Système électrique

1. LES DÉCISIONS D’INVESTISSEMENTS DANS DE NOUVELLES INTERCONNEXIONS [1]

Le règlement des Réseaux Trans-Européens RTE-E (ou TEN-E pour Trans-European Networks for Energy) constitue le cadre juridique de l’organisation, de la sélection et des modalités de soutien des infrastructures énergétiques transfrontalières [2], notamment les interconnexions électriques. Il vise à identifier des corridors prioritaires et à permettre à la Commission européenne de sélectionner les Projets d’Intérêt Commun (PIC), qui apportent un bénéfice transfrontalier significatif, dans le but de faciliter leur développement. Le règlement impose que les projets soient évalués selon une méthodologie définie par l’association ENTSO-E [3], qui publie tous les deux ans le plan décennal de développement du réseau (Ten-Year Network Development Plan ou TYNDP). Ce plan non contraignant présente les orientations de développement du réseau électrique de transport pour les dix à vingt prochaines années et sert de cadre de référence pour l’analyse socio‑économique des projets d’interconnexion. Cette dernière, fondée sur une analyse coûts-bénéfices, permet d’identifier les zones frontalières où le renforcement des échanges d’électricité seraient économiquement avantageux, selon différents scénarios énergétiques futurs.

En France, le gestionnaire du réseau de transport RTE est responsable de l’interconnexion avec les réseaux des autres pays européens voisins [4]. RTE estime dans son schéma décennal de développement du réseau (SDDR) les investissements nécessaires sur 15 années et définit la stratégie de développement, notamment des nouvelles interconnexions avec les pays voisins [5] ou le renforcement des interconnexions existantes. Le lancement d’un projet dépend de sa rentabilité socio-économique au regard des impacts sur le plan de la production nationale, des pertes des réseaux électriques, de la sécurité d’approvisionnement, du respect de l’environnement et des contraintes des réseaux internes. Un projet doit en effet conjuguer une optimisation des nouvelles capacités d’échanges tout en déterminant la meilleure utilisation des réseaux existants afin de limiter les besoins de renforcements internes.

Les projets d’investissement de RTE dans des interconnexions sont soumis à l’approbation d’une autorité administrative indépendante, la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui vérifie la conformité de ce plan avec le TYNDP en comparant les montants des bénéfices socio-économiques (en €/an), selon différents scénarios d’évolution des mix énergétiques (de RTE et du TYNDP). Elle évalue la pertinence technico-économique à l’échelle nationale (coûts des infrastructures par rapport à la valeur économique dégagée), l’impact sur le TURPE [6] et les modalités de financement des projets (subventions européennes, financements par d’autres GRT et/ou investissements privés). Afin de garantir l’équilibre économique pour chacun des deux pays, une répartition en pourcentage des bénéfices attendus est analysée par les régulateurs des pays partageant l’interconnexion pour déterminer une répartition du financement entre les États (ainsi que l’obtention de subventions européennes le cas échéant).

Des investisseurs privés peuvent également développer des projets d’interconnexion   ?
Oui, on parle dans ce cas d’infrastructures «   marchandes   », dont les revenus principaux proviennent des arbitrages de prix entre marchés électriques et non d’un financement par la collectivité via le TURPE. Un acteur privé peut demander une exemption partielle aux règles d’accès régulé [7] (car il ne s’agit pas d’une extension du réseau régulé) en prouvant que le projet améliore la concurrence ainsi que la sécurité d’approvisionnement, et que le risque est supporté par l’investisseur. Ces projets restent soumis aux mêmes contraintes techniques et administratives que les projets développés par le GRT.

2. DES ÉTUDES À LA CONSTRUCTION, LES ÉTAPES & LES ENJEUX

Phases de développement d’un projet d’interconnexion électrique :

Source : UFE

Études et concertations

Une étude d’impact environnemental (EIE) est menée par chaque maître d’ouvrage sur son territoire. Elle inclut des analyses environnementales et des expertises écologiques pour évaluer l’impact de la future ligne et de ses infrastructures de raccordement.

Pour les projets d’infrastructures énergétiques d’intérêt commun, la réglementation européenne [8]  prévoit des procédures optimisées et une information du public renforcée en deux phases. Durant la première phase, le gestionnaire de réseau établit la nécessité technique et économique de l’ouvrage. Il affine ses études, notamment environnementales et définit un «  fuseau   » de passage de la future ligne en concertation avec l’ensemble des acteurs locaux (élus, services de l’État, associations, etc.). Cette étape préparatoire permet également de finaliser le dossier de demande d’autorisation et l’étude d’impact. Cette procédure, consistant en une concertation des parties prenantes locales sous l’égide du préfet, est encadrée par la circulaire dite «   Ferraci   » [9]. En parallèle, le projet est soumis à concertation du public via la Commission nationale du débat public (CNDP) [10], les interconnexions étant des projets d’envergure, ou «  PIC   ». La CNDP organise à cet effet des débats publics, des ateliers participatifs et des enquêtes publiques, afin de recueillir l’avis des citoyens, des associations et des collectivités locales sur les projets, préalablement à l’octroi des autorisations administratives nécessaires au lancement des travaux. À son issue, le maître d’ouvrage indique les mesures qu’il retient de la concertation.

Autorisations et déclarations

Les autorisations administratives qui garantissent la protection de l’environnement sont délivrées selon des procédures strictes, encadrées par le Code de l’environnement et le Code général de la propriété des personnes publiques. Le dossier de demande d’autorisation doit notamment inclure l’étude d’impact environnemental, une étude de risques, un plan de gestion des impacts et l’application de la séquence « Éviter-Réduire-Compenser » dite «  ERC  ».

Une fois le dossier de demande d’autorisation déposé, les services de l’État l’instruisent pour délivrer l’autorisation. Pendant l’instruction, une enquête publique est menée, ce qui permet au public de consulter le dossier et de formuler des observations. Les commissaires enquêteurs rendent ensuite un avis qui est transmis aux autorités décisionnelles.

Une Déclaration d’Utilité Publique (DUP) est souvent requise pour certaines liaisons terrestres ou postes électriques associés, conformément au Code de l’énergie [11]. Elle permet de reconnaître l’intérêt général du projet et rend possible la mise sous servitudes. D’autres autorisations sectorielles peuvent aussi être nécessaires (concessions sous-marines, etc.).

Qu’est-ce que la séquence «  ERC  » ?
Ce principe clé du droit de l’environnement consiste pour le porteur de projet à :
-  Éviter en priorité les impacts en phase de conception  ;
-  Réduire les impacts dans la construction et exploitation  ;
-  En dernier recours, compenser les impacts résiduels, sous réserve d’une validation par les services de l’État (DREAL).
Par exemple, pour le projet Golfe de Gascogne, une zone de compensation écologique a été aménagée sur un terrain acquis par RTE à Manon Nord, afin de compenser les effets des travaux sur les milieux humides locaux.

Constructions et mises en service

S’ensuit la phase de construction de l’infrastructure, dont la durée varie généralement de deux à cinq années, et de mise en œuvre des mesures environnementales et autres engagements avant la mise en service définitive de l’interconnexion.

En pratique les projets d’interconnexions peuvent, à la suite de l’obtention des autorisations administratives, faire l’objet de recours administratifs de tiers (collectivités, associations d’opposants, etc.) qui contestent les tracés, les impacts environnementaux ou les déclarations d’utilité publique des infrastructures, en invoquant des motifs tels que l’atteinte à l’environnement, les impacts socio-économiques ou le défaut de concertation. Bien que les projets d’interconnexions s’inscrivent dans des dispositifs européens (ENTSO-E, PIC) ainsi que nationaux (SDDR) et disposent de solides dossiers de demandes d’autorisations administratives incluant la séquence ERC, ces recours dont la résolution n’intervient qu’en plusieurs années [12] conduisent généralement à décaler la date de mise en service.

Les projets d’interconnexions permettent des retombées économiques, sociales et patrimoniales dans les territoires concernés :
Les infrastructures, qui ont une durée de vie de 50 à 80 ans, sont une opportunité de contribuer, lors de leur création notamment, au développement du territoire et du tissu économique local.
L‘interconnexion Golfe de Gascogne engendre à titre d’exemple 175 M€ de retombées économiques locales dans le Sud-Ouest (en Gironde, dans les Pyrénées‑Atlantiques et dans les Landes) et prévoit plus de 25 000  heures d’emploi réservées à l’insertion sociale.
Pour le projet Celtic Interconnector, 13 M€ ont pu être injectés dans l’économie bretonne (notamment dans le Finistère). Le GRT peut également mettre en œuvre des actions de préservation du patrimoine historique grâce aux partenariats public-privés (exemple  : réhabilitation du phare de Mogueriec en 2023).
En outre, les taxes reposant sur ses infrastructures (pylônes, postes électriques, etc.) contribuent aux finances locales.

3. NOUVELLES INTERCONNEXIONS & AUGMENTATIONS DES CAPACITÉS EXISTANTES

RTE doit achever d’ici 2030 la mise en service de cinq projets (issus du précédent SDDR) pour augmenter de 11 GW la capacité d’export et de 9 GW d’import par rapport à 2020 [13], afin d’atteindre plus de 150 TWh annuels d’échange [14] à cette échéance.

*Société en charge de la construction et de la mise en service de l’ensemble des interconnexions électriques entre la France et l’Espagne
Source : UFE

Les montants d’investissement de RTE pour les interconnexions en 2025 s’élèvent à 491,5  M€ et sont estimés en 2026 à 660,9  M€, principalement pour les projets Golfe de Gascogne et Celtic [15]. Ces projets bénéficient par ailleurs d’un soutien européen à hauteur de 125,7  M€ en 2026.

RTE identifie dans le SDDR 2025 plusieurs options de développement d’interconnexions supplémentaires porteuses de bénéfices sur le plan technico-économique et à l’échelle de l’Union européenne, à l’horizon 2040. La mise en service de nouvelles interconnexions sera toutefois conditionnée à la démonstration de leur pertinence, la mise en service de projets de renforcement des réseaux internes français et l’anticipation des financement nécessaires [16].

Conclusion : Le développement des interconnexions électriques repose sur un cadre décisionnel européen et national qui vise à garantir un optimum entre leur intérêt socio-économique, leur intégration aux réseaux internes et la minimisation de leurs impacts sur l’environnement.
L’achèvement d’ici 2030 de la mise en services des projets prioritaires issus du dernier SDDR permettra i) de renforcer la sécurité d’approvisionnement, ii) d’intégrer les nouvelles capacités de production d’électricité et iii) de favoriser les échanges d’électricité et la solidarité à l’échelle européenne.
RTE étudie actuellement plusieurs projets supplémentaires d’interconnexions pour les périodes 2030-2040 et au-delà de 2040, qui seront conditionnés au renforcement préalable de la structure interne du réseau français et à l’adéquation des solutions techniques et financières disponibles.