RTE prépare son grand carénage

Le 17 septembre 2019 par Valéry Laramée de Tannenberg
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RTE exploite 100.000 km de réseaux.
RTE exploite 100.000 km de réseaux.
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Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité a présenté, mardi 17 septembre, son programme d’investissement décennal. Au menu: modernisation, numérisation, enfouissement et cadencement des travaux.

Les grands travaux vont devenir la marque de fabrique du groupe EDF. Après les dizaine de milliards consacrés à la modernisation du parc nucléaire tricolore, le groupe présidé par Jean-Bernard Levy s’attaque à un autre grand carénage: celui  du réseau de transport d’électricité.

Gérées par RTE (filiale d’EDF à statut indépendant), ces 100.000 km de lignes à haute et très haute tension sont une infrastructure vitale pour le système électrique: elles véhiculent l’électricité des centrales aux réseaux de distribution, assurent les échanges avec les pays voisins.

50 ans d'âge

En moyenne, ce réseau relativement maillé affiche une cinquantaine d’années de moyenne d’âge. Comme pour les centrales nucléaires, il doit être remis à niveau. Et être adapté aux exigences de la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) et de l’évolution du bouquet électrique des pays riverains.

Un réseau décarboneur. La modernisation du réseau de lignes THT va-t-il réduire nos émissions carbonées ? Oui, estime RTE. La filiale d’EDF estime que les autoroutes de l’électricité de 2035  faciliteront le développement des énergies renouvelables, du véhicule électrique, la disparition de centrales thermiques. De quoi éviter l’émission de 55 à 80 Mt de CO2 par an.

Conçues pour transporter le courant produit en continu par quelques dizaines de centrales nucléaires et hydroélectriques, ces artères à électrons vont devoir s’adapter aux aléas de la production intermittente, éolienne et photovoltaïque, à la réduction du parc nucléaire[1] et sans doute à un accroissement des échanges intra et international.

le seuil des 50 GW

En 2035, éolien et solaire injecteront 232 TWh/an: 5 fois plus qu’en 2019. «Tant que la capacité de production cumulée de l’éolien terrestre et du photovoltaïque demeure inférieure à environ 50 GW[2], l’infrastructure actuelle semble globalement bien adaptée. […] Au-delà de 50 GW, des adaptations plus structurantes sont nécessaires pour accueillir les nouvelles installations renouvelables et faire face à la modification des transits résultant de la fermeture prévisible de certains réacteurs dans les vallées du Rhône et de la Loire[3]», indique RTE.

Il faudra notamment renforcer certains axes réputés fragiles: le centre de la France, le Massif central, la façade atlantique, l’axe Rhône-Bourgogne et la diagonale Manche-Normandie-Paris.

Présenté ce mardi 17 septembre, le schéma décennal de développement du réseau (SDDR) fixe plusieurs objectifs: amélioration de la qualité de service, optimisation des lignes existantes, numérisation du réseau, doublement des capacités d’échanges avec les pays voisins, raccordement des parcs éoliens marins, et réduction de la consommation d’espaces. Au total, RTE prévoit d’investir sur fonds propres 33 milliards d’euros d’ici à 2035, soit 2 milliards par an[4]. Ce qui représente une hausse de 50% du montant de ses investissements annuels.

 

Usages

Montant

Adaptation aux nouveaux usages

13 Md€

Renouvellement des ouvrages anciens

8 Md€

Raccordement énergies marines

7 Md€

Ossature numérique

3 Md€

Interconnexion

2 Md€

Source : RTE

À quoi utiliser ces fonds? D’abord, à remplacer les ouvrages les plus anciens, notamment ceux qui ont été construits dans les années 1950. Pour optimiser le réseau existant et lui donner la souplesse imposée par le déploiement des énergies intermittentes, il devra être équipé en automates, outils de contrôle et en système de télécommunication et d’information.

Pour sécuriser le système et dynamiser les échanges, RTE prévoit aussi de doubler la capacité des interconnexions avec les réseaux voisins: de  15 GW, aujourd’hui, cette capacité pourrait atteindre une trentaine de GW en 2035). De nouvelles lignes devraient être tirées avec l’Espagne (via le Golfe de Gascogne et les Pyrénées), l’Irlande, le Royaume-Uni, la Belgique, l’Allemagne et l’Italie.

mise à l'eau

Le gestionnaire du réseau de transport (GRT) entend cadencer la mise à l’eau des lignes qui permettront aux futurs parcs éoliens marins d’injecter leurs GWh sur le réseau terrestre. D’ici à 2035, il faudra ainsi raccorder de 10 à 15 GW de capacités marines. Cet investissement important pourra être minoré en développant des hubs de raccordement, en standardisant certaines infrastructures et en redimensionnant la puissance des parcs.

Ces investissements vont-ils penser sur le montant de la facture des consommateurs? RTE se veut rassurant. Certes, le GRT va accroître de moitié le montant annuel de ses investissements. Mais ceux-ci seront amortis sur une quarantaine d’années. Finalement, espère l’entreprise, la part du transport dans le total des coûts du système électrique (environ 10%) devrait rester stable.

Le SDDR sera soumis au gouvernement, à l’Autorité environnementale et à la commission de régulation de l’énergie (CRE). Le régulateur pourra alors rédiger la nouvelle mouture des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (Turpe), dont la publication est attendue pour le début de 2020.

La mise à la terre. L’acceptation des nouveaux réseaux est difficile. Il faut, en moyenne, une dizaine d’années pour construire une nouvelle ligne. Raison pour laquelle, RTE prévoit d’enterrer «par principe» ces nouveaux réseaux de 63 et 90 kV.


[1] 14 réacteurs pourraient être mis à l’arrêt d’ici à 2035.

[2] Elle s’élevait à 23,6 GW fin 2018.

[3] Le seuil des 50 GW pourrait être dépassé vers 2025.

[4] Durant cette période, les électriciens vont consacrer de 150 à 200 milliards pour développer les énergies renouvelables et moderniser le parc nucléaire.

 



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