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Les défis posés par les interconnexions électriques euro-méditerranéennes

Alors que Medgrid souligne les progrès techniques réalisés dans la construction des interconnexions de transport d'électricité fixées dans le Plan solaire méditerranéen, Desertec remet en cause sa stratégie d'exportation d'EnR vers l'UE et la viabilité du projet.

Décryptage  |  Energie  |    |  Rachida Boughriet  |  Actu-Environnement.com
Les défis posés par les interconnexions électriques euro-méditerranéennes

Le consortium industriel Medgrid qui, depuis 2010, réunit 20 partenaires industriels dont les Français GDF Suez et EDF, a fait part le 11 avril dernier à Bruxelles au Parlement européen de l'avancée de ses études menées en matière de faisabilité technique du réseau euro-méditerranéen fixé dans le cadre du Plan solaire méditerranéen (PSM) initié en 2008 : 5 GW des 20 GW de production renouvelable du sud et de l'est de la Méditerranée devront être exportés vers l'Union européenne d'ici 2020 afin d'assurer la rentabilité des projets. La réalisation de cette boucle énergétique s'inscrit également parmi les six projets prioritaires de la Commission européenne pour assurer la sécurité énergétique de l'Europe.

Des progrès en dépit des freins financiers et politiques persistants

Si entre les "révolutions arabes" et la crise économique, le PSM est fragilisé, le projet d'interconnexions de transport d'électricité entre les deux rives de la Méditerranée se poursuit, assurent les principaux acteurs du marché et les régulateurs de l'énergie du bassin, partenaires de Medgrid, à savoir l'Observatoire méditerranéen de l'énergie (OME) qui compte trente deux principales compagnies du secteur énergétique, l'association Medreg qui réunit les régulateurs  de l'énergie du Nord et du Sud de la Méditerranée mais aussi l'association Med-TSO créée en 2012 regroupant les gestionnaires de réseau de transport (GRT) au Sud calquée sur l'association ENTSO-E dans l'Union européenne.

Des progrès ont été réalisés dans le renforcement des lignes de transmission du bassin méditerranéen, via ces structures mutualisées. Il y a convergence en matière de sécurité d'approvisionnement, assure André Merlin, Président de Medgrid en soulignant à Bruxelles "l'importance cruciale" de développer ces interconnexions, "vecteur de solidarité entre les deux rives" et d'adapter en parallèle les normes réglementaires de leur réseau. Et de réitérer l'intérêt commun à profiter des pointes de consommation au Nord, en hiver, et au Sud, en été, via ces échanges d'électricité.

L'investissement du PSM est estimé entre 38 et 46 milliards d'euros, dont 6 milliards d'euros au titre du raccordement des unités de production et des interconnexions avec l'Europe d'ici 2020-2030. Mais reste encore à trouver les financements face à l'instabilité politique de la région. André Merlin avait alors plaidé devant les eurodéputés pour que les projets d'interconnexions soient considérés comme "des projets d'intérêt commun européen (PIC)" et puissent ainsi bénéficier de financements européens et de prêts à taux bonifiés d'instituts bancaires européens et internationaux. Une réunion intergouvernementale doit d'ailleurs se tenir à Bruxelles en décembre 2013 pour aborder cette question de financement du PSM.

Trois couloirs d'interconnexions techniquement faisables

Si Medgrid espère l'arrivée des investisseurs, c'est qu'il y a "une rentabilité économique" à construire ce réseau sous-marin : les verrous technologiques pour concevoir les câbles peuvent être levés, assure le consortium d'après les premiers résultats de ses études menées. "De nombreux obstacles existent encore, ils ne sont plus technologiques mais réglementaires ou plutôt régulatoires et donc politiques", estime le consortium. En dépit de ces freins, Medgrid confirme être en mesure d'ici 2014 de présenter le schéma directeur des interconnexions électriques visées à l'horizon 2020-2030. La technologie n'étant plus "un obstacle et devrait même continuer de s'améliorer". La rentabilité du transport de l'énergie est "pour l'instant liée aux exportations du Nord vers le Sud. Si les connexions existent, on pourra aussi les utiliser pour exporter dans l'autre sens", explique André Merlin.

Leur construction est jugée difficile d'un point de vue technique en raison de la profondeur des eaux de la Méditerranée pouvant dépasser les 4.000 mètres. "Les possibilités se réduisent donc à des routes de liaisons d'interconnexion empruntant trois couloirs" propices à la pose des câbles sous-marins à 2.000 mètres de profondeur, précise Philippe Adam, Directeur du programme "Infrastructures et Technologies" chez Medgrid.

Trois couloirs d'interconnexions sont ainsi prévus portant des capacités d'échanges de 1,2 et 3 GW entre réseaux : deux liaisons à la fois maritimes et terrestres dont l'une entre le Maroc, l'Algérie et l'Espagne, la seconde entre l'Italie et la Libye via l'Algérie et la Tunisie, et une troisième uniquement terrestre entre la Turquie et l'Egypte via la Jordanie et la Syrie. Ces voies doivent se concrétiser par de nouvelles lignes de transmission et le renforcement de l'intégration des réseaux.

A ce jour, seule une double ligne à courant alternatif de capacité  d'1,4 GW relie le Maroc et l'Espagne, sous le détroit de Gibraltar, au moyen d'un câble sous-marin de 26 km de longueur et posé à seulement 620 m de profondeur. D'autres interconnexions méditerranéennes existent déjà cette fois à courant continu : la ligne Grèce-Italie (Grita) en service depuis 2011 de capacité de 500 MW via un câble de 420 km à 1.000 m de profondeur. S'ajoute également la ligne Sardaigne-Péninsule Italienne (Sapei) en service en 2009, de capacité de 1.000 MW, via un câble en courant continu de 435km posé à une profondeur de 1.640 m : "un record mondial !", rappelle Philippe Adam. Dernière interconnexion à courant continu du bassin : la ligne Romulo en 2011 entre les îles Baléares et l'Espagne continentale de capacité de 400 MW constitue une prouesse pour la pose du câble de 237 km à 1.485 m de profondeur : "Les pentes très importantes sous cette profondeur sont autant de défis pour la pose de ces câbles", souligne M. Adam.

Des réseaux à courant continu haute tension

L'objectif de Medgrid est donc via ces couloirs, le renforcement de l'intégration des réseaux à courant continu haute tension (CCHT) plus approprié que l'alternatif pour les transmissions sur les longues distances (à partir de 50 ou 100 km). Et, ce à 2.000 m de profondeur dépassant l'exploit des 1.600 m ! "Les progrès technologiques peuvent le permettre via des liaisons à courant continu capables de transporter sous la mer et sur terre des quantités d'énergie impressionnantes, des stations de conversion permettant de passer du courant alternatif au courant continu et de coupler entre eux des réseaux de taille et de puissance différentes, la sophistication des moyens de commande et de contrôle de grands réseaux…", souligne M. Adam. Ce type de lignes permettrait de transporter le courant avec des pertes estimées inférieures à 3% par 1.000 km de distance et ne produirait presque aucune pollution électromagnétique, contrairement aux lignes classiques à courant alternatif.

Medgrid entend recourir à ces lignes pour des raisons d'exploitation mais aussi d'économies : avec deux câbles en courant continu on peut transporter la même puissance que les trois mêmes câbles en courant alternatif pour "30% moins cher". "La conversion du courant alternatif au continu est imposée dès lors que l'on dépasse plus de 50 km. L'économie réalisée sur le troisième câble non utilisé peut être de l'ordre de 50.000 euros", explique M. Adam."En sous-marin, il vaut mieux passer en courant continu pour les stations de compensation", ajoute-t-il.

 
La technologie VSC privilégiée Medgrid pourrait miser sur la technologie de courant continu VSC (Voltage Source Converter - Source de tension) par rapport à la technique LCC (Line Commutated Converter - Commutation de ligne) pourtant plus mature et bien maîtrisée.

Si la technique LCC peut transporter jusqu'à 7.200 MW avec seulement 0,7% de pertes sur chaque station, elle nécessite toutefois que les réseaux de part et d'autre soient de très forte puissance, ainsi que d'autres composants techniques (filtres harmoniques, condensateurs, …) pour stabiliser les installations, rappelle Philippe Adam.
De son côté, la technique VSC, basée sur des transistors "va très vite", selon les termes de M. Adam. Aujourd'hui les capacités qu'offre la technologie VSC est seulement de 1.000 MW mais elle "est promise à augmenter car les industriels y travaillent". La VSC peut aller seulement jusqu'à 320 kV de tension contre 800 kV de tension pour la LCC. Les pertes sont également plus fortes de l'ordre de 1,2%.

Mais la technologie VSC présente plusieurs avantages : elle est moins complexe et donc économiquement plus intéressante que la LCC. "Même pour les réseaux très faibles, la technologie VSC est tout a fait adaptée pour permettre des échanges voire des secours entre réseaux. Elle est également utilisée pour le raccordement de parcs éoliens offshore", ajoute Philippe Adam. La technique VSC "qui émerge peut faire mieux que la technologie LCC", estime-t-il car cette dernière est limitée aux réseaux dits "points à points", soit deux postes connectés. L'enjeu est de réaliser des réseaux à courant continu "c'est-à-dire des systèmes avec plusieurs postes qui peuvent se connecter ensemble par différentes liaisons", explique Philippe Adam. La technologie VSC pourrait s'y prêter, estime Medgrid.
 
Qu'il s'agisse des technologies à développer (cf. encadré), du montage des projets ou des modes de coopération…, beaucoup reste à faire d'ici la réalisation des réseaux interconnectés visés par Medgrid à l'échéance 2020/2030. A ce jour, Medgrid "n'est pas en mesure de déterminer ni le coût ou la performance des trois couloirs étudiés", a indiqué M. Adam le 19 juin dernier à Actu-Environnement. Comment installer, exploiter et maintenir ces câbles ? Comment traiter les incidents à cette profondeur ? Comment standardiser les équipements et assurer une offre multi-fournisseurs ? Autant de questions auxquelles Medgrid ambitionne d' y répondre dans son étude visant à identifier les systèmes adaptés, à paraître en octobre 2013.

Retrait de Desertec : un nouveau pavé dans la mare ?

Alors que ces nouvelles lignes visent à "ouvrir le marché européen à l'électricité renouvelable du Sud", l'initiative industrielle Desertec (Dii) regroupant 60 sociétés, partenaire-clé de Medgrid, a déclaré à Euractiv.com le 4 juin vouloir abandonner sa stratégie d'exportation d'énergie solaire du Sahara vers l'Europe, remettant ainsi en cause le principe du projet initial.

Pour rappel : le megaprojet allemand Desertec, initié en 2009, vise  en effet à exploiter les potentiels énergétiques des déserts du Moyen-Orient et d'Afrique du Nord (MENA), via un vaste réseau de centrales solaires à concentration et de parcs éoliens à travers la Méditerranée. Le projet ambitieux, estimé à 400 milliards d'euros !, prévoyait d'installer 100 GW d'EnR au Maghreb et au Moyen-Orient et répondre à hauteur de 15% à la demande d'électricité de l'Europe d'ici 2050. Ce qui lui aurait permis de couvrir ses coûts de production d'électricité.

Un accord avait été signé fin novembre 2011 entre Dii et l'initiative industrielle Medgrid jusqu'alors concurrents et relançant par la même occasion le plan solaire méditerranéen (PSM). Ce partenariat stratégique entre les consortium visait à faire aboutir les projets issus des deux initiatives : Desertec se concentrant sur la production d'énergie renouvelable et Medgrid étant chargé des interconnexions.

Mais lors d'un entretien avec EurActiv, le PDG de Dii, Paul van Son, a reconnu que l'approche initiale du projet sur l'exportation - dont la viabilité avait déjà été pointée - représentait une "vision unidimensionnelle". Paul van Son admet désormais que le marché européen pourrait fournir jusqu'à 90% de sa propre demande en électricité. "Si nous parlons d'énergie renouvelable d'Afrique du Nord, seule une petite partie sera en fin de compte acheminée vers le marché européen", a déclaré M. van Son à Euractiv. "Honnêtement, il y a quatre ans, l'acheminement de l'énergie depuis l'Afrique du Nord était la raison d'être de Desertec. Nous avons abandonné cette vision unidimensionnelle", a-t-il indiqué. Desertec a essuyé plusieurs revers depuis que l'actionnaire fondateur Siemens s'est retiré de l'initiative en novembre 2012 suivi de Bosch fin décembre. En novembre dernier, le gouvernement espagnol, en difficulté financière, n'a pas non plus donné son feu vert à Dii pour la réalisation au Maroc d'un premier projet éolien et photovoltaïque de 100 mégawatts initié par l'énergéticien allemand RWE et la mise en place d'une centrale thermo-solaire de 150 mégawatts.

Face aux déclarations du PDG de Dii, la poursuite du PSM semblerait à nouveau compromise si Desertec abandonne ses projets d'exportation d'énergie et revoit son partenariat avec Medgrid. D'autant que les pays européens excédentaires en énergies renouvelables, comme l'Espagne hésiterait désormais à servir de pays de transit des interconnexions électriques de crainte de voir leur production concurrencée par celle des pays de la rive sud de la Méditerranée. Si l'Italie affiche au contraire un déficit et pourrait nécessiter des besoins en EnR, l'investissement des interconnexions pour transporter l'électricité vers ce pays, frappé par la crise, est estimé à 2 milliards d'euros…

Or, en Algérie, Noureddine Bouterfa le PDG de Sonelgaz, l'entreprise nationale de gaz et d'électricité, a fait part de ses doutes de la volonté de l'Union européenne de voir le projet Desertec se concrétiser en raison de l'article 9 de la directive sur les énergies renouvelables de 2009 qui n'autorise l'importation des EnR qu'en cas de déficit de production en Europe, selon le quotidien algérien Le Midi Libre paru le 13 juin. Cette disposition réglementaire "va fermer les débouchés à l'exportation" vers le marché européen pour l'initiative Desertec dont l'Algérie est partenaire depuis décembre 2011, estime M. Bouterfa. D'autant que "l'Europe a actuellement un excédent de production dans les énergies renouvelables", a-t-il affirmé. "Les producteurs doivent produire pour eux- mêmes, c'est la voie qu'avait choisie l'Algérie", a précisé M. Boutarfa, soulignant que l'Algérie est toujours disposée à développer des projets dans le cadre de Desertec. Sonelgaz vient de terminer l'étude de faisabilité d'un projet de 1.000 MW d'origine renouvelable mais "se pose des questions sur la suite", a souligné le quotidien Le Midi Libre. En décembre prochain, la réunion intergouvernementale tenue à Bruxelles devrait de nouveau se pencher sur cet article 9 de la directive EnR.

Interrogé par Actu-Environnement le 19 juin, André Merlin, président de Medgrid a réaffirmé la poursuite du projet PSM et la nécessité des réseaux interconnectés pour permettre ces échanges d'électricité Nord -Sud. Il a rappelé que Desertec et Medgrid sont deux initiatives à la fois distinctes "au regard de l'échelle des temps" (2050 contre 2020 /2030) et complémentaires en "ayant une position commune de l'intégration des mêmes systèmes électriques du Nord et du Sud".

L'axe stratégique de Medgrid "n'est pas d'exporter de l'électricité du Sud vers le Nord mais d'échanger de l'électricité entre le Nord et le Sud. Si on développe des énergies renouvelables dans le Sud, une partie de l'électricité peut aller vers l'Europe si elle est en capacité et en même temps, il existe de nombreuses opportunités pour exporter l'électricité du Nord vers le Sud et répondre aux pointes de consommation. Les interconnexions sous-marines fonctionnent dans les deux sens et pas dans un seul. Nous les concevons pour échanger dans les deux sens : importer et exporter", a souligné André Merlin. Medgrid et Desertec doivent prochainement se rencontrer. "Nous allons voir comment nous pouvons coopérer sachant que leur vision stratégique se rapproche de la nôtre", a indiqué M. Merlin.

Réactions2 réactions à cet article

 

Tant que la stabilité politique de ces régions n'est pas assurée il serait bien imprudent de construire de nouvelles cibles pour les terroristes. LEurope ne manque pas de zones à l'ensoleillement important et trés peu habitées (grands massifs calcaire, steppes). enfin le modèle économique décrit explique que l'investissement peut être financé par l'Europe intégralement moyennant la vente de 15% seulement de l'énergie produite. Autrement dit les pays ou seraient construites ces centrales profiteraient des 85% restant: Pourquoi un tel cadeau?????? Pourquoi ces pays ne prendraient-ils pas en charge la totalité pour leur consommation locale exclusive??? Laissant de côté les échanges d'énergie à grande distance. Il est choquant de lire qu'une liaison existe au niveau de Gibraltar avec un cable a 620 m de profondeur et qu'on voudrait en poser d'autres entre ces deux pays qui passent à des profondeurs bien plus grandes et donc qui coutent bien plus cher.

ami9327 | 27 juin 2013 à 10h41
 
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Pas du tout d'accord, ne généralisons pas. Cela pourra créer un élan de croissance écolo-nomique pour de nombreux pays!

Tony | 05 juillet 2013 à 09h58
 
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