parce qu'ils sont bien sûr nécessaires,

à déployer. C'est toujours un peu difficile. Cela a pris longtemps avant que les normes ne soient établies. Et maintenant tout doit aller très vite. C'est un peu un problème où je dis : la prescription réglementaire a pris des années, et maintenant il faut que ce soit fait du jour au lendemain. C'est un peu comme l'énergie elle-même – les dernières choses doivent encore être écrites, parce qu'à la fin de la chaîne nous devons encore faire des ajustements.

seulement entre guillemets, pour toujours percer les gros obstacles. Oui. Et qu'en penses-tu en fait – vous avez aussi une entreprise, E-Born. Peut-être que nous pouvons donner un bref aperçu de cette entreprise, qui est aussi unique, je crois, en Allemagne – en tant que gestionnaire de réseau de distribution, vous avez aussi joué un rôle important dans la mobilité électrique avec ce backend pour les différents autres clients d'entreprise en Allemagne, pas seulement pour vous.

Et je pose deux questions à la fois : peux-tu donner un peu de contexte, comment cela s'est produit et ce que vous avez d'autres en tête ? Et la deuxième : comment pourrait-on aussi permettre à ceux qui n'ont pas de maison individuelle de en profiter – à savoir de processus de charge plus intelligents avec leur véhicule électrique, qu'ils doivent garer dans la rue et charger à des bornes de recharge publiques ? Par exemple, maintenant un Hambourgeois qui n'habite pas dans une maison individuelle – qu'il puisse chez E-Born –

Les Pays-Bas, je crois, le montrent déjà : que lorsqu'il y a des goulots d'étranglement, on laisse le véhicule un peu plus longtemps là et on charge alors au moment où il n'y a pas de goulot d'étranglement – à 17h00, 18h00 par exemple. Oui, donc d'abord sur E-Born. C'est un produit actuellement qui se compose de trois composants.

Ce n'est pas une entreprise propre, mais c'est un produit qui a pratiquement été construit par l'entreprise précédente via Strom avec Hambourg à votre époque – un peu comme on pourrait dire pour la ville – parce qu'à l'époque on avait bien sûr construit l'infrastructure de recharge, le système backend pour l'infrastructure de recharge de la ville. C'était aussi chez Stromnetz encore il y a des années. Historiquement, la ville ou Stromnetz Hamburg a pour ainsi dire exploité l'infrastructure de recharge. C'était alors régulé ou techniquement regroupé. Il a fallu le céder, et on l'a fait.

Mais le système backend s'est alors développé en quelque chose qui correspond exactement à ce que nous voulons faire avec le §14a. Un nombre incroyable de données. Je crois que l'année dernière nous avons géré 1,8 million de processus de recharge avec ce système backend, de sorte que c'est pratiquement une plateforme de données ou un système que nous pouvons utiliser non seulement pour la mobilité, mais aussi pour notre réseau. Et il y a trois facettes : EG Lytics en est une – Grid –, où nous voulons pratiquement faire notre planification réseau et nos prévisions réseau, ainsi que des calculs réseau.

La deuxième est Urban, où nous collectons pratiquement des données avec des applications Loren et où nous voulons pousser un peu des prévisions Industrie 4.0, c'est-à-dire où nous voulons pratiquement jouer le rôle de plateforme de données pour la ville de Hambourg pour les entreprises d'infrastructure. Et l'autre est Mobility. Nous restons celui qui fournit le backend de la ville de Hambourg et le met à disposition des autres. Ils peuvent soit utiliser notre backend, soit doivent construire quelque chose par eux-mêmes, ce que beaucoup font aussi. Et nous avons bien sûr aussi cela à un endroit ou un autre sur le marché.

Cela est utilisé dans les aéroports et cetera. C'est bien sûr toujours – nous regardons, en tant que gestionnaire de réseau réel, comment nous pouvons développer cela davantage. Mais c'est une histoire passionnante. Et on voit comment le sujet de l'innovation, qui avait en fait un but complètement différent, doit fonctionner sur le marché, puis devient un sujet que nous pouvons aussi très bien utiliser en interne en tant que gestionnaire de réseau. C'est un point. Et la deuxième partie de la question : Comment cela s'est-il produit en premier lieu ?

Oui, donc fondamentalement on pourrait – je l'ai déjà vécu au Danemark – si on charge alors sa voiture le soir à 22h00. Donc le prix de l'électricité aux bornes de recharge, où on recharge, y est indiqué. Et il y a différentes fenêtres de temps du côté du coût de l'électricité. Et en fin de compte, c'est bien sûr plus facile si on a une wallbox à la maison, mais aussi un chargeur rapide. C'est maintenant aussi le cas qu'ils ont aussi la puissance pour cela.

Bien sûr, cela pourrait alors aussi être une possibilité – un peu comme aujourd'hui : celui qui recharge encore juste après midi, celui-là aussi est dans le pétrin. Et ainsi il y aura à un moment donné des gens qui chargeront complètement leur voiture à certains moments.

C'est seulement une variante. Et bien sûr il y a alors l'électricité partagée et ainsi de suite, où il y a justement une discussion avec l'Union européenne sur la façon de gérer les autres sous-réseaux, les réseaux d'objets, les réseaux dans les immeubles – qui alors voudraient être considérés comme des réseaux de distribution selon l'UE –, je crois qu'il faut trouver des solutions, qu'on trouve des approches pragmatiques, afin que les locataires dans l'immeuble puissent aussi participer aux progrès et à l'ère solaire, pour ainsi dire. Et que penses-tu du sujet de la recharge bidirectionnelle ? Est-ce que c'est aussi lié à cela ?

Tu t'y connais un peu, quel est le dernier état des lieux, comment les gestionnaires de sous-réseaux sont maintenant préparés à ce sujet, combien de temps tu crois que cela va encore prendre ? Il y a certainement un ou plusieurs Hambourgeois qui aimeraient bien l'avoir déjà, du moins chez eux, sinon immédiatement dans l'espace public de recharge. Oui, donc en public – je crois – c'est un peu plus difficile, surtout pour déterminer le prix auquel on réinjecte.

Donc le plan régional est bien sûr une énorme opportunité, parce qu'en fin de compte – si vous voulez – je ne sais pas combien de voitures nous avons maintenant à Hambourg. Mais je crois que nous avons un marché en forte croissance en ce qui concerne la mobilité. Et c'est bien sûr un stockage de batteries, si vous voulez. Et un grand atout.

Donc si je n'ai plus besoin de ma voiture – et de plus en plus de Hambourgeois circulent aussi avec les moyens de transport à vélo et cetera ou avec les transports en commun, ont peut-être encore une petite voiture – et si on peut charger V2G pendant la journée, gagner de l'argent, alors c'est bien sûr quelque chose qui affecte bien sûr beaucoup d'autres. Et si je n'ai alors pas édité le courant comme une batterie à la maison dans un système, mais que je peux le réutiliser, alors ce serait bien sûr super. C'est aussi une direction qui est, je crois, très importante.

Et si on peut les utiliser en tant que gestionnaire de réseau bien sûr à un moment donné aussi de manière ciblée – donc à partir des valeurs d'expérience, c'est toujours les valeurs d'expérience qu'on a besoin, c'est-à-dire la simultanéité – ce que je peux calculer, si je peux les rendre utilisables : c'est bien sûr super. Actuellement, c'est le cas qu'il n'y a pas encore beaucoup de boîtes de recharge qui peuvent le faire, et pas encore tant de voitures qui peuvent le faire. C'est un peu toujours une limitation du marché. Donc l'offre doit être là. Et puis bien sûr il y a.

Maintenant beaucoup de gens achètent peut-être une première voiture, mais elle ne peut pas charger bidirectionnellement. On passe d'un cycle d'investissement à l'autre. Ce serait bien si c'était déjà au niveau technologique. Je crois que ce niveau est vraiment déjà atteint, mais ce n'est simplement pas encore si largement diffusé dans l'application. Mais encore une fois, pour clarifier : si maintenant BMW ou E.ON sort une telle offre sur le marché, si tout correspond – vous avez un tel BMW

un véhicule avec une wallbox BMW et ce tarif E.ON à Hambourg – serait-ce maintenant possible en tant que Hambourgeois de facturer bidirectionnellement cela aussi avec votre réseau de distribution, avec vos concepts de mesure et de comptage ? Je ne peux en fait pas vraiment répondre concrètement à cela. Nous avons déjà des chargeurs bidirectionnels dans le réseau. C'est plutôt une modification de l'installation du côté du client, qui doit être acceptée. Mais ce produit d'E.ON est à mon avis aussi encore en préparation. Je ne crois pas qu'il soit déjà sur le marché. J'en ai entendu parler.

Ils le font la promotion du moins. Mais je prends note de cela. Je ne peux pas répondre ad hoc maintenant. Avant de dire quelque chose de faux, je préfère ne rien dire du tout. Oui, tout va bien. Alors peut-être qu'on peut aussi le mettre dans les notes de l'émission si on a des réponses meilleures d'ici là. On va certainement traiter ce sujet. C'est un grand sujet. Je suis d'accord avec toi – et autant que je sache, c'est toujours l'état actuel :

Le gouvernement fédéral a au moins exonéré les frais de réseau et les taxes qui auraient été applicables. Mais il y a encore quelque chose qui manque au concept de comptage de l'Agence fédérale des réseaux. Mais je regarde ce sujet avec beaucoup de curiosité. Et puis il y a la question du logiciel : tu viens de bien la décrire. À quel point penses-tu que tous les petits gestionnaires de réseaux de distribution sont préparés à ce changement que nous venons de décrire ? Et comment peut-on

les aider pour qu'ils réussissent aussi ? Les compteurs intelligents ne sont pas encore tous là, mais cette numérisation des réseaux de distribution et la capacité à y réagir – aussi dans tous les réseaux de distribution, 860 si je ne me trompe pas, en Allemagne. Oui. Bon, je ne peux bien sûr pas juger cela, parce que je n'ai jamais travaillé dans une petite entreprise municipale. Par notre taille, nous sommes assez importants pour avoir une certaine pertinence et pouvoir faire beaucoup de choses nous-mêmes – pas tout, mais beaucoup de choses.

Fondamentalement, c'est ainsi : les gestionnaires de réseau sont moins des concurrents entre eux. Et pour cela, bien sûr, les associations – le BDEW, le VDN, le VKU, le DVGW pour le gaz – sont prédestinées à rendre l'intelligence sectorielle commune utilisable. Cela se produit aussi. Je crois que personne n'est laissé seul dans la République, même s'il y a beaucoup d'entreprises et que chacune doit s'en occuper elle-même.

Et c'est ce que je dis aussi à mes collaborateurs : la meilleure innovation est celle qu'on n'a pas nécessairement toujours besoin d'inventer soi-même, mais celle qu'on peut aussi regarder d'autres côtés au-delà de ses frontières et adapter. C'est certainement encore plus difficile pour les plus grandes entreprises, et ce n'est pas tout à fait facile pour nous non plus. Mais c'est quelque chose que nous devons apprendre : nous devons progresser ensemble efficacement et dans l'intelligence sectorielle sur ces questions. C'est quelque chose où nous pouvons tous apprendre un peu plus les uns des autres.

Il y a aussi assez de petites entreprises qui sont certainement beaucoup plus rapides et plus agiles sur certaines choses spécifiques et qui ont aussi des idées que les grandes entreprises peuvent ensuite reprendre. Et comment vois-tu l'IA en tant qu'opportunité, qui est actuellement sur toutes les lèvres et qui me marque beaucoup particulièrement ces jours-ci ? Oui, donc l'IA va changer notre vie complètement.

Beaucoup d'entreprises travaillent aussi déjà avec leurs propres chatbots ou IAs cloisonnées, qui les aident à répondre à certaines questions, à rédiger des textes et ainsi de suite. Je crois que nous n'avons aucune idée de tout ce qui va se passer encore. Je ne veux pas non plus entrer dans des domaines professionnels individuels maintenant. Mais fondamentalement, c'est bien sûr : si j'ai une question quelconque à mon point de client – ma fille, elle a 11 ans, si elle a une question, elle la pose à une IA quelconque.

Et elle reçoit une réponse que je n'aurais pas su moi-même. Bien sûr, il faut aussi être prudent – toutes les réponses ne sont pas correctes. J'ai eu un bel exemple récemment : j'ai demandé quand les vacances de 2027 seraient à Hambourg. Et ChatGPT m'a répondu – selon la plateforme qu'on utilise – que les vacances d'été à Hambourg se raccourciraient de deux semaines l'année prochaine. Et puis j'ai lu la source et j'ai découvert :

c'était un poisson d'avril de l'autorité scolaire en 2026 que l'IA avait pris pour la vérité. Il faut toujours être prudent. Mais oui, l'IA – nous en tant que gestionnaires de réseau, nous essayons bien sûr de l'utiliser davantage, toujours avec le filtre humain derrière qui regarde encore une fois et n'accepte pas aveuglément. Mais bien sûr, cela jouera un rôle important à de nombreux endroits.

Y a-t-il aussi des cas d'usage concrets que vous utilisez maintenant ou que vous voulez utiliser, par exemple dans le développement de produits E-Round ou dans l'EAP que vous avez probablement pour la gestion des réseaux de distribution ? Eh bien, à mon avis, nous n'en sommes pas encore là. Finalement, nous l'utilisons pour les chatbots, pour les données de prévision, pour toutes les choses qui – nous avons – c'est aussi toujours une difficulté. Cela doit rester compréhensible.

Par exemple, si on veut déterminer une valeur d'étalonnage, qui peut aussi être déterminée de manière plus précise par l'IA – on arrive au point qu'au final, les autorités d'étalonnage puissent refaire le calcul. Mais on ne peut pas le faire à l'intérieur de l'IA. Il faut rendre les étapes si petites qu'on puisse suivre chacune d'elles. C'est un peu – et je crois que c'est aussi un sujet dans le calcul de réseau. Cela viendra certainement.

En ce qui concerne la planification de réseau, mais aussi le calcul de réseau, on peut bien sûr trouver à partir des données que nous avons à disposition des solutions très rapides. Mais posons la question : Quelle est la différence entre l'apprentissage automatique et l'IA ? L'apprentissage automatique est en quelque sorte l'interpolation, et l'IA pour moi est aussi un peu réfléchir par soi-même. Oui, l'apprentissage automatique traditionnel – vous vous occupez probablement déjà depuis plus longtemps de ces méthodes d'une certaine manière.

Tous les LLMs et les nouvelles méthodes de l'IA – cela prendra probablement encore un peu de temps, ou il faut aussi faire attention aux hallucinations, ce qui caractérise particulièrement ce type de modèles. Oui, et puisque ce podcast parle beaucoup de flottes, je voulais examiner votre flotte de plus près, ou plutôt les deux aspects partiels. Vous avez les techniciens qui sont toujours sur le terrain et puis des véhicules de service à leurs emplacements. Quel est l'état actuel en matière de mobilité électrique, ou voyez-vous des obstacles pour passer à 100 % électrique ?

Je ne les appellerais pas des obstacles. C'est bien sûr un changement, une transformation dans la perception. Et je crois que cela correspond probablement aux souhaits de beaucoup de gestionnaires de réseaux de distribution ou d'exploitants de flottes qui, en fin de compte, sont beaucoup en déplacement dans les services – tous les modèles ne tiennent pas la promesse, ou ne font pas ce qu'ils promettent.

Et les expériences que nous avons naturellement faites conduisent toujours à ceci : avec la voiture électrique, il faut recharger constamment tous les deux jours, quand les gens sont en déplacement à Hambourg, parce que l'autonomie en hiver est si mauvaise qu'ils doivent pratiquement passer la nuit à une borne de recharge, s'ils ont une ou deux interventions. Et si nous avons naturellement des interventions sur le terrain, nous ne voulons bien sûr pas attendre la voiture électrique qui est en train de se recharger. Mais c'est quelque chose qui est spécifique au modèle. Il faut simplement

faire un bon choix, ce qui évoluera aussi en ce qui concerne la capacité de la batterie. Ensuite, bien sûr, nous regardons comment nous pouvons aussi soutenir nos collaborateurs, en prévoyant des points de recharge à certains endroits – pour les sites extérieurs, mais aussi éventuellement à domicile. Ce sont toutes des choses que nous examinons. Ce qui me semble un peu négligé, c'est bien sûr la résilience climatique. Donc si nous n'avons pas d'alimentation électrique dans une partie d'une panne

c'est important pour la construction du réseau que nous puissions faire fonctionner nos véhicules. Et c'est quelque chose qui nous préoccupe encore un peu, que nous ayons un stock ou un parc de véhicules qui soit résilience – c'est-à-dire pas dépendant de l'électricité d'une part, et d'autre part, que nous créions peut-être aussi des sites où nous pouvons produire sûrement de l'électricité pour ces véhicules.

Ce sont, je crois, toutes des considérations qui doivent aussi être discutées à Berlin dans une certaine mesure – où cela n'affecte qu'une petite partie et on pouvait aller ailleurs et recharger. Oui, et pour clarifier : tu veux dire que les problèmes que vous aviez, c'étaient les autonomies en hiver, qui sont généralement environ 30 % moins importantes qu'en été, et qui n'étaient pas suffisantes pour les interventions de la journée. Ou était-ce seulement que les collaborateurs ne voulaient pas ramener leur véhicule à la maison et devaient donc recharger sur le site ?

Je n'ai pas bien compris – quels étaient les problèmes ? C'était l'autonomie en général. Nous avons bien sûr dans les services de permanence les collègues qui ramènent leurs véhicules à la maison, parce qu'ils doivent être disponibles pendant le service et démarrer. Mais ce sont aussi des modèles que nous examinons maintenant pour voir comment les optimiser. Mais si je n'ai que 80 kilomètres d'autonomie en hiver avec une voiture entièrement électrique, c'est difficile. Et sur les hybrides, je crois qu'on ne devrait pas vraiment en parler.

C'est un moteur : soit je fais un pur moteur à combustion fossile, soit je roule électriquement. Les véhicules hybrides pourraient aussi être une variante pour cet usage, mais ils sont bien sûr beaucoup moins efficaces. Donc c'est un mélange de tout. Il faut trouver le bon véhicule.

Il faut avoir des concepts sur la façon dont les collaborateurs peuvent aussi recharger la voiture et ne pas devoir rester deux heures à une borne de recharge pendant leurs heures de travail, si aucun chargeur rapide n'est libre et ainsi de suite, ou ne pas avoir à aller loin. C'est – nous venons de lancer en interne un projet où nous nous occupons exactement de ces questions de manière beaucoup plus concrète et stratégique.

Mais disons que si le collaborateur pouvait recharger à domicile et avait une autonomie de 150 km, ce ne serait aucun problème. Mais alors pour les cas où ce n'est pas le cas, où l'autonomie est faible et le collaborateur ne peut pas recharger à domicile – alors il faut développer des concepts, sur le site ou en public. Et pour les collaborateurs qui ne sont donc pas des techniciens, mais utilisent leurs propres véhicules : sur le site de Hamburger Energienetze – peut-on aussi recharger en tant que collaborateur ? Oui, on peut. Nous avons –

nous venons de construire un nouveau parking ici à notre plus grand site à Bramfeld, où de nombreux points de recharge sont prévus. Nous le permettons. Et bien sûr, nous voulons – donc nous favorisons et promouvons aussi de venir en transports publics ou à vélo.

Mais bien sûr, il y a encore beaucoup de gens qui viennent de partout, et ils ont aussi la possibilité de recharger la voiture, ce qui est un point important et enlève un grand obstacle, si on peut recharger à un endroit où on est une à cinq fois par semaine. Et puis il y a la question de l'hydrogène, que tu as aussi abordée au début – ce qui te préoccupe. Il y a quelques années, c'était beaucoup plus, semble-t-il, dans la discussion. Maintenant, le sujet s'est un peu éloigné des médias, je trouve. Ou quel est ton point de vue là-dessus ?

Comment regardes-tu cette évolution autour de l'hydrogène, ce qui est particulièrement important, je crois, pour les périodes sans vent ni soleil en Allemagne, mais aussi pour certaines industries – il n'y a probablement pas d'autre moyen. Quel est le statut actuel, et comment envisages-tu tout le sujet de l'hydrogène ? On pourrait aussi argumenter avec une courbe de changement : d'abord grand enthousiasme, puis la déception, et maintenant nous commençons tout juste à sortir de la vallée des larmes.

Certains projets sont mis en œuvre, et l'enquête sur les capacités du marché s'est aussi bien déroulée, en ce qui concerne l'ambiance, si on demande aux gens ou à l'industrie. Et c'est comme ça qu'on le voit. Je crois que les choses commencent à s'améliorer. Et nous avons certainement la vue dans la bonne direction, que des clients et des installations de production arriveront aussi. Le point le plus important était : l'infrastructure sera d'abord créée.

C'était toujours notre position : l'infrastructure doit d'abord être en place. Sans infrastructure – c'est-à-dire d'abord l'autoroute, avant que je conduise avec la voiture. Je peux bien sûr voyager de Hambourg à Munich avant cela, mais avec l'autoroute, c'est beaucoup plus facile. Et c'est la même chose avec l'infrastructure : si je ne dois pas la transporter par camion, mais que je peux la transporter par tuyauterie, c'est beaucoup plus simple. Hambourg est bien sûr – nous l'avons toujours dit – en fait prédestinée à l'hydrogène.

Je peux ici créer un réseau industriel dans le port de Hambourg, parce que j'y ai une très grande densité industrielle – environ 89 TWh de densité énergétique en gaz –, et si je peux couvrir quelque chose comme ça sur un espace aussi étroit avec un réseau de 40 à 60 km et offrir ainsi à de nombreux clients la possibilité de passer du gaz naturel à l'hydrogène, alors c'est un levier énorme.

Et bien sûr, beaucoup de clients dépendent de la molécule. Deuxièmement, au début, nous avions le sujet de l'expansion du réseau électrique – c'est-à-dire que les capacités que je n'ai pas besoin de reporter sur le réseau électrique m'aident finalement aussi à l'expansion du réseau, en particulier aux pics. Et nous avons maintenant construit une infrastructure pour cela. Nous espérons bien sûr fortement que cela prendra son envol et que nous obtiendrons les clients correspondants dans le port de Hambourg. Nous avons été parmi les premiers.

Je crois que l'année prochaine, quand nous entrerons en service, nous serons le premier gestionnaire de réseau de distribution à injecter de l'hydrogène. Respect. Et les délais de construction – quand nous avons lancé la procédure IPCEI à l'époque, nous avons toujours dit : nous avons attendu quatre ans pour l'autorisation, et maintenant nous sommes censés construire en quatre ans. Je suis curieux de voir, mais cela semble fonctionner. Nous sommes optimistes et nous entrons en service cette année. Et alors nous avons espérons un –

grand jalon de la décarbonation de l'industrie dans le port de Hambourg, ou plutôt nous avons fait nos devoirs. Et puis bien sûr le marché et les clients doivent faire ce qui est nécessaire pour que cela fonctionne. La politique a bien sûr aussi un rôle à jouer. Et tu as aussi abordé le sujet des périodes sans vent ni soleil. C'est bien sûr un énorme enjeu quand nous n'avons plus de centrales à gaz naturel et que le charbon sera aussi terminé en 2030.

Alors nous aurons besoin de centrales à hydrogène, même si nous n'en aurons besoin que quelques heures par an. Donc il n'y a pas d'autre solution actuellement. Peut-être qu'il y aura une nouvelle technologie à l'avenir. Qui sait ? Pour le moment, ce n'est pas le cas. Oui. Et tu penses aussi que les premières centrales à hydrogène verront le jour ? Ou seraient-ce plutôt ces centrales à gaz qui viennent d'être autorisées ou qui sont en cours de planification, qui utiliseraient alors l'hydrogène – cet hydrogène que vous rendez aussi possible.

Oui, je ne peux pas vraiment dire comment les centrales sont actuellement planifiées. « Prêt pour l'hydrogène » semble toujours si simple, pour une centrale à turbine ou pour les moteurs. C'est peut-être un peu plus facile, mais c'est bien sûr extrêmement complexe. Les propriétés de combustion de l'hydrogène sont bien différentes de celles du gaz naturel. C'est pourquoi ce n'est pas si simple à remplacer. Je ne peux pas demain fournir de l'hydrogène dans le même réseau où j'ai transporté du gaz naturel. C'est impossible. Il faut simplement constater que c'est le cas.

Mais si je construis aujourd'hui des centrales, je prévoirais bien sûr autant que possible de les convertir à l'hydrogène à un moment donné, quand je m'éloignerai à terme des sources d'énergie fossiles. Et c'est vraiment cool que vous soyez aussi à l'avant-garde là-dedans. Je l'ai aussi observé en tant que non-Hambourgeois. Je suis multiculturel, mais j'ai du moins une amie de Hambourg. Et Hambourg semble toujours être un pas en avant dans beaucoup de choses. Comment tu vois ça ? Pourquoi Hambourg est-elle toujours un pas en avant en Allemagne ? Tu as une théorie là-dessus ?

Bon, c'est difficile. Je ne veux pas trop me mettre en avant maintenant. Il y a assez d'autres entreprises qui sont aussi en avant dans de nombreux domaines. Nous sommes bien placés sur certains points. Pour l'hydrogène par exemple, j'ai une fois dit que quelqu'un nous a aussi placé le ballon sur le point de penalty – nous devions juste le rentrer, pour ainsi dire – parce que bien sûr les conditions à Hambourg pour l'hydrogène sont vraiment bonnes.

Donc, si ça ne fonctionne pas à Hambourg – c'est ma déclaration – alors ça ne fonctionne en fait nulle part, parce que le marché ici est très dense et très étroit. Et ça doit simplement fonctionner, sinon nous avons un vrai problème. Sinon, il faut bien sûr aussi dire : Hambourg a – on peut le considérer sous différents angles – les réseaux étaient aussi longtemps entre les mains du secteur privé : E.ON, Vattenfall et ainsi de suite.

Et il y avait de très nombreux impulsions différentes dans ces séries d'entreprises, qui sont devenues à présent, il y a deux ans, les Hambourg Energienetze pour le réseau électrique et le réseau gazier. Et je pense que c'est déjà quelque chose que beaucoup de services municipaux, qui se sont développés historiquement et qui n'ont jamais reçu d'autres impulsions, n'avaient pas. Je pense que c'est déjà quelque chose qui nous pousse et qui nous rend peut-être meilleur en une ou l'autre occasion, après un incroyable –

– donc nous avons réuni différentes cultures qui se remettent mutuellement en question. On le remarque encore maintenant. Je ne veux pas dire lutte culturelle, mais plutôt développement culturel chez nous. De nombreuses idées des différentes entreprises respectives s'entrechoquent, et nous disons toujours : le meilleur doit être un profit pour l'entreprise. Oui, ça sonne bien. Et sinon : vous êtes un réseau de distribution pour Hambourg. Cependant, vous devez, comme beaucoup d'autres réseaux de distribution, vous coordonner avec les réseaux de distribution autour de vous –

– en quelque sorte, concernant vos plans ou les goulots d'étranglement. Comment cela fonctionne-t-il dans la pratique ? Cela fonctionne très simplement par le biais de gens qui parlent ensemble. En fin de compte, c'est ainsi – je l'affirmerais pour nous – que nous avons une bonne relation avec les gestionnaires de réseaux de distribution environnants, qu'il s'agisse des villes, mais aussi de Hansewerk ou BM et cetera. Nous avons avec l'EWE des formats d'échange où nous discutons régulièrement de ces thèmes.

Et comme déjà mentionné, utiliser aussi l'intelligence collective à un autre endroit, où l'un ou l'autre a une idée que nous pouvons alors aussi utiliser pour nous. Et c'est quelque chose qui ne serait pas nécessairement indispensable – c'est-à-dire que les gens diraient que nous pouvons aussi exister seuls. Mais je trouve toujours bien de regarder au-delà de son horizon. Et dans la transformation du gaz au bout du compte, parce que nous en dépendons naturellement aussi, nous devrons inévitablement coopérer avec nos voisins. C'est ce que nous faisons aussi.

Alors nous arrivons à la ligne d'arrivée. J'avais une dernière question pour toi : Quel est ton avis ? Où va le voyage encore – pour vous, pour toi – dans les années à venir ? Et quels sont les plus grands malentendus, tu penses, qu'on a encore sur les gestionnaires de réseaux, où tu dis : Hey, on ne devrait pas nous mettre au pilori aussi fortement, mais plutôt : Nous faisons de notre mieux ici. Oui, donc, nous avons une tâche très intéressante et stimulante devant nous – les réseaux énergétiques de Hambourg.

On peut l'affirmer, ce que nous devons construire et développer. Le thème de la démographie, intégrer le personnel, trouver des surfaces, construire, construire, construire, comme on a l'habitude de le dire en tant que gestionnaire d'actifs. Et d'autre part bien sûr gérer le tout de manière à ce que tout le monde soit satisfait. Nous n'avons pas de finalité en soi, mais nous sommes là pour de nombreux citoyens et citoyennes de la ville de Hambourg. C'est notre tâche, et nous voulons naturellement l'accomplir au mieux. Je trouve cette tâche très intéressante.

De ce fait, je n'ai en réalité aucune option de faire quelque chose d'autre. Mais il ne faut jamais dire jamais. Je me sens bien, j'ai une excellente équipe, une excellente entreprise, et c'est extrêmement amusant. Quels sont les plus grands malentendus ? Là, je dirais : On ne comprend souvent pas – ce que j'aurais peut-être voulu évoquer entretemps – qu'il faut seulement mettre en œuvre ou construire. Mais le temps de la préparation et du développement du réseau a besoin de son temps. Nous le comprenons.

Mais nous avons aussi besoin de temps pour le mettre en œuvre après. Et nous remarquons que quand nous dessinons une si belle image et que nous parlons d'accélération : Nous avons ici à Hambourg une loi de protection qui stipule que nous avons un intérêt public prioritaire au fait que les infrastructures énergétiques soient développées. En même temps, nous avons cependant aussi des intérêts très différents – la substance bâtie, le flux de circulation et ainsi de suite. Et c'est un peu comme quand on s'approche d'un carrefour avec quatre feux et qu'ils passent tous au vert en même temps, alors on pourrait penser – ou c'est mon impression – que tout avance plus vite.

Mais ce n'est pas le cas. Tout avance plus lentement, parce que je dois établir des priorités claires. Et c'est quelque chose que nous devons faire davantage en Allemagne dans son ensemble. Nous devons nous concentrer davantage et devons reconnaître que nous avons besoin de temps à bien des endroits pour mettre cela en œuvre. Un bel exemple est aussi l'avancement de 2045 à 2040. Cela signifie bien sûr dans la planification thermique communale que nous avons cinq ans de moins pour tout mettre en œuvre. En même temps, cela signifie bien sûr aussi moins de temps pour la rénovation des bâtiments.

Cela signifie que nous aurons besoin de pompes à chaleur beaucoup plus grandes si cela doit être mis en œuvre, que si nous avions plus de temps jusqu'à 2055, aussi pour les bâtiments et donc la réduction énergétique. Ce sont de petits exemples comme cela. Et je crois que ce côté systémique – comment tout est interconnecté –, tu l'as aussi dit, selon la devise : Marché des réseaux. Comment cela est-il vraiment connecté, et quel regard a-t-on sur cela ? C'est quelque chose de complexe et de difficile. Et je peux parler facilement, parce que je m'en occupe volontiers professionnellement et aussi à titre personnel.

Professionnellement, je l'agis et la gère. Mais c'est quelque chose que nous devons aussi amener à la population et aux gens, parce que nous devons bien sûr créer de la compréhension pour la transition énergétique – ce qui est nécessaire, ce qui ne l'est pas et ainsi de suite. C'est quelque chose, je crois, que nous devons inscrire à notre programme. Il doit y avoir une bien meilleure collaboration entre la politique énergétique – la politique en général – et les acteurs de l'économie énergétique, dirais-je.

Je ne veux pas dire que c'est mauvais, mais il y a toujours place à l'amélioration, comme nous l'avons déjà constaté. C'est pourquoi mon souhait serait : ne pas sous-estimer l'infrastructure, ne pas sous-estimer nos tâches, s'engager et s'attaquer aux choses ensemble en équipe. Oui, très bien. Il me vient à l'esprit : Tous ces projets physiques et projets de construction – ce n'est vraiment pas trivial. On peut certes écrire du code avec l'IA relativement rapidement, mais le plus grand défi reste encore

d'accélérer aussi le monde autour de nous. Et c'est devenu très clair. Les robots sont encore très loin, et beaucoup de ce dont nous avons besoin. Mot-clé pensée systémique et priorisation – je trouve cela remarquable, et développer une sensibilisation pour tous, puis prioriser les bonnes choses, c'est ce que j'emporte avec moi. Merci aussi pour cette réflexion. Merci d'avoir pris le temps de nous donner un aperçu de votre monde, et je te souhaite le meilleur – restons en contact. Merci beaucoup, Claudio. Tout de bon. Au revoir.

Trois choses me marquent. Premièrement : Hambourg envisage une multiplication par trois de la charge réseau. Ce n'est pas un chiffre abstrait, cela signifie concrètement de nouveaux postes de transformation, de nouvelles lignes, plus de personnel, plus d'espace – et tout cela dans une ville où chaque demande de construction suppose une série d'autorisations. Deuxièmement : la procédure Fairgrid montre comment un gestionnaire de réseau de distribution n'attribue plus les capacités selon le principe du premier arrivé, premier servi, mais selon la maturité de la planification et l'utilité pour le système. Un modèle qui pourrait faire école, car il dirige les systèmes de stockage par batterie là où ils déchargent le réseau, au lieu de le surcharger.

Troisièmement : la résilience climatique de sa propre flotte. Si le courant s'interrompt, les techniciens doivent quand même pouvoir circuler. C'est pourquoi les Réseaux énergétiques de Hambourg disposent d'un parc de véhicules non électriques et construisent des sites qui peuvent générer de l'électricité même en cas de panne générale. Une pensée systémique au lieu d'une optimisation isolée – c'est la véritable tâche des gestionnaires de réseaux dans les années à venir. Sur cette base, à la prochaine fois.

Notes de l'épisode

Rund 1.800 Megawatt liegen heute gleichzeitig im Hamburger Netz an, und bis 2045 rechnet man mit fast dem Dreifachen. Michael Dammann, Geschäftsführer der Hamburger Energienetze, erklärt, warum die verfügbare Netzkapazität damit nicht mehr für alle Anschlussanfragen reicht und wie ein neues, faires Vergabeverfahren das bisherige Windhundprinzip ablöst. Aktuell liegt die gleichzeitige Last im Hamburger Netz bei 1.800 Megawatt, und mit den Zielszenarien aus kommunaler Wärmeplanung und industrieller Dekarbonisierung rechnet Michael mit einer knappen Verdreifachung. Statt die verbleibende Kapazität einfach nach Anfrage zu vergeben, setzt die Hamburger Energienetze mit dem Fair Grid Projekt auf ein programmatisches Repartierungsverfahren, das Kapazität fair und transparent verteilt, ein Ansatz, den auch Berlin bereits verfolgt. Für Batteriespeicher fordert Michael klare Regeln statt reiner Marktsteuerung: Wer eine Ausnahme von den Netzentgelten erhält, sollte auch bereit sein, sich netzdienlich einbinden zu lassen, inklusive einer Vergütung für den dadurch vermiedenen Netzausbau. Ein zweiter Schwerpunkt ist Wasserstoff. Nach einer Phase der Euphorie und anschließenden Ernüchterung sieht Michael die Branche aktuell wieder im Aufwind. Die Hamburger Energienetze bauen ein bis zu 60 Kilometer langes Wasserstoffnetz für den Hamburger Hafen, dessen hohe Industriedichte und ein Gasdurchsatz von 8 bis 9 Terawattstunden den Umstieg vieler Industriekunden von Erdgas auf Wasserstoff ermöglichen und das Stromnetz entlasten sollen. Außerdem geht es um E.Round, die Backend Plattform der Hamburger Energienetze für Ladeinfrastruktur, die im vergangenen Jahr 1,8 Millionen Ladevorgänge gesteuert hat und heute auch anderen Unternehmen und Flughäfen zur Verfügung steht, um bidirektionales Laden, das Michael als große, aber noch frühe Chance einordnet, und um die eigene Flotte der Hamburger Energienetze, wo Winterreichweite und Ladelogistik für Techniker im Außendienst die größte Herausforderung sind. Eine Folge über die Grenzen der verfügbaren Netzkapazität, und darüber, warum eine Energiewende ohne klare Prioritäten und ausreichend Vorbereitungszeit nicht schneller, sondern langsamer wird.