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Introduction : une réponse au développement massif des EnR en Europe

Contexte de développement des Super grids

Aujourd’hui, le monde fait face à une croissance très forte de la demande en énergie (une augmentation de 50 % de la demande énergétique mondiale est attendue d’ici 2030), à l’augmentation des prix de l’énergie (le prix du baril de pétrole oscille aux environs de 110 $), à la diminution des ressources en énergie fossile (plus de 60 pays producteurs de pétrole ont déjà dépassé leurs pics de production). Par ailleurs, des régulations fortes sur les émissions de gaz à effet de serre sont peu à peu mises en place, obligeant les États à modifier leur politique énergétique et à se tourner vers des énergies alternatives.

L’Union européenne a ainsi adopté les objectifs dits des « 3x20 » qui obligent ses États membres à développer les énergies de sources renouvelables (EnR) et à leur conférer une place de plus en plus importante dans leur consommation totale d’énergie. Or, les sites potentiels de production d’électricité de sources renouvelables sont souvent situés loin des centres de consommation. En effet, l’Union européenne possède de nombreuses ressources énergétiques (éolien, solaire, hydraulique), non uniformément réparties sur le continent entre les États membres. Les meilleures zones pour la production d’électricité de sources renouvelables sont souvent situées à des endroits où la densité de réseau électrique est faible. En outre, pour atteindre les 20 % d’énergie de sources renouvelables dans la consommation d’énergie totale de chaque pays, le 3e paquet « climat-énergie » autorise les pays membres à recourir, pour partie, à l’électricité produite hors des frontières européennes.

Afin de tirer au maximum profit du mix énergétique européen et de la multiplication des grandes installations de production d’électricité de sources renouvelables, il devient nécessaire de trouver des solutions permettant d’intégrer plus facilement les EnR sur les réseaux électriques et de transporter l’électricité d’origine renouvelable sur de longues distances, de façon fiable et sûre.

Le concept de Super grid est une solution répondant à ces deux défis. Capables de transporter de grandes quantités d’électricité sur de longues distances grâce aux technologies de Smart grids, ces réseaux électriques de grand transport permettront à l’Union européenne de développer une approche régionale de la gestion de ses ressources électriques, et donc de transporter l’énergie produite au Nord du continent (éolien en mers du Nord de l’Europe, hydraulique en Norvège) vers les centres de consommation au Sud et d’importer de l’électricité d’origine renouvelable produite en dehors des frontières de l’Union européenne (rive Sud de la Méditerranée notamment).


Source : Roadmap 2050

La valeur ajoutée des Super grids en Europe

Des solutions existent déjà, en matière de mécanismes de marché et de maîtrise de la demande en énergie notamment, pour permettre l’intégration des EnR sur les réseaux et faciliter les échanges d’électricité à l’échelle régionale. Cependant, ces solutions ne dispensent pas des renforcements de réseaux. Les Super grids apparaissent donc comme une solution complémentaire et obligatoire. En renforçant les interconnexions et en rendant possible le partage entre tous les pays européens de l’électricité produite par les installations les plus efficientes, les Super grids devront permettre de faire baisser le coût total de l’énergie pour tous les pays participants et d’améliorer l’indépendance énergétique européenne.


Les Super grids : quelle définition ?

La notion de Super grid cristallise les idées nouvelles de développement de réseaux de transport d’électricité à l’échelle continentale. Elle accompagne les besoins de sécurisation de l’approvisionnement, d’acheminement à grande échelle de l’énergie électrique de sources renouvelables et d’échanges commerciaux transfrontaliers.

En effet, les réseaux européens de transport de l’électricité ont été dimensionnés et construits à l’échelle nationale pour permettre l’acheminement de l’énergie produite par des centrales jusqu’aux réseaux de distribution. Or, le parc de production se transforme rapidement : les installations de production de sources renouvelables ont une capacité croissante et une localisation parfois différente à l’échelle nationale ou même continentale, deux caractéristiques qui nécessitent une modification des réseaux de transport, par aménagement ou par renforcement.

Des projets de grande ampleur commencent à voir le jour : des installations géantes de production solaire ou de production offshore hydrocinétique ou éolienne (plusieurs gigawatts ou dizaines de gigawatts) sont présentées en même temps que des concepts nouveaux de réseaux de transport qui les rendront réalisables. Les nouveautés de ces concepts de réseaux résident dans la technologie (utilisation massive du courant continu à haute tension – CCHT), la topologie (les nouvelles lignes n’ont pas de rôle de desserte des territoires traversés et se superposent aux réseaux de transport existants) la régulation et le financement (les modèles sont en devenir).

L’association d’industriels européens Friends of the Supergrid (FOSG) définit le Super grid comme un système de transport de l’électricité utilisant principalement le courant continu, conçu pour faciliter la production d’énergie d’origine renouvelable dans des régions retirées et leur transport jusqu’aux centres de consommation, avec comme caractéristique fondamentale d’améliorer le marché de l’électricité. Cependant, pour FOSG, le Super grid n’est pas un prolongement du développement des interconnexions à courant continu – existantes ou prévues – entre les États membres de l’Union européenne : le Super grid permettra aux nouvelles installations de production d’électricité d’être construites là où les gisements d’énergie sont optimaux et acheminera l’énergie en des nœuds clés des réseaux existants.

Pour autant, les solutions développées pour satisfaire les nouveaux besoins de transport de l’énergie électrique sur des grandes distances doivent correspondre à une rationalité économique du système électrique et à une faisabilité tant technique que juridique ou sociétale. Dès lors, plutôt qu’un objet idéalisé – un réseau transcontinental de lignes CCHT desservant l’Europe, comme le réseau de transport à 400 kV, a été peu à peu construit pour desservir un pays –, des évolutions des réseaux existants pourraient être proposées, avec le même résultat. En particulier, les réseaux existants peuvent être renforcés dans leurs couloirs existants, notamment par changement des conducteurs ou élévation du niveau de tension, ou de nouvelles lignes peuvent être créées. Ils peuvent aussi voir leurs capacités de transit notoirement optimisées ou augmentées par une conduite coordonnée à l’échelle régionale ou continentale.

Il faut noter que la notion nouvelle de Super grid est indépendante de la notion britannique – qui date des années 1960 – qui couvre les réseaux de tension supérieure à 200 kV ou d’une notion américaine du début des années 2000 qui couvre un système conjoint de réseaux CCHT et de réseaux de transport d’hydrogène sur de longues distances.


Les scénarios de développement des Super grids

La construction et la mise en place d’un Super grid doivent être planifiées sur le long terme afin de déterminer les conditions dans lesquelles les investissements pour les réseaux de transport à grande échelle seront déployés. Les dispositions de planification incluent, parmi d’autres, le processus de déploiement lui-même, la mise en œuvre et les mécanismes d’allocation et de recouvrement des coûts, le rôle des marchés (signaux-prix) comme soutien à la décision, et les compromis entre les investissements dans les réseaux de transport et dans d’autres infrastructures.


Source : Roadmap 2050

Depuis l’ouverture du marché électrique, les gestionnaires des réseaux de transport (GRT) se sont engagés à renforcer la coopération en matière de développement de réseaux. Les enjeux d’intégration nécessitent d’utiliser le plus efficacement possible les capacités d’interconnexion existantes en faisant évoluer les mécanismes de marché. Toutefois, à plus long terme, compte tenu des objectifs des « 3x20 », d’importants besoins de renforcement du réseau de transport sont nécessaires au niveau européen.

Les GRT nordiques se sont ainsi engagés dès 2002 dans la réalisation de plans de développement coordonnés à l’échelon régional (Nordic Grid Master Plan de NORDEL). Les GRT de l’Union pour la coordination du transport de l’électricité (UCTE) ont, quant à eux, réalisé en 2008 un premier plan de développement du réseau de l’Europe continentale. Le 3ème paquet énergie entré en vigueur en mars 2011 met l’accent sur un développement coordonné du réseau de transport européen avec l’obligation pour ENTSO-E, l’association des gestionnaires de réseau de transport européens, de publier tous les deux ans un plan décennal européen de développement du réseau.

Sans attendre l’entrée en vigueur du 3ème paquet, ENTSO-E a publié, en juin 2010, une version pilote de ce plan décennal européen de développement du réseau. Celui-ci présente, pour l’horizon 2020, les perspectives d’évolution de la demande et de la production en Europe et les adaptations du réseau à mettre en place pour y répondre. Cette version pilote identifie ainsi un besoin de 42 100 kilomètres de lignes d’ici à 2020 pour répondre aux enjeux européens en matière d’intégration des marchés, de sécurité d’approvisionnement et d’intégration des énergies de sources renouvelables. A la fin de l’année 2010, les régulateurs européens ont rendu un avis sur ce plan pilote, dans l’attente de la mise en place de l’agence des régulateurs européens (ACER) en mars 2011, à laquelle doivent être soumis les plans décennaux européens.

Les principales attentes concernant la future édition du plan qui sera présentée en 2012 concernent l’élaboration d’un scénario d’évolution de la demande et de la production spécifique reflétant les enjeux « 3x20 » (en particulier les perspectives de développement de l’éolien offshore en mer du Nord), l’harmonisation des méthodes de planification et le développement d’études économiques permettant de faire ressortir les besoins de nouvelles interconnexions.

Au-delà de l’horizon 2020, les perspectives d’une production électrique décarbonnée à 90 % envisagées par la Commission européenne induisent une évolution différenciée du mix énergétique. Une telle mutation du secteur électrique nécessite de réfléchir dès à présent sur la structure des réseaux qui seront nécessaires pour y faire face.

C’est la raison pour laquelle ENTSO-E prépare, à l’heure actuelle, un plan de développement modulaire pour un système paneuropéen d’autoroutes électriques (MoDPEHS), qui prévoit le développement d’un Super grid européen à l’horizon 2050. Le processus d’élaboration de ce plan est long. Il nécessite la concertation et l’approbation de l’ensemble des États membres, car les Super grids sont des projets transfrontaliers. En outre, d’autres acteurs viennent influencer le processus de décision, tels que les grandes entreprises, les groupes environnementaux, les associations de consommateurs ou les organismes nationaux de régulation.

En attendant la finalisation de ces travaux, l’association Friends of the Super grids propose une structure possible pour le développement d’un Super grid en mers du Nord en trois étapes. Il est possible d’imaginer que les scénarios de développement des Super grids dans le monde pourraient être calqués sur ce schéma.

Étape 1 : 2020




La première étape consisterait à construire des « Supernodes » en mer du Nord pour rassembler la production d’électricité éolienne. Plus généralement, il s’agirait de construire des points de concentration de l’énergie produite par les installations de production disséminées, afin d’optimiser leur raccordement. Le réseau délivrerait ensuite l’électricité aux réseaux existants via des terminaux continentaux.




Étape 2




La deuxième étape consisterait à relier ces points nodaux, via des câbles à courant continu haute tension, à des terminaux continentaux dans différents pays, terminaux reliés aux réseaux nationaux déjà existants. Cette structure viserait à optimiser l’utilisation des réseaux offshore avec des échanges transfrontaliers.






Étape 3 : 2050




L’électricité pourrait alors être consommée sur place ou transportée vers des centres de consommation plus éloignés, grâce à des réseaux de transport à courant continu haute tension, qui ont la capacité de transporter l’électricité sur de longues distances avec de faibles pertes. La troisième étape consisterait donc à construire ces réseaux de transport à courant continu haute tension depuis les terminaux jusqu’aux centres de consommation plus lointains.









Que ce soit en Europe ou dans le reste du monde, le développement des Super grids devra bénéficier d’un fort soutien institutionnel pour se concrétiser.

Pour en savoir plus :

Site de Friends of the Super grids
Position paper on the EC Communication for a European Infrastructure Package

Le fonctionnement et les techniques

Les Super grids : des interconnexions électriques au réseau transeuropéen

Créer un réseau électrique européen de grand transport capable d’intégrer à grande échelle des sites de production d’énergies de sources renouvelables de plus en plus éloignés des zones de consommation (par exemple des sites de production éolienne en mers du Nord), de fournir au marché de l’électricité des capacités suffisantes pour se développer, et de raccorder les futurs sites de stockage d’électricité, tout en maintenant la sécurité de fonctionnement du système électrique en Europe, voilà les défis que doivent relever les Super grids.

Afin de créer les Super grids, il ne suffira pas de créer de nouvelles lignes d'interconnexions électriques entre les pays et de les connecter aux réseaux de transport d’électricité nationaux. C’est l’ensemble du réseau européen qui doit être repensé et adapté techniquement. Ce projet ambitieux dont les premières réalisations sont attendues autour de 2020 devrait être pleinement opérationnel à l’horizon 2050.


Source : CE COM(2010) 677

Des objectifs politiques aux conséquences techniques

Les objectifs fixés par l’Union européenne en matière d’intégration des énergies de sources renouvelables et de réduction des gaz à effet de serre sont très ambitieux. Au-delà de l’objectif des « 3X20 » d’ici 2020, la Commission européenne a fixé un objectif de réduction des gaz à effet de serre de 80 % d’ici 2050 (par rapport au niveau de 1990), ce qui implique de parvenir à une production électrique presque totalement décarbonée (réduction de plus de 90 %).

Dans ce contexte, le développement d’un réseau transeuropéen de grand transport apparaît inéluctable. Un tel réseau permettra de maximiser la complémentarité des territoires européens en termes d’énergies de sources renouvelables, tout en limitant l’impact de l’intermittence de telles énergies. En effet, c’est l’augmentation de l’échelle d’approvisionnement qui permet de lisser la production d’électricité à partir d’une multitude de sites de production intermittente. L'intermittence de ces énergies renouvelables demande des technologies de plus en plus performantes de contrôle, de répartition des flux et de stockage qui devront voir le jour pour maintenir un standard élevé de sécurité d'approvisionnement en Europe.

Les défis technologiques à relever

Le premier défi technologique que doivent relever les Super grids est la distance à couvrir. Les Super grids devront permettre, sans pertes importantes d’énergie, de transporter de l’électricité d’un bout à l’autre de l’Europe. Actuellement, la technologie du courant continu s’impose comme étant la plus adaptée pour transporter de l’électricité en mer et sur terre sur de très longues distances, supérieures à 500 kilomètres, avec le moins de pertes d’énergie possible. Néanmoins, d’autres méthodes pourraient être envisagées, en particulier l’introduction d’un niveau de tension supérieur au 400 kV pour les lignes en courant alternatif terrestres ou encore l’exploitation de certaines lignes à une fréquence inférieure à 50 Hz.

Si la technologie du courant continu est désormais bien maîtrisée pour des lignes point à point (comme la future liaison d’interconnexion entre la France et l’Espagne à 320 kV), aucun véritable réseau à courant continu n’existe aujourd’hui dans le monde. Certains éléments essentiels tels que les disjoncteurs sont encore à l’état de prototype.

La mise au point de convertisseurs permettant de passer du courant continu au courant alternatif et vice versa avec une perte d’énergie minimale à un coût acceptable est également un objectif recherché par les industriels.

Ainsi, d’une part, des lignes en courant alternatif et en courant continu pourront cohabiter au sein des Super grids et, d’autre part, ces Super grids devront être connectés au réseau européen existant.

La structure des Super grids

À terme, la structure des Super grids s’organisera autour de très longues lignes électriques transeuropéennes en courant continu, sorte de colonne vertébrale du réseau s’étendant de la mer du Nord au Sud de l’Europe (voire à l’Afrique du Nord). À cette colonne viendront se connecter des mailles régionales de lignes en courant continu. Le tout formera un maillage de lignes à l’échelle européenne où se connecteront certaines zones de production d’électricité comme par exemple les parcs éoliens offshore ainsi que les réseaux de transport d’électricité nationaux en courant alternatif.

Les enjeux de coopération et de R&D européenne

Au-delà des spécificités purement techniques du projet des Super grids, des défis organisationnels et de coopération internationale sont à relever. En effet, une telle structure nécessite que l’ensemble des pays raccordés s’accordent sur un certain nombre de points :

  • la standardisation des équipements (capacités des lignes et des convertisseurs, niveau de tension, etc.) ;
  • les modalités d’exploitation des Super grids (codes de réseau) ;
  • les conséquences sur le fonctionnement des marchés de l’électricité ;
  • l’harmonisation des procédures administratives et des autorisations ;
  • les études techniques et technico-économiques ;
  • le financement.

Le nécessaire développement des interconnexions électriques

En permettant de relier des zones de consommation et des zones de production de plus en plus éloignées, la mise en place des Super grids va accompagner une augmentation significative des échanges d’électricité au sein de l’Europe. Les interconnexions entre les pays devront alors être renforcées de manière complémentaire.

Pour répondre à cet enjeu, l’ENTSO-E cherche à créer et renforcer un certain nombre d’interconnexions afin de faciliter la mise en œuvre des Super grids.

Dessine-moi un Super grid de demain

Même s’il est difficile de dire dès aujourd’hui à quoi ressembleront les Super grids précisément, le début de leur développement se dessine d’ores et déjà. En effet, il existe un fort potentiel d’énergies de sources renouvelables en Europe à la fois au Nord avec l’énergie maritime dans les mers du Nord, et l’énergie électrique hydraulique en Norvège et au Sud avec l’énergie solaire. Les Super grids s’organiseront donc autour d’un ou plusieurs axes majeurs Nord/Sud.

Par ailleurs, compte tenu de la position centrale de l’Allemagne, d’importants renforcements de ses réseaux pourraient être nécessaires. Il est probable que la construction des Super grids débute dans les mers du Nord et qu’elle se poursuive vers le sud en traversant l’Allemagne.

Les Super grids vont donc redessiner en profondeur la géographie du réseau électrique européen en permettant de passer d’une juxtaposition de réseaux régionaux à un véritable réseau électrique européen capable d’utiliser les complémentarités des mix énergétiques et des modes de consommation du territoire européen et d’accueillir les énergies de sources renouvelables.



Cette fiche a été rédigée par RTE.

Les enjeux technologiques des Super grids

Des tensions toujours plus élevées

La grande majorité des pays, et notamment les pays émergents (Chine, Brésil et Inde) où les distances pour acheminer l’électricité sont particulièrement élevées, cherchent à mettre en place des niveaux de tension plus élevés.

Le transport en courant continu très haute tension (800 kV - CCTHT) s’avèrent plus compétitif que le transport par des liaisons en courant continu haute tension (600 kV – CCHT) sur des distances supérieures à 1000 à 1500 kilomètres avec des puissances de 5000 à 8000 MW. À titre exemple, pour une puissance donnée de 6400 MW sur une distance de 1800 kilomètres, le transport à 800 kV en courant continu se révèle 25 % moins coûteux que le transport à 600 kV en courant continu. Cela s’explique notamment par des pertes en ligne qui sont 50 % plus faibles en augmentant la tension de 600 kV à 800 kV. À puissance comparable, en augmentant la tension, on baisse l’intensité (P=U*I) et donc l’effet joule assimilable à une partie des pertes en ligne.

L’électronique de puissance haute tension

Le transport en courant continu à très haute tension fait émerger de nouvelles contraintes au niveau des composants et de l’électronique de puissance.

Des investissements importants de R&D sont réalisés sur les convertisseurs de tension. En effet la conversion d’un courant continu de très haute tension en un courant alternatif (et inversement) entraîne des coûts importants et des pertes additionnelles. D’un côté, les thyristors [interrupteur électronique semi-conducteur qui peut être commandé à l'allumage mais pas à l'extinction] à base de silicium ont les meilleurs rendements énergétiques mais restent onéreux, de l’autre côté, les transistors bipolaires à grille isolée [IGBT - utilisés comme interrupteurs électroniques] plus récents sont plus simples et plus économiques à utiliser, mais ne supportent pas encore des tensions de l’ordre de 600 kV. C’est sur ces derniers que se concentrent actuellement les efforts de recherche.

En augmentant la tension, c’est également la fiabilité et la sécurité des transformateurs qu’il faut améliorer. Non seulement, la distance rallonge les délais de communication et de maintenance en cas de panne, mais ces autoroutes électriques revêtent également bien souvent un aspect critique puisqu’elles alimenteraient parfois plusieurs millions de foyers sans aucune alternative énergétique de secours.

Des câbles enfouis (souterrains ou sous-marins)

Le développement du Super grid nécessitera également la mise au point de câbles de transport sous-marins ou souterrains très haute tension. D’une part, il faudra relier des zones séparées par la mer (éolien off-shore), d’autre part il faudra obtenir les autorisations des populations locales pour installer de nouvelles lignes de transport. À titre d’exemple, la liaison France-Espagne a vu le jour en 2008 après 20 ans de blocage, grâce au projet d’enfouissement de la ligne, entraînant au passage une multiplication des coûts par dix.

Cependant, enfouir des lignes CCHT/CCTHT sous la terre ou sous la mer pose des contraintes d’isolation fortes. Les câbles CCHT traditionnels enfouis sont isolés à l’aide d’un papier imprégné d’huile et peuvent supporter des tensions de 600 kV et des puissances de 2000 MW. Les nouveaux câbles CCHT enfouis reposent sur des techniques d’isolation synthétique (polymérique). Cette technique d’isolation les rend plus robustes aux conditions subaquatiques de plus en plus extrêmes en termes de pression, d’humidité et de corrosion. Néanmoins ces câbles enfouis de nouvelle génération sont encore limités à des tensions de 300 kV et des puissances de 1000 MW.

Des lignes CCHT/CCTHT multipoints

Aujourd’hui, la majorité des systèmes de transport CCHT sont des lignes « point à point » mais demain la multiplication des raccordements transnationaux et des sources de production électrique décentralisées nécessitera la mise au point de systèmes de transport CCTHT « multipoints » avec des nœuds et différentes stations de conversion le long d’une même ligne. En pointe sur ce sujet, ABB livrera à l’Inde d’ici 2015 le premier réseau de transport 800 kV en courant continu multi-points au monde.

Ces systèmes de transport « multipoints » CCTHT nécessitent notamment des améliorations technologiques autour des coupe-circuits capables d’agir avec de telles tensions. Ceux-ci permettent en effet d’aiguiller le courant au niveau des nœuds. À ce sujet, ABB a déclaré utiliser de tels coupe-circuits dans le cadre du projet des 3 Gorges en Chine.

La supraconductivité pour diminuer les pertes en ligne

La supraconductivité intéresse tout particulièrement les promoteurs du Super grid puisque cette technique offre des solutions aux problèmes de résistance, l’un des enjeux majeurs du transport de l’électricité sur de très longues distances. Le principe de la supraconductivité consiste à véhiculer de l’électricité dans des câbles à très basses températures (refroidis par hydrogène liquide), afin de fortement diminuer leur résistance et donc les pertes en ligne. En outre la supraconductivité permet d’atteindre des densités de puissance beaucoup plus élevées, ce qui pourrait même à terme donner aux câbles supraconducteurs de plusieurs centaines de kilomètres le rôle de batteries géantes ou du moins d’amortisseurs. Au Japon, un groupe de chercheurs de l’université de Chubu a mis au point un nouveau design de câble supra-conducteur capable de stocker 4 mégajoules d’énergie magnétique par kilomètre. Cependant, les tests ne portent encore actuellement que sur une portion de câble de 20 mètres de long.


Cette fiche a été rédigée par Alcimed.

Le rôle de l’Union européenne dans la mise en place des Super grids

La « Strategic Energy Review » - novembre 2008

En novembre 2008, la Commission européenne a publié sa stratégie en matière d’énergie, la « Strategic Energy Review », qui sera la base de travail de la nouvelle politique énergétique de l'UE. Cette stratégie dessine notamment les contours des Super grids et invite les États membres à s’engager dans cette voie en respectant trois objectifs principaux, rappelés dans le Livre vert de la Commission européenne intitulé « Une stratégie européenne pour une énergie sûre, compétitive et durable » :

  • la durabilité, pour lutter activement contre le changement climatique en promouvant les énergies de sources renouvelables et l'efficacité énergétique ;
  • la compétitivité, pour améliorer l'efficacité du réseau européen à travers la réalisation du marché intérieur de l'énergie ;
  • la sécurité d'approvisionnement, pour mieux coordonner l'offre et la demande énergétiques intérieures de l'UE dans un contexte international.

Selon la « Strategic Energy Review », les « réseaux européens ont besoin de milliards d'euros d'investissement pour remplacer les infrastructures vieillissantes et pour s'adapter aux énergies renouvelables à faibles émissions de carbone. Six initiatives stratégiques ont été répertoriées comme essentielles à la sécurité énergétique de l’UE dans le Livre vert sur les réseaux d’énergie : un plan d'interconnexion pour la région balte, un anneau méditerranéen de l'énergie, des interconnexions […] électriques adéquates traversant l’Europe du Centre et du Sud-Est selon un axe nord-sud, un réseau d’énergie en mer du Nord ».


Pour la Commission européenne, les Super grids sont donc un élément de réponse aux objectifs européens en matière d’énergie. Ils permettront d’intégrer les énergies de sources renouvelables (éolien et solaire notamment), d’assurer la sécurité énergétique de l’Union européenne en raccordant l’Europe aux zones de forte production d’énergie et de réaliser le marché européen de l’énergie en facilitant les échanges d’électricité entre États membres grâce au Super grid européen.

L’intérêt de l’UE pour le développement de l’infrastructure électrique et l’innovation s’est ainsi considérablement accru et les initiatives dans le domaine des Super grids se sont multipliées :

  • le 3e paquet « climat-énergie » adopté en 2009 introduit de nouveaux instruments pour une coopération accrue entre les opérateurs et les régulateurs du secteur électrique, incluant un réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité (European Network of Transmission System Operators for Electricity - ENTSO-E). Il revient ainsi à ENTSO-E d’établir un plan décennal de développement pour les réseaux dans l’Union Européenne, soumis pour avis à l’ACER. Publiée en juin 2010, la version pilote de ce plan projette sur dix ans les investissements préconisés pour les réseaux et inclut plus de 500 projets ;
  • des programmes dédiés à la recherche et à l’innovation pour les réseaux électriques du futur ont été lancés pour mettre en œuvre le plan stratégique pour les technologies énergétiques (plan SET) : les programmes REALISEGRID, Twenties et le programme conjoint sur les Smart grids de l’Alliance européenne de recherche sur l’énergie (European Energy Research Alliance – EERA) ;
  • un nouveau paquet « Infrastructures énergétiques » a été présenté par la Commission européenne au Conseil et au Parlement en novembre 2010. Il a pour but de remplacer le cadre actuel pour les réseaux transeuropéens d’énergie (RTE-E) et de mieux contribuer au développement d’infrastructures d’énergie stratégiques. Dans ce cadre, ENTSO-E travaille en collaboration avec la Commission européenne sur un Plan de développement modulaire pour un système paneuropéen d’autoroutes électriques (MoDPEHS).

Pour en savoir plus :

Livre vert : Vers un réseau d’énergie européen, sûr, durable et compétitif

L’initiative Réseaux électriques européens du Plan SET – juin 2010

La Commission européenne encourage le développement et le déploiement des réseaux électriques intelligents par un soutien financier à la recherche et au développement (R&D). Lancée en juin 2010, l’initiative Réseaux électriques européens du plan SET, a été mise au point par une équipe de gestionnaires de réseaux de transport et de distribution d’électricité et vise à développer davantage les aspects technologiques des réseaux électriques intelligents et notamment des Super grids.

Elle permettra de consolider les expériences de réseaux intelligents déjà installés par des démonstrateurs à grande échelle et de promouvoir la R&D et l’innovation dans le domaine des technologies de réseaux intelligents. Elle encouragera également une poursuite du déploiement des Smart grids en s’employant à résoudre les problèmes liés à l’intégration technologique au niveau des systèmes, de l’acceptation des utilisateurs, des contraintes économiques et de la réglementation.

La communication de la Commission européenne : « Infrastructures énergétiques – Priorités pour 2020 et au-delà – Schéma directeur pour un réseau énergétique européen intégré » - novembre 2010

Le 17 novembre 2010, la Commission européenne a publié une communication intitulée « Infrastructures énergétiques – Priorités pour 2020 et au-delà – Schéma directeur pour un réseau énergétique européen intégré ». Dans cette communication, elle met en avant le plan décennal de développement du réseau électrique européen (TYNDP, 2010-2020) qui définit les priorités dans le secteur des infrastructures électriques et met notamment en avant quatre objectifs majeurs pour le développement des réseaux électriques à l’horizon 2020 et propose un cadre de réflexion pour le développement de Super grids en Europe.

Pour garantir l’intégration rapide des capacités de production d’énergies renouvelables dans le Nord et le Sud de l’Europe, et une meilleure intégration des marchés, la Commission européenne propose de concentrer l’attention sur certains corridors prioritaires (réseaux maritimes dans les mers septentrionales et raccordement à l’Europe septentrionale et centrale, interconnexions dans le Sud-Ouest de l’Europe pour prendre en charge l’éolien, l’hydroélectricité et l’énergie solaire, connexions en Europe centrale et orientale et dans le Sud-Est de l’Europe, achèvement du Plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la mer Baltique) qui permettront de préparer les réseaux électriques européens à l’échéance de 2020.

Le Plan de développement modulaire pour un système paneuropéen d’autoroutes électriques élaboré par ENTSO-E en coopération avec la Commission européenne – mai 2011

ENTSO-E, en coopération avec la DG Énergie de la Commission européenne, propose d’élaborer un Plan de développement modulaire pour un système paneuropéen d’autoroutes électriques (Modular development Plan on pan-European Electricity Highways System 2050 – MoDPEHS). Pour ce faire, l’association des gestionnaires des réseaux de transport européens a lancé, depuis le 3 mai 2011, une consultation publique sur une feuille de route intitulée « Study Roadmap towards Modular development Plan on pan-European Electricity Highways System 2050 ». Cette consultation publique doit permettre à ENTSO-E de recueillir les avis de l’ensemble des États membres de l’Union européenne sur le sujet.

Le plan a pour objectif :

  • d’identifier les besoins des réseaux de transport en tenant compte de l’évolution des installations de production, et notamment de leur dissémination sur l’ensemble du territoire européen, voire au-delà des frontières de l’Union européenne ;
  • de proposer des solutions concrètes pour la mise en œuvre, l’exploitation et la gouvernance des investissements nécessaires à la mise en place de ces « autoroutes électriques » sur le territoire européen et dans les régions voisines ;
  • de tenir compte, afin de garantir la sécurité, l’efficacité, la faisabilité et la soutenabilité du projet, de l’ensemble de la chaîne de valeur, et plus particulièrement des questions techniques et technologiques, économiques et financières, écologiques, politiques et sociopolitiques, et géopolitiques et sécuritaires ;
  • de suivre une approche modulaire (2030, 2035, 2040, 2045 et 2050) ;
  • et finalement, de proposer plusieurs architectures générales stratégiques pour ces autoroutes électriques, en fonction des différentes options technologiques.

Le travail devrait être réalisé dans le cadre du forum de Florence et s’appuyer sur l’initiative Réseaux électriques européens du plan SET.

Pour en savoir plus :

Communication de la Commission européenne 17 novembre 2010 « Infrastructures énergétiques – Priorités pour 2020 et au-delà – Schéma directeur pour un réseau énergétique européen intégré »
Study Roadmap towards Modular development Plan on pan-European Electricity Highways System 2050

Une coopération régionale et internationale nécessaire

La mise en place concrète d’un Super grid implique des acteurs multiples : gestionnaires de réseaux, régulateurs nationaux, ministères, collectivités locales, la Commission européenne, l’Agence européenne de coopération des régulateurs de l’énergie (Agency for the cooperation of energy regulators – ACER), ENTSO-E, investisseurs... sont tous susceptibles d’intervenir à différents stades du développement. Avec autant d’acteurs, il est important de définir un mode de gouvernance efficace, c'est-à-dire un juste équilibre entre la prise en compte des points de vue et des objectifs de chaque acteur tout en permettant l’optimisation du projet d’un point de vue européen ainsi que sa réalisation concrète.

Le mode de gouvernance doit permettre :

  • une conception et une gestion de réseau optimales, assurant le meilleur rapport coûts/bénéfices d’un point de vue européen ;
  • la réalisation des projets (autorisation d’occupation de terrain…) ;
  • un mode de décision efficace à tous les niveaux, permettant l’avancement concret du projet, et ceci à tous les stades : conception, investissement, construction, opération.

Il importe donc de répartir les rôles et les responsabilités des différents acteurs en répondant aux questions suivantes.

Qui décide de la conception d’un Super grid ?

Les gestionnaires des réseaux nationaux de transport d’électricité sont responsables du développement du réseau national. Les interconnexions sont, encore aujourd’hui, développées suite à l’initiative bilatérale des gestionnaires des deux réseaux interconnectés, ou, dans le cas d’une nouvelle interconnexion exemptée (par application de l’article 17(§1) du règlement européen 714/2009), à l’initiative d’un investisseur privé. La conception d’un Super grid doit répondre à un besoin européen par un optimum européen. Comment passer d’une vision bilatérale (ou individuelle) à une vision européenne ?

Qui est responsable de la bonne gestion d’un Super grid ?

En principe, les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) nationaux sont chargés du développement, de l’entretien et de la gestion du réseau national, qui comprend globalement toutes les lignes de haute tension. Sa gestion est optimisée d’un point de vue national. Cependant, la gestion optimale, d’un point de vue européen, n’équivaut pas forcément à la somme des optima nationaux : le succès d’un Super grid dépend donc de la mise en commun des intérêts nationaux et européens.

Qui est responsable de la régulation d’un Super grid ?

Chaque gestionnaire de réseaux de transport est régulé par son régulateur national. Tout comme la gestion d’un Super grid, sa régulation doit dépasser l’intérêt national.

Comment obtenir les autorisations nécessaires pour la construction d’un Super grid ?

La question du permis de construire et de l’autorisation d’occupation de terrain se pose pour toute nouvelle infrastructure. L’intérêt national ou européen de développer le réseau est susceptible, au stade de la construction, de se heurter à des intérêts locaux (préservation de l’environnement, interaction avec d’autres infrastructures…). Comment faire converger les différents niveaux d’intérêt ?

Certains, comme Friends of the Supergrid proposent de confier la gestion d’un Super grid à un gestionnaire de réseau européen, qui serait régulé par l’ACER, et de confier la conception du réseau à ENTSO-E. Cette solution pourrait effectivement permettre de répondre à certaines problématiques (notamment la difficulté d’atteindre une gestion optimale du point de vue européen). Cependant, la mise en place de cette solution n’est pas nécessairement évidente.

  • La gestion et la régulation du réseau de transport d’électricité est une tâche stratégique, car essentielle pour la sécurité d’approvisionnement et la sûreté de l’exploitation du réseau de chaque pays. Il ne serait pas aisé de laisser échapper, même partiellement, une telle tâche du contrôle national.
  • La création d’une filiale commune aux gestionnaires nationaux qui aurait des responsabilités opérationnelles est susceptible d’être lourde et coûteuse, et pourrait exiger la révision des législations européenne et nationale.

D’autres solutions, plus légères, pourraient éventuellement donner les mêmes avantages. Il conviendrait donc d’étudier également ce type de solution, offrant les avantages d’une transition en douceur, fondée essentiellement sur les structures déjà en place ou en cours de mise en place. Le troisième paquet énergétique offre un cadre de coopération européenne amélioré et renforcé, avec, notamment, la mise en place d’organes européens de coopération des régulateurs (ACER) et des gestionnaires de réseau (ENTSO-E), une vision européenne du développement du réseau (le plan décennal de développement du réseau) et l’harmonisation des pratiques nationales dans tous les domaines ayant trait à l’échange transfrontalier (codes de réseau, lignes directrices). Avant de chercher de nouvelles solutions, il convient donc d’exploiter celles qui sont déjà à notre disposition.

Rien n’exclut, par ailleurs, qu’une première étape fondée sur la coopération des gestionnaires de réseau dans le cadre législatif existant soit suivie, si nécessaire, par le transfert de certaines responsabilités de gestion à un opérateur européen.

Par ailleurs, le mode de gouvernance doit être en adéquation avec le partage des coûts et des bénéfices d’un Super grid. Un partage juste et équilibré est en effet une condition sine qua non pour inciter les parties à contribuer au développement d’un réseau correspondant à l’optimum européen.

Les coûts et bénéfices associés au développement des Super grids

Les coûts de réalisation des Super grids

Au niveau européen, ENTSO-E est en charge de la planification du réseau de transport d’électricité au travers de l’élaboration du plan décennal européen de développement du réseau. Toutefois, la majeure partie des infrastructures associées au développement des Super grids portant sur un horizon au-delà de 2020, une évaluation globale des infrastructures relatives aux Super grids et de leur coût n’a pas encore été réalisée par les gestionnaires de réseau. L’étude Roadmap 2050 réalisée par la European Climate Foundation constitue une première approche et fournit une première mesure du volume d’interconnexions qu’il serait nécessaire de développer en réponse aux scénarios de « décarbonisation » du secteur électrique à l’horizon 2050.

Source : ENTSO-ECompte tenu des délais de réalisation des infrastructures de transport d’électricité (minimum 7 ans) et de la durée de vie de ces investissements, l’évolution de la structure du réseau de transport est un processus qui requiert une approche de long terme. Ainsi, une vision détaillée des besoins de développement au-delà de 2020 et portant jusqu’à 2050 doit être recherchée dès à présent. Les travaux engagés par ENTSO-E dans le cadre du Modular Development Plan on pan-European Electricity Highways Systems (MoDPEHS) devraient permettre de développer d’ici fin 2014 un premier aperçu du concept de Super grids avec les principaux corridors qui devront être développés.

Sans attendre une vision complète, la question de Super grids se pose dès à présent autour de l’intégration de l’éolien offshore. Des études ont ainsi été engagées sur le développement des réseaux offshores en mer du Nord. Celles-ci ont permis de faire ressortir des coûts de l’ordre de 75 à 90 milliards d’euros pour le développement de réseaux offshores en mer du Nord pour permettre l’accueil d’environ 80 GW d’éoliennes offshores à horizon 2030. Ce coût n’intègre toutefois pas les renforcements qui pourraient être rendus nécessaires pour les réseaux terrestres. Par ailleurs, le niveau de ces coûts est fortement dépendant des technologies disponibles, de leur niveau de standardisation, et en fonction de ceux-ci, des structures de réseau qui pourront être réalisées. Par exemple, pour les réseaux offshores, la réalisation de réseaux maillés en courant continu permettrait d’en optimiser les coûts (optimisation des raccordements des énergies marines) et le fonctionnement du système électrique (développement des capacités d’interconnexion).

Les investigations lancées par ENTSO-E devront être fondées sur des études économiques et des études de réseau afin d’évaluer les coûts et bénéfices de ces infrastructures. Dans cette perspective les travaux engagés par ENTSO-E sur le plan décennal de développement du réseau permettront de faire ressortir ces éléments pour l’horizon 2020. En parallèle, des travaux ont été engagés au sein de la North Seas Countries’ Offshore Grid Initiative (NSCOGI) afin d’évaluer les coûts et bénéfices de ces réseaux. Ces travaux seront plus globalement complétés par ceux prévus par ENTSO-E dans le cadre du MoDPEHS qui devront notamment faire ressortir la rentabilité socio-économique des Super grids.

Comment financer leur développement ?

Les coûts de réalisation d’infrastructures de transport d’électricité sont en général portés par les gestionnaires de réseau et couverts par les tarifs d’utilisation des réseaux. Les coûts des infrastructures sont ainsi partagés au sein de chacun des pays concernés. En France, le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) assure la couverture de l’ensemble des dépenses d’investissements réalisées par le gestionnaire de réseau, procurant un cadre sécurisant pour le développement du réseau.

Néanmoins, sous certaines conditions définies par le règlement européen du 13 juillet 2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité (article 17.1 du règlement CE n° 714/2009), des interconnexions peuvent être réalisées sous une forme privée. Il s’agit alors de nouvelles interconnexions exemptées, pour lesquelles l’investisseur supporte l’intégralité des coûts de l’interconnexion, en contrepartie d’une partie ou de la totalité des recettes générées par l’interconnexion. L’intégration des projets privés dans le processus de planification du réseau piloté par ENTSO-E demeure néanmoins un enjeu de taille pour conserver une approche coordonnée de la planification de réseau au niveau européen.


Source : ENTSO-E

Les bénéfices attendus de la mise en place des Super grids

L’intégration des énergies de sources renouvelables intermittentes telles que l’éolien et le photovoltaïque constitue l’un des moteurs essentiels du développement des Super grids. En effet, les Super grids ont pour objectif de tirer parti du foisonnement des énergies intermittentes en Europe (et en particulier pour l’éolien, des régimes de vent) ainsi que des capacités de stockage des stations de pompage située dans les Alpes, au bénéfice de l’équilibre du système électrique et d’une optimisation du mix énergétique européen. Au-delà de l’intégration des énergies de sources renouvelables, les bénéfices attendus concernent en particulier l’intégration des marchés mais également la sécurité d’approvisionnement. Dans la mesure où les Super grids génèrent des bénéfices pour l’ensemble des utilisateurs européens, la question de l’allocation des coûts et des bénéfices entre les différents pays et acteurs impliqués demeure incontournable.

En réponse aux enjeux « 3x20 », une réflexion sur la question de l’allocation des coûts et des bénéfices a été engagée par la Commission européenne dans le cadre du Paquet « Infrastructures énergétiques » (Energy Infrastructure Package). Celle-ci devrait déboucher à l’automne 2011 sur des propositions qui pourraient concerner une sélection de projets prioritaires européens à l’horizon 2020. Il apparaît néanmoins particulièrement complexe et délicat d’évaluer, pour un réseau maillé au niveau européen, qui profite de quoi et à hauteur de combien. Au-delà de l’horizon 2020, la NSCOGI a engagé des travaux concernant la question de l’allocation des coûts et bénéfices pour les réseaux offshores des mers du Nord. Cette question demeure en effet un enjeu essentiel pour la recherche de solutions communes de développement de réseaux offshores.

Pour en savoir plus :

Roadmap 2050: a practical guide to a prosperous, low-carbon Europe
Ten-year network development plan 2010-2020 – ENTSO-E
Study Roadmap towards modular development plan on pan-European electricity highways system

Les projets européens de Super grids

Alderney Renewable Energy (ARE) : exporter l’énergie marémotrice de l’île d’Aurigny en France et au Royaume-Uni


La prévisibilité des marées, le faible impact environnemental, la perspective de coûts de production faibles et la forte volonté politique européenne en faveur des énergies renouvelables rendent le développement de l’énergie marémotrice sur l’île anglo-normande d’Aurigny. Les habitants de l’île et les politiques ont pris conscience du potentiel à long terme de cette énergie de source renouvelable.

Alderney Renewable Energy Ltd (ARE) a collecté des données en utilisant des dopplers acoustiques pour mesurer la vitesse et la direction des vagues tous les mètres à travers une colonne d’eau. Ces données ont été utilisées pour créer un modèle en 3D qui a servi à calculer de façon précise le potentiel de puissance issu des courants marins. Certains scientifiques estiment que ces courants au large de l’île d’Aurigny seraient capables de produire entre 1 et 3 GW d’électricité.

En raison des faibles besoins électriques de l’île qui ne sont que de 1,5 MW, il sera nécessaire d’exporter la puissance excédentaire produite. Cela serait possible grâce à un câble sous-marin à courant continu haute tension qui relierait l’île aux réseaux électriques français et britanniques. ARE détient des droits pour exporter l’électricité à la fois en France et au Royaume-Uni et a développé des plans avancés pour des interconnexions avec les deux pays. En novembre 2008, ARE a sécurisé 285 MW de capacité sur le réseau électrique français (capacité qui est actuellement en augmentation d’après ARE) et en 2010, ARE a sécurisé 2000 MW de capacité sur le réseau électrique britannique.

Pour en savoir plus :

Site de Alderney Renewable Energy

Projet ISLES : créer un réseau de transport interconnecté offshore au large des côtes à l’ouest de l’Écosse et dans la mer d’Irlande

ISLES (Irish-Scottish links on energy study) est un projet collaboratif entre le gouvernement écossais, le gouvernement irlandais et celui d’Irlande du Nord.
Le projet ISLES étudie la faisabilité d’un réseau de transport interconnecté offshore permettant d’exploiter les énergies de sources renouvelables au large des côtes à l’ouest de l’Écosse et dans la mer d’Irlande.
La zone cible a un très fort potentiel éolien, marémoteur et hydrolien. Cependant, l’infrastructure de réseau est faible car le réseau électrique de la région n’a pas été développé comme réseau offshore pour exploiter ces ressources d’énergies marines renouvelables majeures. Par conséquent, la capacité à collecter et transporter l’énergie jusqu’au marché est insuffisante par rapport à la capacité à produire de l’électricité. Le projet ISLES permettra à la fois d’ouvrir la voie pour atteindre les objectifs en matière d’énergies renouvelables et de réduction de GES et d’identifier les défis de production, de stockage et de transport de l’électricité créée par ces sources renouvelables.

Le projet ISLES est principalement financé grâce au programme de l’Union européenne INTERREG IV A pour l’Irlande du Nord, la région frontalière de l’Irlande et l’Ouest de l’Ecosse. Le soutien du programme INTERREG au projet s’élève à 1,7 million d’euros sur un montant total de 1,82 million d’euros, les autres parties prenantes finançant la somme restante. La gestion du projet est faite par l’organisme spécialisé pour les programmes de l’Union européenne (Special EU Programmes Body).

Une étude de faisabilité du projet est menée à la demande du gouvernement écossais, du Département Entreprises, Commerce et Investissement d’Irlande du Nord et du Département Communications, Energie et Ressources naturelles d’Irlande. Elle a pour objectif d’étudier les sites potentiels pour la production d’énergie renouvelable dans les eaux côtières. Elle examinera aussi les questions de technologies, d’infrastructures, de financement, d’environnement et d’organisation et développera un modèle d’affaires pour la construction du réseau. L’étude impliquera une coopération étroite entre l’industrie énergétique et les autres parties prenantes impliquées dans les réseaux de transport d’électricité et les énergies renouvelables. Ses résultats seront rendus publics pour toutes les parties prenantes d’ici la fin de l’année 2011.

Supergrid : créer un réseau électrique européen reliant les pays du Nord et les pays du Sud pour une meilleure sécurité énergétique

L’Initiative des pays des mers du Nord pour un réseau éolien offshore (the North Seas Countries’ Offshore Grid Initiative - NSCOGI) constitue la première étape du projet Supergrid européen. C’est une collaboration entre des États membres de l’Union européenne et la Norvège pour créer un réseau électrique offshore intégré permettant d’acheminer de l’énergie produite par des fermes éoliennes et d’ autres sources renouvelables d’électricité à travers les mers du Nord de l’Europe (mer du Nord, en mer Baltique, Manche, mer Celtique et mer d’Irlande) et donc d’exploiter un grand potentiel offshore. La déclaration d’intention des pays participant à l’initiative (Allemagne, Royaume-Uni, France, Danemark, Suède, Pays-Bas, Belgique, Irlande et Luxembourg) a été signée le 7 décembre 2009 lors du Conseil de l’Union européenne sur l’énergie. L’initiative a ensuite été rejointe par la Norvège en février 2010. La Commission Européenne, l’ACER, ENTSO-E et les régulateurs concernés participent aux travaux, qui concernent à la fois la conception, la régulation et les procédures d’autorisation d’un réseau maritime.

L’électricité produite en mers du Nord sera transportée par des câbles à courant continu haute tension, permettant d’échanger et de vendre l’électricité dans tous les pays participants. Le réseau s’étendra sur des milliers de kilomètres carrés et pourra être utilisé à la fois pour le transport d’électricité produite à partir de sources renouvelables vers les centres de consommation et l’interconnexion des pays riverains. Cela permettra d’acheminer l’énergie produite vers les marchés les plus intéressants et de rendre le système moins dépendant des conditions climatiques : les centrales hydroélectriques de Norvège pourront agir comme de gigantesques batteries stockant l’électricité produite et la relâchant au moment des pointes de consommation ou quand la force du vent est faible ; et les pics de production pourront être absorbées par un marché plus large.

Le réseau offshore en mers du Nord a été proposé par la Commission européenne dans la Second Strategic Energy Review, publiée en novembre 2008. L’initiative a été identifiée comme une des six actions prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques de l’Union européenne. Selon la Commission européenne, le réseau éolien offshore en mer du Nord devrait devenir un des blocs du futur Supergrid européen.

Le Supergrid reliera les pays du nord de l’Union européenne aux pays européens du sud et fournira ainsi une solide interconnexion entre les différents réseaux nationaux des pays participants, contribuant à l’intégration du marché européen. Ce projet pourrait nécessiter des investissements considérables variant entre 900 milliards et 1 billion d’euros.

Le Supergrid est un moyen de participer à la réalisation de trois objectifs majeurs, à savoir la sécurité d’approvisionnement en électricité de l’Union européenne (conformément au scénario de base de la Commission européenne, la dépendance des 27 pays de l’UE aux importations d’énergie passera à 64 % d’ici 2030), un meilleur approvisionnement en énergies de sources renouvelables pour répondre aux objectifs du 3e paquet « climat-énergie » et la participation de l’UE au commerce international d’électricité (moins de 10 % de l’énergie européenne est actuellement exportée en dehors des frontières).

Bien que la mise en place d’un véritable réseau maritime en mers du nord soit un projet de long terme (horizon 2030), il est important de préparer sa mise en place dès aujourd’hui. Le réseau et l’organisation des flux doivent prendre en compte les infrastructures et les mécanismes de marché déjà en place :

  • plus de 7000 MW de capacité d’interconnexion en courant continu déjà présent en mers du nord ;
  • 3500 MW de production d’électricité en mer, un décuplement est prévu à horizon 2020 (selon les plans d’action nationaux d’énergie renouvelable) ;
  • un couplage de marché couvrant la majorité des pays oriente les flux d’électricité, d’origine renouvelable ou non, vers les centres de consommation qui en ont le plus besoin, ce qui permet notamment d’évacuer automatiquement l’énergie éolienne danoise et allemande vers les pays voisins en cas de pic de production.
Le projet permettra la création de nouveaux emplois dans l’exploitation et l’entretien à long terme des parcs éoliens, la conception et la fabrication de turbines offshore et la construction de navires.

Pour en savoir plus :

Quatre scénarios pour un réseau offshore en mer du Nord et en mer Baltique
Déclaration d’intention de l’initiative des pays des mers du Nord pour un réseau éolien offshore

Medgrid, le projet de Super grid méditerranéen

Le Plan Solaire Méditerranéen (PSM) vise à développer, d’ici à 2020, 20 GW d’énergie renouvelable dans les pays du Sud et de l’Est de la Méditerranée, dont 5 GW seraient exportés vers l’UE, au moyen d’interconnexions transméditerranéennes à créer. MEDGRID est une initiative industrielle lancée sous l’impulsion d’EDF dans le contexte du PSM et son objet est l’étude de la faisabilité technique, économique et industrielle de ces interconnexions.

La philosophie centrale de ce projet est celle du co-développement : les échanges Sud-Nord contribueront à financer les investissements de production renouvelable du Sud, d’une part, la création des infrastructures développera l’économie locale et l’emploi et contribuera au transfert de savoir-faire, tant en matière d’études que de réalisations, d’autre part.

MEDGRID est organisé sous forme d’une Société (MEDGRID SAS), financée à parts égales par chacune des entreprises associées, 21 aujourd’hui : 17 de l’UE et 4 des pays du Sud et de l’Est de la Méditerranée : Abengoa Solar, Agence Française de Développement (AFD), Alstom, Areva, Atos Origin, CDC Infrastructure, EDF, NEMO, Nexans, NUR Energie, ONE, PANMED, Prysmian, RED Electrica de España, RTE, Siemens, Soitec, Suez-Inéo, Taqa Arabia, TERNA, Walid Elias. D’autres devraient les rejoindre prochainement.

Le projet aura à faire face à un certain nombre de défis d’importance.

  • Les problèmes techniques : il faudra renforcer les réseaux de transport des pays du Maghreb et du Machrek et en particulier les capacités d’échange entre des réseaux aujourd’hui exploités en 3 blocs séparés. La technique des câbles sous-marins et du courant continu est bien maîtrisée, mais ne permet pas aujourd’hui des poses à des profondeurs au-delà de 1500-2000 m, quand la Méditerranée atteint à certains endroits des profondeurs bien plus grandes.
  • Le financement : L’engagement financier est évalué à plus de 45 milliards d’euros d’investissement, dont 6 milliards d’euros au titre des réseaux. Un montant élevé, mais qui doit être mis en regard des prévisions de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE) d’un besoin mondial d’investissement en nouveaux moyens de production d’électricité de l’ordre de 30 000 milliards d’euros dans les trente prochaines années.
  • La réglementation : Pour pouvoir échanger de l’électricité, il faut adapter la réglementation des industries électriques des pays du pourtour méditerranéen, qui ne permet pas en l’état d’organiser ces échanges. En particulier la définition des conditions d’achat de l’électricité renouvelable du sud dans l’UE est un élément central du dossier.

MEDGRID se donne comme objectif d’apporter, d’ici à 2013, des réponses à ces questions: schéma directeur 2020-2025 du réseau méditerranéen, suggestions d'évolution des règlementations, outils d'analyse économique, schémas possibles de financement des infrastructures de transport, technologies de transport d'électricité adaptées au contexte.

Un programme ambitieux, qui se réalisera, bien entendu, en coopération avec les diverses instances nationales et internationales travaillant sur ces questions.

Pour en savoir plus :

www.medgrid-psm.com

Medgrid – Ouvrir de nouvelles voies à l’électricité durable

 

Projet Twenties : intégrer l’énergie éolienne dans le réseau électrique


Afin d’atteindre en 2020 les objectifs fixés par l’Union européenne en matière d’efficacité énergétique, d’énergies de sources renouvelables et de réduction des émissions de gaz à effet de serre, la Commission européenne a lancé en 2009 un appel à projets dans le cadre du 7ème Programme-cadre de recherche européen. Cet appel visait à structurer des initiatives et programmes de travail favorisant l’accueil d’énergies renouvelables à grande échelle en Europe.

Pour répondre à cet appel, un consortium piloté par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité espagnol REE (Red Eléctrica de España) s’est constitué de 26 partenaires, dont des gestionnaires des réseaux de transport européens comme RTE, CORESO (centre de coordination technique pour les gestionnaires de réseaux de transport européens), des constructeurs, des producteurs, des centres de recherche, des universités, etc. Afin de relever au plus vite et de manière efficace les défis technologiques des réseaux électriques du futur, le consortium a engagé le projet TWENTIES (Transmission system operation with large penetration of Wind and other renewable Electricity sources in Networks by means of innovative Tools and Integrated Energy Solutions).

Débuté le 1er avril 2010 et d’une durée de 3 ans, ce projet permettra d’investir 60 millions d’euros financés à 50 % par l’Union européenne dans la recherche de solutions innovantes en matière d’insertion d’éolien dans le système électrique européen.

Il est structuré sur trois axes :

  1. définir la contribution des productions intermittentes et de la charge aux services systèmes ;
  2. faciliter le développement de l’éolien en mer ;
  3. rendre le réseau de transport plus flexible.

RTE est leader des travaux sur la faisabilité technique des réseaux à courant continu haute tension. Ce nouveau type de réseaux, si la viabilité en était démontrée, aurait notamment un impact important sur le développement des parcs éoliens en mer. RTE participe également, sous le pilotage du gestionnaire de réseau de transport belge ELIA et avec la participation de CORESO, à la définition de nouveaux outils d’exploitation du réseau européen pour le rendre plus flexible et ainsi optimiser l’évacuation de l’énergie éolienne en toute sécurité.

Ce projet est ambitieux. Il initie une augmentation de l’effort de recherche et développement d’ENTSO-E dans l’initiative Réseau (EEGI) du Plan SET de la Commission européenne.

Pour en savoir plus :

Site de la Commission européenne sur le projet Twenties
Rapport final du projet

Le développement des Super grids en Chine et aux États-Unis

États-Unis

La Superstation de Tres Amigas

Aux États-Unis, la logique du Super grid est différente de celle de la Chine. Comme pour les autres pays développés, aux États-Unis il s’agit de connecter des réseaux entre eux et d’intégrer des centres de production d’énergie renouvelable : l’objectif est d’exploiter le potentiel solaire de l’Ouest ainsi que le potentiel éolien du Midwest et du Texas pour alimenter les mégapoles de la côte Est.

Source : Tres Amigas
Au Sud des États-Unis, le projet de « superstation » de Tres Amigas pourrait être à la base du Super grid américain. Cette superstation dont la construction devrait débuter en 2012 et s’achever deux ans plus tard sera une plateforme d’échanges qui reliera entre eux les réseaux de l’Est, de l’Ouest et du Texas. Cette superstation connectera les trois réseaux à l’aide de trois lignes de transport de 5000 MW supraconductrices.

A l’Est, le projet Atlantic Wind Connection (AWC) estimé à près de 5 milliards de dollars et financé pour plus d’un tiers par Google consiste en la création d’une ligne de transport CCHT sous-marine de plus de 500 kilomètres au large de la côte Est. Elle permettra de relier de futurs champs éoliens off-shore à quatre des Etats les plus densément peuplés des États-Unis, à savoir le New Jersey, le Maryland, le Delaware et la Virginie.

Le National Energy Technology Laboratory américain (NETL), financé par le département de l’énergie (DOE), mène des actions de R&D sur le Super grid dans le cadre de son programme de recherche stratégique sur le Smart grid (Smart Grid Implementation Strategy).

Ce programme se penche notamment sur la fiabilité du transport, de la production décentralisée d’électricité et de l’informatisation du réseau, et s’inscrit dans la stratégie définie par l’État pour le réseau national à horizon 2030.

Ce projet leader constitue la première connexion à grande échelle entre les trois réseaux électriques américains et le plus grand projet de Smart grid aux États-Unis. Outre des améliorations immédiates en termes d’efficacité et de fiabilité, il comportera un système de gestion de l’énergie qui aidera à mieux piloter à long terme les réseaux électriques régionaux.

En créant une bourse de marché pour l’électricité d’origine renouvelable, Tres Amigas devrait renforcer la motivation à construire de nouvelles infrastructures de transport sur les trois réseaux américains permettant ainsi aux producteurs d’électricité verte d’avoir accès à plusieurs marchés nationaux.

Le Solar Grand Plan


Le « Solar Grand Plan » propose d’installer progressivement des panneaux solaires sur 80 000 kilomètres carrés de terres désertiques, très ensoleillées et appartenant à l’État dans les États du Sud-Ouest des États-Unis. L’électricité produite serait distribuée aux consommateurs via un réseau de transport acheminant le courant vers des milliers de sites répartis sur tout le territoire des États-Unis.

Pour que le projet soit réalisable, il faudra, d’une part, faire baisser le prix de l’électricité solaire (de 14 cents/kWh aujourd’hui pour 6 cents de revient en moyenne) et donc améliorer la performance des panneaux photovoltaïques et thermodynamiques, qui ne convertissent actuellement que 10 % de l’énergie qu’ils reçoivent et, d’autre part, développer des solutions de stockage pour pouvoir disposer d’électricité également la nuit. Le Solar Grand Plan propose de stocker cette électricité sous forme de gaz comprimé. Le principe consiste à utiliser l’énergie solaire transformée en électricité pour comprimer du gaz qui sera conservé dans des abris naturels (mines abandonnées, gisements de gaz ou de pétrole épuisés). Ce gaz est ensuite disponible à la demande, utilisé par des turbines qui génèrent de l’électricité à proximité des centres de consommation.

Prévu pour être mis en place sur 40 ans (2010-2050), le parc solaire devrait produire à terme 3000 GW, ce qui représenterait 70 % du besoin total en électricité des États-Unis. Son coût serait de 420 milliards de dollars répartis sur la période. Le financement serait possible grâce à un double mécanisme d’incitations fiscales – afin de stimuler les recherches et la production en série des technologies nécessaires – et de subventions aux industries concernées.

Par ailleurs, des câbles à courant continu haute tension (CCHT) relient déjà plusieurs États : la construction d’une liaison de 400 kilomètres à CCHT vient d’être autorisée entre les États de Pennsylvanie et de Virginie.

Chine

La Chine s’intéresse de près aux Super grids car sa consommation électrique connait une croissance annuelle à deux chiffres depuis dix ans. Pour assurer l’approvisionnement des mégapoles de la côte Est (Beijing, Shanghai and Guangzhou), la Chine souhaite pouvoir puiser dans le potentiel hydroélectrique encore inexploité du sud-ouest du pays. Cela nécessite des liaisons électriques sur de très grandes distances.

La Chine a planifié la construction de près de dix projets en courant continu très haute tension (CCTHT) sur des distances allant de 2000 à 3000 km. La première ligne de transport CCTHT au monde a vu le jour en Chine en 2010. Elle relie la centrale hydroélectrique de Xiangjiaba à la ville de Shanghai située à 2000 kilomètres et supporte une tension de 800 kV pour une puissance de 6000 à 7000 MW.

La R&D en Chine est surtout gérée par le CEPRI (China Electric Power Research Institute), filiale du SGCC (State Grid Corporation of China), qui regroupe des chercheurs dans tous les domaines du transport de l’électricité et dispose de très importants moyens d’essai et de simulation des réseaux électriques.

Les principaux axes de recherche sont le transport et la transformation haute et très haute tension ainsi que la sécurité et la fiabilité des réseaux de forte puissance. Ces axes couvrent de nombreux domaines incluant la simulation et l’analyse des systèmes de puissance, l’électronique de puissance, les nouveaux matériaux, l’automatisation du réseau électrique et le contrôle des centrales de production.

La Chine est, de plus, l’un des rares pays à disposer d’un centre de test CCTHT à même de générer des tensions de plus de 800 kV et de tester les conditions d’isolation, de pollution et d’électromagnétisme.


Cette fiche a été rédigée en collaboration avec Alcimed.

Conclusion : Vers un Super Smart grid ?

En Europe, le développement des Super grids répond à plusieurs impératifs, que sont l’atteinte des objectifs environnementaux fixés par le paquet « climat-énergie », l’amélioration de la sécurité d’approvisionnement et de l’indépendance énergétique de l’Europe par le renforcement des interconnexions et le partage entre tous les pays européens de l’électricité produite par les installations les plus efficientes et l’optimisation du marché de l’électricité en favorisant les échanges d’électricité entre les différents pays.

En revanche, les raisons du développement des Super grids sur les autres continents et dans les autres pays ne sont pas les mêmes. Ainsi, sur le continent asiatique, et notamment en Chine, les Super grids sont développés pour acheminer l’électricité issue des grandes installations de production à l’Ouest vers les centres de consommation majoritairement situés à l’Est.

Les Super grids ne répondent donc pas aux mêmes objectifs selon les zones géographiques considérées et les modalités de leur mise en œuvre sont également différentes en fonction des pays. En Europe, ces réseaux peuvent comporter des parties à courant continu et des éléments offshore tandis qu’en Asie ou en Amérique, ces réseaux, également appelés autoroutes de l’électricité, sont des réseaux à ultra haute tension, qui peuvent atteindre jusqu’à un millions de volts. Le seul point commun à ces définitions est le transport de l’électricité sur de très longues distances.



Le concept de Super grids recouvre donc des réalités multiples en fonction des zones géographiques et des finalités poursuivies et pose encore de nombreuses questions, notamment en matière de gouvernance des projets, d’estimation des coûts de développement et de durée de mise en œuvre des projets, qui demandent à être résolues pour que les projets soient totalement opérationnels.

Certains viennent à parler d’un « Super Smart grid », un réseau qui allierait les technologies de Smart grids aux atouts que présentent les autoroutes de l’électricité pour en faire un réseau intelligent étendu. Le Super Smart grid connecterait alors l’Europe à l’Afrique du Nord et au Moyen-Orient.






Pour en savoir plus :

Site Super Smart grids
100 % renewable energy : a roadmap to 2050 for Europe and North Africa

Forum et interviews

La Commission de régulation de l’énergie a organisé son quatrième forum le 17 mai 2011 sur le thème des Super grids.
Messieurs Jean Verseille, Directeur Développement du Réseau chez RTE et Président du Comité Développement d’ENTSO-E, Pierre Kayoun, Vice-President Infrastructure et Directeur Ventes et Marketing du Business Group Haute tension de Nexans et Laurent Chatelin, Directeur d’investissement au Fonds Marguerite ont accepté de participer au forum en tant qu’intervenants et d’exposer leurs visions ainsi que l’état du développement des Super grids.


Point de vue de Jean Verseille
Directeur Développement du Réseau chez RTE et Président du Comité Développement d’ENTSO-E

Point de vue de Pierre Kayoun
Vice-President Infrastructure et Directeur Ventes et Marketing du Business Group Haute tension de Nexans

Point de vue de Laurent Chatelin
Directeur d’investissement au Fonds Marguerite


Vous découvrirez également l'interview suivante :

Interview d'Ana Agado
Président-Directeur général de Friends of the Super grids




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.

Interview de Pierre Kayoun (Nexans) :



Pierre Kayoun apporte un éclairage technique sur les technologies de câbles utilisées dans les Supergrids. Il décrit l’infrastructure technique des Supergrids, explique comment optimiser le transport de l’électricité et donne les perspectives d’évolution technologique.

Aux États-Unis comme en Europe, la difficulté de l’intégration des EnR réside dans l’éloignement géographique entre les centres de production d’électricité et les centres de consommation. Ainsi en Europe, l’électricité sera de plus en plus produite au Nord du continent grâce aux éoliennes offshore et au Sud grâce au solaire thermique alors qu’elle sera majoritairement consommée en Europe de l’Ouest et en Europe centrale.

Les Supergrids ont pour objectifs :

  • De mutualiser et transporter des volumes importants d’électricité renouvelable vers des centres de consommation urbains distants ;
  • D’assurer une complémentarité entre les différentes énergies renouvelables afin de minimiser l’impact de la variabilité de ses sources ;
  • De connecter ces sources d’énergies renouvelables à des moyens de stockage, tels que l’hydraulique, afin de tirer partie des capacités naturelles de stockage existantes aujourd’hui en Europe (possibilité de stocker 40 GW en Norvège).

Voici à titre d’exemple, la constitution et le fonctionnement d’un champ d’éoliennes off-shore, tel qu’il est envisagé pour la réalisation de Supergrids :

  • Les éoliennes d’une puissance pouvant aller jusqu’à 5 GW, sont connectées entre elles par des câbles moyenne tension (20 à 30 kV), et forment des parcs reliés à des postes de transformation qui augmentent la tension de l’électricité produite.
  • Celle-ci traverse une station de conversion off-shore qui transforme le courant alternatif en courant continu pour limiter les pertes techniques liées à l’effet Joule lors du transport ultérieur et permet ainsi d’acheminer l’électricité sur de grandes distances avec le moins de pertes possibles.
  • Un câble sous-marin courant continu haute tension, appelé câble d’export, relie la station de conversion off-shore à la côte, où il est connecté à une station de conversion on-shore qui retransforme le courant continu en courant alternatif pouvant être acheminé sur le réseau terrestre existant. Actuellement, des parcs éoliens de 500 à 900 MW à partir d’éoliennes de 5 MW sont en développement.


Source : Nexans

Pour poser les câbles en pleine mer, des équipements particuliers sont nécessaires :

  • des bateaux qui doivent être adaptés à la profondeur de la mer. Actuellement, pour les profondeurs importantes, il existe seulement deux bateaux au monde permettant de stocker une très grande quantité de câbles sous-marins et déployer sans avoir à faire de jonctions durant le déploiement. Cela permet d’être plus efficace et de limiter les points de fragilité sur la liaison ;
  • des robots spéciaux qui sont employés pour creuser les tranchées permettant de poser les câbles au fond de la mer tout en les enfouissant, ce qui évite des incidents liés à la certaines pratiques de pêche. Cela concerne surtout les câbles haute tension de 150 kV à 500 kV.


Source : Nexans

L’optimisation des câbles réside dans la recherche de la meilleure combinaison entre la puissance à transporter et la distance, ce qui a des répercussions sur la conception des câbles mais aussi sur le choix entre courant continu et courant alternatif.

Il existe de nouvelles possibilités pour les systèmes de câblage souterrains et aériens, qui permettent d’optimiser les réseaux au meilleur coût, tout en apportant au gestionnaire de réseau des informations essentielles. On peut citer à titre d’exemples :

  • les technologies courant continu et leurs avantages :
    • pour les lignes aériennes, l’infrastructure (pylônes, lignes, etc.) pour faire passer une puissance donnée en courant continu est réduite par rapport à l’infrastructure pour faire passer la même puissance en courant alternatif,
    • Les pertes en ligne sont réduites, ce qui permet d’augmenter l’efficacité des câbles sous-marins et souterrains liés aux parcs offshore, et permet de transporter l’énergie sur de plus grandes distances.
  • les câbles de nouvelle génération :
    • avec un cœur en carbone pour les lignes aériennes permettant d’améliorer capacité, sécurité et aspect visuel du fait de lignes plus légères et comportant moins de pylônes.
    • câbles extrudés moins volumineux, pour les liaisons sous marines en courant continu (XLPE/HVDC - projet Fenno-Skan 2)
    • câbles supraconducteurs à haute température (HTS) pour les lignes terrestres permettant de transporter de très forts courants à de plus faibles tensions (150 kV pour 4 à 5 GW d’énergie), avec de très faibles pertes sur des câbles encore plus petits (interconnexion au réseau de Long Island Power Authority – New York).
  • l’intégration de systèmes de monitoring, qui permet de remonter des informations essentielles sur l’état du câble (température, fiabilité, environnement, etc.) vers les systèmes SCADA et d’en optimiser la gestion, voire d’en augmenter la capacité ; Pour ce faire, les câbles sous marins ou enterrés sont équipés de fibres optiques et les lignes aériennes de systèmes de mesure de la flèche.
  • la combinaison des technologies souterraine et aérienne pour limiter les problèmes liés à l’acceptation sociale qui est un frein significatif au déploiement des réseaux aériens terrestres.


Source : Nexans


Pierre Kayoun
17 mai 2011


Pierre Kayoun est Vice-Président Infrastructure et Directeur Ventes et Marketing du Business Group Haute tension de Nexans.





Interview de Laurent Chatelin (Fonds Marguerite) :



L’Union européenne doit trouver des sources de financement alternatives si elle veut remplir les objectifs de 2020 fixés dans les domaines de la sécurité d’approvisionnement et du transport de l’énergie. Le financement corporate étant limité aux contraintes d’endettement des États et des GRT, de nouveaux acteurs apparaissent et interviennent sur le marché. En effet, d’une part, les infrastructures sont maintenant une classe d’actifs bien établie et identifiée, pour laquelle de nombreux acteurs allouent des capacités d’investissement. D’autre part, il y a un fort alignement d’intérêt entre les fonds long terme et les acteurs publics. En outre, les financements de projet et hybride permettent de démultiplier les moyens d’action des corporate. Enfin, le financement des infrastructures passe aujourd’hui par la mise en œuvre de partenariats public/privé.

Les enjeux du financement des réseaux électriques transcontinentaux reposent sur un contexte complexe d’approvisionnement en énergie de l’ensemble des États européens. En effet, en Europe, les centres de production d’électricité et de gaz sont situés loin des centres de consommation. Cette dispersion géographique crée de nouveaux besoins en matière d’infrastructures de transport.


Source : Fonds Marguerite

L’investissement dans les réseaux de transport est nécessaire afin de créer un système d’approvisionnement énergétique européen efficient, fiable et pérenne. La Commission européenne estime ainsi que, d’ici 2020, 1000 milliards d’euros d’investissements seront nécessaires, dont 600 milliards répartis entre le transport (300 milliards), la distribution (240 milliards) et le stockage (60 milliards, notamment pour de grands projets en gaz).

Dans l’hypothèse où les acteurs continueraient à investir à partir de leur bilan comme ils le font traditionnellement, la trajectoire des investissements montre un déficit important à l’horizon 2020. Un montant d’investissement très significatif sera nécessaire pour faire face aux besoins à horizon 2020 et nécessite, dès aujourd’hui, le recours à des formes de financement alternatives.


Source : Fonds Marguerite

Parmi ces sources de financement, on trouve :

  • la source traditionnelle : les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) et les États lèvent des financements sur leur bilan. Ils s’endettent pour investir dans les réseaux, et éventuellement, si la dette est trop grande, essaient de vendre une partie de leurs actifs pour récupérer de la capacité d’investissement (fonds propres : augmentation de capital et/ou privatisation, dette : émission obligataire, tarif de rachat d’énergie et cession d’actifs existants) ;
  • de nouvelles sources d’investissement grâce à l’émergence de nouveaux acteurs sur le marché des infrastructures :
    • fonds d’investissement et fonds de pension spécialisés sur le long terme (notamment en Angleterre où un fond de pension a récemment pris des participations dans des fermes offshores et dans les câbles qui relient ces fermes au continent). Les infrastructures étant des actifs qui s’apprécient a minima avec l’inflation, elles sont intéressantes pour un fonds de pension car elles permettent de compenser leur passif constitué par le financement des retraites, qui évoluent en fonction de l’inflation.
    • dans la partie dette senior, de nouveaux moyens d’intervention émergent tels que les « project bonds ». Ce sont des initiatives de la Commission européenne et de la Banque européenne d’investissement (BEI) qui consistent à financer les actifs de long terme que sont les infrastructures avec de la dette relativement longue ;
  • la version hybride : elle mélange les investissements engagés par le GRT à partir de sa dette et ceux des investisseurs privés qui prennent le risque projet. Le GRT peut alors déconsolider ses actifs et réaliser le projet, tout en gardant le contrôle opérationnel et en faisant face à ses obligations auprès du régulateur.

Le financement de la construction de nouvelles infrastructures de transport énergétique a un impact négatif sur les ratios des notes de crédit, sur les distributions par action et sur la perception du profil de risque des opérateurs (contrainte forte sur le rythme des nouveaux investissements et nécessité d’obtenir immédiatement des revenus/dividendes sans attendre la mise en service).

Un certain nombre de nouveaux acteurs s’intéressant aux infrastructures ont émergé ces dernières années :

  • des fonds souverains, notamment au Moyen-Orient (Abu Dhabi Investment Authority) mais pas seulement : la Caisse des Dépôts a également une filiale spécialisée dans les investissements dans les infrastructures ;
  • des fonds spécialisés dans les infrastructures à l’échelle mondiale, créés par de grandes banques d’investissement, et qui ont une vision « private equity » à court terme ;
  • des fonds d’investissement à l’échelle régionale (FSI, Cube) mais aussi des assureurs comme Axa, qui commencent à investir dans les infrastructures « brownfield » (déjà existantes).


Source : Fonds Marguerite

Avant tout investissement dans des infrastructures, les fonds d’investissement prennent en compte trois critères :

  • le risque souverain : en Europe, les États ne présentent pas tous le même risque économique et politique et ont des notations assez différenciées. Les investisseurs dans les infrastructures, en particulier « greenfield » (nouvelles infrastructures) et de long terme, sont sensibles à la notation des États, qui conditionne la qualité des revenus des actifs (régulation et/ou subvention) ;
  • le retour sur actif régulé : l’environnement est assez différencié en Europe, car les régulateurs proposent pour les actifs régulés des retours sur investissement assez différents ;
  • la transparence et la pérennité de l’environnement réglementaire.

Laurent Chatelin
17 mai 2011


Laurent Chatelin est Directeur d’investissement au Fonds Marguerite. Le Fonds Marguerite est un fonds d’investissement spécialisé dans le Greenfield en Europe. Il est la première réalisation d’envergure d’un partenariat public/privé réunissant dans une même structure des investisseurs de long terme publics (CDC, BEI) et privés (fonds de pension, assurance) afin de démultiplier l’argent public. Marguerite dispose aujourd’hui de 710 millions d’euros à investir dans trois secteurs (transport, énergie et énergies renouvelables) et cherche à augmenter la taille du fonds à 1,5 milliard d’euros.


Interview d'Ana Aguado (Friends of the Supergrids) :

En quoi consiste votre association Friends of the Supergrids ?



Friends of the Supergrid (FOSG) est une association internationale à but non lucratif qui regroupe à présent 21 sociétés et dont l’objectif est de promouvoir un cadre politique et réglementaire propice à la construction d’un Supergrid européen.

Quels en sont les membres ?

Le groupe FOSG est formé d’entreprises qui livreront l’architecture en courant continu et la technologie connexe, ainsi que de sociétés qui développeront, installeront, détiendront et exploiteront cette infrastructure. Ce groupe concevra le matériel physique et travaillera avec les entreprises qui construiront les structures maritimes dans le but d’optimiser leurs chances de remporter les contrats de réalisation de projets.

Les membres de FOSG représentent l’ensemble des acteurs nécessaires à la réalisation d’un Super grid à l’échelle européenne, c’est-à-dire : 3E, Alstom, DEME Blue Energy, Elia, Hochtief Solutions AG, Mainstream Renewable Power, Parsons Brinckerhoff, Prysmian Cables & Systems, Siemens, General Electric, Visser & Smit Marine Contracting, Nexans, Wpd Offshore, CG Power Systems, ACS, CESI, UK National Grid, RTE-France, Red Eléctrica d’Espagne, Vattenfall et DONG Energy.

Quelle est votre vision des Super grids ?

Nous définissions le Supergrid comme étant « un système (réseau) de transport d’électricité, principalement en courant continu, conçu pour faciliter le transport à grande échelle d’électricité produite à partir de source renouvelable sur des sites éloignés des points de consommation. L’une des principales raisons d’être des Supergrids est la réalisation du marché européen de l’électricité.

Votre association est impliquée dans le projet Supergrid en mer du Nord. En quoi consistent vos actions ?

Nous avons fait des propositions, tant d’un point de vue financier que d’un point de vue « régulatoire » pour favoriser le développement du projet Supergrid en mer du Nord, qui constitue un projet-phare dans le développement du Supergrid en Europe.

Ce projet se décompose en plusieurs étapes, avec comme premier objectif de relier les parcs éoliens offshore aux réseaux existants. Dans un premier temps, des SuperNodes seraient construits dans la mer du Nord dans le but de collecter l’énergie produite par les parcs éoliens offshore et de la distribuer, selon le principe des multi-flux d'énergie.

De plus, nous suivons de très près les travaux que la Commission européenne, les régulateurs européens, les représentants des Etats membres ainsi que les gestionnaire des réseaux de transport nationaux mènent dans le cadre de l’initiative NSCOGI (The North Seas Countries’ Offshore Grid Initiative). Cette initiative prévoit que dix Etats (Suède, Danemark, Allemagne, Pays-Bas, Luxembourg, France, Royaume-Uni, Irlande, Norvège et Belgique) travailleront ensemble, selon un calendrier précis, dans le but de coordonner les investissements nécessaires à la réalisation de ces interconnections. L’évolution de cette initiative régionale est fondamentale car elle servira de projet pilote au futur développement du Supergrid dans le reste de l’Europe.

Quelles seront les étapes du développement du Supergrid européen ? A quelle échéance pensez-vous que les Super grids seront opérationnels en Europe ?

Le projet de connecter des parcs éoliens offshore est déjà une réalité, c’est pourquoi nous pensons que la première étape du développement du Supergrid européen commencera avec le projet en mer du Nord. En plus de cela, nous avons proposé que l’ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity), à la demande de la Commission européenne et de l’Agence des régulateurs européens (ACER) commence d’ores et déjà la planification à échelle européen du projet Supergrid d’ici 2050 et que ceux-ci se développent par étape en commençant par la Mer du Nord.

La première phase du projet Supergrid telle que nous l’avons proposée en reliant quatre Etats membres (Royaume-Uni, Allemagne, Norvège et Belgique) pourrait être opérationnelle dès 2020 si les investissements commencent dès 2015. Pour cela, une forte volonté politique et d’importants changements dans la régulation sont nécessaires afin de régler un certain nombre questions qui ont notamment trait à la propriété, la gestion, ou encore l’accès au réseau par le biais d’un code unique.

Votre association fait partie des 20 associations et entreprises européennes qui ont publié, quelques jours avant le premier sommet de l'UE sur l'Énergie le 4 février 2011, une déclaration à l’attention des chefs d’Etat et de gouvernement européen pour exiger la création d’un marché unique de l’électricité en 2015. En quoi cette demande est-elle liée au développement des Super grids ?

Nous n’avons pas fait de déclaration avant le sommet sur l’Energie mais bien après. Nous estimons que celui-ci a permis de faire un pas en avant puisque la nécessité de construire des nouvelles infrastructures électriques dans l’Union européenne a été explicitement reconnue afin d’atteindre les objectifs de 2020 en termes d’efficacité énergétique, de réductions d’émissions de gaz à effet de serre et d’augmentation de l’utilisation des énergies de sources renouvelables, mais également les objectifs visant à créer un marché unique de l’électricité et à assurer la sécurité de l’approvisionnement. Néanmoins, les conclusions des chefs d’Etats n’ont pas fait référence à un Supergrid européen qui est pourtant, selon nous, le seul moyen d’atteindre tous ces objectifs simultanément.

En ce qui concerne l’objectif de création d’un marché unique, un véritable réseau européen interconnecté, tel qu’un Supergrid, serait le meilleur moyen de l’atteindre. La première directive pour la libéralisation et la création d’un marché unique d’électricité a été adoptée il y a maintenant quatorze ans. Des mesures importantes ont été mises en œuvre pour aboutir à cet objectif, mais il est désormais indispensable que la législation soit accompagnée d’investissements dans les infrastructures de transport. Un véritable marché unique de l’électricité passe par un réseau unique interconnecté à l’échelle de l’Europe.


Ana Aguado
19 mai 2010


Ana Aguado est Président-Directeur général de Friends of the Super grids. Elle est diplômée en droit de l’Université de Valence, a obtenu un Master en droit des Affaires de l’Université de Londres et en droit international privé de l’Université de la Hague. Avant de rejoindre Friends of the Super grids, elle a exercé les fonctions de chef du bureau de Bruxelles à l’Institut universitaire européen, de Secrétaire général du Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport (ETSO – European transmission system operators) et chef du département Régulation chez EURELECTRIC et a également travaillé à la Commission européenne (DG TREN).