RTE estime à 7 mds€ le raccordement de l’offshore marin d’ici à 2035

France – 20/09/2019 – energiesdelamer.eu. François Brottes, le président du directoire du gestionnaire du réseau de transport d’électricité français RTE, a présenté mardi 17 septembre les grandes orientations en termes d’investissements à l’horizon 2035. Sur les 33 mds€ que RTE estime nécessaires à cette date, 7 mds€ sont destinés à la mise en œuvre des raccordements de l’offshore (essentiellement éolien).

Dénommé Schéma décennal de développement du réseau (SDDR), le document part de plusieurs constats réalisés sur les lignes très haute tension d’électricité en France (63 kilovolts à 400 kV). Une feuille de route qui doit être validée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), RTE étant une entreprise régulée.

Mais vieillissement du réseau (en moyenne âgé de 50 ans) et transition énergétique ont conduit RTE à viser l’horizon 2035 (et non 2030, comme le laisse supposer le caractère décennal du SDDR).

Les énergies renouvelables offshore

RTE rappelle que c’est désormais au gestionnaire de réseau de transport de « construire un réseau de raccordement des énergies marines, c’est-à-dire un réseau marin planifié de manière cohérente et efficace avec les capacités d’accueil à terre et le potentiel de développement en mer, de manière à en limiter les coûts ».

Le poids dans l’investissement futur atteint les 7 mds€, avec 1 GW prévu par année par la PPE sur 2018-2028, mais RTE va au-delà. RTE entend dans ce montant permettre la construction d’un réseau en mer pour pouvoir développer 10 GW à 15 GW d’éolien en mer sur les 15 prochaines années.

RTE rappelle dans son document que « le raccordement constitue désormais une composante importante du coût complet de l’éolien en mer et l’optimisation de cette composante apparaît donc comme une condition cruciale du développement pérenne de la filière mais aussi de la maîtrise de la facture énergétique des consommateurs.

Les nouvelles dispositions législatives, introduites au cours des deux dernières années, ont clarifié le cadre de développement de l’éolien en mer. RTE, maître d’ouvrage du raccordement des parcs prévus par la PPE, est désormais également responsable de leur financement (via le Turpe, le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité), sous-stations comprises. »

RTE ajoute que ce programme d’investissement « s’appuie sur une évaluation actualisée et affinée des coûts, appuyée sur un benchmark européen, ainsi que sur l’identification de trois leviers d’optimisation, dont la mise en œuvre est rendue possible par la réforme du raccordement :

Le développement de plateformes mutualisées et modulaires (« hubs ») et la diversification des usages de ces plateformes ;
Le dimensionnement adéquat de la puissance des parcs, en vue d’éviter les effets de seuil ;
La standardisation de certaines infrastructures déployées. »

Le gestionnaire du réseau de transport (GRT) évalue à quelque 15% l’économie possible sur les coûts de raccordement. En outre, RTE juge pour l’heure que les potentiels d’accueil à terre sont importants sur les quatre façades maritimes concernées par la montée en puissance des parcs éoliens offshore, mais à terme, avec l’arrivée d’éolien terrestre et de solaire supplémentaires le GRT indique que ces potentiels vont se réduire. Et « la chronologie des différentes demandes de raccordement devien(dra) un élément de première importance. L’élément déclencheur des renforcements de réseau est celui qui conduit à dépasser le potentiel d’accueil, mais une fois celui-ci augmenté via un renforcement du réseau amont, il est possible de raccorder d’autres projets. »

Là où, à terre, il existe les S3REnR (des schémas régionaux de raccordement à long terme pour le renouvelable), rien de tel en mer. Les parcs offshore seront donc raccordés au fil de l’eau, dans une logique de « premier arrivé, premier servi », signale RTE. Ce qui met en évidence « l’intérêt de disposer d’une planification de long terme » du développement des différentes sources de productions sur les façades maritimes…

Une planification intégrée de l’ensemble des évolutions prévues, zone par zone, que propose RTE…

Un SDDR pas seulement pour l’offshore…

L’investissement nécessaire de 33 mds€ d’ici à 2025, correspond environ à 2 mds€ par an, contre une moyenne de 1,3 mds€ à 1,5 mds€ ces dernières années… Ramené à l’horizon du SDDR, cela suppose 20 mds€ d’ici à 2030, à comparer aux 61 mds€ prévus en Allemagne, et aux 5 mds€ en Belgique sur la même période. Le Royaume-Uni a misé sur 12,4 mds€ sur 2021-2025 et l’Italie sur 6,2 mds€ sur 2019-2023. Preuve selon RTE, que le gestionnaire du réseau de transport a clairement misé sur une approche « au plus juste en intégrant les possibilités de flexibilité des énergies renouvelables. » A l’horizon 2035, le « coût » du réseau de transport d’électricité ne devrait ainsi pas être modifié proportionnellement, demeurant à 10% de la facture des consommateurs.

Les associations professionnelles des énergies renouvelables se sont félicitées de la présentation de ce rapport. Le Syndicat des énergies renouvelables (SER) signale que cela confirme « la capacité des réseaux publics d’électricité à accueillir une part importante d’énergies renouvelables dans le mix électrique français à des coûts maîtrisés pour le consommateur et en maintenant la qualité de service actuelle. »

De même, France Energie Eolienne (FEE) a martelé : « Ses conclusions (celles de RTE, ndlr) sont limpides : les énergies renouvelables – éolien en tête – sont le pilier du futur mix énergétique français. (…) La filière éolienne accueille avec satisfaction ce rapport qui prouve une fois de plus la pertinence de l’éolien pour l’avenir énergétique de la France. »