RTE avait bien choisi sa date pour présenter son étude prospective sur la capacité du réseau électrique à accueillir la production hydrolienne. Le gestionnaire de réseau l'a rendue publique le 1er février, et le 7, en plein colloque du Syndicat des énergies renouvelables, il signait avec ce dernier une convention pour « faciliter l'accueil des énergies renouvelables sur le réseau de transport ». « Le SER s'efforcera de faire part à RTE, le plus en amont possible, des zones de localisation présentant un potentiel important », y lit-on. Le raz Blanchard, dans le Cotentin, et le passage Fromveur, en Bretagne, font partie de ces zones, de par leur riche gisement hydrolien. Ils représentent la plus grande partie des 3 à 5 GW de potentiel prêté aux courants marins français. Ainsi, c'est sur le raz Blanchard que GDF Suez, distancé par EDF déjà présent à Paimpol, place tous ses espoirs hydroliens. Le 5 février, le groupe a annoncé un partenariat industriel avec le turbiniste allemand Voith, visant une implantation en 2016 de trois à six turbines de 3 à 12 MW. Et c'est le Fromveur qu'a choisi le spécialiste Sabella pour déployer sa technologie.
« Aujourd'hui, on ne constate pas de problème d'intégration des énergies renouvelables sur le réseau, mais nous ne voulons pas attendre d'être au pied du mur. Si on n'anticipe pas, des problèmes se poseront en 2020 », affirme Jean-Louis Bal, le président du SER. « Il faut articuler la planification des projets de production d'énergie renouvelable et celle des ouvrages du réseau de transport », complète Pierre Bornard, vice-président de RTE, rappelant qu'il y a pour cela les schémas S3RENR (lire EMC n° 136). Certes, en 2013, la production hydrolienne française est quasi-nulle. Mais dans dix ans, elle sera non négligeable, au vu de la frénésie d'acquisitions des industriels (DCNS dans OpenHydro, Alstom dans Tidal Generation).
Alors, que dit l'étude de RTE ? Avant tout, que « le réseau terrestre existant présente une capacité d'accueil importante ». Pour autant, la filière naissante peut-elle être soulagée ? Non : ce réseau « devra être renforcé au regard du gisement total actuellement estimé ». Certes, dans le Cotentin, « grâce à la capacité de transit apportée par la liaison Cotentin-Maine, l'accueil de la production hydrolienne jusqu'à 1 500 MW [presqu'un EPR, ndlr] ne nécessiterait que des adaptations légères ». Mais au-delà, « des contraintes apparaissent ». En tout état de cause, « au-delà de 2 500 MW, il sera indispensable de renforcer le réseau 400 kV par de nouveaux ouvrages ». Avec les délais et les investissements que cela suppose… Dans le cas d'une exploitation commerciale à grande échelle, « le coût du raccordement relevant du réseau public de transport irait de 100 millions d'euros pour 250 MW à 300 millions pour 1GW ». Au-delà de 1,5 GW, le recours à une technologie de courant continu, avec stations de conversion en mer, propulserait le coût au-delà de 600 millions, selon RTE.
La France n'en est pas là. La première étape, celle des fermes précommer-ciales, est à peine amorcée ! Nonobstant, RTE a étudié la capacité d'accueil d'une production déversée par 17 à 100 MW hydroliens, une gamme de puissance qui se contente de raccordements directs à terre en HTA. « Le coût de raccordement relevant du réseau public de transport se situerait entre 10 et 20 millions d'euros pour l'hydro-lien du Cotentin », dit alors RTE. Pour le Fromveur, la capacité d'accueil est de 60 MW, avec un coût de raccordement estimé à 70 millions d'euros. Qui paiera tout cela ? Si les textes sont clairs pour le segment en HTA, à la charge du producteur, le flou règne en ce qui concerne la transformation HTA/HTB : participation de RTE, du gestionnaire du réseau de distribution, des producteurs via un pot commun au titre des S3RENR… Même le financement des ouvrages de transport n'est pas clair, RTE évoquant un « partage des coûts » entre producteurs. Toutefois, « pour les fermes commerciales hydroliennes, une telle approche présenterait un risque de dérive des coûts pour la collectivité », reconnaît-il. GM
