Le Schéma décennal de développement du réseau (SDDR) a été soumis à consultation par Réseau de transport d’électricité (RTE). La précédente version datée de 2019 est devenue obsolète, avec la relance du nucléaire, l’accélération des renouvelables et la réindustrialisation. Il structurera le développement du réseau haute et très haute tension jusqu’à 2040, ciblant l’investissement de 100 milliards d’euros. D’ici là, l’UE devra avoir baissé ses émissions de 55 % et être en route pour la neutralité carbone 2050.

La France est à la troisième étape de la construction du maillage électrique. Après la reconstruction du pays puis le développement du parc nucléaire, « ce n’est un secret pour personne, le réseau va devoir être renforcé et modernisé au cours des prochaines années » explique un membre du directoire de RTE, Thomas Veyrenc.

Pour prendre la mesure du défi, ce programme de raccordement est « sans précédent depuis la création de RTE. » La planification sera temporelle. Jusqu’à 10 gigawatts (GW) devront être raccordés chaque année pour atteindre entre 110,5 et 115,5 GW, sans compter les GW stockeurs, dont le nombre est encore flou. Elle sera aussi spatiale, car la structure de la « colonne vertébrale » devra être adaptée afin d’éviter des congestions, notamment sur l’axe ouest – est. Le réseau de 400 kilovolts (kV) sera insuffisant pour accueillir les nouveaux électrons, dont la production sera de moins en moins concentrée.

Décarboner, mutualiser les efforts et accompagner les raccordements

RTE identifie certaines zones géographiques, notamment portuaires (un quart de la consommation finale d’électricité et 20 % des émissions françaises) pour y instaurer une dynamique d’électrification. Le Havre, Dunkerque, Fos comptent parmi les cibles prioritaires.

Dans le secteur tertiaire, RTE aura à répondre à la consommation grandissante et bientôt prédominante dans l’augmentation de la consommation d’électricité, celle des data centers. « Ces perspectives sont crédibilisées par la croissance très forte des demandes de raccordement de data centers (de l’ordre de 8 GW de puissance demandée). » À nouveau, elles sont localisées en Ile-de-France et à Marseille et leur concentration devra être réalisée sans congestion locale, comme il peut notamment arriver en Allemagne, Irlande et aux Pays-Bas. À Marseille, par exemple, les élus souhaitent freiner les projets de data centers dans les quartiers nord, en lien avec les projets de renouvellement urbain et d’électrification des navires à quai.

Prioriser les projets de production

Fini les raccordements « au fil de l’eau », où le premier arrivé est le premier servi. La planification temporelle et géographique s’impose à RTE en s’appuyant sur « les perspectives réelles de mise en service des nouvelles installations. » Par exemple, la temporalité importe dans le raccordement du nouveau nucléaire. Les besoins diffèrent si les nouveaux réacteurs s’ajouteront ou remplaceront les réacteurs existants.

La prudence est donc de mise. Quant au déploiement de l’éolien en mer, il est localisé et temporellement séquencé en 3 programmes. Le développement des batteries stationnaires impose de nombreuses demandes de raccordement, mais beaucoup de projets ne se concrétisent finalement pas. RTE a aussi retenu « une trajectoire prudente de développement des interconnexions d’ici 2040 » avec 5 projets qui devraient arriver à leur mise en service avant 2030 et 4 autres (2 avec le Royaume-Uni, 2 avec l’Espagne) entre 2035 et 2040.

Cette même prudence consiste aussi à anticiper les effets du changement climatique. Basant l’adaptation du réseau sur une trajectoire de référence à + 3 °C en 2100 par rapport à l’ère préindustrielle, RTE cible certains aléas prioritaires : inondation et montée des eaux, incendie, canicule et sécheresse (lignes aériennes et souterraines), tempête. Le gestionnaire du réseau de transport rappelle que la hausse des températures provoque une baisse des capacités de transit.

Accélération des investissements

Alors que RTE devrait investir 2,2 milliards en 2024, ce chiffre sera porté à 3,7 milliards en 2027. D’ici à 2040, la « trajectoire priorisée pourrait être de l’ordre de 100 milliards d’euros. » « In fine, la trajectoire effective d’investissements de RTE dépendra des choix de politique énergétique, et notamment du rythme effectif de croissance de la consommation d’électricité » explique Thomas Veyrenc.

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Les énergies renouvelables représentent 23% de la production d’électricité américaine

Aux États-Unis, la production d’électricité est en pleine mutation. En 2023, les énergies renouvelables ont répondu à 23% de la demande d’électricité, une avancée notable par rapport aux années précédentes. Cette progression est principalement due à l’augmentation de la capacité de production éolienne et solaire, qui, ensemble, ont commencé à éroder la part du charbon, désormais tombée sous les 16%. Parallèlement, la production d’électricité à partir de gaz naturel a atteint un niveau record, couvrant 43% du mix énergétique, selon BloombergNEF. La production d’électricité américaine d’origine nucléaire quant à elle s’approche des 17% .

Il faut dire que depuis la promulgation de l’Inflation Reduction Act (IRA) par Joe Biden en 2022, le gouvernement fait tout pour accélérer la transition énergétique du pays et prévoit d’y investir plus de 300 milliards de dollars dans les dix prochaines années.

Le modèle français : un mix énergétique prédominé par le nucléaire

Le modèle de transition énergétique français est bien distinct de celui de la plupart des pays, des États-Unis par exemple ou de l’Allemagne, jusqu’alors fortement dépendants du charbon. L’avantage de la France est d’avoir massivement investi dans le nucléaire civil dès les années 70. Malgré une période de recul du nucléaire, qui avait été fortement induit par certains lobbies, de l’éolien en particulier (on se rappellera notamment de Dominique Voynet, fervente anti-nucléaire qui s’était vantée d’avoir torpillé le nucléaire français), la France a repris le cap de l’énergie atomique. C’est d’ailleurs cette stratégie qui lui a permis de battre de nouveaux records d’exportation d’électricité en décembre 2023 et d’être le premier pays producteur d’électricité en Europe.

Le modèle français est donc bien différent de celui des États-Unis : il repose à près de 70% sur l’énergie nucléaire et à 14% sur l’hydroélectricité permise grâce à ses massifs montagneux notamment, le reste étant d’origine éolienne ou solaire. Le charbon quant à lui ne représentait plus que 0,17% de la production d’électricité en France en 2023. La France ne rejette par conséquent pas les énergies renouvelables. Elle mise sur un mix énergétique prédominé par l’énergie d’origine nucléaire, et c’est justement ce qui lui permet de se distinguer de la plupart des pays. Pour donner un ordre de grandeur, la production d’électricité français émet 10 fois moins que celle de l’Allemagne et huit fois moins que celle de l’Italie.

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Si la course à la construction de parcs éoliens offshore bat son plein à travers l’Europe, celle de l’installation des câbles pour les reliers aux réseaux se révèle tout aussi intense. Et tout aussi chère. Selon un récent rapport, l’addition pourrait s’élever à plus de 400 milliards d’euros d’ici à 2050. 

Le Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité (REGRT-E) vient de publier un rapport portant sur le développement du réseau électrique offshore à l’échelle de l’Europe jusqu’en 2050. Ce document rassemble l’ensemble des besoins auxquels l’Europe va faire face pour atteindre la neutralité carbone, tant pour le raccordement des parcs éoliens offshore, que pour la création d’interconnexions entre les pays européens. Outre la définition de ces besoins, le rapport souligne les (très) nombreux défis et les coûts associés à la mise en place de ces réseaux.

En 2020, dans son plan de développement pour les énergies renouvelables marines, l’Europe avait fixé un objectif de 300 GW d’éolien offshore installé d’ici 2050. Mais il semblerait que les pays européens aient pris le sujet à cœur. En compilant les données de chaque pays, REGRT-E est, en réalité, arrivé à un objectif total de 354 GW de puissance installée d’ici 2050, et même 496 GW en incluant le Royaume-Uni et la Norvège. Si ces chiffres témoignent de l’ambition des pays vers la transition énergétique, ils entraînent inévitablement un développement massif des réseaux électriques offshore pour permettre la distribution de l’énergie produite sans compromettre la stabilité du réseau.

Dans ce contexte, RGRT-E estime qu’il faudra déployer, d’ici à 2050, environ 54 000 km de lignes de transmission électrique ainsi que presque 300 convertisseurs à courant continu offshore et terrestres. Montant total de ces travaux : plus de 400 milliards d’euros.

Des enjeux colossaux pour parvenir au raccordement de l’éolien offshore

Si le financement de ces travaux constitue déjà un défi de taille, c’est loin d’être le seul. Dans son rapport, REGRT-E fait mention des différents challenges à surmonter pour atteindre ces objectifs, et en particulier le défi technologique. Pour réaliser ces interconnexions ainsi que le raccordement des parcs éoliens offshore, l’utilisation de liaisons HVDC (ou ligne à courant continu haute tension CCHT) devient peu à peu la norme.

Le développement massif de ces lignes passera nécessairement par la mise en place de disjoncteurs de courants continus spécifiques, sans quoi la stabilité du réseau européen pourrait être menacée. Avec ces disjoncteurs, les capacités d’interconnexions supplémentaires sont ainsi estimées à 13 GW, contre 7,5 GW sans. Au niveau national, la différence est encore plus flagrante puisque les capacités sont estimées à 13 GW avec les disjoncteurs DC contre seulement 2 GW sans. Mais il y a un hic : ces disjoncteurs spécifiques de courant continu ne sont pas encore disponibles à l’échelle industrielle et à un coût raisonnable.

Pour atteindre ces objectifs, l’Europe devra également augmenter drastiquement la cadence de construction de ces lignes électriques, ce qui devrait avoir un impact sur l’ensemble des chaînes d’approvisionnement qui y sont associées, depuis la construction de navires spécifiques, à la création de ports adaptés, en passant par l’augmentation de l’approvisionnement en matières premières. Enfin, les ressources humaines devront être disponibles pour concevoir, mettre en œuvre et entretenir l’ensemble de ces infrastructures.

Pour finir, ces réseaux électriques impliquant presque systématiquement plusieurs pays en même temps, leur déploiement nécessitera une coopération sans faille entre les gouvernements concernés, les différents gestionnaires d’électricité ainsi que le secteur de l’industrie pour pouvoir atteindre une approche systémique de l’ensemble.

Rénover l’ensemble du réseau électrique européen

Outre les besoins liés aux déploiements de réseaux offshore, l’électrification des usages, dans une optique de décarbonation de l’énergie, va nécessiter une rénovation d’ampleur de l’ensemble du réseau électrique européen, et en particulier les réseaux locaux de distribution. Ceux-ci devront, en effet, pouvoir supporter la recharge de véhicules électriques ou encore la production d’électricité via des installations photovoltaïques à l’échelle des particuliers.

La commission européenne a donc dévoilé, en novembre 2023, un plan d’action visant à accélérer le développement de ces réseaux électriques. Ce plan d’action en 14 points vise à améliorer la planification à long terme des réseaux pour un coût estimé à 584 milliards d’euros d’ici 2030.

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