Le déploiement des énergies renouvelables comme le prévoit la future Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) se traduira par une multiplication par trois des capacités de production éoliennes en 10 ans, et par cinq du parc solaire en 15 ans. D'ici 2035, la France aura également un parc de production en mer de 10 GW d'éolien. Elle aura fermé 14 réacteurs nucléaires et toutes ses centrales électriques fonctionnant aux énergies fossiles. Ce nouveau paysage énergétique va modifier la localisation des sources de production d'énergie et, par conséquent, le sens des flux entre producteurs et consommateurs. Le gestionnaire du réseau de transport d'électricité RTE a simulé ces évolutions.

Un déploiement d'EnR sans enjeu majeur jusqu'à 2025

Dans son nouveau schéma décennal de développement du réseau, RTE constate que la répartition des zones de production et de consommation variera davantage au cours de l'année. Alors qu'aujourd'hui les zones de production sont les mêmes été comme hiver. En 2035, la cartographie de la production une soirée de printemps avec du vent ne ressemblera pas à la production d'un jour d'été ensoleillé. "Les flux seront orientés nord-sud en hiver et sud-nord en été", explique Thomas Veyrenc, directeur de la stratégie et planification chez RTE. Le réseau va donc devoir évoluer pour pouvoir accueillir toutes les zones de production, gérer la variabilité et livrer l'électricité dans les zones de consommation.

   

Evolution de la cartographie des zones de production et de consommation entre 2019 et 2035 © RTE

 

   

De cet exercice de simulation et de concertation, qui a duré un an, RTE en tire plusieurs enseignements et choix stratégiques. "Jusqu'en 2025, le déploiement des EnR peut se faire avec le réseau existant. On pourra accueillir de nouveaux raccordements. Nous misons sur l'optimisation des lignes existantes et sur l'automatisation pour réguler les nouveaux flux, explique Thomas Veyrenc. Ces automates seront chargés de surveiller l'équilibre du réseau partout sur le territoire et de couper ou réorienter les flux en cas de besoin."

Quatre axes à renforcer

Après 2025, l'enjeu est tout autre. RTE estime qu'il faudra renforcer quatre axes d'ici 2030 – 2035 : trois axes Nord-Sud (réseau de la façade atlantique, Centre-Massif central et Rhône-Bourgogne) et un axe Ouest-Est (Manche-Normandie-Paris). "Il ne s'agira pas de planter de nouveaux pylônes, prévient François Brottes, président de RTE, mais bien de renforcer les lignes existantes". "Contrairement à nos voisins allemands qui ont du mal à écouler leur production éolienne, nous n'avons pas besoin de faire de gros ouvrages car notre réseau est déjà bien maillé", explique Thomas Veyrenc. Ce renforcement sera lui aussi accompagné d'un développement des automates et de l'intelligence artificielle. RTE prévoit d'installer 1000 automates sur 15 ans. Il compte aussi sur une hausse des interconnexions et des volumes d'électricité échangeables avec nos voisins.

Le réseau français devra également innover sur les façades maritimes pour accueillir l'éolien offshore posé en Manche et Atlantique et flottant en Méditerranée. Pour cela, RTE mise sur la mutualisation du raccordement des parc via des "hubs", la standardisation des branchements et la planification spatiale et temporelle.

33 milliards d'euros d'investissement

Pour arriver à ses fins, RTE prévoit d'investir 33 milliards d'euros sur 15 ans. "Aujourd'hui nous sommes à 1,3 milliard d'euros par an, demain nous serons à 2 milliards d'euros par an, explique François Brottes. Ce qui est quasiment stable sachant qu'une partie de cette hausse est liée au transfert des coûts de raccordement de l'éolien offshore à la charge de RTE, coût d'environ 500 millions d'euros par an", détaille François Brottes. "Nous sommes dans une fourchette basse par rapport aux besoins d'investissements de nos voisins européens car notre réseau est déjà dense et surtout nous ne le dimensionnons plus en fonction des cas maximum de production, nous misons sur la flexibilité du réseau, l'écrêtement ou le délestage des grands consommateurs par exemple, pour gérer les cas les plus extrêmes", explique Thomas Veyrenc.

Au final, selon les simulations de RTE, la part du réseau de transport dans le coût total du système électrique devrait rester globalement stable sur la période 2020-2035, soit autour de 10%. Quant aux coûts des énergies renouvelables, RTE veut casser "les mythes tenaces" : "Nos scénarios ont prouvé que l'intégration des EnR dans le réseau ne nécessite pas la construction de nouveaux moyens thermiques", explique Thomas Veyrenc. Les analyses menées dans ce schéma complète les travaux récents de RTE et apporte des éléments d'appréciation des coûts : "même en attribuant la totalité des coûts d'adaptation du réseau des quinze prochaines années aux nouvelles installations renouvelables, la part réseau du cout des EnR est de l'ordre de 3 à 4 euros/MWh maximum."