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Interview de Jean Verseille (RTE) :



Depuis plusieurs années, trois objectifs politiques président à l’émergence des Super grids en Europe : l’utilisation des énergies renouvelables, l’intégration du marché européen qui conduit à utiliser de manière optimale les ressources à l’échelle de la plaque européenne et la sécurité de l’approvisionnement énergétique.

L’UE a fait de l’utilisation des énergies renouvelables une condition sine qua non de la lutte contre le changement climatique. Elle a publié, le 8 mars 2011, une feuille de route pour une économie à bas contenu carbone à l’horizon 2050 qui vise à réduire, selon les scénarios, de 80 à 95 % les émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990.

Pour atteindre ces objectifs et utiliser de manière optimale les différentes énergies renouvelables présentes sur le territoire européen (énergie éolienne au Nord, énergie solaire au Sud, la biomasse au centre et les énergies marines à l’Ouest), les réseaux de transport d’électricité européens devront se développer et évoluer pour permettre les transferts de puissance d’une zone géographique vers une autre en fonction des périodes de la journée et de l’année ou encore en fonction du niveau de production d’électricité à partir de ces sources qui, pour certaines, sont intermittentes.

Alors le développement des réseaux de transport d’électricité a été relativement peu important pendant les années 1990-2000, l’Europe entre donc dans une nouvelle ère de développement de ses réseaux.


Source : RTE

Pour concevoir au mieux le développement des réseaux, il faut mettre en place une approche structurée en déterminant le volume des flux engendrés par les transferts d’électricité entre ces nouveaux sites de production et les centres de consommation.

Beaucoup d’études ont été menées sur le sujet et de nombreuses feuilles de route sur les Super grids ont été publiées. Pour la plupart, elles ne répondent que partiellement aux questions en termes de choix technologiques ou économiques et n’étudient pas le cheminement qui doit permettre d’atteindre le réseau à l’horizon 2050.

C’est la raison pour laquelle le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français, RTE, a fait le choix avec les autres gestionnaires de réseau européens d’une approche progressive, dont le point de départ est le plan à dix ans d’ENTSO-E, qui regroupe les gestionnaires de réseaux de transport d’électricité des pays européens. Ce plan est devenu l’outil institutionnel privilégié pour le développement du réseau de transport. Cependant, l’échéance de la décennie laisse une très faible marge de manœuvre pour développer des projets de grande ampleur. En effet, il faut au minimum huit ans pour développer une infrastructure aérienne de transport à 400 kV. Pour cette raison, 2030 constitue une date de référence plus adaptée, permettant d’assurer une continuité entre ce que l’on connaît aujourd’hui du réseau, les projections faites pour 2020 et l’objectif à terme de la politique énergétique européenne à l’horizon 2050.

Dans ces feuilles de route, une nouvelle conception, plus optimale et plus économe, apparaît afin d’intégrer les installations de production offshore : la solution intégrée. Dans cette conception, chaque parc est relié à la côte mais est également relié aux autres parcs. Elle est l’aboutissement d’une approche visant aller vers une mutualisation croissante des besoins :

  • la conception radiale : chaque parc a sa propre liaison de raccordement au réseau terrestre ;
  • la conception de coordination locale : regroupement des points de connexion en un point commun afin de faire des économies d’échelle sur la liaison de raccordement ;
  • et à la conception de coordination internationale : mutualisation des besoins d’évacuation de la production et des besoins d’échanges entre pays.


Source : RTE

La North seas countries' offshore grid initiative (NSCOGI) a vocation à traiter les différentes problématiques de développement d’un réseau offshore en mer du Nord pour aller vers une conception intégrée.


Source : RTE

Par ailleurs, les renforcements des réseaux terrestres devront se faire en continuité et en cohérence avec le réseau existant, qui continuera de jouer un rôle majeur dans les années à venir. Deux termes sont couramment utilisés pour parler de ces renforcements : Super grid et autoroute de l’électricité. Ils ne font pas référence au même concept.

Dans les années 1970, il y avait seulement quelques autoroutes de l’électricité (lignes à 400 KV) qui assuraient l’accès des centres de consommation Paris/Lyon/Bordeaux aux ressources hydrauliques du massif central et des Alpes et les premières interconnexions avec les pays voisins à des fins de secours mutuel. En 2000, le réseau est intégré et maillé et couvre l’ensemble du territoire, desservant une consommation qui entre temps a été multipliée par 3. Cette évolution a de fortes chances de se reproduire d’ici 2050 à l’échelle du continent européen. Cependant, il faudra améliorer les technologies existantes, et notamment :

  • le couple puissance/distance : en effet, l’Allemagne prévoit un potentiel de 15 GW d’offshore en 2020 (25 GW en 2030) installé sur une façade maritime qui fait 400 kilomètres, à transporter sur 500 à 800 kilomètres jusqu'au Sud de l’Allemagne. De même, il faudra transporter l’électricité produite au Sud de la Méditerranée sur des distances de 1000 à 2000 kilomètres ;
  • pour les soutirages intermédiaires : 1000 à 2000 MW sur 1000 à 1200 kilomètres sans soutirage intermédiaire en Chine. La problématique est différente en Europe, où la population est répartie de façon plus homogène : il faut donc desservir des points intermédiaires pour lesquels la transformation coûte cher, notamment lorsqu’il faut élever le niveau de tension.

Pour adapter le réseau terrestre aux enjeux futurs, plusieurs options seront possibles :

  • 1ère option : conserver le niveau de tension actuel : il faut créer de nouveaux réseaux de transport 400 kV aérien ou augmenter les capacités de transport des réseaux existants par l’utilisation de conducteurs plus performants que ceux qui ont été utilisés dans le passé ;
  • 2ème option : aller vers des niveaux de tension supérieurs (jusqu’à 800 kV) en courant alternatif aérien qui permet des transferts de 3000 à 5000 MW sur 300 à 1000 kilomètres (en Chine aujourd’hui) ;
  • 3ème option : développer le courant continu aérien jusqu’à 800 kV qui permet des transferts de 5000 MW sur 1000 à 2000 kilomètres (expériences en Chine et en Inde).

En Europe, la construction de ces ouvrages aériens en 400 kV est ralentie en raison des difficultés d’acceptabilité sociale. L’alternative est alors le courant continu en souterrain à 320 kV. Le projet France/Espagne en est un exemple. Cette liaison de 65 kilomètres entre Perpignan et Figueras est entièrement souterraine, car il s’est avéré impossible de trouver un tracé aérien acceptable des deux côtés de la frontière. Ce projet peut être considéré comme un précurseur des futures autoroutes de l’électricité et de la gestion d’un réseau mixte courant continu/courant alternatif. Les choix technologiques font de cette liaison une première mondiale à la fois par le choix des convertisseurs à courant continu à un niveau de puissance de 2000 MW et par le choix du câble 320kV en courant continu à isolation synthétique. Cependant, le coût reste très élevé, environ 700 millions d’euros.


Source : RTE

Les défis à relever pour développer les Super grids sont de plusieurs ordres :

  • le premier est technologique : standardisation et harmonisation technique des équipements (niveau de tension, capacité des lignes et des convertisseurs sur les liaisons à courant continu), conception d’éléments essentiels (disjoncteurs à courant continu qui sont la condition pour pouvoir opérer un réseau avec des nœuds de réseau à courant continu) ;
  • le deuxième concerne les modalités d’exploitation du réseau : loi de réglage, coordination entre liaison en courant continu et courant alternatif ;
  • le troisième relève du fonctionnement des marchés : harmonisation des cadres de régulation (propriété, responsabilité) ;
  • le quatrième touche à l’harmonisation des procédures administratives et des autorisations ;
  • et le cinquième concerne le financement.

Les technologies de réseaux électriques intelligents constituent des leviers nouveaux pour améliorer la gestion du réseau car ils permettent notamment de mieux gérer la tension et la stabilité du réseau, de mieux coordonner les gestionnaires de réseaux et de gérer plus efficacement les incidents.

Les GRT, responsables de la sécurité et de la stabilité du système électrique européen, ont un rôle moteur à jouer dans la conception des nouveaux réseaux. Ils ont vocation à participer au financement et à la construction des ouvrages et à les exploiter pour assurer la cohérence et la sécurité de l’ensemble du système. Ce rôle de pilote des projets de Super grids, aux côtés de la Commission européenne et des régulateurs, leur a été reconnu au niveau européen dans le cadre de la « Electricity Highways Platform » et du Forum de Florence. Les GRT préparent une feuille de route et un plan de travail dans le cadre d’ENTSO-E qui a mis en place une structure de travail dédiée à la problématique des réseaux à l’horizon 2050. L’objectif est de développer, d’ici trois ans et dans le cadre d’un projet européen ouvert aux acteurs concernés, un plan modulaire présentant une vision cohérente du développement des réseaux jusqu’en 2050 sur la base d’un programme d’études qui couvre toutes les problématiques (technologies, mise en œuvre et exploitation, gouvernance, etc.).


Source : RTE

Le réseau de transport européen entre dans une nouvelle phase de son développement, mais il ne pourra répondre aux enjeux de demain que si les obstacles à la réalisation des infrastructures sont levés.


Jean Verseille
17 mai 2011


Jean Verseille est Directeur Développement du Réseau chez RTE et Président du Comité Développement d’ENTSO-E.

Il a auparavant occupé les fonctions de Chef du Département Développement Optimisation du Patrimoine, et de Directeur adjoint du Centre National d’Exploitation du système.

Au préalable il a exercé des activités dans les domaines de la conception et de l’économie des réseaux ainsi que dans l’économie de la production.

Il est diplômé de l’Ecole Centrale Paris et titulaire d’une licence en Sciences Economiques de l’Université Paris I Panthéon-Sorbonne.

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