Le réseau du futur se construit maintenant

Avec l’installation et le raccordement de nouvelles productions renouvelables, le système électrique se transforme en profondeur. Cela implique de réaliser, en cohérence avec les objectifs de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) les investissements nécessaires dans les réseaux de transport comme de distribution.

En ce qui concerne le réseau de transport, le programme d’investissement pluriannuel figure dans le Schéma de développement des énergies renouvelables (SDDR), qui a été présenté en septembre 2019 par RTE et fait l’objet d’une consultation publique organisée par la CRE, à laquelle l’UFE répond aujourd’hui.

Le SDDR, réalisé en concertation avec l’ensemble des acteurs, offre une évaluation économique, industrielle et environnementale des évolutions du réseau. Ce document essentiel constitue la planification du réseau de transport jusqu’à l’horizon 2035, comprenant non seulement les infrastructures de transport à construire ou à modifier à l’avenir, mais aussi les principes relatifs au dimensionnement du réseau. Il répond ainsi à trois principaux enjeux : moderniser le réseau pour continuer d’assurer l’alimentation en électricité, l’adapter aux évolutions de la consommation et lui permettre d’accueillir les nouvelles productions renouvelables prévues par la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE).

Co-optimiser la production et les réseaux pour réussir la transition énergétique

Optimiser le coût de la transition énergétique constitue une condition primordiale de sa réussite. Pour cela, comme l’ont démontré les études de RTE dans le SDDR, il est nécessaire de réaliser une optimisation conjointe des coûts liés aux évolutions du réseau et de ceux relatifs à la construction de nouvelles installations de production renouvelable. En effet, faire porter des incitations économiques sur un seul des segments du système électrique sans tenir compte des autres serait source d’inefficacités et de désoptimisations, et conduirait donc à terme à renchérir le coût de la transition énergétique.
Cette co-optimisation implique de transmettre des signaux économique aux producteurs pour leur indiquer les zones les plus propices – du point de vue du réseau – au raccordement des énergies renouvelables. Ces signaux doivent cependant être pertinents : ils doivent refléter les coûts de réseau appropriés, et pouvoir effectivement être pris en compte par les acteurs. Concernant les producteurs d’énergies renouvelables, l’UFE considère que ces signaux sont à transmettre via les coûts de raccordement et les Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau (S3REnR), qui peuvent être intégrés dans la décision d’investissement. A contrario, l’UFE rappelle que la mise en place de signaux lors de la phase de fonctionnement des centrales, tel qu’un renforcement du timbre à l’injection, serait inefficace et coûteuse pour la collectivité. Cela conduirait en effet les producteurs à supporter des coûts évolutifs et difficilement prévisibles, et donc in fine à renchérir le coût de développement des énergies renouvelables.

Les flexibilités de production : une opportunité pour le système électrique

Afin de limiter les coûts de l’évolution du réseau, il peut parfois être judicieux de décaler la construction de certains ouvrages (lignes, transformateurs) qui ne seraient utilisés que pendant un très faible nombre d’heures, et de privilégier plutôt le recours aux flexibilités de production, c’est-à-dire à la réduction temporaire d’une très faible partie de la production d’électricité. Ce principe dit de « dimensionnement optimal » du réseau a pleinement été intégré par RTE dans la réalisation du SDDR. Au niveau du réseau de transport, il est ainsi estimé que son application permettra de réaliser 7 milliards d’euros d’économie d’ici à 2035 tout en écrêtant seulement 0,3 % de la production solaire et éolienne à cet horizon.
Du point de vue de la collectivité, le déploiement de ces flexibilités n’est cependant pas gratuit, car il nécessite naturellement d’indemniser entièrement les producteurs concernés. C’est pourquoi leur degré d’utilisation doit relever d’une logique d’optimisation économique, afin d’éviter tout recours excessif ou au contraire insuffisant aux flexibilités, qui in fine pèserait sur l’ensemble des utilisateurs du réseau.

Eolien en mer : réussir le raccordement grâce à l’anticipation

Les lois « Hydrocarbures » et ESSOC ont confié au gestionnaire de réseau de transport le soin de réaliser le raccordement des éoliennes en mer, le coût de celles-ci étant couvert par le Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Afin d’optimiser le coût pour la collectivité, l’UFE propose que l’Etat approfondisse et anticipe sa planification de la filière afin de permettre à RTE d’effectuer les choix les plus éclairés possibles en termes de technologie, de dimensionnement et de calendrier de travaux et de donner le maximum de visibilité à l’ensemble des acteurs.

La transition énergétique ne pourra se réaliser sans les réseaux : à ce titre l’UFE considère que le SDDR doit être rapidement validé, afin que le programme de transformation du réseau de transport présenté dans le schéma soit engagé résolument et sans délai. Les investissements concernés créeront en outre une source importante d’activité économique et d’emplois, d’autant plus importants dans le contexte que nous connaissons.