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> 2006 - 2020

SCHÉMA DE DÉVELOPPEMENTdu réseau publicde transport d’électricité

La responsabilité de RTE EDF Transport S.A. ne saurait être engagée pour les dommages de toute nature, directs ou indirects résultant de l’utilisation ou de l’exploitation des données et informations contenues dans le présentdocument, et notamment toute perte d’exploitation, perte financière ou commerciale.

SCHÉMA DE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU PUBLIC

DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ > 2006 - 2020

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Sommaire

1 � QU’EST-CE QUE LE SCHÉMA DE DÉVELOPPEMENT ? 4

1.1. Une triple exigence 4

1.2. Insertion dans le processus prévisionnel 5

• Les besoins énergétiques 5

• Les besoins en infrastructures de transport 5

• Du schéma de développement aux projets d’évolution du réseau 5

1.3. Modalités d’élaboration 6

1.4. Composition du document 6

2 � LE RÉSEAU DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ AUJOURD’HUI 7

2.1. Fonctions du réseau de transport dans le système électrique 7

• Le réseau de grand transport et d’interconnexion à 400 000 volts 7

• Les réseaux de répartition 225 000 volts et haute tension 8

2.2. Les enjeux du développement du réseau de transport 8

• Les objectifs du développement 8

• Le contexte du développement du réseau 9

2.3. Caractéristiques du réseau de transport en 2006 10

• Maillage du territoire 10

• Dynamique de développement et croissance de la consommation 11

3 � CORPS D’HYPOTHÈSES 14

3.1 Hypothèses concernant la consommation 14

• Une vision nationale basée sur une approche sectorielle 14

• … déclinée régionalement, et complétée par une approche locale 16

3.2 Hypothèses concernant la production 19

• Le parc de production aujourd’hui 19

• Evolution du parc de production 21

3.3 Hypothèses concernant les échanges en Europe 24

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4 � LES DIFFÉRENTS TYPES DE CONTRAINTES 27

4.1 Typologie 27

• Le raccordement des clients 27

• La sécurité d’alimentation 27

• La performance technique et économique du système 27

• Le maintien en condition opérationnelle du patrimoine 28

• Robustesse face aux phénomènes climatiques extrêmes 28

4.2 Détection des contraintes : méthode 29

• Simulation des situations à risque 29

• Analyse de la qualité de fourniture 32

• Expertise des ouvrages 32

• De la détection à la résolution des contraintes 32

5 � EXPOSÉ DES CONTRAINTES DU RÉSEAU À MOYEN ET LONG TERME 34

5.1. Raccordement 34

• Clients Distributeurs 34

• Clients Consommateurs identifiés 36

• Clients Producteurs 37

5.2. Sécurité de l’alimentation électrique 37

• Des contraintes avérées levées par des projets à court terme 38

• Des contraintes qui appelleront des réaménagements du réseau à moyen terme 39

• Des contraintes d’ampleur modérée identifiées autour de grandes agglomérations 40

5.3. Performance technique et économique 41

• Des projets en cours, levant les contraintes à court terme 44

• Une problématique accentuée par le développement du parc de production centralisée 44

• Avec comme conséquence une répartition des flux fortement modifiée en France 45

• Une problématique également liée au développement du parc de production 45 d’énergies renouvelables

• Pénalisation des échanges transfrontaliers 46

5.4. Maintien en condition opérationnelle 47

6 � CONCLUSION 49

� BIBLIOGRAPHIE 53

� ANNEXE 1 : 55

CONTEXTE RÉGLEMENTAIRE ET ADMINISTRATIF RELATIF AUX PROJETS DE RÉSEAU

L’étude préalable de l’opportunité des projets 56

La procédure de DUP 55

L’élaboration du tracé de détail 55

� ANNEXE 2 : 59

DESCRIPTION DES CONTRAINTES PAR RÉGION ADMINISTRATIVE

Région Alsace 61

Région Aquitaine 67

Région Auvergne 73

Région Basse-Normandie 79

Région Bourgogne 87

Région Bretagne 93

Région Centre 101

Région Champagne-Ardenne 107

Région Franche-Comté 113

Région Haute-Normandie 119

Région Île-de-France 127

Région Languedoc-Roussillon 133

Région Limousin 141

Région Lorraine 147

Région Midi-Pyrénées 155

Région Nord-Pas-de-Calais 163

Région Provence-Alpes Côte d’Azur 169

Région Pays de la Loire 177

Région Picardie 185

Région Poitou-Charentes 191

Région Rhône-Alpes 197

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Les schémas de services collectifs ontété adoptés par décretdu 18 avril 2002. Ils traduisent la volontéde planification à longterme de neuf politiques publiquesstructurantes pourl’aménagement du territoire en intégrantles impératifs du développementdurable.Le schéma de services collectifs de l’énergie apour objectifs unemeilleure exploitationdes ressources localesd’énergie et la relancedes efforts d’utilisationrationnelle de l’énergie dans les transports, l’industrieet les activités résidentielles et tertiaires. Il procèded’un diagnostic desperspectivesd’évolution de lademande, la situationdes différentes régionsau regard des enjeuxde production et deconsommationd’énergie, les potentiels d’économied’énergie et de valorisation des énergies décentraliséessusceptibles d’êtredéveloppés et lesconséquencesattendues du protocolede Kyoto sur cette politique.

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Le schéma de développement du réseaupublic de transport d’électricité répond àtrois exigences principales :

• une exigence réglementaire : la loi du10 février 2000 [1] prévoit l’élaborationd’un schéma de développement duréseau public de transport qui tiennecompte du schéma de services collectifsde l’énergie [2].La circulaire ministérielle du 9 septem-bre 2002 [3] précise les grandes lignes deson contenu : le schéma de développe-ment doit faire apparaître les zones du territoire national, dites « zones defragilité électrique », pour lesquelles lerenforcement ou le développement duréseau public de transport d’électricitésera vraisemblablement nécessaire à unhorizon de 10 à 15 ans en vue de satis-faire les besoins des consommateurs oudes producteurs.

• une exigence de concertation, commele rappelle le « Contrat de servicepublic » [4] signé le 24 octobre 2005entre l’Etat, EDF et RTE, qui insiste sur lanécessité de mener une concertation àtoutes les étapes du développement duréseau public de transport, afin d’enlimiter les impacts environnementaux.

• une exigence de vision à long terme del’évolution du réseau de transport : ladurée de vie des ouvrages du réseau (del’ordre d’une cinquantaine d’années),l’importance des coûts d’investissementsassociés et leurs délais de réalisation (de l’ordre de 6 à 7 ans pour les lignesaériennes, voire plus dans certains cas)conduisent, en dépit d’un futur incer-tain, à inscrire les décisions dans uncadre de cohérence à long terme par-tagé par tous les acteurs impliqués danscette problématique.

QU’EST-CE QUE LE SCHÉMA DE DÉVELOPPEMENT ?1

1.1. UNE TRIPLE EXIGENCE

Assurer le développement des réseaux publics de transport et de distributionde l’électricité constitue l’une des missions fondamentales du service public del’électricité pour garantir un approvisionnement électrique de qualité sur l’ensemble du territoire.

Les décisions en matière de développement du réseau sont complexes dans lamesure où elles font intervenir certains paramètres dont RTE, gestionnaire duréseau public de transport, n’a pas la maîtrise. Il s’agit pour l’essentiel, d’unepart de la croissance de la demande d’électricité, et d’autre part des décisionsconcernant les moyens de production (création de nouveaux moyens deproduction, modalités d’utilisation des centrales et fermeture d’unités deproduction). Par ailleurs, la création de nouvelles lignes électriques doitrépondre à des exigences sans cesse accrues en matière d’insertion dansl’environnement.

Le développement du réseau public de transport doit donc s’inscrire dans unedémarche de planification, de manière à anticiper l’apparition d’insuffisancesdu réseau. Cette démarche doit ensuite permettre de mieux justifier les projets de développement du réseau public de transport. Dans cette optique,la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement duservice public de l’électricité , qui fixe les conditions de la mise en place dumarché de l’électricité, a prévu l’élaboration par RTE d’un schéma dedéveloppement du réseau public de transport d’électricité, présentant unevision globale des contraintes de ce réseau à un horizon de moyen à longterme. Conformément à la loi, ce schéma est établi tous les deux ans, et estapprouvé par le ministre chargé de l’énergie, après avis de la Commission derégulation de l’énergie.

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Le schéma de développement s’insèredans une logique globale de prévisions àmoyen-long terme de l’évolution du sys-tème électrique, que l’on peut résumerpar le schéma ci-contre à droite :

Les besoinsénergétiques

En premier lieu, l’article 6 de la loi du10 février 2000 prévoit la réalisation d’un« bilan prévisionnel pluriannuel » [5]. Atravers l’examen de scénarios contrastésdes perspectives de croissance de lademande et d’évolution des moyens deproduction à long terme, ce bilan prévi-sionnel établit un diagnostic prospectifde l’équilibre entre l’offre et la demanded’électricité, évalue les besoins en nou-velles capacités de production pour assu-rer, dans la durée, la sécurité d’approvi-sionnement au niveau national.

Le ministre chargé de l’énergie s’appuienotamment sur le bilan prévisionnel et leschéma de services collectifs de l’énergiepour élaborer la programmation plurian-nuelle des investissements de production[6], qui fixe les objectifs en matière dedéveloppement de moyens de productionpar filière, c’est-à-dire par énergie pri-maire et technique de production.L’atteinte de ces objectifs s’appuie sur unsystème d’autorisation de projets et, le caséchéant, sur des appels d’offres lorsque lesprojets de nouvelles capacités de produc-tion ne répondent pas à ces objectifs,notamment ceux concernant les tech-niques de production et la localisationgéographique des installations.

Les besoins en infrastructures de transport

Les études de développement du réseaude transport s’appuient sur un corps d’hy-pothèses élaboré par RTE à partir du bilanprévisionnel, de la programmation plu-riannuelle des investissements de produc-tion, et de données recueillies localement,notamment dans le cadre des comitésrégionaux de concertation.

Ces études permettent d’identifier lescontraintes susceptibles d’apparaître sur leréseau à un horizon de 10 à 15 ans pourles recenser dans le schéma de développe-ment du réseau de transport.

Inversement, l’identification de cescontraintes dans le schéma de développe-ment peut orienter le choix de la localisa-tion des futurs moyens de productionsfigurant dans la programmation plurian-nuelle des investissements de production.En effet, l’installation d’une capacité deproduction sur un site adéquat peut êtrede nature à limiter les contraintes sur lesouvrages du réseau de transport, enrééquilibrant la circulation des flux d’élec-tricité dans une zone donnée.

Par ailleurs, les éléments apportés par leschéma de développement permettentd’expliciter les opportunités éventuellesde localisation de production induites parles faiblesses locales du réseau.

Du schéma de développement aux projets d’évolution du réseau

Si le schéma de développement n’a paspour vocation de proposer les solutionspossibles à tous les problèmes identifiés, il présente néanmoins les projets en cours de concertation ou d’instructionréglementaire, destinés à résorber descontraintes avérées ou susceptibles d’apparaître à court terme.

En complément, des études approfondiessont entreprises par RTE, afin d’étudiertoutes les solutions permettant de résou-dre les autres contraintes, pour lesquellesun projet précis n’a pas encore été identi-fié. Ces études permettent de faire émerger le projet qui réalise le meilleur compromis entre coût, efficacité, et inser-tion environnementale.

1.2. INSERTION DANS LE PROCESSUS PRÉVISIONNEL

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Après vérification de l’opportunité du pro-jet par les services de l’État, une concerta-tion préalable spécifique est organisée sousl’égide du préfet de département pourdéfinir, avec les services de l’État et les éluset associations représentatifs des popula-tions concernées, les caractéristiques duprojet ainsi que les mesures d’insertionenvironnementale et d’accompagnement.Le dossier établi par RTE dans le cadre de

cette concertation précise dans quellemesure le projet s’inscrit dans les orienta-tions du dernier schéma de développementou, le cas échéant, expose les besoins nou-veaux à satisfaire qui n’avaient pas pu êtrepris en compte dans ce schéma. Ce n’estqu’à l’issue de ce processus que l’Étatengage la procédure administrative visant àdélivrer les autorisations nécessaires à laréalisation du projet (voir annexe 1).

La circulaire ministérielle du 9 septembre2002 précise les modalités d’élaborationdu schéma de développement [3].

En premier lieu, le schéma de développe-ment est conçu à l’échelon régional. Danscet objectif, une instance régionale deconcertation est mise en place, soit à traversune commission dépendant de la Conféren-ce Régionale de l’Aménagement et duDéveloppement du Territoire (CRADT), soit,en articulation avec la CRADT, par le ComitéRégional de Concertation (CRC), dans le casoù une telle instance fonctionne déjà.

Les volets régionaux du schéma de déve-loppement, issus de la concertation, sontbâtis autour des principes suivants :

• A partir de l’état des lieux du réseauélectrique régional existant et des objec-tifs en matière de développement duréseau, le schéma se projette à un hori-zon de dix à quinze ans. Les évolutionsde ce réseau dépendent évidemment decertains paramètres sur lesquels unconsensus doit être établi dans le cadredes instances de concertation. Il s’agit en

particulier du corps d’hypothèses per-mettant d’estimer les perspectives d’évo-lution de la consommation d’électricitéet de la production de la région, quitient compte du schéma de service col-lectifs de l’énergie et de la programma-tion pluriannuelle des investissementsde production.

• L’ensemble de ces données permet deconstituer des cartes des « zones de fra-gilité électrique » liées aux contraintesdétectées aux horizons 2012 et 2020,mettant en évidence toutes les zones dela région pour lesquelles le renforce-ment ou le développement du réseau detransport sera vraisemblablement néces-saire, pour la bonne desserte de l’ensem-ble des clients.

• Enfin, la liste des projets de développe-ment du réseau déjà en cours de concer-tation ou d’instruction réglementaire estélaborée en regard des contraintes élec-triques identifiées.

L’objectif de ce document est d’en présenterune synthèse.

1.3. MODALITÉS D’ÉLABORATION

Après un tour d’horizon des principauxenjeux liés au réseau de transport et à sondéveloppement puis une présentation duréseau de transport existant au sein du cha-pitre 2, les principales hypothèses concer-nant l’évolution de la consommation et dela production d’électricité ainsi que lesprincipes méthodologiques utilisés pour lesélaborer sont exposés au chapitre 3.

Le chapitre 4 propose une classificationdes contraintes à résoudre, et décrit lafaçon dont elles sont détectées dans lesétudes prospectives menées par RTE.

Les principales d’entre elles, identifiéesaujourd’hui à moyen/long terme, et lesprojets en cours de concertation ou d’ins-truction réglementaire permettant d’enrésoudre une partie, sont ensuite décritsau chapitre 5.

Enfin, tandis que l’annexe 1 présentera lecontexte réglementaire et administratifrelatif aux projets de réseau, on trouveraen annexe 2 une synthèse des volets régio-naux du Schéma de Développement éta-blis dans chaque région administrative.

1.4. COMPOSITION DU DOCUMENT

Les volets régionauxdu présent schéma dedéveloppement, issusde la concertationmenée à l’échelle dechaque région aulong de l’année 2006,s’appuient sur uncorps d’hypothèsesde consommationélaboré par RTE àpartir de l’édition2005 du bilan prévisionnel del’équilibre offredemande d’électricitéen France.

Le volet 400 000volts, finalisé en 2007lors du travail deconsolidation duschéma, a pu s’appuyer sur uncorps d’hypothèsesélaboré à partir del’édition 2007 dubilan prévisionnel.

Toutefois, force estde constater la fai-blesse de l’impactsur le volet 400 000volts des évolutionsentre les corps d’hypothèses de2005 et 2007 : pourl’essentiel, il s’agitd’une anticipationou d’un décalage dequelques années dela réalisation de certains ouvrages derenforcement deréseau, sans remiseen cause des straté-gies de développe-ment du réseau degrand transport.



LE RÉSEAU DE TRANSPORTD’ÉLECTRICITÉ AUJOURD’HUI2

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Avec ses 100 000 kilomètres de lignesaériennes et souterraines, le réseau detransport d’électricité est au cœur dusystème électrique et assure une doublefonction d’interconnexion :

• au niveau national, l’interconnexion desréseaux publics de distribution et desinstallations de production, ainsi que le raccordement des consommateursfinaux qui ne peuvent être raccordés àun réseau public de distribution

• au niveau international, l’intercon-nexion avec les réseaux de transport despays voisins.

Le réseau de grand transport et d’interconnexion à 400 000 volts

Le réseau 400 000 volts assure le transportde l’énergie à travers tout le territoirefrançais. Il alimente les grandes zones de consommation et assure égalementl’interconnexion avec les pays limitrophes ;

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2.1. FONCTIONS DU RÉSEAU DE TRANSPORT DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE

A la sortie des principales centrales de production, l’électricité est portée àtrès haute tension (400 000 et/ou 225 000 volts) afin de pouvoir être transpor-tée sur de longues distances. Jusqu’au consommateur final, l’énergie élec-trique circule en empruntant différents réseaux de lignes aériennes et souter-raines de niveaux de tension décroissants : le réseau de transport d’électricitéau niveau national et régional, exploité par RTE, puis les réseaux de distribu-tion des collectivités locales exploités par les distributeurs d’électricité.

Plusieurs niveaux de tension composentce réseau : 63 000 volts,90 000 volts, 225 000volts, 400 000 volts et, de façon plus marginale, 150 000volts.

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les groupes de production les pluspuissants y sont raccordés directement. Sesprincipales fonctions sont :

• d’assurer l’équilibre entre production etconsommation d’électricité à l’échelle duterritoire national et de compenser lesdéséquilibres intra, interrégionaux etinternationaux ;

• d’assurer un secours mutuel entre paysinterconnectés dès que l’un d’eux enre-gistre un déficit de production ou unesurconsommation non prévue, afin delimiter les risques d’incidents généralisés ;

• de permettre des échanges d’énergie surl’ensemble du territoire français et avecles pays voisins dans le cadre du marchéeuropéen de l’électricité.

Ce réseau a donc un rôle stratégique dans lefonctionnement du réseau électrique natio-nal et européen. Il est donc important queson développement puisse accompagner ledéveloppement de la consommation, de laproduction et des échanges aux frontières.

Les réseaux de répartition 225 000 volts et haute tension

Les ouvrages de tension 63 000, 90 000 et225 000 volts constituent les réseaux derépartition, qui jouent un rôle d’irrigationrégionale : ils acheminent l’énergie élec-trique depuis les postes de transformation400 000 volts et les groupes de productionqui leur sont directement raccordés versles postes sources des distributeurs. Lesgrands clients industriels sont égalementraccordés directement aux réseaux derépartition.

Les objectifs du développement

La mission de développement du réseaude transport telle que définie par l’article2 de la loi du 10 février 2000 relative à lamodernisation et au développement duservice public de l’électricité, consiste àassurer :

• la desserte rationnelle du territoire natio-nal dans le respect de l’environnement,

• le raccordement et l’accès à ce réseaudans des conditions non discriminatoires,

• l’interconnexion avec les pays voisins.

L’article 15 de la loi précise notammentque « le gestionnaire du réseau de trans-port assure à tout instant l’équilibre desflux d’électricité sur le réseau, ainsi que lasécurité (des personnes et des biens), lasûreté et l’efficacité de ce réseau, tout entenant compte des contraintes techniquesqui pèsent sur celui-ci ».

� La sûreté de fonctionnement et la sécurité d’alimentation

Garantir la sûreté et la sécurité du systèmeélectrique consiste à en maîtriser l’évolu-

tion et les réactions face aux différentsaléas dont il est l’objet : court-circuits, évo-lution imprévue de la consommation,indisponibilité d’ouvrages de transport oude production, agressions extérieures.

On distingue :

• La sécurité d’alimentation, c’est-à-direla faculté d’alimenter les consommationsraccordées au réseau à partir des cen-trales de production en respectant lesengagements de qualité de l’électricitéde RTE vis-à-vis de sa clientèle, y comprisen cas d’incident affectant le réseauélectrique.Cet incident peut être consécutif à unaléa d’origine externe (agression exté-rieure d’origine humaine ou climatique)ou à une panne (défaillance imprévisibled’équipements).Plus particulièrement, RTE veille au bonniveau de fiabilité de ses ouvrages pardes actions de maintenance courante, etsurveille étroitement les ouvrages néces-sitant des travaux de maintien en condi-tion opérationnelle, pour lesquels peutse poser la question du renouvellement,ou de travaux lourds de réhabilitation.RTE s’assure enfin du dimensionnementadéquat des ouvrages.

2.2. LES ENJEUX DU DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE TRANSPORT

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• La sûreté de fonctionnement, quiconsiste à réduire le risque d’incidentsde grande ampleur, pouvant conduiredans des cas extrêmes à une coupure del’alimentation électrique généralisée àl’ensemble du pays ou à une vaste zone.Dans le cadre de cet objectif, la prise encompte des événements climatiques deces dix dernières années et le retourd’expérience des tempêtes de l’hiver1999 ont conduit RTE à engager unepolitique nationale de sécurisation desouvrages du réseau de transport.D’autres types d’incidents de grandeampleur peuvent conduire à un écroule-ment généralisé du réseau, et sont liés àdes phénomènes (surcharges en cascade,rupture de synchronisme, écroulementde la tension ou de la fréquence commecela a été le cas lors de l’incident du4 Novembre 2006) qui peuvent se succé-der ou se superposer. Pour s’en prému-nir, RTE met en œuvre des dispositions,notamment au niveau de l’exploitation,qui ne relèvent pas d’actions de dévelop-pement du réseau, et ne sont donc pasexposées dans le schéma de développe-ment. On peut trouver les détails de cesdispositions dans le bilan sûreté annuelde RTE ( http://www.rtefrance.com/htm/fr/activites/garant.jsp )

� L’efficacité du réseau

Dans le cadre de l’ouverture du marchéeuropéen à la concurrence, RTE doit assu-rer au moindre coût pour la collectivité leraccordement et l’accès des utilisateurs auréseau de transport, qu’ils soient directe-ment connectés au réseau du territoirenational métropolitain ou qu’ils y accè-dent via l’utilisation des interconnexionsinternationales. Il doit pour cela s’efforcerde limiter les pertes électriques et lescongestions sur le réseau.

RTE veille à tout moment, en exploitationcomme au stade des études de développe-ment du réseau, au respect des objectifsexposés ci-dessus. Les études de dévelop-pement consiste à donner une vision pros-pective de l’évolution du système élec-trique, à identifier les zones dans les-quelles la sécurité, la sûreté ou l’efficacitédu réseau risquent de se dégrader, et à endéduire les actions les plus efficaces à met-tre en œuvre sur le réseau (renforcementd’ouvrages, remplacements d’équipe-ments, insertion de nouveaux dispositifs).

Le contexte du développement du réseau

� Un avenir incertain

Concevoir une vision du développementdu système électrique suppose de disposerd’une méthodologie de prévision des gran-deurs caractéristiques du système élec-trique. Or l’évolution de ces grandeurs estentachée par un faisceau d’incertitudes quirendent délicat le travail de prévision.

En premier lieu, il n’est pas envisageablede prévoir avec exactitude l’évolution desniveaux de consommation des différentsclients, a fortiori à un horizon d’unedizaine d’années. Si l’on peut considérer,de manière générale, que la consomma-tion électrique du pays est liée au contexteéconomique (croissance) et au comporte-ment individuel des consommateurs, lerythme de développement des usages del’électricité (climatisation, informatique…)tout comme l’impact des politiques demaîtrise de la demande sont extrêmementdifficiles à anticiper. Toutefois des analysessont conduites régulièrement par RTE,s’appuyant sur des projections concernantl’évolution des différents secteurs de l’éco-nomie menées au niveau national, et enri-chies par la connaissance détaillée du tissuéconomique local (cf. chapitres 3.1 et 3.2).

L’instauration de la concurrence dans ledomaine de la production d’électricité, ini-tiée par la directive européenne 96/92/CEconcernant des règles communes pour lemarché intérieur de l’électricité [7], puisinstituée en France par la loi du 10 février2000, engendre de nouvelles incertitudes,tout particulièrement dans les domainesde l’évolution du parc de production,notamment éolien, et des échanges trans-frontaliers.

Il est donc particulièrement importantd’intégrer au mieux les informations éma-nant des producteurs quant à la stratégied’évolution de leur parc, en sachant que

non seulement elles revêtent un caractèreconfidentiel, mais qu’en outre elles sontsusceptibles d’évoluer rapidement dans uncontexte de recomposition du marché etd’apparition de nouvelles normes environ-nementales susceptibles de peser sur lechoix des technologies de production.

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Les pertesélectriques sur lesouvrages sont liées àl’échauffement desconducteurs lors dupassage des fluxd’énergie (effet Joule).

3

Les phénomènes decongestion sont liés àdes insuffisances decapacité des ouvrages,qui peuvent amenerRTE à modifier les programmes d’appeldéclarés préalablementpar les producteurs ouà limiter des échangessur les interconnexionsinternationales danscertaines directionsgéographiques, ce quipénalise la fluidité dumarché et se traduitpar une perte d’effica-cité économique pourla collectivité.

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10

Une autre incertitude tient au caractèreeuropéen du marché, qui rend la visionnationale très dépendante du développe-ment des échanges internationaux d’élec-tricité et s’accompagne d’une multiplica-tion des acteurs qui rend plus difficile laconstitution d’une vision globale.

� Dans le souci de la préservation de l’environnement

Le contrat de service public, signé entrel’Etat, EDF et RTE, met l’accent sur l’inser-tion du réseau de transport dans l’environ-nement, tout en veillant à en maîtriser lecoût pour la collectivité.

Il contient un ensemble d’engagements etde recommandations qui portent sur lespoints suivants :

• une adaptation du réseau aux besoins,en optimisant d’abord les infrastructuresexistantes et en prolongeant la durée de

vie des ouvrages existants pour éviterd’en créer de nouveaux,

• une réduction de la part des réseauxaériens dans la longueur totale duréseau public de transport d’électricité,

• une meilleure insertion des ouvragesdans le paysage,

• une maîtrise des impacts des travaux,

• une indemnisation du préjudice visuelcausé aux riverains propriétaires d’habi-tation à proximité des réseaux à 400 000et 225 000 volts,

• une attention particulière portée à l’urbanisation au voisinage des lignesaériennes de tension supérieure ouégale à 130 000 volts,

• la mise en œuvre de mesures d’insertionet d’accompagnement correspondantaux attentes de la collectivité, dans lecadre d’une concertation sur chaqueprojet.

2.3. CARACTÉRISTIQUES DU RÉSEAU DE TRANSPORT EN 2006

Maillagedu territoire

Le tableau ci-dessous présente, au 31 décembre 2006, les longueurs des files de pylônes delignes aériennes, ainsi que les longueurs totales de circuits (63, 90, 150, 225 et 400 000volts), tous propriétaires confondus, en France métropolitaine (Corse comprise) :

Les liaisons à double terne (deux circuits portés par chaque pylône) représentent les deuxtiers des liaisons aériennes à 400 000 volts, contre un cinquième environ pour les liaisonsde tension inférieure.

400 000 volts 13 208 km 21 015 km150 000 / 225 000 volts 22 359 km 27 455 km63 000 / 90 000 volts 41 977 km 51 206 km

Longueur totale de circuitsélectriques

(aériens et souterrains)*

Longueur totale des liaisonsaériennes

(files de pylônes)

*une file de pylônes peut comporter plusieurs circuits électriques.

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LE RÉSEAU DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ RTE EN 2007

Réseau 400 kV Réseau 150 kV Réseau 63 kV

Réseau 225 kV Réseau 090 kV Réseau < 45 kV

Source : CNER / SEMIA

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400 000 volts 167 264 120 621150 000 / 225 000 volts 733 833 84 82163 000 / 90 000 volts 2 925 54 1 944

Nombre detransformateurs*

Puissance detransformation

(MVA)*Nombre de postesTension primaire

(*) transformateurs propriété de RTE

Dynamique de développement et croissance de la consommation

Le graphe suivant retrace l’évolution du kilométrage de réseau en fonction de l’évolutionde la consommation au cours du temps.

Le développement du réseau de grandtransport à 400 000 volts a connu uneforte croissance sur une décennie à partirde la fin des années 1970, accompagnantle développement de la productionnucléaire. Une accélération des investisse-ments sur les niveaux de tension 90 000 et63 000 volts a été consécutive à la mise enœuvre, à partir de la fin des années 1980,d’une politique d’amélioration de la qua-lité de l’électricité, qui a abouti à unniveau de qualité globalement satisfaisantsur tout le territoire.

Si la construction du réseau de transporta accompagné le développement écono-

mique et la consommation d’électricité surl’ensemble du territoire au cours des vingtdernières années, la longueur totaledu réseau, tous niveaux de tensionconfondus, a peu augmenté en regard dela consommation.

Le réseau électrique est donc, au fil dutemps, exploité de plus en plus prèsde ses limites. Cette tendance devradonc s’infléchir pour accompagner ledéveloppement des moyens de pro-duction, centralisés ou décentralisés,ainsi que les évolutions de la consom-mation.

Les caractéristiques des postes électriques, tous propriétaires confondus (postes de trans-port et de transformation) sont les suivantes :

ÉVOLUTION DU RÉSEAU RTE AVEC LA CONSOMMATION

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� La pyramide des âges des ouvrages duRPT

Le développement progressif du réseau aufur et à mesure de la croissance de laconsommation conduit à une large plagedes âges des différents ouvrages quicomposent le réseau actuel. La pyramidedes âges montre que plus de 16 000 kmde réseau, essentiellement 63 000 et90 000 volts, ont plus de 50 ans au31 décembre 2006, et presque autant

appartiennent à la tranche 41-50 ans.Ces chiffres traduisent la montée en puis-sance de la question du vieillissement duréseau.

Ces ouvrages anciens ne sont pas nécessai-rement obsolètes. Les lignes et les postesreprésentent des investissements lourds etont une durée de vie relativement longue,qui peut être prolongée largement au-delà de cinquante ans moyennant desopérations de réhabilitation.

LONGUEUR DU RÉSEAU RAPPORTÉE À LA CONSOMMATION

PYRAMIDE DES ÂGES DES OUVRAGES DU RPT

D’autres sourcesd’informations sontégalement utilisées :suivi des consomma-tions réalisées par leCentre d’Études et deRecherches Écono-miques sur l’Énergie(CEREN), statistiquespubliques émanant enparticulier de l’INSEE.

5



CORPSD’HYPOTHÈSES3

L’évolution de la consommation d’électri-cité résulte de la conjugaison de facteurshétérogènes : la démographie, l’activitééconomique, le comportement des utilisa-teurs, le progrès technique source de meil-leure efficacité énergétique, les nouveauxusages de l’électricité, les parts de marchéentre énergies.

Pour une zone d’étude donnée, cesdifférents facteurs vont interagir d’unefaçon particulière en fonction des caracté-ristiques socio-économiques ou géogra-phiques locales, ce qui conduit à une cer-taine complexité des exercices prospectifssur l’évolution de la consommation. Pourétablir ses prévisions, RTE cherche donc àcombiner plusieurs approches, en tenantcompte de l’étendue géographique de lazone d’étude et des horizons temporelsexaminés.

Dans un premier temps, le BilanPrévisionnel permet d’établir un cadre decohérence au niveau national en faisantémerger un scénario de référence surlequel se fondent les études de dévelop-pement du réseau réalisées par RTE.Il examine pour cela un très grand nombred’hypothèses, fondées sur des tendancesen matière d’évolutions économiques,sociales, et politiques à long terme.

Une vision nationale basée sur uneapproche sectorielle...

� Prévisions en énergie

• La répartition sectorielle des consomma-tions

Les prévisions d’évolution de la consom-mation à long terme à la maille du paysreposent sur une approche sectorielle dela demande d’électricité, c’est-à-dire sur laconnaissance détaillée de la répartitionpar usage des consommations réaliséesdans les différents secteurs de l’économie.

Pour cela, RTE s’appuie sur un historiquedes consommations qui résulte de lamesure directe des livraisons des clientsraccordés au réseau de transport etd’informations issues des distributeurs etdes fournisseurs d’énergie .

La consommation d’électricité étant trèssensible aux conditions climatiques (princi-palement en raison du fort taux d’équipe-ment des ménages français en chauffageélectrique), les valeurs de consommationsréalisées doivent être corrigées des aléassur la température. Pour être comparablesd’une année sur l’autre, les valeurs desconsommations sont donc ramenées à desconditions climatiques « normales » detempératures, la température normaled’un jour donné correspondant à lamoyenne attendue des températuresde ce jour sur la décennie 2001-2010.L’effet des effacements tarifaires, notam-ment le tarif EJP, qui incite certains utilisa-teurs à réduire leur consommation lesjours de forte demande, est égalementpris en compte. Ces valeurs corrigées sontalors représentatives de l’évolution réellede la consommation. Les correctionsclimatiques et tarifaires sont très variablesd’une année à l’autre, et d’un ordre degrandeur voisin de la croissance structu-relle annuelle. Ainsi, en 2002 (année auxhivers doux), ces corrections ont atteint+3,2 TWh (faisant passer d’une consom-mation mesurée de 451,1 TWh à uneconsommation corrigée de 454,3 TWh) ; àl’inverse, en 2005 (année aux hiversfroids), la correction a été de -10,5 TWh(consommation brute de 483,2 TWh,ramenée à 472,7 TWh à climat normal).

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3.1. HYPOTHÈSES CONCERNANT LA CONSOMMATION

Les besoins d’évolution du réseau de transport d’électricité à moyen/longterme sont étroitement liés à l’évolution de la consommation, des échangesentre pays, et de la consistance du parc de production, c’est-à-dire aux pers-pectives de développement économique et aux choix politiques en matièreénergétique. L’élaboration d’un corps d’hypothèses constitue le préalableindispensable à tout exercice prévisionnel réalisé par RTE.

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La répartition sectorielle de la consommation brute en 2006 s’établissait selon le grapheci-dessous :

Cette répartition sectorielle au niveaunational recouvre en fait des disparitéslocales importantes. Certains départe-ments, dans l’Est de la France ou la régionRhône-Alpes, ont une forte dominanteindustrielle (jusqu’à 70 % pour certainsdépartements), alors que la part du secteur résidentiel est majoritaire dans les régions du Sud (Var, Languedoc-Roussillon, Midi-Pyrénées). En Île-de-France, c’est le secteur tertiaire qui estprépondérant, avec une part de 43 %.

• Les scénarios d’évolution

La prévision de la demande énergétiqueest fondée sur la connaissance desconsommations actuelles par secteur etsur des projections des facteurs qui lesinfluencent : démographiques, écono-miques (croissance différenciée selon lesdivers secteurs d’activité industriels et ter-tiaires), sociétaux (diffusion des usages etéquipements consommateurs d’électricité)ou techniques (évolution des consomma-tions unitaires des équipements). Parmitoutes les combinaisons envisageables deces différents paramètres, il en a étéretenu trois, pour constituer trois scéna-rios prévisionnels cohérents de demande,jugés plausibles et encadrant raisonnable-ment le champ des possibles :

• Le scénario médian, dénommé « R2 »,est construit sur les valeurs les plus pro-bables que prendraient les paramètresexplicatifs de la demande en l’absence

de rupture forte des comportements desagents économiques ou de la Puissancepublique. Les facteurs démographiques(62,7 millions de résidents en Francemétropolitaine en 2020) et la croissanceéconomique (prise à 2,3 % par an enmoyenne jusqu’en 2020) poussent lesconsommations à la hausse. Celle-ci estnéanmoins tempérée par une améliora-tion de l’efficacité énergétique, tiréetant par le progrès technologique(réduction des consommations unitaires)que par le renforcement des réglemen-tations (réglementation thermique dansl’habitat, entre autres) déjà annoncéeset non encore mises en œuvre. Il enrésulte une croissance des consomma-tions d’électricité de 1,5 % par anjusqu’en 2010, s’infléchissant à 1,1 %au cours de la décennie suivante. Ce scénario constitue la référence utiliséepar RTE dans les études de développe-ment du réseau de transport .

• Un scénario de croissance plus élevée,dénommé « R1 », traduit un comporte-ment des agents économiques (particu-liers, entreprises, mais aussi Etat) davan-tage dicté par des considérations mar-chandes. La préférence est donnée auxéquipements les moins coûteux mêmes’ils sont énergétiquement moins perfor-mants, les réglementations énergétiquessont moins bien respectées,…). Lesconsommations d’électricité croissentalors de 1,7 % par an jusqu’en 2010, et1,3 % par an ensuite.

7

6

15

Il faut noter quele choix d’un scénarioplutôt qu’un autreinflue essentiellementsur les fragilités liées àla sécurité d’alimenta-tion (voir chapitre 5).Qui plus est, comptetenu des faibles écartsentre les taux des diffé-rents scénarios, le choixde R1 ou R3 se tradui-rait essentiellement parune anticipation ou undécalage dans le tempsde la mise en œuvredes solutions sansmodifier les stratégiesenvisagées.

7

Les taux de croissance annoncés surla période 2010 - 2020sont donnés hors variations du secteurénergie, la consomma-tion annuelle de ce secteur ayant connudans le passé des fluc-tuations de plusieurstérawattheures.

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CONSOMMATION FRANCE 2006 (hors pertes) : 447 TWh

� Prévisions en puissance

Les prévisions énergétiques établies à lamaille nationale sont ensuite convertiesen prévisions en puissance, grâce à l’utili-sation de modèles de courbes de chargesectorielles types. Ces courbes de chargeindiquent, pour chaque secteur d’activitééconomique, les profils des variations dela puissance appelée par palier horaire.

Les études de développement du réseaus’appuient en effet sur des données enpuissance plutôt qu’en énergie, ces der-nières ne suffisant pas pour évaluer lescontraintes sur le réseau. Les données enénergie sont liées à la quantité d’électri-

cité consommée sur une période de tempsdonnée, alors que c’est la confrontationdes valeurs des puissances consommées àchaque instant avec les capacités réellesdes ouvrages qui permet d’identifier cescontraintes . Ainsi, pour une périodedonnée, un même niveau de consomma-tion énergétique peut révéler des niveauxde puissance appelée très contrastés.

Les prévisions de puissance maximale à climat normal obtenues à la maille natio-nale à partir des prévisions en énergie, etétablies dans le cadre du scénario de réfé-rence du bilan prévisionnel, sont indi-quées dans le tableau ci-après, en GW :9

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16

• Le scénario de croissance plus faible,dénommé « R3 », repose à l’inverse surune intensification des efforts enmatière de maîtrise de la demanded’énergie en général, et d’électricité en

particulier, supposant une implicationrenforcée des Pouvoirs Publics. Lesconsommations d’électricité croissentalors de 1,2 % par an jusqu’en 2010, et0,7 % par an ensuite.

Le scénario de référence choisi par le Ministère de l’Industrie pour l’élaboration du présent schéma de développement est le scénario R1 du Bilan Prévisionnel 2005.

Le tableau suivant indique les prévisions d’évolution des consommations énergétiques (enmilliards de kWh), établies pour le bilan prévisionnel 2005, pour le scénario « R2 », ainsique pour le scénario « R1 » :

Année 2004 2010 2020 2004-2010 2010-2020

469,9R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2

515 508 569 552 1,7 % 1,5 % 1,3 % 1,1 %

Taux de croissancemoyen annuelsur la période

Consommations annuellesde la France (TWh)

Année 2003 2004 2010 2020

Consommation 76,6 77,6 84,0 92,3

Prévisions de puissance appelée à la pointe (GW)

Le GW (gigawatt)est égal à un milliardde watts (W) ou encoreun million de kilowatts(kW).

9

En particulier lescontraintes relatives à la sécurité d’alimen-tation d’une zone, ou àla performance tech-nique et économiquedu

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17

… déclinée régionalement, etcomplétée par une approche locale

A l’échelle régionale, les prévisionsd’évolution de la consommation établies par RTE s’appuient sur plusieurs types deprojections.

En premier lieu, les prévisions de puis-sance élaborées au niveau national(cf. chapitre précédent) sont répartiespar grande zone géographique, ens’appuyant sur une analyse prospective dupoids de chacune d’elle dans la consom-mation nationale : on détermine alors untaux d e croissance de chacune de ceszones et des prévisions en puissance(« enveloppes régionales »), pour les hori-zons de temps considérés.Les gestionnaires de réseau de distributionfournissent ensuite à RTE, lors d’enquêtesannuelles, leurs prévisions de soutirage surle réseau de transport pour plusieurspoints horaires des six années à venir.Ces éléments sont complétés par deshypothèses sur le soutirage des consom-mateurs directement raccordés sur leréseau de transport. Ces données permet-tent de répartir, sur les différents pointsde soutirage, les enveloppes régionalesprécédemment établies. La mise à disposi-tion de ces enveloppes permet aux prévi-sionnistes de RTE d’affiner les hypothèsesde croissance régionale avec le souci dumaintien de la cohérence nationale.

En second lieu, les prévisions plurian-nuelles établies pour chaque point de sou-tirage sur le réseau sont consolidées parl’utilisation d’un logiciel qui élabore desprojections tendancielles à court et moyenterme (6-7 ans).

Enfin, une autre méthode, basée sur lesapproches sectorielles de consommationen énergie, reprenant la démarcheprésentée pour les prévisions nationales,est spécifiquement déclinée pour unezone de consommation donnée (à lamaille départementale, par exemple), etpermet d’affiner les prévisions établies parle gestionnaire de réseau de distribution.Ces travaux nécessitent une connaissancedétaillée des modes locaux d’utilisationde l’électricité, des perspectives ducontexte socio-économique (nouveauxbassins d’emploi, installation de clientsindustriels…) à moyen et long terme ou

des actions volontaristes de maîtrise de lademande d’électricité. Pour cette raison,ils s’insèrent dans une démarche deconcertation locale, et s’appuient surdiverses sources d’information officielles(INSEE, Ministère chargé de l’Industrie,Ministère chargé du Logement, …).

Ces approches permettent de refléter defaçon aussi fidèle que possible le poids desdifférents secteurs dans l’économie localeainsi que les perspectives d’évolution dechacun de ces secteurs : elles peuventdonc conduire à des prévisions d’évolutionde la consommation par secteur quipeuvent s’écarter, de manière parfois trèssignificative, des prévisions agrégées auniveau national.

En effet, si le modèle utilisé à la mailledépartementale ou régionale a la mêmestructure que le modèle national etpropose certaines hypothèses des scéna-rios R1, R2 et R3, les paramétrages portantsur l’évolution de la population, lacréation ou la fermeture d’entreprisesindustrielles et tertiaires dont la consom-mation est importante permettent defaire ressortir des taux de croissancepropres à la zone d’étude.

10Le taux de

croissance de chaquezone se déduit du tauxde croissance moyenréalisé sur les cinqdernières annéesmodulé par lacroissance nationaleprévisionnelle.

10

[10] Le taux decroissance de chaquezone se déduit du tauxde croissance moyenréalisé sur les cinqdernières années modulépar la croissancenationale prévisionnelle.

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Les cartes ci-après présentent, sur les périodes 2006-2012 et 2012-2020, les taux decroissance annuels moyens (TCAM) de chaque région française.

Taux de Croissance Annuel Moyen (TCAM) régional sur la période 2006-2012

Taux de Croissance Annuel Moyen (TCAM) régional sur la période 2012-2020

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Sous l'impulsion de quelques projets(lignes à grande vitesse, stations decompression de gaz...), certaines régionspeuvent présenter une dynamique un peuplus forte sur la période 2006-2012, maisla croissance est globalement modérée.Le Nord-Est de la France (Nord Pas-de-Calais, Lorraine, Champagne-Ardennes)connaît un taux de croissance relative-ment faible par rapport à la moyennenationale tous secteurs confondus (infé-rieur à 1,1 % sur l’ensemble de la période),lié aux difficultés de l’industrie, et particu-lièrement de la sidérurgie-métallurgie.En Midi-Pyrénées, le ralentissement de lacroissance est également lié à l’arrêt de

sites industriels gros consommateurs(sidérurgie), alors que les régions côtièresde l’Atlantique et de la Méditerranéerestent relativement dynamiques. Larégion du Grand Ouest (Bretagne, Pays deLoire) a également une bonne attractivité,les flux démographiques tirent la crois-sance dans les secteurs résidentiels ettertiaires.

En PACA, la croissance moyenne de larégion masque un décalage entre la stag-nation industrielle des Bouches du Rhôneet la dynamique « résidentiel - tertiaire »de l’Est de la région (Alpes-Maritimes etVar).

Le parc de production aujourd’hui

Les puissances installées par type de production sont indiquées dans le tableau suivant :

3.2. HYPOTHÈSES CONCERNANT LA PRODUCTION

Puissance installée 63,3 25,4 1,4 25,3 115,4- dont raccordement RPT 63,3 21,3 0 23,9 108,5- dont autres réseaux 0 4,1 1,4 1,4 6,9

Puissance exploitée 63,3 21,6 1,4 25,3 111,6

TotalHydrauliqueEolienThermiqueclassique

Thermiquenucléaire

Puissances installées et exploitées par filière au 1er janvier 2007 (en GW)

La comparaison directe entre la puissanceinstallée et la demande intérieure faitapparaître une marge importante. Mais lapuissance installée doit être distinguéed’une part de la puissance disponible (lesindisponibilités pouvant résulter d’inci-dents affectant les installations, de tra-vaux de maintenance ou de recharge-ments en combustible) et de la puissancegarantie d’autre part, évaluée en dédui-sant de la puissance disponible les

volumes de réserves nécessaires à lagarantie de la sûreté de l’équilibre entreoffre et demande en exploitation (prise encompte des aléas sur la consommation oules moyens de production), et la part aléa-toire de la production de certaines filières(irrégularité des apports en eau, duvent…). Ainsi, la puissance réellement dis-ponible à la pointe de consommationreprésente environ seulement 75 % à 80 %de la puissance installée.

11 Ce volume de réserves (constitutiondes « servicessystèmes ») est del’ordre de 5,2 GW enhiver.

11

20

PRINCIPALES PRODUCTIONS INSTALLÉES AU 1ER JANVIER 2007


21

Evolution du parc de production

� Des incertitudes liées à l’ouverture du marché

La directive européenne 96/92/CE [7] (qui ainitié l’ouverture du marché de l’électricitéet dont les dispositions ont été poursuiviespar la directive 2003/54/CE), transposée endroit français par la loi du10 février 2000,établit des règles communes concernant lemarché intérieur de l’électricité. En particu-lier, les clients éligibles sont libres deconclure des contrats de fourniture d’élec-tricité avec le producteur ou le fournisseurde leur choix . Dans ce contexte dedécouplage entre transport et productiond’électricité, le rôle du gestionnaire duréseau de transport est d’assurer le raccor-dement et l’accès, dans des conditions nondiscriminatoires, au réseau public de trans-port, moyennant un tarif qui reflète lescoûts de la gestion de ce réseau. Les pro-grammes d’appel et d’approvisionnementsont soumis au gestionnaire de réseau, quidoit s’assurer, avant leur mise en oeuvre, deleur cohérence avec ses prévisions deconsommation. Dans ce cadre, il peut êtreamené à modifier ces programmes d’appelpour assurer la sécurité et la sûreté duréseau.

L’évolution de la consistance et de la ges-tion du parc de production français dépendaujourd’hui des décisions stratégiques pri-ses par chacun des producteurs, selon unelogique qui leur est propre et qui dépenddu marché, tout en tenant compte desorientations de la programmation plurian-nuelle des investissements de productiond’électricité (PPI). Les décisions d’investisse-ment sont fondées sur des critères de renta-bilité économique, et visent à minimiser lerisque des investisseurs et des exploitants.De même, les programmes d’appel des uni-tés de production sont désormais fondéssur des coûts de marché, difficilement pré-visibles et soumis à une forte volatilité : lechoix du mode d’approvisionnement desclients par les producteurs est pour partiedicté par les opportunités fournies par labourse de l’électricité , mais aussi par lesdifférentiels de prix entre bourses euro-péennes. Il est pour cette raison difficile dedévelopper une vision de long terme del’impact du comportement des producteurssur la production intérieure et le niveau deséchanges transfrontaliers .

Un autre facteur d’incertitude est lié au faitque les producteurs ne sont pas tenus d’in-former le gestionnaire de réseau de toutesleurs décisions susceptibles d’avoir à termeun impact sur le fonctionnement du sys-tème électrique. Ainsi, les décisions dedéclassement ou de mise en service de nou-velles unités peuvent n’être portées à laconnaissance du gestionnaire de réseau quetrès tardivement alors que les renforce-ments de réseau qui en résultent nécessi-tent une anticipation plus importante.Le décret relatif aux Bilans Prévisionnelscontribue à réduire ce risque, en actant queles porteurs de projets de production sedoivent d’informer le gestionnaire deréseau de l’avancement de leur projet(obtention du permis de construire, commande des équipements principaux).

Le schéma de développement, via son pro-cessus de concertation sur les hypothèses,contribue à réduire ces incertitudes mais nepeut être un instrument suffisant pourgarantir une parfaite adéquation entre leréseau de transport et les besoins des utili-sateurs. Il est nécessaire que les producteursinforment dès que possible RTE de leursintentions en matière d’évolution de leurparc, pour que RTE puisse intégrer ces infor-mations sans délai dans ses études de déve-loppement.

Enfin, l’apparition massive de productiondécentralisée est de nature à rendre pluscomplexe l’exploitation du système élec-trique et la planification du développementdu réseau de transport. En effet, certainesunités de production (cogénérations oucentrales éoliennes, par exemple), sont pilo-tées selon des caractéristiques inhérentesau type de production, et non en fonctiondes besoins du système électrique national.Elles sont par ailleurs soumises à des aléasimportants (force du vent).

� Un enjeu : la prise en compte de l’environnement

La France, pays signataire du protocolede Kyoto, s’est engagée à stabiliser sesémissions de gaz à effet de serre. Auniveau européen, de récentes directives,adoptée par tous les pays membres del’Union, fixent des orientations concer-nant l’évolution de la production d’électri-cité pour une prise en compte rationnellede l’environnement.14

15

13

12

« Décret relatif auxbilans prévisionnelspluriannuels d’équilibreentre l’offre et lademande d’électricité »du 20 septembre 2006(n°2006-1170).

15

Début 2003, le marché français s’estouvert à la concurrenceà hauteur de 37 % avecla baisse du seuil d’éligibilité de 16 GWhà 7 GWh. Au 1er juillet2004, trois millions declients professionnelssont devenus à leurtour éligibles, ce quireprésente les deuxtiers de la consomma-tion française d’électri-cité, soit environ300 TWh. Depuis le1er juillet 2007, c’estl’ensemble desparticuliers qui estdevenu éligible.

12

La bourse française de l’électri-cité, Powernext, estl’outil de négociation àla disposition des opérateurs du tradingde l’électricité euro-péens. Powernext offreà la négociation descontrats horaires stan-dardisés portant sur lalivraison d’électricité lelendemain sur le« hub » français, lalivraison physique del’électricité étant placée sous la respon-sabilité de RTE.

13

Une méthodologiede prévisions deséchanges transfronta-liers a toutefois étédéveloppée par RTEdans le cadre du bilanprévisionnel. Ellerepose sur unemodélisation simplifiéedu jeu du marché, basésur une prévision desfondamentaux de prixdans différents paysd’Europe.

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22

� L’électricité d’origine renouvelable

La directive 2001/77/CE [8] visant à pro-mouvoir la production d’électricité à partirde sources d’énergie renouvelables, fixedes objectifs indicatifs nationaux compati-bles avec un objectif de 22 % de laconsommation totale d’électricité au seinde la Communauté produite par des éner-gies renouvelables à l’horizon 2010. Pourla France, cet objectif se traduit par unevaleur de référence de 21 % de la consom-mation intérieure en 2010.

Il apparaît que la filière éolienne devraitoccuper un rôle majeur dans l’atteinte decet objectif, considérant que les possibili-tés de croissance offertes par l’électricitéd’origine thermique renouvelable et parl’hydroélectricité sont limitées.

� La place des renouvelables dans la PPI

Plus récemment, l’arrêté du 7 juillet 2006relatif à la Programmation Pluriannuelledes Investissements de Production d'élec-tricité (PPI) détermine les objectifs dedéveloppement du parc électrique auxéchéances 2010 et 2015 par type de sourced'énergie primaire (renouvelable ou non).

Ainsi, il prévoit de développer en France,d'ici 2010, 13500 MW de puissance instal-lée en technique éolienne, dont 1000 MWde centrales éoliennes en mer, puis 17000MW en 2015 dont 4000 MW off-shore.

L’objectif de développement de la produc-tion d’électricité d’origine thermiquerenouvelable, c’est à dire à partir de labiomasse, du biogaz et de la fractionrenouvelable des déchets ménagers etassimilés, est porté dans son ensemble à1300 MW pour 2010 et 2550 MW en 2015.

� Les mécanismes d’incitation et d’encadrement

La loi n°2000-108 du 10 février 2000 rela-tive à la modernisation et au développe-ment du service public de l’électricité,dans son article 10, prévoit que diversesinstallations peuvent bénéficier d’uneobligation d’achat, à un niveau déterminépour favoriser la promotion des énergiesrenouvelables.

La loi de programme n° 2005-781 du13 juillet 2005 fixant les orientations de la

politique énergétique modifie le régimed'obligation d'achat de l'électricitééolienne en métropole continentale. Elleintroduit le principe de zones de dévelop-pement de l'éolien (Z.D.E.), définies par lepréfet sur proposition des communesconcernées, et qui permettent aux instal-lations éoliennes qui y sont situées debénéficier de l'obligation d'achat. Ceszones sont définies en fonction du poten-tiel éolien, des possibilités de raccorde-ment aux réseaux électriques et de la pro-tection des paysages, des monuments historiques et des sites remarquables etprotégés. Un plancher et un plafond depuissance des installations, définis par lescollectivités, leur sont associés.

� Les directives sur les grandes installations de combustion

Les directives européennes 2001/80/CE [9]et 2001/81/CE [10] visant à limiter l’émis-sion de polluants atmosphériques pour-raient quant à elles contribuer à des déci-sions de retrait d’exploitation pour leséquipements de production thermiqueclassique les plus anciens dès les prochainesannées, ou au moins à imposer à ces cen-trales une durée d’utilisation très réduite.

� Hypothèses concernant le volume et la localisation de la production

La Programmation Pluriannuelle desInvestissements de production fixe desorientations en matière de développe-ment de production par type d’énergie.

Dans son processus d’élaboration, il a étémis en évidence quelques zones dont ladesserte par le réseau public de transportd’électricité et le parc de production actuelne suffisent pas à garantir complètementla sécurité d’approvisionnement (notam-ment dans les péninsules électriques).

Dans le cadre de l’élaboration du Schémade Développement, l’option retenueconsiste à définir un scénario de réfé-rence, qui tienne compte des informationsles plus fiables en matière de consistancedu parc de production. Néanmoins, lors-que cela se justifie, des variantes sont étu-diées pour évaluer l’impact de la présenceou l’absence d’une unité de productiondonnée.

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� Production nucléaire

On considère que la durée de vie minimaledes centrales nucléaires est de quaranteans : le parc de production nucléaire estdonc stable pour la coupe 2012 du Schémade Développement. A l’horizon 2020, leniveau d’incertitude sur, d’une part l’arrêtéventuel d’installations parmi les plusanciennes mises en service au début desannées 80, et d’autre part les scénarios derenouvellement du parc nucléaire sur dessites nucléaires existants ou nouveaux, nepermet pas de privilégier une hypothèseparticulière. La stabilité du parc est doncretenue également à l’horizon 2020.

En revanche, le Schéma de Développementprend en compte l’impact sur le réseau dufutur réacteur nucléaire EPR, installé àFlamanville.

� Thermique classique

La Directive sur les Grandes Installationsde Combustion impose aux centralesanciennes de respecter des niveauxd’émission de polluants alignés sur les ins-tallations récentes. Les opérateurs ontlancé l’ajout d’équipements de dénitrifica-tion et de désulfuration sur plusieurs deleurs centrales charbon : Havre 4,Cordemais 4 et 5 pour EDF, les groupes de600 MW de la centrale Emile Huchet et deProvence pour Endesa France.

La Directive prévoit une dérogation pourles installations anciennes ne faisant pasl’objet d’un programme de dépollution :des normes moins sévères sont imposéesen contrepartie d’un fonctionnementlimité à une durée de fonctionnementcumulée de 20 000 heures à compter du 1er

janvier 2008, et interdite au-delà du 31décembre 2015. Les discussions menéesentre RTE et les producteurs dans le cadrede l’élaboration du Bilan Prévisionnel ontpermis de dégager un calendrier indicatifdes fermetures.

En sens inverse, EDF a lancé la remise enactivité de quatre groupes fonctionnantau fioul sur les sites de Porcheville,Cordemais et Aramon pour un total de2600 MW. La tranche numéro 2 dePorcheville a été remise en service fin2006, les trois autres tranches étant pré-vues pour 2007 et 2008.

De nombreux projets de développement decycles combinés à gaz (CCG) sont annoncés.Si de nombreuses incertitudes pèsent surleurs volume et localisation, il apparaîtassez clairement une forte attractivités despoints d’entrée du gaz naturel en France.L’arrivée du gaz de Russie et de Mer duNord par Taisnières et Obergailbach suscitede nombreux projets dans les régions Nord-Pas-de-Calais et Lorraine. Un phénomènecomparable est constaté pour les terminauxméthaniers de Fos-sur-mer et Montoir.

En terme de volume d’installation desCCG, l’hypothèse retenue dans le Schémade développement s’élève à 6500 MWpour 2012 et 8700 MW pour 2020.

Enfin, le parc de cogénération est relative-ment stable. En effet, les perspectives d’im-plantation de nouvelles installations sontaujourd’hui assez réduites, les besoins ayantété comblés ces dernières années pour lesinstallations les plus importantes grâce aumécanisme d’obligation d’achat, et l’évolu-tion du prix du gaz rend également ce typede filière moins attractif. La mise en servicede quelques unités est toutefois prise encompte localement dans certaines régions.

� Groupes de grosses productionshydrauliques

Aucune évolution significative du parc deproduction hydraulique raccordé auréseau de RTE n’est retenue à l’horizonconsidéré.

� Energies renouvelables

Concernant les sources d’énergie renouve-lables, seule la production d’électricitéd’origine éolienne connaît un développe-ment significatif. Concernant les autrestypes de production d’origine renouvela-ble (biomasse, photovoltaïque, déchetsménagers...), le volume de projets prévuspar l’arrêté PPI ou retenus dans les appelsd’offre consacrés à la production d’électri-cité à partir de biomasse n’est de nature àinfluencer le développement du réseauque de façon marginale.

La concertation menée à l’échelle dechaque région aboutit à une hypothèsede développement de la productiond’origine éolienne cumulée au niveaunational de l’ordre de 11600 MW en2012 et 14800 MW en 2020.

24

Au-delà de ces réserves, la comparaisonentre le parc 2006 et l’hypothèse 2012montre une confirmation des principalestendances observées récemment. Lesrégions Bretagne et Centre confirmentleur positions de leader gagnées en 2006.A l’inverse, le Languedoc Roussillon aperdu sa première place historique. Demanière générale, on constate la pour-suite d’un mouvement de diffusion de laproduction éolienne sur une grande partiedu territoire, en particulier sur une largemoitié nord de la France. Enfin, il seconfirme que l’Île-de-France, l’Alsace et

l’Aquitaine restent relativement à l’écartde la filière éolienne.

Cependant, tout en considérant que leshypothèses de répartition sont relativementstabilisées à une échelle régionale, l’incerti-tude sur la localisation précise et le volumedes fermes éoliennes est très grande.Les éventuelles contraintes engendréespar le raccordement de ces productions,directement liées à leur localisation et leur puissance, devront être réactualiséesdans les éditions futures du Schéma deDéveloppement.

Le graphique suivant permet de comparer le parc éolien tel qu’il est fin 2006 à l’hypothèsedu Schéma de Développement pour 2012. Si la plupart des valeurs sont issues de concer-tation, il convient de rester prudent quant à l’homogénéité des approches et à une comparaison trop poussée entre chaque région. Il faut en particulier noter que les valeursretenue pour la Haute Normandie et la Basse Normandie sont le reflet de la capacité d’accueil du réseau.

Les échanges d’énergie entre les paysd’Europe répondent à une double finalité.Ils permettent d’une part le secours mutuelau sein de l’Europe, lors d’une défaillanced’un équipement de transport ou de pro-duction, en faisant appel instantanémentaux producteurs et transporteurs des paysvoisins. Les interconnexions sont doncprioritairement utilisées pour assurer lasûreté de fonctionnement des réseaux detransport d'électricité. Ils contribuent d’au-tre part au bon fonctionnement du mar-ché concurrentiel, en permettant à unclient d’acheter son énergie à un fournis-seur d’électricité situé dans un autre paysde l'Union Européenne, contribuant ainsi

à une optimisation de l’utilisation dessources d’énergie primaire (nucléaire, gaz,charbon, renouvelable) à l’échelle del’Europe.

L’ouverture à la concurrence du marché del’électricité en Europe a un impact sur lacirculation des flux d’énergie sur le réseau :de nouvelles opportunités d’échanges peu-vent conduire les producteurs européens àutiliser différemment leur parc de produc-tion et RTE voit s’exprimer de nouveauxbesoins, difficilement prévisibles, en termede mouvements d’énergie entre la Franceet ses voisins, mais aussi entre pays tiers viale réseau français.

3.3. HYPOTHÈSES CONCERNANT LES ÉCHANGES EN EUROPE

Répartition du parc éolien fin 2006 Prévision de répartition du parc éolien fin 2012

25

Le niveau des échanges dépend essentiel-lement des différentiels de prix au sein dumarché européen de l’électricité. Ainsil’année 2006, marquée par une hausse du prix du gaz, a vu le différentielFrance/Grande Bretagne évoluer vers uneplus grande attractivité du marché britan-

nique, d’où une baisse des flux exportésvers ces deux pays. Le solde net exporta-teur des échanges avec l’étranger a atteint63,3 TWh en 2006, ce qui marque une rela-tive stabilité par rapport aux valeursatteintes en 2005.

Le graphe suivant montre l’évolution du prix moyen des bourses européennes constaté en2005 et 2006.

Pour une direction géographique donnée, le volume voire le sens des échanges est sujet à uneforte variabilité, comme l’illustre la carte suivante : on indique les puissances échangées enMegawatts en moyenne sur les l’ensemble des jours du mois de décembre 2006, ainsi que ladispersion de ces puissances autour de cette valeur moyenne sur cette même période.

Variabilité des puissances commerciales échangées (MW) - Décembre 2006

Évolution du prix moyen des bourses européennes en 2005 et 2006 en €

26

Les valeurs des échanges dans chaquedirection géographique correspondentaux échanges commerciaux, c’est-à-direaux contrats liant des producteurs et desconsommateurs de part et d’autre de lafrontière. Les valeurs affichées par pays nereflètent cependant pas les flux physiquesobservés sur chacune des lignes transfron-talières : le réseau de transport européenétant interconnecté, les flux d’énergie serépartissent en fonction des caractéristi-ques physiques des différents ouvrages etdes équilibres entre l’offre et la demandede chaque pays. La France constitue parailleurs un point de passage pour deséchanges commerciaux entre pays tiers.

Les prévisions d’évolution des échangespour la décennie à venir sont réalisées àpartir du fonctionnement observéaujourd’hui, en s’appuyant sur le degréde sollicitation du parc de productionen France en fonction du niveau deconsommation relevé. On en déduit deshypothèses d’échanges pour les différen-tes périodes de l’année et aux échéancesconsidérées.

Le Bilan Prévisionnel prévoit ainsi uneérosion du solde exportateur à longterme, plus ou moins rapide selon lerythme de développement de la consom-mation et de nouveaux moyens de pro-duction classiques ou d’origine renouvela-

ble en France, notamment d’origineéolienne. On prévoit par ailleurs une ten-dance à l’accroissement des importationsdepuis la Grande Bretagne et l’Espagne, etvraisemblablement une augmentation desexportations vers l’Europe du Nord.Notons que la diminution du solde deséchanges ne correspond pas nécessaire-ment à la baisse du volume de puissanceséchangées, mais à une sollicitation pluséquilibrée des interconnexions entreimportations et exportations.

Sur le plan des puissances transitées, leréseau d’interconnexion peut constituerun frein à la fluidité du marché européen :le jeu du marché peut en effet conduire àdes volumes d’échanges supérieurs auxcapacités de transport disponibles. Pourfaire face à ces situations, RTE peut êtreamené à réaliser un réaménagement desprogrammes de production (qui se réper-cute sur les coûts du transport), dont l’ob-jectif est de modifier la répartition desflux pour libérer des capacités supplémen-taires sur les interconnexions. En dernierressort, RTE peut limiter l’accès au réseau. La Commission Européenne souhaite queles congestions aux frontières soientrésorbées et a fixé un objectif d’intercon-nexion électrique entre les Etats au moinséquivalent à 10 % de la capacité deproduction de chaque Etat-membre .16

Cet objectif de10 %, fixé en mars2002 au sommet européen de Barcelone,correspond au rapportentre la capacité totaled’interconnexion dupays et la capacité deproduction installée.

16



LES DIFFÉRENTS TYPESDE CONTRAINTES4

27

Une « zone de fragilité électrique » corres-pond à un ensemble de points du réseaude transport où l’on identifie, à plus oumoins long terme, une contrainte indui-sant un risque de non-respect d’un ou plu-sieurs objectifs assignés à RTE, tels qu’ilsont été exposés au chapitre 2.2. Pour l’éla-boration du schéma de développement,on considère uniquement les contraintesdu réseau dont la résorption implique destravaux importants, soumis aux arbitragesde la collectivité.

Ces contraintes ont été groupées en cinqcatégories :

• le raccordement de nouveaux clients auréseau de transport ;

• la sécurité d’alimentation des clientset/ou la sécurisation de l’alimentationd’une ville ou d’une poche de consom-mation ;

• la performance technique et écono-mique du système électrique ;

• le maintien en condition opérationnelledu patrimoine industriel de RTE ;

• la sécurisation mécanique des ouvragesde transport d’électricité pour faire faceaux événements climatiques extrêmes.

Le raccordement des clients

Il s’agit des besoins d’adaptation du réseaupour le raccordement au réseau de trans-port d’un client (consommateur ou produc-teur), qu’il s’agisse d’un nouveau raccorde-ment ou du renforcement d’un raccorde-ment existant. Les besoins relatifs aux rac-cordements des postes alimentant les distri-buteurs, qui correspondent à un besoin dedéveloppement des réseaux de distribution,figurent également dans cette catégorie.

Ce besoin d’adaptation du réseau concernele raccordement physique du client : néces-sité de créer des liaisons pour raccorder leclient (suivant sa situation géographique)au réseau public de transport.

L’impact de ce raccordement sur le réseaude transport au-delà du point de raccorde-ment est traité dans le cadre des contrain-tes de sécurité d’alimentation ou de perfor-

mance technique. En effet, il peut êtrenécessaire de renforcer le réseau « enamont », soit pour alimenter un clientconsommateur (contrainte de type « sécu-rité d’alimentation »), soit pour évacuer la production d’un client producteur(contrainte de type « performance tech-nique et économique du système »).

La sécurité d’alimentation

Ce type de contrainte regroupe les zonessujettes à des risques de dégradation de laqualité de l’électricité (coupures de laclientèle ou chutes de tension), liés à unetrop faible capacité du réseau de trans-port existant, en particulier en cas d’inci-dents survenant sur des ouvrages.

Un indicateur de criticité sera associé àchaque contrainte, une échelle étant défi-nie en fonction de l’importance du risquemaximal de puissance coupée :

1 : Contrainte d’ampleur limitée0 à 50 MW coupés

2 : Contrainte d’ampleur moyenne50 à 200 MW coupés

3 : Contrainte de grande agglomérationou zone étendue200 à 1000 MW coupés

4 : Contrainte de grande ampleurplus de 1000 MW coupés.

Nota : on admet généralement que 1 MWcorrespond à environ 1 000 habitants.

La performance technique et économique du système

Ce type de contrainte est lié à une inadap-tation du réseau de transport face auxbesoins de fluidité du marché de l’électri-cité. Dans le cas où des ouvrages ne peu-vent supporter les flux d’énergie qui décou-lent des programmes d’appel fournis par lesproducteurs, RTE est amené à demanderdes modifications de ces programmes d’ap-pel ou la limitation des échanges commer-ciaux dans une direction donnée. Le surcoûtd’exploitation résultant de la « désoptimi-sation » du programme de production ini-tial est assumé par RTE, et donc se retrouvesupporté in fine par l’ensemble des utilisa-teurs du réseau.

4.1. TYPOLOGIE

Le maintien en conditionopérationnelle du patrimoine

Ce type de contrainte concerne lesouvrages anciens pour lesquels se pose laquestion du renouvellement ou de tra-vaux lourds de réhabilitation pour leurmaintien en exploitation, dans le respectdes objectifs de sûreté de fonctionnementdu système électrique.

Le vieillissement de chaque ouvragedépend essentiellement des choix tech-niques qui ont présidé à sa conception etde son environnement : un ouvrage ancienn’est pas nécessairement obsolète. Lespolitiques techniques de RTE en matière demaintenance et de renouvellement ontpour objectif de tirer le meilleur parti desinfrastructures existantes, et le renouvelle-ment ne se décide pas sur un simple critèred’âge, mais en examinant de façon globalel’importance et la qualité du service rendu.

Robustesse face aux phénomènesclimatiques extrêmes

Les événements climatiques survenus cesdix dernières années et le retour d’expé-rience des tempêtes de 1999 a conduit RTEà engager une politique de sécurisationdes ouvrages du réseau de transportd’électricité, en considérant le nouvel« arrêté technique » (nouvelles normesde résistance mécanique aux conditionsclimatiques). Cette politique vise à garan-tir, lors d’événements climatiques excep-tionnels, la sûreté de fonctionnement dusystème électrique et la continuité d’ali-mentation de la clientèle, tout en assurantla sécurité des personnes et des biens.

Cette politique de sécurisation s’appliqueau patrimoine existant et le schéma dedéveloppement n’a pas vocation à présen-ter le détail des ouvrages concernés par lesopérations de sécurisation prévues.Cependant, compte tenu de l’importancede ces dossiers, qui localement peuventinterférer avec les questions de dévelop-pement de réseau, nous en présentons iciles axes majeurs.

La politique nationale de sécurisationmécanique du réseau se décline en deuxvolets :

1. d’une part, les mesures de remise àniveau destinées à traiter à moyen

terme les faiblesses du réseau identi-fiées lors des événements climatiquesdes années 90,

2. d’autre part, le déploiement du pro-gramme de sécurisation mécanique duréseau sur une quinzaine d’années.

� Mesures de mise à niveau

Lors des événements climatiques desannées 1990, des faiblesses de composantsou d’ouvrages du réseau avaient été iden-tifiées. Des travaux de mise à niveauavaient déjà été menés pour certainsouvrages. L’objectif est maintenant d’assu-rer la mise en oeuvre des correctifs néces-saires sur l’ensemble du réseau existant.

De façon détaillée, ces mesures se décli-nent selon les trois programmes suivants :

• le programme « tranchées forestières »,qui consiste en l’élargissement des tran-chées forestières conformément auxdirectives internes à RTE, de façon àgarantir l’absence de contact électriqueentre les câbles conducteurs et la végétation, dans un cadre convenu d’hypothèses.

• le programme « Pylônes faible marge »,destiné à l’identification des pylônes uti-lisés à la limite de leur dimensionnement(compte tenu des conditions réglemen-taires prévalant à la date de construc-tion) puis à leur renforcement par lapose d’éléments mécaniques supplé-mentaires.

• le programme « Fondations à risque »,destiné à l’identification et au renforce-ment des fondations présentant des performances de tenue insuffisantes.

� Programme de sécurisation mécaniquedes ouvrages

Le programme de sécurisation mécaniquedes ouvrages vise à avoir un dimensionne-ment des ouvrages du réseau de transportd’électricité qui permette d’assurer lefonctionnement du système électriquedans des conditions de sûreté suffisanteset de garantir la reprise d’alimentation de façon à respecter les engagements suivants, une fois le déploiement de lapolitique finalisé :

17Arrêté interministé-

riel du 17 mai 2001fixant les conditionstechniques auxquellesdoivent satisfaire lesdistributions d'énergieélectrique.

17

28

29

• en cas d’événements similaires à ceux de décembre 1999, la quasi-totalité des postes électriques reste alimentée,

• au-delà, pour les tempêtes de forcesupérieure, la reprise de service doit êtreassurée en moins de 5 jours.

Pour ce faire, chaque poste du réseau detransport d’électricité devra être doté, àl’issue du déploiement de la politique,d’une alimentation mécaniquement sûrepermettant de garantir la tenue de l’ou-vrage dans les conditions climatiques nou-vellement définies. Les liaisons concernéessont identifiées en tenant compte desperspectives d’évolution des ouvrages.

En premier lieu, des dispositifs « anti-cas-cade » sont mis en œuvre sur les ouvragesou portions d’ouvrages identifiés. Ils visent àinterposer à intervalles réguliers des sup-

ports dont la tenue mécanique permet decirconscrire le phénomène de ruine à unnombre limité de pylônes ; ceci facilite laréalimentation rapide des clients en évitantla ruine par entraînement d’un nombreélevé de supports d’un ouvrage, lors d’événements climatiques tels que givre outempête.

Dans un second temps, la sécurisation desouvrages retenus est réalisée sur l’intégra-lité de leur longueur.

Par ailleurs, des mesures sont adoptées enterme de dimensionnement des ouvragesdu réseau de transport situés à proximitédes zones d’habitations et des voies decommunication importantes, afin deréduire les conséquences de tels événe-ments climatiques exceptionnels sur lasécurité des personnes et des biens.

Différentes méthodes sont utilisées selonle type de contrainte.

On distingue en premier lieu lescontraintes relatives au fonctionnementdu réseau de transport, c’est-à-dire au rôlede chaque ouvrage dans le système élec-trique. Ces contraintes sont généralementliées aux limitations des capacités ther-miques des ouvrages, limitations qui peu-vent engendrer des risques de coupure dela clientèle, entraver la fluidité du marché(par la limitation des échanges transfron-taliers ou par la « désoptimisation » desprogrammes d’appel), ou pénaliser l’arri-vée d’un client producteur ou consomma-teur. Ces contraintes sont détectées parune méthode d’analyse par simulationnumérique des situations pour lesquellesdes risques potentiels sont identifiés.

Les autres contraintes sont liées à l’état dupatrimoine, c’est-à-dire à l’adaptation auxnouvelles normes techniques ou aux effetsdu vieillissement du réseau. Elles concer-nent donc la problématique du maintienen condition opérationnelle du patri-moine et de la sécurisation mécanique desouvrages. Elles sont détectées par laconnaissance approfondie, par le biaisd’expertises, de chacun des équipementsprésents sur le réseau.

Simulation des situations à risque

L’analyse par simulation numérique desituations à risques permet d’anticiperles insuffisances du réseau sur la basedes hypothèses de consommation et deproduction retenues à un horizon detemps donné. Un outil de calcul informa-tique modélise l’ensemble des clients(consommateurs et producteurs) et simulecertains états du système électrique et enanalyse l’incidence pour la clientèle, afind’identifier les situations « à risque ».L’analyse porte à la fois sur la fréquencedes situations et leur criticité pour la clien-tèle. Le croisement de ces deux paramè-tres permet de déterminer la gravité de lasituation, qui traduit le degré decontrainte sur le réseau.

� Situations étudiées

Une « situation » est caractérisée par :

� Un état du système électrique, c’est-à-dire :

• un niveau de consommation et de pro-duction des clients, compte tenu de leursvariations journalières et annuelles,donc sur un palier horaire donné,

• les capacités thermiques des ouvragesdu réseau public de transport, qui

4.2. DÉTECTION DES CONTRAINTES : MÉTHODE

30

dépendent de la saison (les capacités desouvrages sont plus faibles en été).

� Un ensemble d’aléas affectant cesystème :

• les aléas relatifs au niveau de consom-mation et de production (grand froid,forte ou faible hydraulicité, présence devent…),

• les incidents pouvant intervenir sur leréseau public de transport soit sur aléaextérieur ou sur défaillance d’unouvrage.

La combinaison de ces aléas permet deconstruire un ensemble de situations, dontles plus critiques sont généralement lessuivantes :

� pour la période d’hiver, pendantlaquelle les consommations sont souventles plus fortes, on étudie deux régimes defonctionnement du réseau :

• Le régime normal ou « N », correspon-dant à une situation normale d’exploita-tion du réseau, c’est-à-dire où tous leséléments du réseau sont disponibles. Cerégime est étudié avec un niveau deconsommation élevé, correspondant àune période de grand froid.

• Le régime dégradé ou « N-1 », corres-pondant à la perte d’un élément réseausur incident (liaison ou transformateur)avec consommations normales. L’étudede cette situation est très importante,puisque celle-ci se présente non seule-ment en cas de panne, mais égalementlors des consignations d’ouvrages néces-saires pour travaux de maintenance oude développement. De plus, c’est dans ce régime que les situations sont les plus contraignantes, la même puissancedevant être transportée à travers unnombre plus réduit d’ouvrages.

� pour la période d’intersaison (prin-temps et automne), pendant laquelle lesconsommations sont parfois encore soute-nues alors que les capacités thermiquesdes ouvrages du réseau sont déjà réduites,on étudie :

• le régime « N » avec consommations élevées (période de froid),

• le régime « N-1 » avec consommationsnormales.

� pour la période d’été, pendant laquelleles capacités thermiques des ouvrages duréseau sont minimales et pendant laquellele niveau de consommation des industriels(ou le niveau de production de certainsproducteurs) peut être élevé, on étudie lesrégimes « N » et « N-1 » avec consomma-tions normales.

En régime normal (« N ») ou dégradé(« N-1 »), les ouvrages du réseau de trans-port doivent être capables de respecter les limites d’intensité admissible dans les câbles conducteurs induites par lescontraintes d’échauffement de ceux-ci. Leslimites thermiques des ouvrages dépen-dent du type de câbles conducteur et durégime auquel ils sont soumis (« N » ou« N-1 » ). En cas de dépassement de ceslimitations, les ouvrages peuvent non seu-lement subir une détérioration des câblesconducteurs, mais également induire desproblèmes de sécurité dûs au non-respectdes distances minimales sous les ouvrages,du fait de l’allongement des câblesconducteurs par échauffement. Ce phéno-mène est illustré par le dessin ci-dessous.

� Évaluation de l’impact sur le réseauélectrique

Les outils de simulation numériquepermettent de quantifier la gravité dessituations étudiées (fréquence de lasituation et impact pour la clientèle).Notons que suivant les régions, les pointshoraires pendant lesquels apparaissentles contraintes ne sont pas forcémenthomogènes : contraintes d’été liées àl’évacuation de l’hydraulique, couplées àune demande forte dans les régions dusud, contraintes d’hiver liées à la pointe dela consommation ailleurs.

18Les ouvrages sont

capables de supporterun certain niveau desurcharge en « N-1 »,mais pendant unedurée limitée.

18

31

Les deux exemples ci-dessous illustrent laproblématique des régimes « N-1 » et les

conséquences en terme de contraintequ’elle peut induire :

Exemple 1 :sécurité d’alimentation

Le schéma ci-contre décrit une portion duréseau où un poste client consommateurC est alimenté à partir de deux postessources A et B.

Dans le cas où un défaut survient sur l’ou-vrage reliant le poste client au postesource A, l’ouvrage reliant le poste sourceB et le client C peut entrer en surcharge,et il en résulte un risque de coupure duclient.

Ce type de contrainte liée à la sécuritéd’alimentation est caractéristique desréseaux de répartition régionale, qui nedisposent généralement pas d’autremarge de manœuvre que la coupure de laclientèle (c’est-à-dire le délestage) pour

résoudre la surcharge dûe à la perte d’unouvrage. Le mode de détection de cescontraintes est généralement détermi-niste : les situations à risque correspon-dent à des points horaires particuliers(passage de la pointe d’hiver, par exem-ple) et des incidents bien identifiés. La cri-ticité de la situation est liée à la fréquencede l’incident, et au volume d’énergie non distribuée sur la période de tempsconsidérée.

Exemple 2 :performance technique et économiquedu système

Sur le schéma ci-contre, un poste clientconsommateur C est alimenté à partir dedeux postes producteurs A et B. Dans leprogramme d’appel fourni à RTE, la pro-duction B correspond à une unité dont leprix de revient est faible, elle est donc icidémarrée à son maximum. En revanche,la production A, plus chère, est démarréeà mi-capacité. Le client est donc alimentévia la boucle ABC en situation « N ».

Si un défaut survient sur l’ouvrage reliantles postes A et B, l’ouvrage reliant B et Centre en surcharge. Pour éviter la cou-pure, le gestionnaire de réseau peutmodifier le programme d’appel initial,en demandant à B de diminuer sa pro-duction pour soulager l’axe reliant B à C,et à A d’augmenter le niveau de produc-tion démarrée pour faire face à l’appelde consommation du poste client et com-penser la baisse de production de B. La« désoptimisation » du programme d’ap-pel qui résulte de ces réaménagementsest mise en œuvre de façon préventive,c’est-à-dire avant même que l’incident nesurvienne, si celui-ci est identifié comme

susceptible d’engendrer des surcharges.En effet, les délais nécessaires au démar-rage des unités de production sont sou-vent supérieurs aux durées de surchargesadmissibles sur les câbles conducteurs.

Ce type de contrainte, lié à la perfor-mance technique et économique du système électrique, est généralementdétecté sur des structures de réseau suffisamment maillées, avec une forteprésence de production modulable : il estcaractéristique du réseau de grand trans-port. Le mode de détection de cescontraintes est généralement probabi-liste : un très grand nombre de configu-rations de disponibilité de la productionest envisagé pour évaluer le volumed’énergie diminué / augmenté pendantla période considérée.

32

Analyse de la qualité de l’électricité

Assurer la qualité de l’électricité consiste àse prémunir des irrégularités de la tensionet à assurer la continuité de l’onde élec-trique contre les coupures longues et lescoupures brèves . Un certain nombre decontrats définissent les engagementsmutuels à respecter par RTE et ses clientsen matière de qualité de l’électricité.

L’état des lieux de la qualité de l’électricitéobservée sur le réseau à la fin des années1980 a conduit EDF à engager à partirde 1992 une politique volontariste d’amé-lioration de la qualité. Celle-ci a conduità des niveaux de qualité aujourd’huiglobalement satisfaisants sur tout le terri-toire. Ainsi, à l’exception de certains« points noirs » qui subsistent dans cedomaine, la politique de RTE est de main-tenir le niveau de qualité actuelle.

A l’heure actuelle les engagements de RTEen matière de coupures longues et brèvessont basés sur des moyennes constatéesles années précédentes.

En cas de non-respect de ces engage-ments, des études ciblées sont conduiteset l’intérêt de procéder à un renforcementdu réseau est examiné au cas par cas, enfonction de la rentabilité économique etde la sensibilité de la clientèle.

De ce fait, le schéma de développementn’aborde pas de manière spécifique lesaspects qualité de l’électricité, à l’excep-tion de quelques points dûment identifiés.

Expertisedes ouvrages

Les contraintes liées à l’état du patrimoinesont identifiées grâce à la connaissanceapprofondie de chacun des ouvrages auplus près du terrain.

S’agissant du maintien en condition opé-rationnelle, compte tenu du nombreimportant d’ouvrages ayant atteint leurdurée de vie « théorique » (voir § 2.4),et donc susceptibles de faire l’objetd’actions de réhabilitation lourde ou derenouvellement, une réflexion globale surla gestion du patrimoine du réseau estengagée à RTE depuis plusieurs années.Une méthode de hiérarchisation desouvrages concernés a été mise au point

pour définir la priorité avec laquelle ilconvient de lancer des expertises appro-fondies et les études de solutions.

Ces priorités sont établies à la maillerégionale en fonction de plusieurs critères,permettant de croiser :

• une vision patrimoniale : comportementtechnique de l’ouvrage, état des diffé-rents composants (usure, corrosion),

• une vision fonctionnelle : importance del’ouvrage pour la qualité de l’électricitéet la sûreté de fonctionnement, enjeu del’ouvrage à long terme.

Les ouvrages identifiés comme prioritairesfont ensuite l’objet d’expertises, quipermettent d’appréhender de façondétaillée l’état des composants de l’ou-vrage, et de faire des premières proposi-tions concernant les solutions possibles(réhabilitation, renouvellement), ainsiqu’un premier chiffrage.

De la détection à la résolution des contraintes

La détection d’une contrainte à unhorizon donné ne suffit pas à déclencherune décision de développement du réseaupar RTE. Les décisions d’investissementsprises par RTE sont fondées sur une ana-lyse technique et économique, évaluée surla durée, qui intègre une valorisation duservice rendu par différentes stratégies dedéveloppement, et l’investissement àconsentir pour mettre en œuvre cette stra-tégie.

Concernant les contraintes liées aux capacités thermiques des ouvrages , lapremière étape consiste à simuler lessituations à risque (cf. §4.2) dans la confi-guration initiale du réseau (sans renforce-ment) puis, en supposant le réseau ren-forcé, en mettant en œuvre chacune desstratégies de développement susceptiblesde résorber les contraintes identifiées :renforcement d’une liaison existante, nouvelle liaison, augmentation de la puis-sance de transformation….

La deuxième étape consiste à valoriser lessituations à risque pendant toute la duréeoù le risque est présent, dans chaqueconfiguration du réseau (avec et sans lerenforcement). Des coûts sont en effetassociés à chaque fois qu’intervient une

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20

19

Coupures brèves :interruptions de l’ali-mentation électriquecomprises entre1 seconde et 3 minutes.On rencontre surtoutce type de coupureslorsque le réseau estcapable d’éliminerlui-même le défaut etde reprendre automati-quement l’alimentationde la clientèle. Ladurée de la coupurecorrespond au tempsde fonctionnement desprotections d’élimina-tion du défaut et desautomatismes dereprise de service.Coupures longues :interruptions de l’ali-mentation électriquesupérieures à 3 minu-tes. Elles correspondentsouvent à des défautslongs sur un ouvragedu réseau de transportsans possibilité dereprise automatique dela clientèle par unquelconque secours.Des manœuvres, dontle délai est supérieur à3 minutes, sont néces-saires et se révèlentparfois suffisantes pourréalimenter la totalitéde la clientèle.

19

Contrats d’accès auréseau de transport(CART) avec les clientsindustriels, contratsavec les gestionnairesde réseaux dedistribution, ou avecles producteurs.

20

Sécuritéd’alimentation,performance techniqueet économique dusystème, raccordementdes clients.

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33

coupure de la clientèle (énergie nondistribuée) ou une « désoptimisation » duprogramme de production. Ces coûts sontliés respectivement au préjudice causé àla clientèle par une coupure et audédommagement des producteurs dont leprogramme de production a été perturbédu fait de la congestion. D’autres coûtsproviennent également de l’accroissementdes pertes électriques sur le réseau .

L’écart de valorisation obtenu avec etsans le renforcement correspond donc àl’économie engendrée par le nouvelouvrage, en termes de coûts de conges-tion, d’énergie non distribuée et de pertesélectriques. La construction d’un indica-teur de rentabilité, tenant compte du coûtfinancier de l’ouvrage, permet ensuited’identifier la meilleure solution d’unpoint de vue technique et économique,parmi toutes les stratégies envisagéespour résorber la contrainte.

D’autres facteurs entrent égalementen ligne de compte (insertion environne-mentale, synergie avec d’autres poli-tiques techniques de RTE) pour finalementfaire émerger la solution électrique opti-male qui sera proposée par RTE àl’Administration, en vue de la soumettre àla concertation.

Concernant les contraintes liées à l’état dupatrimoine, l’arbitrage entre travaux de

réhabilitation d’un ouvrage destinés àprolonger sa durée de vie, sa reconstruc-tion, voire sa dépose est examiné aucas par cas. Cette analyse intègre laproblématique globale d’utilisation del’ouvrage : son rôle dans le réseau detransport et l’accroissement des dépensesde maintenance.

Dans la recherche de stratégies dedéveloppement du réseau de transport,les différents types de contraintes nesont pas traités indépendamment, enparticulier lorsque dans une même zone,le réseau est insuffisamment développéet rencontre des problèmes de vétusté :les stratégies examinées doivent alorspermettre d’optimiser les actions menéessur l’ensemble du patrimoine. Par exem-ple, le renouvellement d’un ouvrage peutà la fois répondre à des besoins de déve-loppement (augmentation de la consom-mation d’une zone), d’obsolescence (âgedu réseau) et de sécurisation mécanique.

Rappelons enfin que des dispositifs derégulation des flux de puissance (transfor-mateurs-déphaseurs), le développementde nouvelles capacités de productionen particulier décentralisée et, dans uneautre mesure, la maîtrise de la demanded’électricité peuvent contribuer à soulagerles congestions et à améliorer la sécuritéd’approvisionnement.

22RTE achète en effet

le volume deproduction équivalentaux pertes d’énergiesur le réseau detransport.

22



EXPOSÉ DES CONTRAINTES DU RÉSEAUÀ MOYEN ET LONG TERME

5

34

La problématique du raccordement sepose différemment suivant la naturedu client, qu’il soit producteur ou consom-mateur, industriel ou distributeur. Si l’arri-vée d’un client entraîne nécessairement laréalisation des ouvrages permettant sonraccordement sur le réseau de transport(liaisons et/ou poste de raccordement), ilpeut arriver que la nouvelle injection ou lenouveau soutirage engendre descontraintes sur le réseau detransport situé« en amont » du client, par saturation desouvrages déjà présents et non dimension-nés pour l’accueillir.

On a choisi dans ce chapitre de distinguer :

• les raccordements des distributeurs, parla création de nouveaux postes sources,qui sont liés à une augmentation signifi-cative des consommations d’une zonecorrespondant généralement à l’installa-tion de nouvelles zones d’activité, parexemple à proximité des aggloméra-tions,

• les raccordements de clients consomma-teurs identifiés : Réseau Ferré de France,clients industriels…

• les raccordements des producteurs, qu’ils’agisse de production centralisée ou deproduction décentralisée directement rac-cordée sur le réseau public de transport.

Nous alertons le lecteur sur la volatilité de ces informations car les besoins avérésde raccordement des clients ne sont engénéral connus qu’à court terme.

ClientsDistributeurs

La création d’un poste source peut êtrenécessaire pour satisfaire les besoins dedéveloppement du réseau de distribution,lorsque sa capacité est insuffisante pouralimenter les consommations (création dezones d’activité par exemple). Cettecontrainte peut être résolue soit par unrenforcement du réseau de distribution

5.1. RACCORDEMENT

Ce chapitre présente une synthèse des principales contraintes identifiées dansles volets régionaux du schéma de développement établis en 2006, qu’ellestouchent le réseau de Grand Transport à 400 kV ou les réseaux régionaux(225, 150, 90 et 63 kV).

Ces contraintes ne se répartissent pas de façon homogène sur tout le territoireet peuvent être variables selon la configuration du réseau (âge des ouvrages,densité), les perspectives de développement de la production (fort gisementde production éolienne dans le Nord de la France ; régions hydrauliques Sudet Rhône-Alpes) ou de la consommation (zones touristiques dans le Sud de laFrance ; installation de zones d’activité dans le Nord de la France ; proximitédes frontières).

Certaines contraintes, généralement observées aujourd’hui avec pour consé-quences des risques de délestage ou de modification du plan de productioncoûteuse pour la collectivité, ont déjà fait l’objet d’études approfondies parRTE et devraient être résolues dans un horizon de court/moyen terme par unprojet identifié actuellement en concertation ou en cours d’instruction régle-mentaire.

D’autres contraintes, anticipant généralement des faiblesses susceptiblesd’apparaître d’ici quelques années, font actuellement l’objet d’études. Lesversions successives du schéma de développement permettront de suivrel’évolution de ces contraintes et des projets destinés à les lever.

Le lecteur pourra se reporter à l’annexe 2, dans laquelle une synthèse de chaque volet régional est présentée.

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à partir des postes sources existants, soitpar l’apport d’une nouvelle injection depuissance, c’est-à-dire par la création d’unnouveau poste source. L’arbitrage entre les

deux types de solutions s’appuie sur unecomparaison de leurs performances tech-niques et économiques, compte tenu descoûts du raccordement du nouveau poste.

La carte ci-après présente les projets de création de postes sources en cours d’instruction réglementaire.

LES POSTES SOURCES EN PROJET


Réseau 400 kV Ligne d’interconnexion 400 kV Limites des régions

Réseau 225 kV Ligne d’interconnexion 225 kV Poste source en projet

Nota : Cette carte représente le réseau de grand transport actuellement en exploitation compte tenu des incertitudes sur la localisation des futurs ouvrages du réseau.

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Clients Consommateurs identifiés

� Réseau Ferré de France (RFF)

Afin de développer un véritable réseau ferroviaire trans-européen pour le fret etles voyageurs et d’améliorer les temps deparcours entre les grandes agglomérations,de nouveaux projets de ligne à grandevitesse sont envisagés par RFF à moyenterme. Le développement de ces nouvelleslignes s’accompagne de la mise en servicede points de soutirage (« sous-stations »)destinés à leur alimentation électrique.

Les projets suivants font l’objet dedemandes de RFF pour le raccordement defutures sous-stations :

• Projet de ligne à grande vitesse « Rhin -Rhône », qui devrait permettre de réaliserl’interconnexion européenne entre l’Euro-pe du Nord et de l’Est et la Méditerranée :deux sous-stations sont prévues enFranche-Comté (entre Montbéliard etBelfort et au nord de Besançon) et une enBourgogne à l’est de Dijon.

• Projet de ligne à grande vitesse« Languedoc-Roussillon », qui complètel’alimentation du bassin méditerranéenvers l’Espagne : le contournement deNîmes et Montpellier, impliquera la créa-tion d’une sous-station à Montpellier, et laligne nouvelle Perpignan - Barcelone leraccordement d’une sous-station au sud-ouest de Perpignan.

• Projet de ligne à grande vitesse« Bretagne - Pays de la Loire », dont lamise en service est visée pour 2012 : ilnécessitera le raccordement de deux sous-stations, prévues à la limite des départe-ments de l’Ille-et-Vilaine et de la Mayenne.

• Projet de ligne à grande vitesse « SudEurope Atlantique », dont la mise enservice est située entre 2013 et 2016 : ilnécessitera le raccordement de deux sous-stations, l’une au nord d’Angoulême, l’au-tre à proximité de Montguyon.

• D’autres projets ferroviaires de RFF, commela ligne à grande vitesse entre Lyon etTurin, la ligne à grande vitesse Provence-Alpes-Côte d’Azur, ou les lignes Poitiers-Limoges, Bordeaux-Espagne et Bordeaux -Toulouse, n’ont pas été prises en comptedans ce schéma de développement, comptetenu des incertitudes portant sur les puis-

sances et les localisations des sous-stations,ainsi que sur les dates de mise en service,eu égard à l’horizon du présent schéma dedéveloppement.

Le raccordement d’autres sous-stations sontprévues, dont certaines sont en cours d’ins-truction, comme par exemple à proximité dela Roche-sur-Yon pour l’électrification de laligne Nantes - Les Sables d’Olonne.

� Clients industriels

La Société de Transport d’Energie du GrandDuché de Luxembourg (SOTEL) implantée àEsch-sur-Alzette a sollicité RTE afin de dispo-ser d’une alimentation électrique depuis leréseau français. Ce raccordement nécessiterala création d’une liaison 225 000 volts depuisle poste de Moulaine, et a pour vocation depermettre l’alimentation d’un industriel(sidérurgie).

Le projet ITER est un projet scientifiqueinternational consistant à créer un réacteurexpérimental de fusion thermonucléaire. Lesbesoins électriques du futur réacteur ITER secaractérisent par des appels de très fortepuissance pour des durées courtes(« pulses ») et nécessitent un raccordementau réseau 400 000 volts à proximité deBoutre. Le site atteindrait sa consommationindustrielle dès 2014.

Par ailleurs, le client Eurodif a demandé le raccordement de sa nouvelle usine(Georges Besse 2) située sur le site duTricastin, qui se substituera à terme aux ins-tallations existantes et induira une fortebaisse de la consommation du site. Cettenouvelle usine sera mise en service graduel-lement entre 2009 et 2016. L'arrêt de l'usineexistante devrait intervenir sur la période2012 - 2015.

Enfin, à moyen ou long terme, des évolutionsà la hausse de clients fortement consomma-teurs pourraient engendrer des évolutionsimportantes du réseau, en particulier dans laVallée de la Maurienne (Savoie).

ClientsProducteurs

� Production centralisée

De nombreux projets de productioncentralisée sont en cours d’instruction parRTE en France.

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Au 1er juillet 2007, 28 porteurs de projetspour un total d’environ 15 700 MW ontaccepté la proposition technique et finan-cière de raccordement que RTE leur a faite.

On note en particulier :

• le raccordement d’un troisième groupede production sur le site EDF deFlamanville. Cette unité de productionsera de type EPR (European PressurisedWater Reactor), et son raccordement estprévu pour fin 2011 ;

• de nombreux projets de production àpartir de cycles combinés gaz (CCG),essentiellement autour des terminauxméthaniers de Fos et Montoir, et à proxi-mité des arrivées de gazoducs en prove-nance des pays étrangers sur la frontièrenord-est de la France ;

• des projets de production Charbon, autourdu port du Havre et dans le Bordelais ;

• des turbines à combustible (TAC, moyensde pointe), essentiellement en régionparisienne, et dans la région de Saint-Brieuc.

� Production éolienne

Parmi les 5000 MW environ inscrits en listed’attente, seuls 23 projets pour un total de2120 MW sont raccordés directement auréseau public de transport, l’essentiel desraccordements étant réalisés sur le réseaude distribution.

On note en particulier :

• des projets en Languedoc-Roussillon,pour des mises en service prévues d’ici2012, sur les communes de Roquetaillade(17 MW, à proximité de Limoux, dans

l’Aude prévus pour 2008), Villesèque(50 MW, à l’ouest de Port la Nouvelledans le département de l’Aude prévusdébut 2008) ;

• en Midi-Pyrénées : 87 MW à Salles Curan(Aveyron) en juillet 2008, 23 MW à Plodel Bessou (Aveyron) en 2008, 91 MW àMounès (Aveyron) en 2008,

• En Picardie : 87 MW à Magremont(Somme), en 2009

• En Rhône-Alpes : 120 MW à Bourlèches(sur la Lozère et l’Ardèche), en 2009

• En Sologne : 78 MW à Espiers (ex Chemind’Ablis, Eure et Loir), en 2008

• Dans l’Indre : 40 MW à Ménétreols sousVatan (Villement), en 2008

• des projets off shore au large de Fécamp(105 MW), du Tréport (741 MW) de LaBaule (72 MW) et de Dunkerque (110 MW).

Cependant, quel que soit le mode deraccordement de la production éolienne,le réseau public de transport d’électricitéest concerné par ces raccordements, qu’ils’agisse de créer de nouveaux postessources ou de gérer les contraintesinduites, qui sont décrites au chapitre 5.3.

� Production biomasse

Parmi les 92 MW de projets biomasseprésents dans la liste d’attente en mars2007, 3 projets totalisant 60 MW se raccor-dent au réseau de transport d’électricité,suite à l’appel d’offre réalisé par l’Etat :

- dans les Vosges, à Arches (20 MW)et Eloyes (20 MW),

- en Corrèze, à Ussel (20 MW).

Sont présentées dans cette catégorie lescontraintes pouvant induire une dégrada-tion de la qualité de l’électricité, liées àune trop faible capacité du réseau exis-tant. On pourra se référer au chapitre4 pour plus de détails sur ces concepts.

Des contraintes avérées levées pardes projets à court terme

On présente dans ce paragraphe les princi-paux projets actuellement en cours deconcertation ou d’instruction réglementaire.La liste exhaustive des projets, par régionadministrative, figure dans l’annexe 2.

5.2. SÉCURITÉ DE L’ALIMENTATION ÉLECTRIQUE

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� Alimentation de la région ProvenceAlpes Côte d’Azur - horizon actuel (criticité 4)

L’alimentation électrique de la régionPACA est dépendante du seul axe élec-trique à 400 000 volts qui dessert, par le sudà partir du poste de Tavel (zoned’Avignon), plus de la moitié des besoinsélectriques régionaux, dont les principalesagglomérations et les départements litto-raux jusqu’à Broc Carros (zone de Nice).

En cas d’incident sur cet axe, la ligne à 225 000 volts du nord entre les postes deSainte-Tulle (zone de Boutre) et deLingostière (zone de Broc Carros) ne peutalimenter toute la consommation.

• La mise en service aux environs de 2010d’importants moyens de production pré-vus dans les Bouches du Rhône (zone deFos essentiellement) devrait contribuer àsécuriser l’alimentation électrique de cedépartement.

• En revanche, l’alimentation de l’est de larégion PACA restera vulnérable à unincendie de forêt ou à une avarie graveconduisant à la mise hors tension de l’axedouble Néoules - Broc Carros. Ainsi, aprèsl’annulation par le Conseil d’Etat en juillet 2006 de la déclaration d’utilitépublique du projet de ligne Boutre - BrocCarros à 400 000 volts, des mesures pallia-tives ont été décidées pour limiter la fréquence des coupures. Elles seront enservice aux horizons 2008-2009 :

� installation de batteries de condensa-teurs dans l’est de la région PACA pourminimiser les risques d’écroulement detension ;

� exploitation en 400 000 volts dudeuxième circuit de l’« axe Sud » entreNéoules et Broc Carros pour augmenter lacapacité d’alimentation, avec création depostes de transformation 400 / 225 000volts dans le Var (Trans et Biançon) ;

� installation d’un transformateurdéphaseur 225 000 volts au poste deBoutre pour forcer les transits vers Toulonet soulager la ligne à 400 000 volts entreMarseille et Toulon ;

Cette zone reste néanmoins une zone de fragilité électrique. RTE mène donc des études pour identifier les solutionspérennes pouvant être mises en œuvre.

� Alimentation de la Bretagne - horizonactuel (criticité 3) et horizon 2012 (criticité 4)

Le sud de la Bretagne est confrontéactuellement à des problèmes de sécuritéd’alimentation liés à l’insuffisance descapacités de transport des ouvrages225 000 volts entre les agglomérations deNantes et de Vannes (axe Cordemais -Pontchateau - Poteau Rouge).

� Le projet de création d’un nouveauposte de transformation 400 / 225 000volts dans le département du Morbihan,proche du poste de Poteau Rouge, per-met de lever ces contraintes. La mise enservice visée de ce projet en cours d’ins-truction est 2009.

Par ailleurs, à l’horizon 2012, la sécurité del’alimentation de la partie nord de laBretagne, qui repose essentiellement surle poste à 400 000 volts de Plaine Haute(lui-même alimenté par une seule ligne400 000 volts à simple circuit), sera de plusen plus fragile.

� La mise en service de moyens de pro-duction dans la zone de Saint-Brieuc fin2009 suite à l’appel d’offre lancé par RTEpermettra de réduire la criticité de cettecontrainte et de différer le renforcementdu réseau à 400 000 volts.

� Alimentation de Strasbourg et du Bas-Rhin - horizon actuel (criticité 3)

La sécurité d’alimentation de l’aggloméra-tion de Strasbourg et du Bas-Rhin enAlsace est aujourd’hui menacée.L’ensemble de cette zone repose en effetsur le poste 400 000 volts de Marlenheim.Un incident sur la seule ligne 400 000 voltsalimentant ce poste, ou sur une des lignes225 000 volts issues de Marlenheim et alimentant le poste de Graffenstaden,entraîne des risques de coupure.

� La création pour 2009 du poste 400/225 000 volts de Scheer, au Sud deStrasbourg, permet d’y remédier.

� Le nouvel axe double Vigy -Marlenheim 400/225 000 volts, dont lamise en service est programmée pour2008 pour lever les congestions sur cetaxe, participera aussi à la sécurisation dela zone.

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� Alimentation de l’Ouest de l’Île-de-France - horizon actuel (criticité 4)

La croissance des consommations de cettezone conduit à en fragiliser l’alimentationélectrique.

Deux renforcements sont prévus au niveaude la très haute tension :

� La création du poste 400/225 000 voltsd’Yvelines, raccordé au poste d’Elancourtpar une liaison 225 000 volts, doit per-mettre de sécuriser l’alimentation de laclientèle des Yvelines, du sud des Hauts-de-Seine et du quart sud-ouest de Paris.La mise en service de ce projet (en coursde travaux) est prévue pour 2008.

� Au nord-ouest de la première couronne, la création de la liaison sou-terraine à 225 000 volts Nanterre -Nourottes permettra de rééquilibrer lescharges entre les postes de la zone. Lamise en service de ce projet en cours detravaux est prévue en 2008.

� Alimentation du bassin annecien -horizon 2012 (criticité 3)

Le bassin annecien (Rhône-Alpes) est alimenté en trois poches non sécurisées, àpartir du réseau 400 000 volts via les postesde transformation 400/225 000 volts deGénissiat, Cornier et Albertville. L’ensembledu réseau est d’ores et déjà saturé.

� La création du poste de transforma-tion 400/63 000 volts de Montagny pourfin 2007 permettra de lever les difficultésd’alimentation de l’agglomérationd’Annecy. Le projet comporte des étapesultérieures au niveau du réseau régional,qui permettront de lever les difficultésd’alimentation des zones situées à l’estd’Annecy.

Des contraintes qui appelleront des réaménagements du réseau à moyen terme

Ce paragraphe a pour vocation de présen-ter les contraintes de sécurité d’alimenta-tion moins critiques, ou susceptibles d’apparaître à plus long terme. RTE mèneactuellement des études approfondiespour les contraintes les plus importantes.

� Alimentation du Nord - horizon 2012(criticité 3 et 4)

• A l’horizon 2012, la sécurité d’alimentationde la zone de Lille ne sera plus garantie surincidents dans certaines configurations deproduction et d’échanges aux frontières.

• La croissance naturelle des consommationsinduira une saturation de la transforma-tion 400/225 de Mastaing, mais aussi del’axe 225 000 volts Mastaing - Perizet.Cette zone (arrondissements du Valencien-nois, de l’Avesnois, du Cambraisis etjusqu’à Saint-Quentin) est également sen-sible aux échanges aux frontières,échanges qui pourront venir aggraver cescontraintes.

� Les structures 400 000 et 225 000 voltsde ces zones doivent évoluer à court etmoyen terme pour faire face aux besoinsd’alimentation de ce bassin de consomma-tion et d’accueil de nouvelles productions.

� Alimentation de la Bretagne - horizon 2020 (criticité 3)

Compte tenu de l’évolution prévisionnellede la consommation et malgré les renfor-cements envisagés à court terme, le sudde la Bretagne sera à nouveau confronté,à l’horizon 2020, à des problèmes desécurité d’alimentation liés à l’insuffisancede capacité de transport des ouvrages225 000 volts de la zone.

De plus, les transformations des postesd’alimentation des principales aggloméra-tions bretonnes comme celles de Rennes,de Saint-Brieuc, de Landerneau, deConcarneau, de Lorient ou encore deVannes, ne permettront pas à l’horizon2012 de répondre à l’augmentation de cesconsommations.

� A long terme, il sera nécessaire de ren-forcer la structure du réseau 400 000 volts.

� Alimentation de l’Île-de-France - horizon 2012 et 2020 (criticité 4)

La progression des consommations surl’est francilien risque d’entraîner à courtterme des contraintes sur plusieurs cou-loirs de lignes à 225 000 volts de la zone,en particulier autour des postes 400/225 000 volts de Villevaudé et de Morbras,ainsi que dans le Val de Marne.

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Pour l’ouest de l’Île-de-France, la pour-suite de la croissance de la consommationentraînera à terme de nouvellescontraintes sur les transformations400/225 000 volts et sur les alimentations225 000 volts, malgré les renforcementsprévus dans cette zone à l’horizon 2008,comme la création du poste 400/225 000volts d’Yvelines.

� Un renforcement de la transformationsur certains postes (Sausset…) sera alorsnécessaire.

� Alimentation du Bordelais - horizon 2012 (criticité 3)

L’agglomération de Bordeaux est alimen-tée principalement par les postes 400/225 000 volts de Marquis au nord et 225/63 000 volts de Pessac au sud. La crois-sance des consommations, essentiellementautour de la création de zones d’activité,entraîne à moyen terme une saturation deces transformations, ainsi que de l’axeBacalan - Marquis à 225 000 volts. Cescontraintes fragilisent l’alimentation élec-trique de l’ensemble de la zone.

� Celles-ci nécessiteront à terme, uneévolution de la structure des réseaux etun renforcement de la transformationdu poste de Marquis.

� Alimentation des Pays de la Loire -horizons 2012 et 2020 (criticité 3)

Trois zones principales de fragilité appa-raissent sur le réseau à très haute tension :

• le réseau 225 000 volts traversant le suddes départements de la Loire Atlantiqueet du Maine et Loire (entre Nantes,Saumur et Cholet),

• l’axe 225 000 volts reliant Nantes à LaRochelle situé à l’ouest du départementde la Vendée, fragilisant l’alimentationde la moitié ouest du département,

• l’axe 225 000 volts nord - sud traversantle département de la Mayenne et reliantFlers à Angers via Laval, fragilisant lamajeure partie du département.

� Il sera nécessaire d’engager des ren-forcements des ouvrages existants, ainsique la réalisation de nouveaux équipe-ments.

� Boucle 63 000 volts du nord desArdennes - horizon 2012 (criticité 3)

Le nord des Ardennes est alimenté depuis lespostes 225/63 000 volts de Chooz et Mohon.Deux files électriques 63 000 volts relientces postes, l’une à l’ouest, l’autre à l’est.

L’augmentation des consommations decette zone entraîne plusieurs fragilités :

• à moyen terme, la transformation deMohon se trouve saturée par l’augmen-tation des consommations de la zone,

• la file à l’ouest de la boucle est encontrainte à court ou moyen terme en casde perte d’un des ouvrages d’extrémité.

• la file à l’est de la boucle connaît lesmêmes contraintes à long terme.

� RTE mène actuellement des étudespour trouver une solution qui résolve àla fois ces trois problèmes, vraisembla-blement en créant une nouvelle injec-tion 225/63 000 volts au centre de cettezone.

Des contraintes d’ampleur modéréeidentifiées autour de grandes agglomérations

� Agglomération de Perpignan - horizon 2020 (criticité 2)

La croissance de la consommation nécessi-tera un renforcement du réseau d’alimen-tation 63 000 volts existant entre lespostes de Baixas et Cabestany. A moyenterme, l’arrivée progressive d’ouvrages225 000 volts est envisagée pour prendrele relais.

� Agglomération de Montpellier - horizon 2020 (criticité 3)

Compte tenu de la structure des réseaux63 000 volts et de la sensibilité des consommations de la zone montpellié-raine, des surcharges risquent d’apparaî-tre à moyen terme dans différents cas deperte d’ouvrage 63 ou 225 000 volts, avecdes conséquences en termes de coupureslongues et brèves, et de tenue de la tension. Un aménagement des réseaux225 000 volts existants permettant d’élimi-ner cette contrainte est en cours.

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� Agglomération de Nancy - horizon 2012 (criticité 2)

A moyen terme apparaissent une insuffi-sance de transformation au poste deLaneuveville, alimentant Nancy intra-muros,ainsi que des contraintes sur les lignes quialimentent la périphérie de la ville.

� Agglomération d’Avignon et SudVaucluse - horizon actuel (criticité 3)

La zone située entre les villes deCarpentras, Avignon et jusqu’à Cavaillonau Sud est alimentée par trois longueslignes à 225 000 volts. En cas d’indisponi-bilité de l’une d’elles, les autres lignesn’ont pas la capacité suffisante pour assu-rer l’alimentation électrique de la zone.

� Agglomération de Reims - horizon 2012 (criticité 3)

L’alimentation de Reims repose principale-ment sur le poste 400 000 volts de Vesle. Encas d’incident touchant les transformateurs

de ce poste, la sécurité d’alimentation de laville ne peut être complètement assuréepar le poste 400/90 000 volts de Seuil.

De plus, l’évolution des charges de Reims,en particulier avec l’arrivée de la LGV Est,conduit à saturer les postes sources exis-tants, ce qui amène le distributeur EDF àétudier de nouveaux postes sources àmoyen terme.

� Agglomération de Besançon - horizon 2012 (criticité 3)

Deux lignes 225 000 volts issues deMambelin contribuent à l’alimentation dela ville de Besançon et de la LGV Rhin -Rhône. Sur incident, la mise hors tensiond’une zone comprenant les aggloméra-tions de Besançon, Pontarlier etChampagnole est probable. Ces contrain-tes sont renforcées par l’arrivée de la LGVRhin-Rhône ; une nouvelle injection depuissance devrait permettre de les lever.

Une nouvelle injection sur la zone devraitpermettre de lever ces contraintes.

La limitation des capacités thermiques desouvrages, suite à l’arrivée de nouvelle pro-duction ou à l’évolution des échanges auxfrontières, peut entraîner des « conges-tions » amenant le gestionnaire de réseauà demander aux producteurs des réamé-nagements de leur production, quitte àdiminuer la production de certains sitespour faire appel à d’autres groupes, pluschers et parfois plus polluants.

Ces contraintes, essentiellement rencon-trées sur le réseau 400 000 volts et sur lesréseaux régionaux à fort développementéolien, constituent des goulets d’étrangle-ment qui limitent la fluidité des échangeset freinent la mise en place d’un marchéouvert de l’électricité en Europe.

5.3. PERFORMANCE TECHNIQUE ET ÉCONOMIQUE

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CARTE DES FRAGILITÉS À L’HORIZON 2012SUR LE RÉSEAU DE GRAND TRANSPORT À 400 KV


Zones de fragilités électriques ayant pour origine :

La sécurité d’alimentation Réseau 400 kV

Le maintien en condition opérationnel Ligne d’interconnexion 400 kV

Le raccordement client Limites des régions

La performance technique et économique

Nota : Cette carte représente le réseau de grand transport actuellement en exploitation compte tenu des incertitudes sur la localisation des futurs ouvrages du réseau.

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CARTE DES FRAGILITÉS À L’HORIZON 2020SUR LE RÉSEAU DE GRAND TRANSPORT À 400 KV


Zones de fragilités électriques ayant pour origine :

La sécurité d’alimentation Réseau 400 kV

Le maintien en condition opérationnel Ligne d’interconnexion 400 kV

Le raccordement client Limites des régions


Nota : Cette carte représente le réseau de grand transport actuellement en exploitation compte tenu des incertitudes sur la localisation des futurs ouvrages du réseau.Les renforcements du réseau envisagés par RTE ne figurent donc pas mais -pour des raisons de clarté- les fragilités à l’horizon 2012 levées d’ici 2020 par ces renforcementsne sont plus représentées.

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Des projets en cours, levant lescontraintes à court terme.

La ligne 400 000 volts Saint-Vulbas -Grande Ile constitue un goulet d’étrangle-ment dans la gestion du système élec-trique de la région : de très faible capa-cité, elle s’avère incapable d’alimenter lesconsommations industrielles et les stationsde pompage, ce qui engendre des modifi-cations des plans de production nucléaireset hydrauliques.

� Le projet Lyon - Chambéry (remplace-ment de la ligne 400 000 volts à 1 circuitSaint-Vulbas - Grande Ile par une liaison400 000 volts à 2 circuits Chaffard - GrandeIle) permettra de résorber ces difficultés.Les travaux sont en cours et la mise en service est prévue pour l’année 2007.

L’insertion de la production du groupeFlamanville 3 (EPR) induit des contraintesimportantes sur le réseau de transportcomme le risque de perte de synchro-nisme, des contraintes de transit, le risqueaggravé d’écroulement de tension duréseau de l’ouest de la France et nécessitedonc un nouvel ouvrage.

� Le projet Cotentin-Maine, en cours deconcertation, permettra de résorber cesdifficultés. La mise en service est prévuepour la fin 2011.

En Lorraine et en Alsace, l’évacuation de la production mosellane entraîne descongestions sur le réseau 225 000 voltsentre Vigy et Saint-Avold, qui nécessitentun réaménagement de la production locale,notamment thermique et hydraulique.

� La création de la liaison 400 000 voltsVigy - Marlenheim résoudra cette difficulté.

D’autre part, le poste de Sarrebourg n’estpas dimensionné pour permettre d’assurerun lien entre l’Alsace et la Lorraine.

� La construction du poste deSarrebourg Nord 225 000 volts dans lecadre du projet Vigy - Marlenheimrésoudra cette contrainte.

Une problématique accentuée par le développement du parc de production centralisée

RTE constate un fort développement desprojets de production centralisée, dans les

zones du Nord, de l’Est et du Sud-Est de laFrance, comme décrit dans le paragraphe5.1.

L’arrivée de production dans ces zonesconduira à devoir adapter le réseau400 000 volts afin qu’il puisse continuerd’assurer le lien entre les zones de produc-tion et les zones de consommation tout enmaintenant les conditions de sûreté defonctionnement.

C’est le cas notamment dans la régionNord-Pas-de-Calais, dans laquelle le déve-loppement de la production sur les sitesde Dunkerque et dans la zone deValenciennes / Maubeuge nécessitera depoursuivre les renforcements prévus àmoyen terme autour des postes d’Avelinet de Mastaing (horizon 2012, criticité 3).

� La restructuration complète sur lelong terme des réseaux entre les zonesde Dunkerque, Lille et de Valenciennes /Maubeuge doit permettre d’accueillirplusieurs installations sans limitations.En particulier, une opération de renfor-cement de l’axe 400 000 volts Warande -Weppes - Avelin par changement descâbles conducteurs est en cours, pour unemise en service prévisionnelle en 2011.

Dans l’est de la France, le parc de produc-tion en Lorraine et en Alsace devrait forte-ment évoluer dans les années à venir,notamment avec l’accueil d’importantsprojets de production et le déclassementde certains groupes charbon existants quine respectent pas les dispositions de ladirective européenne relative aux grandesinstallations de combustion. Localement,l’évacuation de la production mosellaneentraîne des congestions sur le réseau225 000 volts entre Vigy et Saint-Avold,qui nécessitent régulièrement un réamé-nagement de la production locale, notam-ment thermique et hydraulique.

� La mise en service à court terme (2008)de la liaison 400 000 volts Vigy -Marlenheim avec la construction duposte de Sarrebourg Nord 225 000 voltspermettra d’éviter ces congestions.

En Haute - Normandie, les décisionsrécentes d’implantation de nouvelles cen-trales sur la zone du Havre nécessitent deprévoir un renforcement permettant de disposer de capacité d’accueil en volumesuffisant.

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Enfin, l’arrivée de production dans larégion PACA nécessite de créer de lacapacité d’accueil pour accompagner lesprojets souhaitant bénéficier du nouveauterminal méthanier de Fos attendu pour2012 (horizon 2012, criticité 3).

� Deux postes 400 000 volts sont prévusd’ici 2011 sur les sites de Feuillaneet de Ponteau, alimentés par deuxlignes 400 000 volts issues du poste400 000 volts de Réaltor. Ce projets’accompagne d’une réorganisation duréseau 225 000 volts local.

� Ces installations de production per-mettent de sécuriser l’alimentation dudépartement des Bouches du Rhône,sans pour autant sécuriser l’alimentationde l’est de la région PACA, en l’absenced’un bouclage du réseau 400 000 voltsde cette partie du réseau.

Avec comme conséquence une répartition des flux fortement modifiée en France

L’impact de la concentration de cesfutures unités de production au Nord dela France touche à la fois :

• la maille régionale, pour laquelle lescontraintes locales dûes à l’évacuationd’un nombre de plus en plus importantde groupes électriquement prochesrendent nécessaire le renforcement duréseau local ;

• la maille nationale, avec un accroisse-ment important des transits sur lesouvrages assurant le lien entre le nordde la France et le reste du réseau,ainsi que sur la boucle 400 000 voltsparisienne.

Par ailleurs, avec l’arrivée massive deproduction dans le Sud-Est, la régionPACA va accroître sensiblement ses expor-tations vers :

• La région Languedoc-Roussillon, avec defortes contraintes de transit sur l’axeTamareau - Tavel.

� Le remplacement des câbles conduc-teurs par des câbles de plus fortecapacité permettra d’éviter toutescongestions à court terme (2010) ;

• La région Rhône-Alpes, où les axes entreMontélimar (poste 400 000 volts deCoulange) et le sud de la zone de Lyon(postes 400 000 volts de Pivoz Cordier,Beaumont-Monteux et Chaffard) sontfortement chargés. En cas de déclenche-ment de l’un de ces axes doubles, desrisques de rupture de synchronisme sontidentifiés avec, à la clef, de très proba-bles coupures de grande ampleur. Cephénomène sera amplifié par la baissede la consommation du client Eurodif,raccordé sur le site de Tricastin.

� Il sera donc nécessaire de prévoir àterme le renforcement du réseau400 000 volts du Sud-Est pour mainte-nir le lien synchronisant avec le restedu réseau.

Une problématique également liée au développement du parc deproduction d’énergies renouvelables

Dans le Pas de Calais, le réseau 90 000volts arrive à saturation au regard desnombreux projets éolien prévus (horizon2012, criticité 2).

� A court terme, la mise en place d’untransformateur déphaseur sur l’axeHesdin - Saint-Pol permet de libérer de lacapacité d’accueil pour les projets encours.

� A terme, il faudra prévoir dans cetterégion un point d’accès au réseau de ten-sion supérieur afin de pouvoir évacuertoute la production prévue localement.Un poste 400/90 000 volts en coupure surl’axe Argoeuves - Mandarins 400 000volts pourrait être créé, l’emplacementrestant à définir en fonction des diffé-rents projets de zones de développementéolien menés au niveau régional.

En Rhône-Alpes (horizons 2012 - criticité2 - et 2020 - criticité 3), la situation estd’autant plus délicate lorsque le réseaudoit à la fois évacuer la productionhydraulique et permettre les transitsd’énergie interrégionaux, les lignesn’étant pas dimensionnées pour ce doubleusage (axes 225 000 volts de l’Ardèche etaxes 225 000 volts de l’agglomération grenobloise).

46

En Auvergne, les réseaux 225 000 volts ausud du Massif Central ont été optimiséspour l’évacuation des productions hydrau-liques historiquement installées sur lazone. L’arrivée de nouveaux producteurs,notamment éoliens, dans une zone allantdu poste de Rueyres (entre les aggloméra-tions de Rodez et d’Aurillac) au poste deLa Gaudière (zone de Narbonne et deCarcassonne), crée de fortes contraintessur le réseau à 400 et 225 000 volts de lazone (horizon 2020, criticité 3).

Dans le Sud du Massif Central, la dyna-mique de raccordement de la productionéolienne est pénalisée par le réseau régionalpeu développé (horizon 2012, criticité 2).

Dans la région Languedoc - Roussillon, leréseau régional est saturé avec le dévelop-pement de la production éolienne au norddes agglomérations de Nîmes et deMontpellier.

Pénalisation des échangestransfrontaliers

La France, interconnectée avec de nom-breux pays, est souvent exportatrice versses voisins et constitue également unpoint de passage de transits internatio-naux : les lignes d’interconnexion sont sollicitées en permanence.

Plusieurs contraintes sont localisées auniveau des interconnexions avec les paysvoisins : on distingue les « plaques » France- Péninsule ibérique, France - Benelux -Allemagne et France - Suisse - Italie.Dans sa volonté d’augmenter le taux d’in-terconnexion des pays membres de l’Unioneuropéenne, la Commission Européenne, aidentifié une liste de projets prioritaires.

Ces projets sont caractérisés par leurcontribution au renforcement de la sécu-rité d’approvisionnement et par leurimpact significatif sur le fonctionnementdu marché européen.

� Plaque France - Péninsule ibérique

La France et l’Espagne ont exprimé unevolonté commune d’augmenter leurscapacités d’échange. L’objectif que lesdeux pays se sont fixé est l’atteinte d’unecapacité de 2800 MW à court terme,conditionnée par la mise en service d’une

liaison supplémentaire sur la partie à l’Estde la frontière, prévue à cet horizon.

La volonté exprimée par les pouvoirspublics des deux pays est d’amener àmoyen terme le niveau d’interconnexionentre la France et l’Espagne à 4 000 MW,ce qui nécessitera la construction d’uneautre ligne supplémentaire.

� Plaque France - Benelux - Allemagne

Le réseau du Nord de la France est le siègede transits transfrontaliers importants,contrastés et difficilement prévisibles,dépendant des opportunités de marché enGrande-Bretagne et sur la plaque euro-péenne, notamment vers la Belgique, lesPays-Bas et l’Allemagne.

Avec le développement de nouvelles unités de production à gaz et à charbonautour des sites de Dunkerque et deMastaing, certains axes vont devenir rapi-dement entièrement saturés et de nou-velles contraintes vont apparaître.

Ainsi, grâce à ces fortes capacités de pro-duction, les exportations de la France versle Nord de l’Europe sont susceptibles des’accroître sensiblement, les Pays-Basimportant une large part de leur énergie.Pour ce faire, le renforcement des capaci-tés de transit de l’axe double 400 000 voltsWarande - Weppes - Avelin est prévu àcourt terme (2012), avec des adaptationsdu réseau 225 000 volts autour de Lille.

A l’inverse, en cas d’échanges faibles surl’interconnexion France - Belgique ou d’im-portations vers la France, notamment selonle niveau de production éolienne dans leNord de l’Europe, le réseau à 400 000 et225 000 volts entre les postes d’Avelin(zone de Lille) et de Mastaing (zone deValenciennes / Maubeuge) constitue unnouveau goulet d’étranglement. Une réor-ganisation complète de la structure duréseau autour des postes de Mastaing 400et 225 000 volts doit permettre de retrou-ver une certaine fluidité dès 2012.

Par ailleurs, l’évolution des échanges avec leNord de l’Europe conduit d’autres axes225 000 volts transfrontaliers à être forte-ment sollicités. C’est notamment le cas desaxes franco-belges Chooz - Jamiolles entrele réseau régional des Ardennes et le sud dela Belgique, et Moulaine - Aubange à proxi-

47

mité du Luxembourg. La mise en service parElia, le gestionnaire du réseau de transportbelge, d’un transformateur déphaseur surl’axe Chooz - Jamiolles au début 2007 et lapose en 2010 d’un second terne avec chan-gement des câbles conducteurs sur la liaison225 000 volts existante Moulaine - Aubangedoivent permettre de lever les contraintesrencontrées à court terme.

Les actions qui seront à mener à plus longterme sont en cours d’examen afin d’assu-rer la compatibilité de l’augmentation deséchanges, du développement de nouvellescapacités d’accueil en France tout engarantissant la sûreté de l’alimentationdes plaques régionales du Nord.

� Plaque France - Suisse - Italie

L’interconnexion avec l’Italie est consti-tuée des axes à 400 000 volts Albertville -

Rondissone (ligne en double terne) et LaPraz - Villarodin - Venaus, axe de faiblecapacité. Depuis l’installation en 2002d’un transformateur-déphaseur au postede La Praz 400 000 volts, qui a permis deréorganiser les flux et de mieux évacuer laproduction hydraulique de la Maurienne,la capacité totale des liaisons franco-italiennes limite toujours les possibilitésd’échanges transfrontaliers.

RTE mène, avec son homologue italienTerna dans le cadre de deux projets euro-péens, des études visant à renforcer cettecapacité d’interconnexion autour d’unprogramme d’optimisation du réseau exis-tant, vraisemblablement autour d’opéra-tions de changement des câbles conduc-teurs des lignes existantes.

Enfin, il restera à lever les contraintes ren-contrées sur la frontière France - Suisse.

400 000 volts 300 - - -

150 000 volts / 225 000 volts 3 000 275 13 3

63 000 volts / 90 000 volts 3 300 hors 390 7 15réseau SNCF

Réhabilitation RenouvellementRenouvellementligne aérienneRéhabilitation

Nb de posteskm de lignes

Les décisions concernant le maintien encondition opérationnelle du patrimoinene s’appuient pas, comme on l’a vu auchapitre 4.2.3 sur un simple critère d’âge,mais sont fondées sur le croisement devisions patrimoniales et fonctionnelles,qui découlent d’analyses approfondies descomposants de l’ouvrage, de son rôle dansle réseau et de son insertion dans l’envi-ronnement.

Les expertises menées par RTE ont permisd’identifier d’ores et déjà un certain nom-bre d’ouvrages (liaisons et postes) devantfaire l’objet, à moyen et à long terme,

d’actions de renouvellement ou de réhabi-litation. Pour ces ouvrages, des analysesapprofondies permettront d’une partd’identifier les composants vétustes ouobsolètes, et d’autre part de mesurer leurenjeu pour le système électrique. A l’issuede ces études, la solution optimale pourraêtre envisagée (renouvellement, réhabili-tation, voire dépose).

Le tableau ci-dessous présente une visionconsolidée des besoins de réhabilitation etde renouvellement qui seront menées parRTE d’ici 2020, que ces opérations concer-nent des lignes ou des postes électriques.

5.4. MAINTIEN EN CONDITION OPÉRATIONNELLE

48

Les cartes des volets régionaux en annexe2 présentent les projets en détail. On noteen particulier les points suivants :

• Les besoins de renouvellement ou deréhabilitation restent limités pour leréseau à 400 000 volts, essentiellementautour des premières lignes construitesen France entre 1945 et 1953 qui relientla Région Parisienne à la région RhôneAlpes et au Massif Central. Ces travauxseront à réaliser aux environs de 2020.

• En Lorraine, Franche-Comté et Alsace,une partie du réseau à 63 000 volts seraconcernée à court et moyen terme pardes travaux de réhabilitation / renouvel-lement. Concernant le réseau à trèshaute tension, on notera la réhabilita-tion partielle des liaisons 225 000 voltsRevigny - Vandières en Lorraine. EnChampagne-Ardennes, le changementdes câbles conducteurs de la file 225 000volts Creney - Rolampont - Pusy est éga-lement prévu en 2007.

• L’Île-de-France est concernée par lavétusté de postes à très haute tension(reconstruction des postes de Chesnoy400 000 volts, Ampère 225 000 volts,réhabilitation du poste de Villevaudé400 000 volts), ou haute tension, en par-ticulier dans la première couronne.

• Dans l’ouest de la France, des besoins deréhabilitation ont été identifiés autourdes axes 225 000 volts :

� en Bretagne (ligne Pontchâteau -Poteau Rouge, axes Concarneau -Landerneau, Brest - Lorient, Brennilis -Saint-Brieuc ainsi que les réseaux63/90 000 volts sous-jacents),

� autour de Nantes, avec les axes225 000 volts Nantes - Vannes, Nantes- Saumur ainsi que le réseau à63 000 volts nantais,

� enfin, une opération de changement decâbles conducteurs sur la ligneCubnezais - Montguyon prévue en 2009.

• En Haute et Basse-Normandie, des opé-rations sont à prévoir à terme sur lesréseaux à 225 et 90 000 volts, avec enparticulier des travaux à réaliser sur lafile Flers - Aube - Mezerolles dans l’ouestde la région Parisienne.

• Le réseau à 150 000 volts fera égalementl’objet d’opérations de réhabilitation,dans les Alpes Maritimes, la Vallée del’Aude (Languedoc-Roussillon) ou enMidi-Pyrénées.

• Les besoins dans le nord de la Francerestent limités. On note cependantl’opération de renouvellement du poste225 000 volts de Moulins - Lille, ainsi queles projets en cours sur les lignes 225 000volts alimentant Compiègne.

• Enfin, en Rhône-Alpes, quelques besoinsde renouvellement de liaisons à 63et 225 000 volts ont été identifiés etsont en cours de traitement. Ilsconcernent essentiellement des liaisonssouterraines.

49



CONCLUSION

CONCLUSION6

50



La réalisation du présent schéma de déve-loppement est la seconde de ce type. Elles’insère dans la logique globale de prévi-sions à moyen et long terme de l’évolutiondu système électrique, prévue par la loi du10 février 2000.

Ce schéma constitue le volet « réseau detransport » de ces études prospectives. Il apour but d’identifier les contraintes sus-ceptibles d’apparaître sur le réseau à unhorizon de 10 à 15 ans, sur la base d’uncorps d’hypothèses élaboré par RTE à par-tir du bilan prévisionnel de l’équilibreoffre demande, de la programmation plu-riannuelle des investissements de produc-tion et de données recueillies à l’échelonrégional.

Au plan de l’organisation, cette seconderéalisation a tenu compte des enseigne-ments du premier schéma de développe-ment, adopté en avril 2005 : la cohérenceentre les régions a été améliorée, notam-

ment au niveau du corps d’hypothèses etde la prise en compte de la problématiqueéolienne ; la définition des différentstypes de contraintes a été précisée et desindications ont été ajoutées quant à leurniveau de criticité ; l’analyse a été décom-posée sur deux horizons temporels, rapproché et plus lointain.

Ce travail a également permis de poursui-vre les échanges au sein des instances deconcertation régionales, selon des modali-tés adaptées au contexte. Il est en effetparticulièrement important que lesacteurs régionaux concernés soient asso-ciés à la détermination des hypothèsesrelatives à l’évolution du contexte écono-mique, industriel et énergétique, pourgarantir que les contraintes identifiées, etpar la suite les projets de développementde réseau qui seront envisagés pour lesrésoudre, correspondent aux besoins réelsde développement de la région.

6.1. UNE SECONDE RÉALISATION

Les besoins d’évolution du réseau sontétroitement liés à l’évolution de la consom-mation, des échanges entre pays, et de laconsistance du parc de production.

Les hypothèses liées à l’évolution de laconsommation s’appuient sur des chro-niques passées et de nombreux travauxexternes à RTE. Ces hypothèses servent enparticulier de base à l’élaboration du bilanprévisionnel. Par l’organisation retenuepour l’élaboration de ce schéma de déve-loppement, les hypothèses de consomma-tion utilisées sont celles du bilan prévision-nel réalisé en 2005, la concertation régio-nale ayant débuté fin 2005.

L’impact sur le schéma de développementdes évolutions entre les différents scéna-rios de consommation envisagés au seindes bilans prévisionnels 2005 et 2007 estcependant faible ; il se traduit essentielle-ment par une anticipation ou un décalagede quelques années de la réalisation desouvrages de renforcement de réseau, sansremise en cause des stratégies de dévelop-pement du réseau.

Les hypothèses concernant les échangesen Europe sont liées à la volonté politiquede développer les échanges internatio-naux pour d’une part assurer la sûreté defonctionnement des réseaux, en favori-sant les possibilités de secours mutuel ausein de l’Europe lors d’une défaillanced’un équipement de transport ou de pro-duction et d’autre part favoriser la consti-tution d’un marché européen de l’électri-cité. Elles traduisent l’évolution des diffé-rentiels de prix au sein du marché euro-péen de l’électricité et la compétitivité desgroupes de production français au sein duparc européen.

Les hypothèses de production sont cellesqui ont le plus évolué depuis le premierschéma de développement. Au regard desdemandes de raccordement reçues parRTE et pour lesquelles les producteurs ontaccepté la solution de raccordement pro-posée, les évolutions de production prisesen compte portent essentiellement sur leraccordement du troisième groupe de lacentrale nucléaire de Flamanville (EPR) etl’installation de Cycles Combinés Gaz à

6.2. LES HYPOTHÈSES

51

hauteur de 6 500 MW en 2012. RTE envi-sage également 8 700 MW supplémentairesen 2020, ainsi que le raccordement de pro-duction éolienne à hauteur de 11 600 MWen 2012 et de 14 800 MW en 2020. En parti-culier, il convient de noter que les hypo-thèses de développement de la productionéolienne sont issues de la concertationmenée à l’échelle de chaque région entreles différents acteurs concernés.

Néanmoins, ces hypothèses de productionrestent très volatiles à la fois sur le volumeet la localisation des projets. Les éven-tuelles contraintes engendrées par le rac-cordement de ces productions, directe-ment liées à leur localisation et leur puis-sance, devront être réactualisées dans leséditions futures du schéma de développe-ment.

De nombreuses contraintes mentionnéesdans le schéma de développement sontdéjà présentes aujourd’hui. Une grandepartie d’entre elles font l’objet de projetsen cours de concertation ou d’instructionréglementaire, dont il est nécessaire quela réalisation intervienne à court terme(au plus tard dans les 5 ans à venir) pourles lever. Parmi les contraintes existantesles plus significatives pour lesquelles unprojet est engagé, on note :

• Sécurité d’alimentation : l’Est de larégion PACA, la Bretagne, Strasbourg etle Bas-Rhin, l’ouest de l’Ile-de-France, lebassin annecien, le Nord de la France, lesPays de la Loire, le Bordelais, ainsi queles agglomérations d’Avignon, Reims,Besançon, Nancy, Perpignan etMontpellier.

• Performance technique et économiquedu système : les régions PACA, Alsace etLorraine vis-à-vis de l’évacuation de laproduction thermique et hydraulique,Rhône-Alpes vis-à-vis de l’évacuation dela production nucléaire et hydraulique,Nord-Pas-de-Calais vis-à-vis de l’évacua-tion de la production nucléaire et ther-mique. On note par ailleurs une insuffi-sance des capacités d’interconnexionavec l’Espagne, la Belgique, l’Italie...

• Maintien en conditions opérationnellesdu patrimoine : essentiellement dans lesrégions de l’Est, du Nord, de la régionparisienne et en Rhône-Alpes. D’ici 2020,7 300 km de lignes électriques et 40 pos-tes seront concernés par des opérationsde réhabilitation ou de renouvellement.

Toutefois, ce schéma de développementmet également en évidence d’autrescontraintes pour lesquelles aucun projetn’est engagé à ce jour, soit parce que leniveau actuel de ces contraintes est tropfaible pour justifier un renforcement duréseau, soit parce qu’elles n’apparaissentqu’à moyen-long terme. Ces contraintesfont l’objet d’études au sein de RTE visantà identifier les projets qui permettraientde les résorber.

Les principales zones concernées par cescontraintes sont :

• pour la sécurité d’alimentation, l’Est dela région PACA, la Bretagne, la Vendée,la région de Dax, Strasbourg et le Nordde l’Alsace, l’Est de la région parisienne,le Nord des Ardennes, ainsi que lesagglomérations de Grenoble, Perpignan,Montpellier, Dijon, Nancy, et Nice-Cannes-Grasse-Antibes.

• pour la performance technique et éco-nomique du système, essentiellementvis-à-vis de l’évacuation de la productionthermique dans la vallée du Rhône, leNord de la France et la région pari-sienne, ainsi que pour la productionlocale les régions Aquitaine, Languedoc-Roussillon, Auvergne, Rhône-Alpes,Midi-Pyrénées et Nord-Pas-de-Calais.

• au titre des interconnexions internatio-nales la poursuite de l’intégration duréseau européen se traduit par l’identifi-cation de projets prioritaires au-delà deceux déjà décidés, notamment avec laBelgique, l’Espagne et l’Italie.

6.3. LES CONTRAINTES ET LES PROJETS

52

La concertation sur les volets régionaux duprésent schéma de développement adonné lieu à des premiers échanges sur lesvisions locales de l’éolien, mais elle estintervenue trop tôt dans le temps par rap-port à la démarche long terme des Zonesde Développement de l’Eolien (ZDE). Cettedémarche permettra d’avoir une meilleurevisibilité sur le développement et la locali-sation de la production éolienne.

Les perspectives pour le réseau de grandtransport continueront d’être tributairesde la grande volatilité des projets de cen-trales de production. Le prochain schéma

de développement devra s’attacher àdégager des orientations permettant des’adapter au mieux à cette volatilité.

Suite aux expertises du patrimoine réseauet aux études de réseau menées depuis lepremier schéma de développement, cetteseconde édition met en évidence d’impor-tants besoins de développement ou derenouvellement du réseau de transport.RTE entend dans ce cadre poursuivre dansla voie de la concertation avec les acteursconcernés, notamment à l’occasion del’élaboration du prochain schéma de déve-loppement.

6.4. PERSPECTIVES POUR LES SCHÉMAS DE DÉVELOPPEMENT SUIVANTS

Il convient également de mentionner lesprojets de raccordement de clients :

• pour l’alimentation du réseau ferré, notam-ment les sous-stations pour les projets delignes à grande vitesse « Rhin-Rhône »,« Languedoc-Roussillon », « Bretagne - Paysde la Loire » et « Sud Europe Atlantique ».

• les producteurs, qu’ils concernent desmoyens de production centralisés ourenouvelables,

• ainsi que des raccordements de postessources nécessaires pour satisfaire les

besoins de développement des réseauxde distribution et ponctuellement desraccordements de clients industriels ouautres producteurs.

Enfin, même si le schéma de développe-ment n’a pas vocation a présenter cetteproblématique, précisons que l’ensembledes régions reste concernées par la mise enœuvre de la politique de sécurisation méca-nique destinée à accroître la robustesse duréseau public de transport face aux événe-ments climatiques extrêmes.

53



BIBLIOGRAPHIE

[1] Loi n° 2000-108 du 10 février 2000 modifiée relative au développementet à la modernisation du service public de l’électricité

[2] Schéma de services collectifs de l’énergie :décret n° 2002-560 du 18 avril 2002

[3] Circulaire du 9 Septembre 2002 : CAB n° 47498 MZ/PE, relative audéveloppement du réseau public de transport et de distribution del’électricité

[4] Contrat de service public entre l’Etat, EDF et RTE,signé le 24 octobre 2005

[5] Bilan prévisionnel 2006-2016 – Edition 2005

[6] Arrêté du 7 mars 2003 relatif à la programmation pluriannuelle desinvestissements de production d’électricité

[7] Directive 96/92/CE du Parlement Européen et du Conseil du19 décembre 1996 et Directive 2003/54/CE du Parlement Européenet du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pourle marché intérieur de l’électricité

[8] Directive 2001/77/CE du Parlement Européen et du Conseil du27 septembre 2001 relative à la promotion de l’électricité produiteà partir de sources d’énergie renouvelables sur le marché intérieurd’électricité

[9] Directive n° 2001/80/CE du Parlement Européen et du Conseil du23 octobre 2001 relative à la limitation des émissions de certainspolluants dans l’atmosphère en provenance des grandes installationsde combustion

[10] Directive n° 2001/81/CE du Parlement Européen et du Conseil du23 octobre 2001 fixant des plafonds d’émission nationaux pour certainspolluants atmosphériques

54

55

ANNEXE 1

CONTEXTE RÉGLEMENTAIRE ET ADMINISTRATIF

RELATIF AUX PROJETS DE RÉSEAU

ANNEXE 1

CONTEXTE RÉGLEMENTAIREET ADMINISTRATIF RELATIFAUX PROJETS DE RÉSEAU

Les ouvrages de transport d’énergie électrique sont réalisés dans un but d’uti-lité publique. La reconnaissance de l’utilité publique du projet est nécessairedès lors qu’il nécessite le recours à la mise en servitudes ou à l’expropriation.

L’appréciation de l’utilité publique résulte de la mise en présence de l’intérêtspécifique du projet avec les autres intérêts, publics ou privés (patrimoine culturel et naturel, agricole, industrie, urbanisme et aménagement du terri-toire…). Elle est reconnue au terme d’une procédure administrative, précédéed’une large concertation, et dont l’étude d’impact est la pièce maîtresse.

Dès 1992 , EDF s’est engagé à mettre en oeuvre, le plus en amont possiblede chacun de ses projets de haute et très haute tension, une large concerta-tion avec l’ensemble des partenaires concernés (élus, associations…). En par-ticulier, des mesures de réduction d’impact des lignes aériennes et de compen-sation ont été prévues (recours à la technique souterraine, indemnisation dupréjudice visuel pour les lignes aériennes à 225 et 400 000 volts…).

Le Contrat de Service Public signé entre l’Etat, EDF et RTE exprime les enga-gements environnementaux de RTE relatifs au réseau de transport d’électri-cité auprès des pouvoirs publics. Ce contrat institue, pour chaque projet, lamise en place d’instances de concertation au niveau local, et décrit le disposi-tif d’accompagnement des projets de nouvelles lignes électriques.

La circulaire [3] adressée le 9 septembre 2002 aux préfets de région et dedépartements, précise la position de l’administration sur les modalités d’appli-cation de l’accord relatives à l’organisation au niveau local de la concertationpréalable aux procédures réglementaires des projets d’ouvrages électriques.On décrit dans les chapitres qui suivent les différentes phases de l’instructionadministrative des projets de développement, et les documents élaborés àchaque étape.

23

56

Protocole du25 août 199223

La circulaire du 9 septembre 2002 prévoitl’élaboration par le maître d’ouvrage dedeux dossiers visant à apprécier l’opportu-nité du projet.RTE élabore tout d’abord le dossier de jus-tification technique et économique del’ouvrage, qui précise les hypothèses et lesbesoins qui sont à l’origine du projet, lesdifférentes solutions envisagées permet-tant de satisfaire les besoins identifiés,ainsi qu’une estimation des avantages etinconvénients au regard notamment dumontant de l’investissement et de l’impactsur l’environnement.

Ce dossier fait l’objet d’une présentation àl’autorité de tutelle, c’est-à-dire :

• pour les projets de lignes à 400 ou225 000 volts, la Direction de lademande et des marchés énergétiques(DIDEME) du Ministère chargé de l’in-dustrie,

• pour les projets de lignes à 90 et63 000 volts et pour les postes élec-triques, la Direction régionale de l’indus-trie, de la recherche et de l’environne-ment (DRIRE) concernée.

L’ÉTUDE PRÉALABLE DE L’OPPORTUNITÉ DES PROJETS

ANNEXE 1

57

Si le dossier est jugé recevable, RTE estinvité à élaborer un dossier de présenta-tion sur lequel s’appuiera la concertationpréalable à l’instruction administrative duprojet. Ce dossier reprend les éléments dejustification technique et économique duprojet en les rendant accessibles aux non-spécialistes, fournit une proposition d’aire

d’étude permettant de déterminer le péri-mètre géographique de la concertation, etprésente les principes généraux de l’inser-tion environnementale de l’ouvrage et lesmesures d’accompagnement. Il préciseégalement dans quelle mesure le projets’inscrit dans les orientations du schémade développement.

Le dossier de demande de DUP comportenotamment une étude d’impact, qui ana-lyse l’état initial de l’environnement etdétaille les mesures envisagées pour sup-primer, réduire ou compenser les impactsde l’ouvrage.

La procédure de DUP comporte les phasessuivantes :

• la consultation des maires concernés parle projet et des services de l’Etat, pourleur permettre de faire valoir leurs éven-tuelles observations,

• l’enquête publique, organisée danstoutes les communes concernées par leprojet, et d’une durée minimale d’unmois. Elle permet de tenir le publicinformé du projet et de recueillir sesobservations : elle est diligentée par un

commissaire- enquêteur ou une commis-sion d’enquête qui, à l’issue de l’en-quête, présente ses conclusions, qui peuvent être favorables ou non au projet, et éventuellement assorties deréserves ou recommandations.

Le dossier d’enquête complet est adresséau préfet, lequel le transmet à RTE quirépond aux questions du public et du commissaire-enquêteur ou de la commis-sion d’enquête.

La signature de la déclaration d’utilitépublique incombe au Ministre chargé del’Energie pour les lignes de tension supé-rieure ou égale à 225 000 volts, le caséchéant avec cosignature par le Ministrechargé de l’Urbanisme en cas de mise encompatibilité de POS ou de PLU, et au(x)préfet(s) dans les autres cas.

LA PROCÉDURE DE DUP

Les études de détail de l’ouvrage,élaborées par RTE en liaison notamment

avec les services de l’Etat, les communesconcernées et les chambres d’agriculture,ont pour objectif de définir le tracé oul’emplacement exact de l’ouvrage. Enparticulier, les autorisations de passagesont recherchées auprès des propriétaireset des exploitants, via des conventionsamiables. En cas de désaccord, la procé-dure de mise en servitude est mise enœuvre.

Sous l’égide du Préfet, un double contrôlesur la réalisation des ouvrages s’exerce :

• La DRIRE procède à l’instruction del’autorisation d’exécution des travauxvisant à assurer le respect de la régle-mentation technique, et notamment desrègles de sécurité.

• La Direction Départementale del’Equipement procède à l’instruction dela demande de permis de construirevisant à s’assurer de la conformité duprojet (de ligne ou de poste) aux règlesd’urbanisme.

Il s’agit de la dernière étape avant la réalisation des travaux.

L’ÉLABORATION DU TRACÉ DE DÉTAIL

58

ANNEXE 2

59

ANNEXE 2

DESCRIPTION DES CONTRAINTES

PAR RÉGION ADMINISTRATIVE

60

ANNEXE 2

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Alsace

Région

> Le raccordement des clients

Horizon 2012L’éventuelle augmentation de consommation d’un clientà Sporeninsel (Bas-Rhin) pourrait générer des contraintessur le réseau.

La création d’un poste 63 kV à Sainte Croix en Plaine(Haut-Rhin) est demandée par ERD. ERD pourraitégalement demander la garantie du poste de Munster(Bas-Rhin).

Pour la deuxième phase de la LGV Est, RFF demande lasécurisation du poste de Dettwiller (Bas-Rhin) ainsi queson augmentation de puissance.

> La sécurité d’alimentation

Horizon 2012Une contrainte apparaît sur la ligne 225 kVGraffenstaden - Marlenheim participant à l’alimentationde l’agglomération de Strasbourg.

Les transformations 225/63 kV des postes de Molsheim,Reichstett, Logelbach et la zone de Mulhouse arrivent àsaturation à cet horizon.

Les lignes 63 kV Geispolsheim - Graffenstaden, ÎleNapoléon - Rixheim et Colmar - Logelbach, sont endépassement de capacité de transit sur les pointes deconsommation de la SNCF.

La contrainte de l’alimentation de Saverne est levée parune seconde ligne Dettwiller - Saverne.

Horizon 2020La ligne 63 kV Graffenstaden - Illkirch est en contrainteen régime dégradé.

> La performance technique et économique

Aucune fragilité de ce type n’a été détectée sur la régionAlsace.

ANNEXE 2

Alsace

62

HYPOTHÈSES

� CONSOMMATIONS RÉGIONALES

La région Alsace a consommé en énergie électrique 15,3milliards de kilowattheures en 2005. Le Bas-Rhinreprésente environ 57 % du total.

La croissance inter annuelle en énergie, corrigée desvariations saisonnières, a été de 1,8 % de 1995 à 2005. Larégion se caractérise par une dynamique importante dusecteur industriel plus importante dans le Haut-Rhin.

Les prévisions pour la décennie à venir sont inférieuresaux prévisions fournies par le Bilan prévisionnel auniveau national, soit 1,2 % jusqu’en 2012, puis 1,1 % de2013 à 2020.

Ceci est du à la forte volonté des acteurs socio-politiquesd’Alsace en matière de maîtrise de la demande d’énergiequi ont choisi le scénario de consommation R3.

� PRODUCTION RÉGIONALE

La production de la région est à plus de 75 % d’originethermique (centrale de Fessenheim). Le reste se repartitentre l’hydraulique (20 % centrales du Rhin) et la cogénération.

Les prévisions d’évolution en Alsace sont minimes. Lesprojets de productions éolienne sont peu nombreux.

CONTRAINTES OBSERVÉES SUR LE RÉSEAU DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ

En région Alsace, plus de 300 km de réseau 225, 63 kV ont plus de cinquante ans en 2006, soit près de 14 %.

Cependant, ces ouvrages anciens ne sont pas de facto vétustes, mais ces chiffres montrent l’importance dela question du vieillissement du réseau et de sa réhabilitation.

Région

63

> Le maintien en conditions opérationnelles(MCO)

Horizon 2012Le renouvellement des lignes Brumath - Haguenau,Brumath - Reichstett, Dettwiller - Pfaffenhoffen,Gambsheim - La Wantzenau, Gambsheim - Rohrwiller surpoteaux béton est programmée.

Les lignes 63 kV Guebwiller - Logelbach, Lutterbach -Masevaux, Logelbach - Munster, Lapoutroie - Logelbach,Logelbach - Sélestat, ont des conducteurs de plus de 70 ans.Le résultat des expertises pourra conduire à les remplacer.

Les conducteurs de la ligne 225 kV Etupes - Sierentz sontvétustes. L’expertise a conclue à son remplacement.

Les conducteurs des lignes Anna - Lutterbach, Anna - IleNapoléon et Ile Napoléon - Lutterbach ont des problèmesde vétusté. Un réaménagement de cette zone estnécessaire.

Les deux câbles souterrains sur Mulhouse intra-murosdoivent être remplacés pour cause de technologieobsolète.

Horizon 2020La file 63 kV entre Graffenstaden et Logelbach viaBenfeld, Ribeauvillé et Sélestat ainsi que les lignes Portdu Rhin - Strasbourg, Haguenau - Preuschdorf et IleNapoléon - Waldighoffen ont des conducteurs de plusde 70 ans. Des expertises sont programmées.

Les expertises des lignes Dettwiller - Ingwiller et Ingwiller- Pfafenhoffen sur poteaux béton sont programmées.

La ligne 63 kV Wasselonne - Schirmeck devra égalementêtre renouvelée.

Réhabilitation de la ligne à doubleRéseau 63 kV autour de l’agglomération de circuit électrique à 63 kV entreMulhouse : Lignes 63 kV Anna - Ile Napoléon, 1 Anna et Lutterbach, associée à la En construction 2009Anna - Lutterbach et Ile Napoléon - Lutterbach dépose de la ligne entre Anna et

Ile Napoléon (7 km)

PROJETS EN COURS D’INSTRUCTION, DE CONCERTATION OU DE CONSTRUCTION

Alimentation de l’agglomération Strasbourgeoise 3 Création d’un poste 400/225 kV En cours 2009et du nord de l’Alsace aux abords de Scheer d’instruction

Alimentation de Saverne 1 Doublement de la ligne 63 kV En construction 2007Dettwiller - Saverne

Projet levant des contraintes ayant pour origineLe raccordement client La sécurité d’alimentation La performance technique et économique Le maintien en condition opérationnelle

CONTRAINTE

Intitulé Intitulé AvancementHorizon

prévisionnel demise en service

Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2

CARTE DES FRAGILITÉS À L’HORIZON 2012

64


AlsaceRégion

Nota : Cette carte représente le réseau de transport actuellement en exploitation compte tenu des incertitudes sur la localisation des futurs ouvrages du réseau.

Zones de fragilités électriques ayant pour origine : Postes et liaisons


Le maintien en condition opérationnelle

Le raccordement client



65







Nota : Cette carte représente le réseau de transport actuellement en exploitation compte tenu des incertitudes sur la localisation des futurs ouvrages du réseau. Les renforcements duréseau envisagés par RTE ne figurent donc pas mais -pour des raisons de clarté- les fragilités à l’horizon 2012 levées d’ici 2020 par ces renforcements ne sont plus représentées.

66

ANNEXE 2

67

AquitaineRégion

ANNEXE 2

Aquitaine

68

HYPOTHÈSES


La région a consommé en énergie électrique 21,1milliards de kilowattheures en 2004. La répartition decette consommation est d’environ 40 % pour ledépartement de la Gironde, 20 % pour les Landes et lesPyrénées-Atlantiques et de 10 % pour la Dordogne et leLot et Garonne. Sur les années 2001-2005, la croissancede la consommation régionale est restée sur unetendance comparable à celle de la décennie 1990-2000 eta été supérieure à la moyenne française. Cette croissancede la consommation d’électricité s’appuie sur unecroissance démographique soutenue et sur le dévelop-pement des secteurs résidentiel et tertiaire. Concernantle secteur industriel, les principales branches consom-matrices d’électricité sont la chimie, le papier-carton,l’énergie et la sidérurgie.

Les prévisions d’évolution de la consommationd’électricité régionale sont supérieures au niveaunational et sont estimées à +1,7 % par an jusqu’àl’horizon 2012, puis à +1,5 % par an au delà.


La région a produit 28,5 milliards de kilowattheures en2004, provenant essentiellement de la centrale nucléairedu Blayais. Les sites de production hydraulique des valléespyrénéennes ainsi que ceux installés sur la Dordogne et laGaronne représentent un peu moins de 3 % de laproduction française d’hydroélectricité et environ 6 % de

la production régionale. Enfin, plusieurs sites industrielsrégionaux sont équipés de moyens de productionthermique parmi lesquels certains cogénérateurs dont lavapeur est utilisée dans le process industriel.Les prévisions d’évolution comprennent l’installation à l’horizon 2012 de deux cycles combinés à gaz(2 x 430 MW) dont le raccordement est envisagé sur leréseau 400 kV au poste de Marsillon (Pau) ainsi que leraccordement de sites sur le réseau HTA pour un total del’ordre de 10 MW, il s’agit de projets de cogénération etde microhydraulique.

Dans le cadre de l’appel d’offre biomasse du11 janvier 2005, deux sites d’une puissance de 13 MWchacun utilisant un combustible à base de marc de raisinont été retenus sur la région Aquitaine (Marcillac et SaintGenès de Lombaud). Le raccordement de ces deux sitessera très probablement réalisé sur le réseau HTA 20 kV.

Le développement des énergies renouvelables,notamment de type éolienne est en phase prospective,aucun projet ne fait l’objet de proposition deraccordement sur la région Aquitaine. Ce type deproduction fera l’objet d’un suivi dans le cadre del’instruction des zones de développement de l’éolien(ZDE). L’instance de concertation propose de mettre enplace un suivi périodique sous forme d’un comitétechnique ad hoc pour mieux appréhender laproblématique de développement des ENR etl’adaptation du réseau de transport d’électricité associée.

CONTRAINTES OBSERVÉESSUR LE RÉSEAU DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ


L’évolution de la consommation autour de la zoned’activités de Marmande nécessite la création d’un postesource pour le réseau de distribution (Patras). Ladéclaration d’utilité publique de ce projet a été annuléeet RTE est en attente de la décision de la couradministrative d’appel.

L’arrivée du nouveau producteur centralisé (CycleCombiné Gaz) à proximité de Pau nécessitera

l’adaptation des structures de réseaux existantes au posteélectrique de Marsillon.

Les projets de ligne ferroviaire à grande vitesse Bordeaux- Toulouse et Bordeaux - Espagne sont bien identifiés par le gestionnaire du réseau public de transportd’électricité, toutefois dans l’attente de précisions sur la puissance et la localisation des sous-stationsd’alimentation électrique, leur impact n’est pas pris encompte ici.

Région

69


L’évolution de la consommation régionale autour dezones d’activités nécessite le renforcement d’ouvragesexistants ou l’adaptation de la structure de réseau(Agglomération Bordelaise, Médoc, bassin d’Arcachon,région Dacquoise, zone d’Angresse, ouest et nordDordogne, zone de la vallée du Lot).


Comme dans chacune des trois régions françaisesfrontalières avec l’Espagne, le réseau de la régionAquitaine est connecté avec l’Espagne et les deux paysont exprimé leur volonté d’augmenter leur capacitéd’échange. La capacité actuelle est de 1 400 MW, les deux

pays se sont fixés l’objectif d’une capacité de 2 600 MWdans un premier temps (projet dans les PyrénéesOrientales) puis d’amener à moyen terme le niveaud’interconnexion à 4 000 MW ce qui nécessitera laconstruction d’un ouvrage supplémentaire.

Par ailleurs, la zone de l’est de la Dordogne liée à lalimitation de production du client Périgord-Energies faitl’objet d’une convention de conduite entre RTE et leproducteur.


Le choix de renouvellement de quatre ouvrages anciens aété retenu pour la région Aquitaine.

Liaison 63kV 1 Reconstruction de la liaison En service 2007Auterrive - Puyoô

Liaison 63kV 1 Reconstruction partielle de la liaison En cours 2009Baragarry - Licq Atherey d’instruction

Alimentation de la zone 2 Modification de la structure En cours 2012 anticipéde Sainte Eulalie et Cenon des réseaux d’alimentation d’instruction en 2008

Alimentation du sud des Landes 2 Renforcement de l'alimentation En cours 2010et de l’agglomération de Dax électrique de la région dacqoise d’instruction

Croissance de la consommation autour Création du Poste Source de Patras Contentieux 2009de la zone de Marmande et de sa liaison de raccordement en cours

Producteur Création de deux cellules En cours(Cycle Combiné Gaz de 2 x 430 MW) lignes 400 kV d’instruction 2010dans la zone de Pau au poste de Marsillon

PROJETS EN COURS D’INSTRUCTION, DE CONCERTATION OU DE CONSTRUCTIONProjet levant des contraintes ayant pour origine

Le raccordement client La sécurité d’alimentation La performance technique et économique Le maintien en condition opérationnelle

CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


70







AquitaineRégion



71








72

ANNEXE 2

73

Auvergne

Région

ANNEXE 2

Auvergne

74

HYPOTHÈSES


La Région a soutiré du réseau public de transportd’électricité environ 9 TWh en 2005, hors correction desaléas climatiques, le département du Puy de Dôme étantle plus consommateur.

Entre 1999 et 2003, seul le département de la Haute Loirea eu une croissance démographique (+0,6) supérieure à la croissance nationale (+0,4 %), à l’opposé desdépartements de l’Allier (-0,2 %) et du Cantal (-0,4 %).La croissance de la consommation régionale entre 2000 et2003 a néanmoins été supérieure à la croissancenationale, en particulier dans le secteur industriel, etlégèrement supérieure aux prévisions précédemmentréalisées, en particulier en Haute Loire.

Les prévisions de consommation jusqu’à 2020 sont baséessur le Bilan Prévisionnel de RTE édition 2005 (scénario R1)enrichies des projets régionaux connus et concertés. Letaux de croissance annuel moyen de la consommation

d’électricité régionale sur la période 2003-2010 est de+1,6 %, et de +1 % sur la période 2010-2020. Un taux decroissance du résidentiel, plus faible que celui de lamoyenne française, illustre le fait que la région soit peupeuplée, avec des baisses de population annoncées parl’INSEE dans les années à venir.


La Région a produit 1,3 TWh en 2005, dont 90 % deproduction hydraulique essentiellement issue du Cantal,pour une production nationale de 549 TWh.

Le parc de production a évolué depuis 2003 avec la miseen service de la ferme éolienne d’Ally, 39 MW depuissance installée, en Haute Loire.

Les prévisions de production prennent en compte lesscénarii éoliens validés par le Groupe Régional deConcertation (368 MW en 2012 et 450 MW en 2020).


Dans l’ensemble, la région Auvergne est dotée d’un réseau de transport d’électricité adapté et pérenne.Cependant, certains points sont à surveiller, notamment concernant l’implantation des projets éoliens surle territoire régional, et des nouveaux moyens de production envisagés en PACA qui peuvent avoir unimpact très important sur le réseau de transport.


Aucune demande de raccordement n’est actuellement àl’étude sur la période 2006-2020


Plusieurs contraintes détectées lors du précédent Schémade Développement sont résolues :

- Le poste source de St Jacques (Allier) a été mis en service,- L’alimentation de la zone d’Ambert - Dore (Puy de Dôme)a été sécurisée,

- La qualité d’alimentation au Nord de Thiers (Puy deDôme) a été améliorée.

Une contraintes identifiée dans le précédent Schéma deDéveloppement est à l’étude. Il s’agit de la sécuritéd’alimentation de la poche de Brioude et Langeac (HauteLoire), pour laquelle la mise en service d’éoliennesminimise la contrainte.

Une nouvelle contrainte apparaît à l’horizon 2020. Elleest liée à l’augmentation des consommations des postesde Ste Sigolène et Dunières (Haute Loire).

Région

75


A l’heure actuelle, en été, lors des périodes de forteproduction hydraulique, les axes 225 kV d'évacuation desvallées ardéchoises (Ardèche, Chassezac), situés pourpartie en Ardèche et pour partie en Haute Loire, sontexploités à la limite de leur capacité.

A l’horizon 2020, l’installation de moyens de productionconséquents en PACA va générer des transits importantssur les axes 225 kV et 400 kV de la vallée du Rhône, ainsique sur des axes 225 kV d’Ardèche et du sud del’Auvergne. Ces flux risquent de saturer les capacités detransits interrégionaux.

La moitié sud de la région Auvergne (Sud Puy de Dôme,Haute Loire et Est du Cantal essentiellement) estconcernée par de nombreux projets éoliens. Le réseau estd’ores et déjà saturé sur le Cantal et la Haute-Loire et ne peut y accueillir, sans risque de limitations desproductions ou développement de réseau, des projetséoliens nouveaux aux horizons 2012 et 2020.

Par contre, 18 % des 300 MW de production éolienne priscomme hypothèse à l’échéance 2012 se situent hors zonede contrainte.


La contrainte identifiée dans le précédent Schéma deDéveloppement sur la liaison 63 kV Ancizes - Volvic (Puyde Dôme) est résolue : la liaison a été renouvelée.

Le projet Nord Est de l’Allier est en cours de réalisation :une ligne double terne 63 kV Dompierre - Le Donjon aété construite, un tronçon de la ligne 63 kV Dompierre -Varenne a été reconstruit et un autre déposé. Reste àreconstruire une partie de la ligne 63 kV Dompierre -Séminaire.

La liaison 63 kV Enval - St Sauves (Puy de Dôme) nécessitedes travaux afin d'être maintenue en conditionopérationnelle : plusieurs stratégies sont encore à l’étude.

Réseau 63 kV 1 Achèvement de la construction de la En 2007-2008au Nord-Est de l’Allier ligne 63 kV Dompierre - Séminaire construction



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


76







AuvergneRégion



77








78

ANNEXE 2

79

Basse-Normandie

Région

ANNEXE 2

Basse-Normandie

80

HYPOTHÈSES


La consommation d’électricité de la région Basse-Normandie a atteint 9 milliards de kilowattheures en2003. Le département du Calvados représente environ45 % de cette consommation, celui de la Manche 34 %et celui de l’Orne 21 %.

Les grandes évolutions de la consommation depuis10 ans sont caractérisées par une forte croissance dusecteur tertiaire et du secteur résidentiel, et unecroissance modérée du secteur industriel. Le secteurindustriel reste néanmoins le secteur largementprépondérant en terme de consommation.

Les prévisions de croissance annuelle pour les10 prochaines années sont évaluées à 1,1 % pour larégion Basse-Normandie, légèrement moins élevéesque celles prévues au plan national, évaluées àenviron 1,5 %.


La région a produit 18 milliards de Kilowattheures en2005, fournis principalement par la centrale nucléairede Flamanville mais aussi par le site de productionhydraulique de Vézins.

Les prévisions d’évolution concernent la mise enservice à l’horizon 2012 du réacteur EPR sur le site deFlamanville.

D’autre part, la capacité d’accueil en éolien estmaintenue à un niveau équivalent à celui annoncé lorsdu précédent Schéma de Développement 2003-2013soit environ 1 500 MW. Cette capacité d’accueil estcompatible avec les objectifs envisagés dans le cadredes Zones de Développement Eolien (ZDE) par la DDEde Basse-Normandie.

A ce jour, 18 producteurs d’énergie éolienne sontrecensés dans la file d’attente sur la région Basse-Normandie.



Les raccordements de nouveaux sites client -producteurs ou consommateurs - à réaliser avant 2012concernent :

• Le raccordement du 3ème groupe de productiond’électricité de type EPR sur le site EDF deFlamanville, prévu fin 2011 : le raccordementproprement dit a de faibles incidences sur le réseaude transport car les travaux consistent à raccorder legroupe EPR à l’un des circuits existants à 400 kVFlamanville - Menuel et à installer les dispositifs decontrôle-commande nécessaires. En revanche,l’insertion de cette puissance supplémentaire(1 600 MW) dans le réseau de transport entraîned’importantes fragilités électriques (risque de pertede synchronisme du système électrique du Cotentin,

apparition de contraintes de transit, risque aggravéd’écroulement de tension du réseau de l’ouest de laFrance) rendant nécessaire le développement duréseau « amont » (voir ci-après - projet Cotentin -Maine).

• Aucun autre nouveau raccordement dans la période2006-2012 n’est actuellement connu de RTE.


Horizon 2012

• Les travaux de remplacement des trois transfor-mateurs 225/90 kV du poste de Coquainvilliers, poursécuriser l’alimentation de la zone de Lisieux, serontachevés d’ici la fin de l’année 2006.

Région

81

• Les travaux relatifs à l’augmentation de la capacitéde transit, par remplacement des conducteurs, de laligne à 90 kV qui alimente les postes de Bayeux et deCreully depuis le poste d’Odon (ouest de Caen)seront achevés d’ici la fin de l’année 2006.

• Le renforcement de la transformation du poste deTollevast (sud de Cherbourg), par le remplacementd’un transformateur 400/90 kV de 150 MVA par unappareil de 240 MVA, est prévu en 2007.

• Le renforcement de l’alimentation électrique de lazone nord de Caen, par la construction d’une liaisonsouterraine à 90 kV entre les postes de Ranville et deSt Contest et l’installation d’un transformateur225/90 kV au poste de Ranville, est prévu d’ici la fin2007.

• Le renforcement de l’alimentation électrique de lazone d’Avranches, par la construction d’une ligne àdeux circuits 90 kV entre les postes d’Avranches et deLaunay et la réalisation d’une ligne directe entreLaunay et Villedieu-les-Poêles, est prévu en2007/2008.

• Le projet 400 kV Cotentin - Maine nécessaire àl’insertion du projet Flamanville 3 dans le réseau detransport d’électricité est envisagé pour 2012. Ilcomporte pour la région Basse- Normandie :

- La construction d’un nouveau poste 400/90 kV quipourrait être localisé au plus près de l’endroit où seséparent les lignes 400 kV issues du poste de Menuel,

- La construction d’une ligne à 2 circuits 400 kV entrece nouveau poste et la ligne à 400 kV reliant Renneset Le Mans.

• La croissance globale des consommations dudépartement de la Manche, notamment sur la coteouest du Cotentin entraîne une insuffisance descapacités de transit des lignes 90 kV entre St Lô etAvranches via Granville ; le renforcement du réseau90 kV de la zone de La Haye du Puits est nécessaired’ici la fin de 2012.

• La croissance des consommations de la zone Est dudépartement de l’Orne induit à moyen terme unecontrainte sur la transformation 225/90 kV du poste deAube (étude de confirmation en cours de réalisation).

• La croissance des consommations de la zone Ouestdu département de l’Orne induit à moyen terme unecontrainte sur la transformation 225/90 kV du postede Flers.

Horizon 2020• Renforcement du réseau 90 kV de la zone de

Carentan (poste d’Alerie).• Renforcement de la transformation du poste

400/90 kV construit pour le projet Cotentin - Maine.


Compte tenu de la structure du réseau électrique,aucune fragilité liée aux performances techniques etéconomiques n’a été détectée.


Des ouvrages électriques anciens nécessiteront avant2012 des travaux de renouvellement. Selon le degréd’obsolescence technologique de ces ouvrages, lesrenouvellements pourront prendre la forme dereconstruction complète, ou d’opérations deréhabilitation.

En ce qui concerne les postes électriques aucunrenouvellement significatif n’est à noter.

En ce qui concerne les lignes électriques, on peutnoter les fragilités suivantes :

• Les travaux de remplacement des conducteurs de laligne à 90 kV entre les postes de Livarot et deVimoutiers qui seront terminés d’ici la fin del’année 2006.

• La maintenance opérationnelle du réseau 90 kVentre les postes d’Isigny et de Terrette qui seranécessaire d’ici la fin de l’année 2010.

• La maintenance opérationnelle du réseau 225 kVentre les postes de Aube et de Flers qui seranécessaire d’ici la fin de l’année 2012.

ANNEXE 2

Basse-Normandie

82

Un certain nombre d’ouvrages devrait nécessiter destravaux de maintien en condition opérationnelleavant l’horizon 2020. Toutefois, des expertisesdétaillées devront préalablement confirmer ouinfirmer ce diagnostic . Parmi les lignes concernées par

des travaux significatifs de renouvellement, on peutsignaler :• La ligne 90 kV Agneaux - Villedieu - Echéance 2018.• La ligne 90 kV Boucey - Launay - Echéance 2019.• La ligne 90 kV Launay - Vezins - Echéance 2020.

Région

83

Ligne 90 kV Livarot - Vimoutiers 1 Remplacement des conducteurs En service 2006

Remplacement desAlimentation de la zone de Lisieux 2 3 transformateurs 225/90 kV du En service 2006

poste de Coquainvilliers

Alimentation des zones de BayeuxRemplacement des conducteurs

3 sur la ligne 90 kV En service 2006et de Creully Odon - Bayeux - Creully

Alimentation de la zone de Cherbourg 3 Remplacement d’un transformateur En cours 2007400/90 kV au poste de Tollevast d’instruction

Construction d’une liaisonsouterraine 90 kV En cours

Alimentation de la zone nord de Caen 3 Ranville - St Contest et installation d’instruction 2007d’un transformateur 225/90 kVau poste de Ranville

Construction d’une ligne à

Alimentation de la zone d’Avranches 1 2 circuits 90 kV Avranches - Launay En courset réalisation d’une liaison directe d’instruction 2007/2008entre Launay et Villedieu-les-poêles

Création d’un nouveau poste

Insertion de l’EPR dans le Réseau de 400/90 kV et d’une ligne à En coursTransport (Projet Cotentin - Maine) 3 2 circuits 400 kV entre le nouveau d’instruction 2012

poste et la ligne à 400 kV r eliantRennes et Le Mans

Producteur Raccordement sur l’un des circuits En cours(Réacteur EPR de 1 650 MW) existants à 400 kV Flamanville - d’instruction 2012sur le site de Flamanville Menuel



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


84







Basse-NormandieRégion



85








86

ANNEXE 2

87

Bourgogne

Région

ANNEXE 2

Bourgogne

88

HYPOTHÈSES


La région a consommé en énergie électrique environ12 milliards de kilowattheures en 2005. La Saône etLoire représente environ 37 % du total, la Côte d’Or28 %, tandis que la Nièvre et l’Yonne se partagent les35 % restants.

La croissance inter-annuelle en énergie, corrigée desvariations saisonnières a été de 1995 à 2005 de 2 %. Lesecteur industriel est prépondérant dans laconsommation de la Saône et Loire. La part du secteurrésidentiel de la Nièvre est plus importante que dansles autres départements.

Les prévisions pour la décennie à venir sont un peuinférieures aux prévisions fournies par le BilanPrévisionnel au niveau national, soit 1,3 % jusqu’en2012, puis 1,1 % de 2012 à 2020.


La région a produit environ un milliard dekilowattheures en 2005, d’origine thermique (Lucy 3 àMontceau-les-Mines), cogénération et hydraulique.Elle est fortement importatrice.

Les prévisions d’évolution concernent la productionthermique, pour laquelle un groupe de 436 MWpourrait être installé à Montceau-les-Mines, tandisque le groupe actuel de 250 MW sera arrêté entre2012 et 2020.

Par ailleurs, de nombreux projets de productionéolienne sont envisagés dans la région, princi-palement en Côte d’Or et dans l’Yonne. Cetteproduction en projet représente un volume d’environ1 000 MW : plus de 200 MW dont le permis deconstruire est à l’instruction et plus de 750 MW deprojets en développement.



Ces contraintes sont principalement liées à la créationde poste de distribution ou à la réalisation desecondes alimentations pour des postes dedistribution.A l’horizon 2012, EDF Réseau de Distribution prévoitde demander la création de postes à Breuil, Fragnes etViré (71).

A la coupe 2020, la création d’une deuxièmealimentation pour les postes de Saint-Apollinaire (21),Saint-Pierre-le-Moutier (58) et Parize (58) ainsi quel’implantation de nouveaux postes à Pagny-le-Château (21), Verdun-sur-le-Doubs (71) et Chablis (89)seraient demandées.

A noter que :

• la branche ouest de la Ligne à Grande Vitesse Rhin-Rhône nécessiterait la création d’un poste dans lesecteur de Prenois et d’une ligne d’alimentation en225 kV depuis Vielmoulin ;

• l’installation d’une unité de production de 436 MWà Montceau-les-Mines pourrait nécessiter destravaux dans le poste électrique de Lucy ;

• le raccordement des projets de production éoliennegénérerait quelques contraintes.


A l’horizon 2012, seules quelques contraintes desécurité d’alimentation sont détectées. Ellesconcernent principalement des zones urbaines oupéri-urbaines : la région de Cosne-Cours-sur-Loire, lesud de Dijon, le nord de Mâcon et le nord-est de Sens.Des études sont lancées pour déterminer les solutionsà retenir pour résoudre ces contraintes.

A l’horizon 2020, quelques contraintes supplémen-taires sont détectées, elles concernent la région deDijon (est et sud), le sud de Chalon-sur-Saône et le sudde Sens.

Région

89


Ces contraintes concernent les liaisons les plusanciennes :

• une partie de réseau 63 kV du sud de la Nièvre(région de Decize et Nevers) ;

• en Saône et Loire, une partie du réseau 63 kV entreAutun et Gueugnon ;

• deux liaisons 150 kV : la liaison entre Champvert etHenri-Paul (région du Creusot) et une liaison au suddu Creusot ;

• deux liaisons 225 kV : la liaison entre Chalon-sur-Saône et Champvans (région de Dôle) ainsi que laliaison entre Rosières, Châtillon-sur-Seine etVielmoulin.

Ligne 63 kV Blanzy - Lucy 1 Remplacement des conducteurs En cours 2008d’instruction

Création d’une troisième liaisonAlimentation du poste de Lavoir 1 entre les postes 63 kV de En service 2007

Champs-Regnaud et Lavoir

Alimentation du sud-ouest de 2 Ajout d’un troisième transformateur En service 2007la Saône et Loire 225/63 kV au poste de Gueugnon



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


90







BourgogneRégion



91








92

ANNEXE 2

93

BretagneRégion

ANNEXE 2

Bretagne

94

HYPOTHÈSES


La Région a consommé en énergie électrique environ19,2 milliards de kWh en 2004 (en données corrigées).

Le Morbihan et l’Ille-et-Vilaine représentent plus de50 % de la consommation totale de la Région. Le tauxde croissance moyen annuel (TCMA) en énergie,corrigée des variations saisonnières, a été entre 1990et 2004 de 2,9 %, à comparer à 2 % au niveaunational. La Région se caractérise par une dynamiqueplus importante dans le secteur résidentiel (quireprésente 43 % pour 34 % en France). Pour lapériode 2000-2004, la consommation d’électricité enBretagne se situe dans la moyenne nationale (24 %),le gaz par contre est en dessous du niveau national(17,4 % pour 24,4 % au niveau national). Les produitspétroliers représentent à eux seuls près de 60 %.

Les prévisions de consommations affichent pour laBretagne un taux de croissance moyen annuel (TCMA)supérieur à celui du niveau national fourni par le bilanprévisionnel (de 2005 à 2010 : 2,2 %, de 2010 à 2015 :1,7 %, de 2015 à 2020 : 1,3 %), dû en particulier à ladynamique des secteurs industriel et résidentiel.

A la demande de la Région, un scénariosupplémentaire présentant un niveau de Maîtrise dela Demande en Energie (MDE) aux horizons 2012 et2020 a été étudié en variante.


Le niveau de production sur la Région représentemoins d’1 TWh/an, essentiellement fourni par lacentrale marémotrice de la RANCE (puissance installéede 240 MW) et dans une moindre mesure par les TACsde BRENNILIS et DIRINON (puissance installée totalede 490 MW). En région Bretagne, seulement 5 % del’énergie consommée est produite sur son territoire.Avec une consommation en pointe supérieure à3 500 MW en moyenne, la Région est donc trèsfortement importatrice.

Les échanges avec les régions voisines se fontprincipalement grâce aux réseaux 400 kV et 225 kV,par l’intermédiaire de trois « plate-formes d’échanges »ou postes d’interconnexion, que sont Domloup à l’Estde Rennes, Cordemais à proximité de Nantes etLaunay dans le Sud de la Manche.

Les prévisions d’évolution de la production concernenttout d’abord la production d’origine éolienne, avecune ambition régionale affichée d’un développementatteignant les 1 000 MW à l’horizon 2012.

Par ailleurs, des investissements importants sontprévus pour contribuer à diminuer les effets du déficitde production constaté. Ils consistent en desévolutions de la structure du réseau et également duniveau de production installée. Notamment, RTE alancé un appel d’offre relatif à la réservation dedisponibilités sur une installation de productionlocalisée dans la zone de Saint-Brieuc, afin de sécuriserl’exploitation du Réseau Public de Transportd’Electricité.

Deux projets situés « à l’extérieur » de la région ontété pris en compte dans le cadre de cet exercice :l’installation par Gaz de France (COFATECH) d’un CycleCombiné Gaz à Montoir-de-Bretagne, en LoireAtlantique, d’une puissance d’environ 450 MW et leprojet EDF Flamanville 3 - EPR, dans la Manche, d’unepuissance de 1 600 MW.

Région

95


La LGV Bretagne - Pays de la Loire sur la partie à l’Estde l’Ille-et-Vilaine (entre Rennes et Laval) nécessiteraune modification de la structure du réseau existantpour être raccordée.

Le scénario de répartition de la production éolienne,telle qu’envisagée dans l’étude (1 000 MW à l’horizon2012, pour un potentiel connu à ce jour de 714 MW)fait apparaître des contraintes localisées sur le réseaude transport d’électricité.


Aux horizons étudiés, les capacités de transformationdeviennent insuffisantes pour l’ensemble desagglomérations bretonnes. De plus, ce sont princi-

palement les ouvrages électriques du Nord Bretagne,avec notamment la région de Saint-Brieuc, qui sont lesiège du plus grand nombre de contraintes et quinécessiteront le renforcement de la structure actuelledu réseau.


La mise en œuvre d’importants moyens decompensations sur la région et la réalisation à venir duposte 400 / 225 kV dans le Sud de la Bretagne,permettent déjà d’apporter un premier niveau detraitement des fragilités qui restent cependantrécurrentes compte tenu du caractère importateur dela région.

A terme, le renforcement du niveau de productionrégionale reste d’actualité.


De manière schématique, l’énergie électrique de la partie Nord Est de la Bretagne, à savoir I’Ille-et-Vilaineet les Côtes d’Armor, est essentiellement fournie à partir du poste d’interconnexion et de transformationde Domloup (Est de Rennes), et par le poste de Launay (Près d’Avranches).

La partie Sud, à savoir le Morbihan et le Finistère, est approvisionnée par le poste d’interconnexion et detransformation de Cordemais.

L’alimentation de la péninsule bretonne s’appuie donc principalement sur un axe 400 kV Nord - Sud situéà l’Est de la zone. Le transport d’importantes quantités d’énergie sur des distances relativement grandesissues de ces « sources principales » génère donc des risques importants d’écroulement de tension enpériodes de fortes charges.

La saturation des capacités de transport des réseaux à 225 kV, qu’ils soient issus de Domloup et Launay(pour le Nord Bretagne), ou de Cordemais (pour le Sud et l’Ouest de la Bretagne) entraîne des risques decontrainte pour la qualité de l’alimentation de la Région.

Toutefois, la liaison à 400 kV reliant le poste de Cordemais (Nantes) à La Martyre (Brest), reste peu chargéepar rapport à ses capacités de transit. La création d’une nouvelle injection 400 / 225 kV au Nord de Lorientpermettra d’apporter une première réponse aux fragilités du Sud Bretagne. Le scénario de Maîtrise de laDemande en Energie, proposé par la Région, laisse entrevoir un report de cette fragilité, s’il était mis enœuvre dans son intégralité à l’horizon étudié.

Les contraintes rencontrées sur les réseaux 90 et 63 kV ont essentiellement pour origines :

- soit des insuffisances de capacité de transit pour accompagner le développement de certaines zones,

- soit la nécessité de les maintenir en condition opérationnelle afin de garantir leur performance et doncle niveau de qualité de l’électricité.

ANNEXE 2

Bretagne

96


Il est nécessaire de maintenir en conditionopérationnelle un certain nombre d’ouvrages dans lapartie Ouest de la Bretagne, notamment sur le réseau

225 kV entre Saint-Brieuc, Brest, Quimper et Lorient.Pour le réseau Haute Tension (63 et 90 kV), il s’agit deréaliser des travaux sur les liaisons dans la région deBrest, entre Quimper et Concarneau, au Nord deLorient, à l’Ouest et à l’Est de Vannes et dans la régionde Saint-Malo.

Région

97

Sud Morbihan 1 Ligne 225 kV Pontchâteau En cours 2009Poteau Rouge d’instruction

Ouest de Vannes 1 Ligne 63 kV Auray -Kerlivio En cours 2007d’instruction

Centre Finistère 1 Ligne 63 kV Carhaix - Saint Herbot En service 2006-2007

Est de Lannion 1 Ligne 63 kV Paimpol - Plourhan En cours 2006-2008d’instruction

Alimentation de l’agglomération de 2 Renforcement de la transformation En cours 2007Rennes 400/90 kV du poste de Domloup d’instruction

Création du poste 400/225 kV de En coursRéseau 225 kV Sud Bretagne 3 Morbihan entre Poteau Rouge d’instruction 2009

(Lorient) et Squividan (Quimper)

Croissance de la consommation de Garantie du poste transformateur

l’est de Rennes 90/20 kV d’Argentré-du-Plessis En service 2006pour ERD Ouest

Croissance de la consommation de Garantie du poste transformateur En coursGuingamp 63/20 kV d’Agathon pour d’instruction 2007

ERD Ouest

Croissance de la consommation de Garantie du poste transformateur En coursl’Ouest de Lorient 63/20 kV de Lisloch pour d’instruction 2008

ERD Ouest

Croissance de la consommation du Transformation du poste source En coursnord du Morbihan provisoire de Kerboquet à la d’instruction 2010

demande d’ERD Ouest



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


98


BretagneRégion


La sécurité d’alimentation Le maintien en condition opérationnelle

La sécurité d’alimentation si l’éolien est à l’arrêt Le raccordement client

La sécurité d’alimentation si l’éolien est démarré La performance technique et économique



99







100

ANNEXE 2

101

CentreRégion

ANNEXE 2

Centre

102

HYPOTHÈSES


En données brutes, la consommation intérieured’électricité livrée par RTE en région Centre alégèrement diminué en 2005 par rapport à l’année2004. Elle atteint 16,7 TWh contre 16,8 TWh en 2004,soit une diminution de 0,6 %. En comparaison, laconsommation intérieure d’électricité françaiseaffiche quant à elle une faible progression de 0,7 %en 2005 par rapport à 2004 avec un cumul annuelatteignant 482,4 TWh soit 3,2 TWh de plus qu’en2004.

Les prévisions de consommation totale pour ladécennie à venir (somme des énergies livrées par leréseau RTE et des énergies produites sur le réseau de distribution), à conditions climatiques normales,affichent un taux de croissance annuel moyen de1,7 % entre 2005 et 2010, puis 1,3 % entre 2010 et2015 et 1,1 % jusqu’en 2020 avec une dominante pourl’Indre-et-Loire et le Loiret.En région Centre, on distingue deux zones deconsommations aux comportements différents,révélateurs des flux de population. Le Loiret et l’Indre-et-Loire représentent environ 50 % de la consom-mation totale de la région. Pour le nord de la régioncela représente un taux de croissance de plus de 2 %par an, alors qu’il est voisin de 1,5 % par an pour lesud. La région se caractérise par une dynamiquebeaucoup plus importante dans le secteur durésidentiel et de l’industrie. La part de l’électricité etdu gaz naturel en région Centre est de 23 % et 22 %contre 25 % et 24 % au niveau national.


La région Centre dispose de 4 sites nucléaires (StLaurent, Chinon, Dampierre, et Belleville)représentant 11 600 MW de production installée. Laproduction hydraulique concerne principalement lebarrage d’Eguzon (70 MW) dans le sud de L’Indre. Lesinstallations de cogénération restent marginales parrapport aux sites nucléaires. Avec une consommationen pointe d’environ 3 000 MW, la région estfortement exportatrice.

Les prévisions d’évolution concernent essentiellementles demandes de raccordement de productiond’origine éolienne. En région Centre, les demandessont concentrées dans les départements de l’Eure-et-Loir, le Loiret et le Loir-et-Cher. Pour l’exercice 2006,les demandes en file d’attente représentent unvolume de 400 MW auxquelles viennent s’ajouterd’autres projets en étude (dit « hors file d’attente »)représentant 600 MW. Certains projets sont en coursd’instruction et les perspectives de production dans larégion de Chartres, en 2007, devraient dépasser leseuil des 200 MW. Le taux de réalisation des autresinstallations en cours d’études reste difficilementprévisible.



Il se résume à la création d’un poste source au Nordd’Orléans (Fleury), au raccordement d’une sous-station ferroviaire pour RFF à Villefranche sur Cher(Terres Noires), à la création d’un poste d’évacuationpour la production éolienne du « chemin d’Ablis »(Espiers). D’autres renforcements de poste ERDexistant (Orgères, Moisy) ou RFF (Chagnot) sontégalement recensés.

Début 2006, en région Centre, le volume deproduction éolienne en file d’attente est de 400 MWet une perspective de 600 MW supplémentaires est àl’étude. Ce volume total et sa localisation sont tels quela présence de la production éolienne en régionCentre sur le réseau public de transport d’électricitépeut, dans certains cas, lever des fragilités tout commegénérer des contraintes d’évacuation sur ce réseau.Ainsi, la production éolienne diminue certainescontraintes dans les zones de Dambron (agglo-mération d’Artenay) et Chaingy (agglomérationd’Orléans) mais génère des contraintes sur l’axe 90 kVsitué entre Orléans-Artenay et Chartres.

Région

CONTRAINTE PROJET EN COURS

HorizonIntitulé Criticité Intitulé Avancement prévisionnel de

mise en service

103


A l’horizon 2012Des contraintes de transformation THT (400/225 kV)apparaissent à long terme sur les zones Est (Bourges)et Ouest (Chinon) de la région.

Des contraintes sur la transformation et les ouvragesd’alimentation 90 kV apparaissent dans les zones deDreux, de Pithiviers, d’Orléans, de Gien, de Vierzon etde Tours.

A l’horizon 2020De nouvelle contraintes apparaissent dans le secteurEst de Sully sur Loire (surcharges ligne 90 kV) etChaingy (contraintes transformation 225/90 kV).


Les congestions liées à l’évacuation de la productionde la centrale nucléaire de Civaux apparaissent sur le

réseau 225 kV de la Vienne donc au sud de la régionCentre.


Les axes 225 kV Chaingy - Eguzon, Mousseaux -Marmagne, Chaingy - Dambron et Eguzon - Orangeriesont à renouveler partiellement (tronçons des années1935 et 1950).

Des expertises sont programmées sur des lignes 90 kVaux abords de Bourges, Orléans, Tours. Ellespermettront de définir précisément les opérations deréhabilitation à engager dans la prochaine décennie.Certains postes sont examinés, ils concernent lessecteurs de Chartres, Orléans, Tours.

Alimentation de la zone de Valençay 2 Garantie Transformation 225/90kV En cours 2007à Varennes d’instruction

PROJETS EN COURS D’INSTRUCTION, DE CONCERTATION OU DE CONSTRUCTION

Projet ferroviaire « Tours - Saincaize » Raccordement de la sous station RFF En coursElectrification d’un tronçon ferroviaire entre de Terres Noires à Villefranche-sur-Cher d’instruction 2007Tours et Vierzon sur la ligne 225 kV Eguzon - Beauregard

Croissance de la consommation Création d'une seconde alimentation En cours 2007RFF autour de Vierzon du poste RFF de Chagnot d’instruction

Croissance de la consommation Création d'un poste source à Fleury En cours 2008du nord d’Orléans d’instruction

Croissance de la consommation Renforcement de la transformation En service 2006du sud de Châteaudun du poste source de Moisy

Producteur (Éolien) Renforcement de la transformation En service 2006du poste source de Orgères

Producteur (Eolien) Raccordement du poste d'Espiers En cours 2007au sud de Chartres à la ligne 225 kV Chaunay-Dambron d’instruction

Projet levant des contraintes ayant pour origineLe raccordement client La sécurité d’alimentation La performance technique et économique Le maintien en condition opérationnelle

ANNEXE 2


104


CentreRégion







105







106

ANNEXE 2

107

Champagne-Ardenne

Région

ANNEXE 2

Champagne-Ardenne

108

HYPOTHÈSES


La région a consommé en énergie électrique 10,2milliards de kilowattheures en 2004.

Le département de la Marne représente environ 44 %de cette consommation, L’Aube et les Ardennesenviron 20 % chacun et la Haute-Marne 15 %.

Les prévisions sont inférieures au niveau national ets’élèvent à environ +1,4 % par an jusqu’à l’horizon2012, puis à +0,9 % par an jusqu’à l’horizon 2020.


La région a produit 39 milliards de kilowattheures en2004, dont la quasi-totalité est d’origine nucléaire(centrales de Chooz et de Nogent-sur-Seine).

Les prévisions d’évolution concernent essentiellementla production d’origine éolienne pour laquelle unvolume régional de 780 MW a été retenu.



Les hypothèses retenues pour le développement del’énergie éolienne sur la région (780 MW) sontcompatibles avec les capacités d’accueil actuelles duréseau, mais certaines zones sont en limite decontrainte, notamment les axes 63 kV issus de LaChaussée et au sud de Saint Dizier.

Les postes sources d’alimentation du réseau dedistribution envisagés au paragraphe suivant seront àraccorder.


L’évolution de la consommation, bien que modérée, seconcentre autour de zones d’activités et nécessite lerenforcement d’ouvrages existants, plus rarement lacréation de postes sources d’alimentation du réseaude distribution (Epernay Sud, Est des Ardennes, Baillyle Camp). On pense notamment aux agglomérationsde Châlons-en-Champagne, de Reims, de Charleville-Mézières, de Saint-Dizier et dans une moindre mesureChaumont.


Il est nécessaire de maintenir en conditionsopérationnelles un certain nombre d’ouvragesnotamment autour de Révigny, Creney, Saint Dizier etLangres.

Région

109

Ligne 225 kV Pusy - Rolampont 1 Changement des conducteurs En cours 2007d’instruction

Alimentation électrique de la LGV Est au PK 88 Création du poste de Vézilly En service 2006

Producteur (Eolien) Raccordement au poste 225 kV En cours 2009à La Chaussée de La Chaussée d’instruction

Alimentation de la zone de Saint Dizier 2 Renforcement de la transformation En cours 2007du poste de Chancenay d’instruction

Alimentation de l’agglomération de Chaumont 1Reconstruction de la ligne En cours

2008Chaumont - Bologne - Froncles 63 kV d’instruction



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


110







Champagne-ArdenneRégion



111








112

ANNEXE 2

113

Franche-Comté

Région


A l’horizon 2011, dans le cadre du projet LGV Rhin-Rhône, RFF envisage la création de deux sous-stationsen région Franche-Comté. La première serait située àl’est de Belfort et la seconde à Besançon.

A la coupe 2012, ERD envisage quant à lui la créationde quatre postes sources sur les communes de Frasne(25), Pratz (39), Champagney ou Mélisey (70) etFontaine (90).

Il n’y a pas de raccordement client prévu sur la régionFranche-Comté à l’horizon 2020.


Sur la zone de Liebvillers (25), les faibles capacités du réseau ainsi que l’accroissement des charges

entraînent des contraintes de tension et de transit àl’horizon 2012. Une nouvelle injection de puissance etl’augmentation des capacités de certaines lignespermettront de les lever.

Toute la partie ouest du Doubs (Besançon, Pontarlier)et est du Jura (Dôle, Champagnole) connaissentégalement, à l’horizon 2012, des contraintes detransit, contraintes renforcées par l’arrivée de la LGVRhin-Rhône sur Besançon. Là encore, une nouvelleinjection de puissance sur la zone devraient permettrede lever ces contraintes.

A l’horizon 2020, dans la région de Vouglans (sud duJura), le réseau est contraint sur perte d’un ouvrage.Une étude est actuellement en cours afin dedéterminer la solution à mettre en œuvre.

Sur le Territoire de Belfort, le développement de lazone d’activité de Fontaine contraint la liaison

ANNEXE 2

Franche-Comté

114

HYPOTHÈSES


La région a consommé 8 milliards de kWh en 2005. LeDoubs et le Jura représentent 75 % du total,également répartis. La Haute-Saône représente 16 %et le Territoire de Belfort 9 %. La région représente unpeu moins de 2 % de la consommation nationale. Lesrépartitions sectorielles du Doubs, de la Haute-Saôneet du Territoire de Belfort sont sensiblement égales àcelles de la France. Celle du Jura est plus marquée parune forte consommation industrielle.

Les prévisions pour la période à venir sont fortementimpactées par la mise en service prévue de la LGV RhinRhône à l’horizon 2011. Plus de 40 % de la croissancede consommation prévue entre 2006 et 2012 est due àla mise en service du TGV. Cette augmentation depuissance ponctuelle nous donne ainsi des taux decroissance de plus de 3 % sur les départements duDoubs (+3,1 %) et de la Haute-Saône (+3,3 %) alorsque ceux du Jura (+1,6 %) et du Territoire de Belfort

(+1,9 %) sont plus conformes au taux de croissancenational. Pour la période 2012-2020, les taux decroissance sont proches de 1 % : Doubs 0,9 % , Jura1,4 %, Haute-Saône 0,8 % et Territoire de Belfort0,9 %.


La région a produit 300 millions de kWh. Laproduction est pour sa plus grande partie d’originehydraulique.

Les prévisions d’évolution concernent essentiellementla production d’origine éolienne, pour laquelle70 MW sont considérés sur la région. Ces 70 MW sesituent en totalité sur le département du Doubs, auxenvirons de Pont de Roide et dans une moindremesure, autour de Pontarlier. A cela s’ajoute 5 MWd’origine UIOM (Usine d’incinération d’orduresménagères) dans la région de Vesoul.


Région

115

souterraine Argiésans-Arsot. Une étude est lancéepour déterminer les solutions à retenir afin derésoudre ces contraintes

L’évolution des consommations des agglomérationsfragilise les transformations 225/63 kV de Palente,Pontarlier, Champagnole, Champvans, Pusy, etArgiésans. Le traitement des contraintes sur Palente,Champvans, Pusy et Argiésans se fera en augmentantla puissance de transformation de la zone (ajout ouremplacement des transformateurs). Par contre, surPontarlier et Champagnole, la nouvelle injectionprévue sur la partie ouest du Doubs soulagera cestransformations.


Ces contraintes concernent les liaisons les plusanciennes :

• une bonne partie du réseau 63 kV de la région deLiebvillers et du réseau 225 kV du département duDoubs

• en Haute-Saône, les axes 225 kV Pusy-Rolampont etMambelin-Pusy et à l’est du département, à chevalsur le Territoire de Belfort, les liaisons 63 kVRonchamp piquage Giromagny et Ronchamppiquage Essert

• dans le Jura, les lignes Chalon-Champvans 225 kV etChampagnole-Génissiat 225 kV.

La majorité de ces contraintes sera levée par deschangements de câbles conducteurs.

De même, dans le Doubs, les postes de Valentigney,Pont de Roide et Les Fins sont concernés par descontraintes de vétusté. Ils feront l’objet d’unereconstruction partielle ou totale.

Poste 63 kV de Valentigney 1 Travaux poste : En service 2006changement du jeu de barres

Poste 63 kV Des Fins 1 Reconstruction partielle du poste En cours 2008d’instruction

Ligne 225 kV 1 Changement des conducteurs En cours 2008Pusy - Rolampont d’instruction

Ligne 225 kV 1 Changement des conducteurs En service 2007Mambelin - Pusy

Alimentation électrique de la LGV Création de deux lignes 225 kV En cours 2011Rhin - Rhône à Besançon depuis le poste de Palente d’instruction



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


116







Franche-ComtéRégion



117








118

ANNEXE 2

119

Haute-Normandie

Région

ANNEXE 2

Haute-Normandie

120

HYPOTHÈSES


La consommation d’électricité de la région Haute-Normandie a atteint 16,4 milliards de kilowattheuresen 2005. La Seine-Maritime représente environ 75 %de cette consommation et l’Eure 25 %.

La croissance est essentiellement tirée par ledynamisme des agglomérations de Rouen et du Havreet du principal axe de communication de la vallée dela Seine. Les grandes évolutions de la consommationdepuis 10 ans sont caractérisées par une fortecroissance du secteur tertiaire, une assez fortecroissance du secteur résidentiel, et une croissancemodérée du secteur industriel. Le secteur industrielreste néanmoins le secteur largement prépondéranten terme de consommation.

Les prévisions de croissance annuelle pour les 10 pro-chaines années sont évaluées à 1,2 % pour la régionHaute-Normandie, légèrement moins élevées quecelles prévues au plan national, évaluées à environ1,5 %.


La région a produit 55 milliards de kilowattheures en2005, fournis principalement par les centralesnucléaires de Penly et Paluel, ainsi que par le site deproduction thermique du Havre.

Compte tenu du fort développement de la zone duHavre, on estime que celle-ci pourrait à l’avenir êtreun point d’accueil intéressant pour de nouveaux sitesde production thermique.

Les prévisions d’évolution concernent également laproduction d’origine éolienne, pour laquelle denombreux projets de sites éoliens terrestres devraientvoir le jour :

- dans le Pays de Bray, dans le Pays du Caux Maritime,au sud-ouest de la région dieppoise et au nord-estpour le département de la Seine-Maritime,

- sur le plateau du Neubourg, dans le Pays du VexinNormand et au sud-est pour le département de l’Eure.

Il est par ailleurs probable que des projets de siteséoliens en mer voient également le jour au large descôtes haut normandes. De tels projets de fortespuissances (jusqu’à quelques centaines de mégawatts)auraient un fort impact sur le développement duRéseau Public de Transport d’Electricité.

Région

121



Le projet d’installation d’un nouveau transformateur225/20 kV du poste du Havre, destiné à alimenter leRéseau Public de Distribution d’Electricité, a faitl’objet d’une enquête publique à l’automne 2006 (lestravaux sont envisagés en 2007).

RTE étudie le projet de raccordement d’uneproduction d’origine éolienne offshore au large deVeulettes-sur-Mer.

La croissance des consommations dans la zone est deRouen conduira probablement le Gestionnaire duRéseau de Distribution à proposer la création d’unnouveau poste d’alimentation locale.


Les travaux de remplacement de la partie souterrainedes deux liaisons entre les postes 90 kV de Rouen-Lessard et Saint-Etienne du Rouvray - qui répondentaussi à une fragilité de maintien en conditionopérationnelle - sont prévus d’ici la fin de l’année2006.

RTE se prépare à accompagner le développement de lazone à l’est de Rouen. On peut en effet prévoir unecroissance des transits d’électricité liés à l’extension,déjà visible, de l’agglomération dans ce secteur.

La croissance des consommations sur l’axe de commu-nication de la vallée de la Seine (A13 Paris - Rouen)fragilise les réseaux 90 kV de la zone, et induit à longterme une contrainte sur la transformation 225/90 kVdu poste de Saint-Pierre de Bailleul.


Le poste électrique 90 kV de Pont-Audemer a étéreconstruit et mis en service à l’été 2006.

Le poste électrique 90 kV de Manoir a été rénové etmis en service en 2007.

La reconstruction à la fin de l’année 2007 de la ligne90 kV entre les communes de La Vaupalière,

Campeaux et Bourgay permettra de renforcer lasécurité du réseau et d’améliorer la qualité defourniture électrique.

Des projets de renouvellement de lignes aériennes90 kV et 225 kV sont actuellement à l’étude. Selon ledegré d’obsolescence technologique de ces ouvrages,les renouvellements pourront prendre la forme dereconstruction complète, ou d’opérations deréhabilitation.

Certaines opérations sont envisagées avant 2012 :

- Le projet de renouvellement de la ligne 225 kV entreles postes de Port-Jérôme (au sud de Notre-Dame-de-Gravenchon) et Rougemontier.

- Le projet de renouvellement de la ligne 225 kV entreles postes de Port-Jérôme et Sandouville.

- Le projet de renouvellement de la ligne 225 kV entreles postes de Port-Jérôme et Ratier (sud de Gonfrevillel’Orcher).

- Le projet de renouvellement de la ligne 90 kV entreles postes de Auberville, Yainville et Yvetot.

- Le projet de renouvellement de la ligne 90 kV entreles postes de Fécamp, Barettes (sud de Saint-Valéry-en-Caux) et Buquet (ouest de Luneray).

- Le projet de renouvellement de la ligne 90 kV entreles postes de Criquet (sud de Bolbec) et Port-Jérôme.

- Le projet de renouvellement de la ligne 90 kV entreles postes de Criquet et Sainneville.

- Le projet de renouvellement de la ligne 90 kV entreles postes de Manoir, Bois-Guillaume et La Vaupalière.

- Le projet de renouvellement de la ligne 90 kV entreles postes de Grand-Couronne, Corneille et Grand-Quevilly.

ANNEXE 2

Haute-Normandie

122

Région

Un certain nombre d’ouvrages devrait nécessiter destravaux de maintien en condition opérationnelleavant l’horizon 2020. Toutefois, des expertisesdétaillées devront préalablement confirmer ouinfirmer ce diagnostic. Parmi les lignes concernées pardes travaux significatifs de renouvellement, on peutsignaler :

- La ligne 225 kV entre les postes de La Vaupalière etYainville.

- Les 2 lignes 225 kV entre les postes du Havre et Pont-Sept (ville du Havre).

- La ligne 225 kV entre les postes de Pont-Sept etSandouville.

- La ligne 90 kV entre les postes de Sandouville etSaint-Jean-de-Folleville.

- La ligne 90 kV entre les postes de Caudebecquet,Saint-Jean-de-Folleville et Yvetot.

- La ligne 90 kV entre les postes de Caudebecquet etYainville.

123

Poste 90 kV de Pont Audemer 1 Reconstruction du poste électrique En service 2006

Poste 90 kV de Manoir 2 Renouvellement du poste électrique En service 2007

Lignes 90 kV de la Reconstruction de la ligne 90 kV En courszone Bourgay Campeaux Malaunay 1 entre La Vaupalière, Campeaux d’instruction 2008

et Bourgay

Ligne 90 kV 1 Remplacement des parties En service 2006Rouen Lessard - Saint-Etienne du Rouvray souterraines

Croissance de la consommation Installation d’un nouveau

de l’agglomération du Havre transformateur 225/20 kV En construction 2008au poste du Havre

Remplacement de la partieAlimentation de la zone située 2 souterraine des liaisons entre En service 2006à l’est de Rouen Rouen-Lessard et Saint-Etienne

du Rouvray



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


124







Haute-NormandieRégion



125








126

ANNEXE 2

127

Île-de-FranceRégion

ANNEXE 2

Île-de-France

128

HYPOTHÈSES


La région a consommé en énergie électrique environ67,9 milliards de kilowattheures en 2005. Paris areprésenté 23 % de cette consommation, les Hauts deSeine 14 %, les Yvelines 13 %, la Seine et Marne 13 %,l’Essonne 10 %, la Seine Saint Denis 10 %, le Val deMarne 9 % et le Val d’Oise 8 %.

La croissance régionale de la consommation d’élec-tricité s’appuie principalement sur le développementdu secteur tertiaire.

Les prévisions pour la décennie à venir sont comparablesaux prévisions fournies au niveau national, soit 1,4 %par an pour la région.


La région a produit 7,5 milliards de kilowattheures en2005 provenant des centrales thermiques classiques dela région.

Les prévisions d’évolution seront marquées par lafermeture de certains sites de production. Cette baissedevrait toutefois être en partie compensée parl’ouverture ou la remise en service d’autres sites. Lesprojets de raccordement de production décentraliséesont peu nombreux malgré des capacités d’accueilélevées.



Les principaux raccordements consistent à fiabiliserl’alimentation de clients industriels.

L’augmentation des consommations sur la zone deNanterre, Morangis ou Marne La Vallée nécessiterontà long terme la création de nouveaux postes sourcepour le réseau de distribution.


La croissance des consommations du quart sud-ouest del’Île-de-France conduit à une fragilité dans l’alimentationde toute la clientèle des Yvelines, du sud des Hauts deSeine et du quart sud-ouest de Paris. Le renforcementconsiste à construire un poste de transformation400/225 kV sur la commune de Méré (Yvelines) et à leraccorder, coté 400 kV, à la liaison aérienne existante lesurplombant et coté 225 kV par une liaison souterrainequi rejoindra le poste d’Elancourt.

La croissance des consommations sur le quart nord-ouest de la première couronne entraîne des contraintessur la transformation 400/225 kV du poste de Cergy. Lacréation d’une liaison souterraine 225 kV entre Triel-sur-Seine (poste de Nourottes) et Nanterre permet defaire disparaître la fragilité. Ce projet est actuellementen cours de concertation. Après sa mise en service,d’autres adaptations locales du réseau 225 kV existantseront nécessaires.

A moyen et long terme, les besoins de développementdu réseau d’alimentation du nord-est viseront essen-tiellement à renforcer les capacités de transformation400/225 kV et optimiser l'utilisation des capacités detransit des couloirs de lignes 225 kV qui alimentent lapetite couronne.


De nombreux ouvrages électriques anciens nécessiterontavant 2012 des travaux de renouvellement. Ces renou-vellements pourront prendre la forme de reconstruc-tions complètes ou d’opérations de réhabilitation depostes électriques et de lignes aériennes (principalementdans le Val d’Oise et en Seine-et-Marne) ainsi que desopérations de réparation ou de remplacement deliaisons souterraines (dans Paris et la petite couronne).

Ainsi, afin de sécuriser l’alimentation électrique dusud-est francilien, il est prévu de reconstruire le postedu Chesnoy 400 kV. Dans le nord-est de la région, lareconstruction du poste d’Ampère et la réhabilitationdu poste de Villevaudé permettront de garantir l’ali-mentation de cette zone.

La dégradation due aux effets du vieillissement decertains ouvrages alimentant la zone d’Epinay sousSénart conduit à des menaces de coupures croissantes.Le projet de reconstruction de lignes participant à cettealimentation est actuellement en cours de concertation.

Région

129

Poste du Chesnoy 400 kV 4 Reconstruction du poste En cours 2008d’instruction

Poste 225 kV d’Ampere 1 Reconstruction du poste En cours 2011d’instruction

Poste 63 kV de Fallou 3 Reconstruction du poste En cours 2009d’instructionPoste 400 kV de V illevaude 4 Réhabilitation du poste En construction 2007Poste 225 kV de V illejust 4 Réhabilitation du poste En construction 2010Poste 63 kV de Puteaux 3 Reconstruction du poste En service 2007Poste 63 kV de Chesnoy 1 Réhabilitation du poste En service 2007

Poste 63 kV de Pecy 1 Reconstruction du poste En cours 2008d’instruction

Poste 63 kV de Poissy 2 Reconstruction du poste En cours 2011d’instruction

Poste 63 kV de Louveciennes 1 Réhabilitation du poste En cours 2008d’instructionPoste 63 kV d’Argenteuil 1 Réhabilitation du poste En service 2007

Poste 63 kV de Courbevoie 1 Réhabilitation du poste En cours 2008d’instructionLigne aérienne 63 kV de Chevry-Cossigny 1 Ligne Cossigny - Jonchère - Epinay En cours 2008à Ferrolles-Attilly d’instruction

Liaison souterraine 63 kV entre Gennevilliers et Rueil 1 Restructuration de la zone de Nanterre En cours 2008d’instruction

Liaison souterraine entre Gennevilliers et Nanterre 1 Restructuration de la zone de Nanterre En cours 2007d’instructionLiaison souterraine 63 kV entre Gennevilliers 1 Réhabilitation de la liaison En construction 2007et ArgenteuilLiaison souterraine entre les postes de Courbevoie 1 Rénovation de la liaison souterraine En cours 2008et de Puteaux d’instruction

Alimentation électrique de la LGV Est Création du poste 400 kV de Penchar d En service 2006

Client à Neuilly sur Marne Doublement de l’alimentation du En service 2006poste 225 kV d’Avron

Usine à Aulnay-sous-Bois Création d’un raccordement En service 2007souterrain 225 kV

Client tertiaire à Rungis Création d’un nouveau raccordement En cours 2008souterrain 225 kV d’instruction

Station de compression de gaz à Evry - Grégy Création d’un raccordement En cours 2008souterrain 63 kV d’instruction

Producteur (Turbine à combustion) à V itry-sur-Seine Raccordement 225 kV En cours 2008d’instruction

Producteur (Turbine à combustion) à Vaires-sur-Marne Raccordement 225 kV En construction 2008Centre d’incinération des ordures ménagères Raccordement 225 kV En service 2006à Issy-les-Moulineaux

Création d’un poste de transformation En coursAlimentation du quart sud - ouest de l’Ile-de-France 4 400/225 kV et de ses alimentations d’instruction 2008à Méré (Projet Yvelines)Création d’une liaison souterraine 225 kV En coursAlimentation de la zone située entre Paris et Cergy 4 entre Triel-sur-Seine (poste de Nourottes) d’instruction 2008et NanterreInstallation d’un équipement spécifique au

Alimentation du Val-de-Marne 4 poste de Roissy-en-Brie (Seine-et-Marne) En service 2007et adaptations du réseau 225 kV sur lacommune de Valenton

Alimentation de la zone située entre Villevaudé et Paris 4 Restructuration de la zone de Mitry-Sausset En cours 2010d’instruction



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


130







Île-de-FranceRégion



131








132

ANNEXE 2

133

Languedoc-Roussillon

Région

ANNEXE 2


134

HYPOTHÈSES


La région a consommé 14,2 milliards de kilowatt-heures d’énergie électrique en 2004. La répartitiondépartementale de cette consommation est d’environun tiers pour l’Hérault, un tiers pour le Gard, 15 %pour l’Aude, 15 % pour les Pyrénées-Orientales etmoins de 5 % pour la Lozère. Sur la période 2001-2005, la croissance de la consommation régionale estrestée soutenue, comparable à celle de la décennie1990-2000 et supérieure à la moyenne française. Cettecroissance de la consommation d’électricité s’appuiesur une croissance démographique près de deux foissupérieure à la moyenne nationale et sur ledéveloppement des secteurs résidentiel et tertiairenotamment sur les aires urbaines de Montpellier etPerpignan. Le secteur industriel plus développé sur ledépartement du Gard a connu une baisse sur lapériode 2001-2005 avec la fermeture de trois sitesraccordés au réseau haute tension 63 et 225 kV (LeFesc, l’Ardoise et Saint Florent).

Pour l’avenir, les prévisions d’évolution de laconsommation d’électricité régionale sont toujourssupérieures au niveau national et sont estimées à+2 % par an jusqu’à l’horizon 2012, puis à +1,6 % paran au-delà (pour 1,7 % et 1,3 % sur l’ensembleFrance). Ces hypothèses sont cohérentes avec celles dubilan prévisionnel France réalisé en 2005 par RTE etintègrent les projections de population proposées parl’INSEE qui - par rapport à l’exercice 2003 - tiennentcompte des premiers résultats du recensement rénovéde la population.


La région a produit 3,8 milliards de kilowattheuresd’électricité en 2004, soit un peu moins de 1 % de l’en-semble France. 60 % de cette production est d’originehydraulique (chutes situées sur les départements de laLozère, Aude, Hérault, Pyrénées-Orientales et centralesde fil de l’eau du Rhône situées sur le département duGard). Le complément est réalisé par la centralenucléaire de Phénix (unité de recherche), la centralethermique classique d’Aramon et les unités raccordéesau réseau HTA (thermiques, petite ou micro-hydraulique et éoliennes). Le Languedoc-Roussillon estla première région française en terme de productionéolienne qui a représenté un peu moins de 10 % de laproduction régionale d’électricité en 2004.

En matière de prospective, la remise en service de lapremière tranche de la centrale thermique classiqued’Aramon est programmée pour 2008. Celle-cifonctionne au fuel lourd et était « sous cocon » depuis1995. Le site devrait ainsi retrouver sa capacité initialede production (1400 MW) à l’hiver 2008.

Sur le même secteur géographique, le raccordementde deux cycles combinés à gaz (2 x 430 MW) estenvisagé sur le réseau 400 kV au poste de Jonquièresà l’horizon 2010.

La région possède un gisement de vent terrestreimportant, le Languedoc-Roussillon contribueactuellement à plus de 50 % de l’énergie éolienneproduite au niveau national. La majeure partie de lapuissance installée se situe dans l’Aude et dans unemoindre mesure dans l’Hérault et les Pyrénées-Orientales. L’éolien se développe toutefois lentementet la part régionale en terme de puissance installéerecule. Le développement de la filière connaîtra uneaccélération avec la mise en place de zones dedéveloppement de l’éolien (ZDE) dans le cadre de laloi d’orientation sur l’énergie de 2005.

Pour l’élaboration de ce schéma de développement, levolume régional éolien est estimé à 650 MW, enintégrant l’existant, les projets en file d’attente et lespremières demandes de ZDE. Cette évaluation réaliséeavant de mesurer l’impact effectif des ZDE sur ledéveloppement régional de l’éolien doit conduire à lamise en place d’un suivi régulier de ces projets entre laDRIRE et les gestionnaires de réseau électrique afin deprendre en compte leur incidence sur l’adaptation duréseau nécessaire au développement de cette filière.

Région

135



L’évolution de la consommation notamment sur lelittoral méditerranéen entraîne le besoin de nouveauxpostes source ou l’augmentation de leur capacité.Pour l’agglomération de Montpellier, le poste63/20 kV de Saumade (quartier des Aubes) est entravaux pour être remplacé par un poste 225/20 kVintérieur. Un nouveau poste 225/20 kV destiné àaccompagner la croissance du sud et de l’est de la villeest en cours d’instruction réglementaire. Unetransformation 225/20 kV implantée au poste existantde Quatre-Seigneurs destinée à alimenter ledistributeur CESML (Coopérative d’Electricité de SaintMartin de Londres) est également en projet. Lestravaux de création et de raccordement d’un nouveauposte source à la Grande-Motte sont en cours. APerpignan, après la mise en service du poste source deCanet en 2005, le renforcement de la transformation63/20 kV du poste de Mas-Bruno (Perpignan) est encours.

Le raccordement de deux sites éoliens sur le réseau63 kV est en cours d’instruction (Roquetaillade près deLimoux et Villesèque à l’ouest de Port la Nouvelle). Unposte distributeur 225/20 kV destiné à évacuer laproduction de fermes éoliennes raccordées au réseauHTA est en travaux près de Montahut. Lerenforcement de la transformation 63/20 kV du postede Salsigne est également en cours pour permettre leraccordement de fermes éoliennes sur le réseau dedistribution HTA de ce poste.

L’arrivée d’un nouveau producteur (Cycle CombinéGaz) nécessitera l’adaptation des structures de réseauxexistantes au poste électrique de Jonquières (Nîmes).

Le projet de ligne ferroviaire à grande vitessePerpignan - Figueras - Barcelone dont la mise enservice est prévue en 2008 nécessite la création d’unesous-station d’alimentation électrique 225 kV dont lestravaux de raccordement à partir du poste de Baixassont en cours.

Les projets de modification de tracé de l’autoroute A9près de Montpellier engendrera des déplacementsd’ouvrages existants. La création de la ligne ferroviaireà grande vitesse Nîmes - Montpellier - Perpignannécessitera le raccordement de stations d’alimen-tation électrique. Ces projets à venir sont bienidentifiés par le gestionnaire du réseau public detransport d’électricité, toutefois dans l’attente de

précision, leur impact sur la structure du réseaun’apparaît pas dans cet exercice 2006.


L’évolution de la consommation régionale etparticulièrement sur la zone littorale nécessitera lerenforcement d’ouvrages existants, l’augmentationdes puissances de transformation actuelles etl’adaptation de la structure du réseau public detransport.


Le poste de Tamareau constitue un point d’injectionimportant de l’agglomération de Montpellier. La lignedouble circuits 400 kV Tavel-Tamareau relie ce posteau réseau de la vallée du Rhône et constitue un lienmajeur entre le sud-est et le sud-ouest de la France. Dufait d’un déséquilibre de production entre le sud-estde la France et la vallée du Rhône d’une part et le sud-ouest de la France d’autre part, cet axe est le sièged’importants transits allant de Tavel vers Tamareau. Cephénomène devrait s’accentuer dans les prochainesannées en raison notamment de nombreux projets deraccordement de production cycle combiné gaz (CCG)dans la zone de Fos-sur-Mer. En conséquence, cetteligne fait l’objet d’une étude de remplacement de sesconducteurs par des conducteurs de plus fortecapacité.

L’important potentiel éolien régional est en phase dedéveloppement, plusieurs sites sont en cours deraccordement sur le réseau 63 kV, il en est de mêmesur les départements frontaliers de l’Aveyron et duTarn (région Midi-Pyrénées). Ce réseau électriqueinitialement conçu pour l’évacuation de la productionhydroélectrique du Massif Central arrive à saturation.Les zones identifiées à potentiel éolien sont à faibledensité de consommation électrique, l’évacuation dela production projetée vers les zones consommatricessituées sur le littoral nécessitera un renforcement duréseau très haute tension (225 kV et 400 kV) de la zoneGaudière - Saint-Victor - Montahut - Saint-Vincent(départements de l’Hérault, Aude, Tarn et Aveyron).RTE étudie l’impact de ce développement sur le réseauélectrique existant pour dégager les stratégiesrépondant aux besoins futurs.

ANNEXE 2


136

Comme chacune des trois régions françaisesfrontalières avec l’Espagne, le réseau de la régionLanguedoc-Roussillon est connecté avec l’Espagne etles deux pays ont exprimé leur volonté d’augmenterleur capacité d’échange. La capacité actuelle est de1 400 MW, les deux pays se sont fixés l’objectif d’unecapacité de 2 600 MW dans un premier temps (projetdans les Pyrénées-Orientales) puis d’amener à moyenterme le niveau d’interconnexion à 4 000 MW ce quinécessitera la construction d’un ouvrage supplémen-taire.


Le choix de renouvellement de plusieurs ouvrages aété retenu pour la région. En particulier les travaux derenouvellement de la liaison 63 kV Avèze-Madièresassurant l’alimentation de la zone nord deMontpellier et participant à la sécurité d’alimentationde Ganges (Gard) sont imminents.

L’option de réhabiliter le réseau 150 kV sur la période2008-2020 a été retenue par RTE. La régionLanguedoc-Roussillon est concernée par le poste deMas-Bruno (Perpignan) et la liaison Mas-Bruno-Nentilla-Orlu qui participe à l’alimentation de la zonede Perpignan à partir de la production des centraleshydrauliques des départements de l’Aude et del’Ariège.

Région

137

Ligne 63 kV Avèze-Madières 1 Reconstruction de la ligne En service 2007

Dédoublement d'une liaison

Alimentation du centre-ville de Montpellier 3 225 kV Tamareau-Montpellier et En construction 2008création d'une liaison TamareauSaumade 225 kV

Producteur Raccordement cycle combiné gaz En cours(Cycle Combiné Gaz de 2 x 440 MW) 2 x 440 MW au poste 400 kV d’instruction 2010à Jonquières de Jonquières

Croissance de la consommation Création et raccordement 63 kV du En construction 2007de la Grande Motte poste source de la Grande-Motte

Croissance de la consommation Création et raccordement du poste En service 2006de Montpellier source 225/20 kV de Saumade

Croissance de la consommation Création et raccordement du poste En cours 2009de Montpellier source 225/20 kV de Pont-Trinquat d’instruction

Distributeur CESML au nord de Montpellier Ajout d’un transformateur 225/20 kV En construction 2007au poste de Quatre Seigneurs

Producteur en HTA Création et raccordement du poste En service 2006(Eolien) dans l’Hérault source 225/20 kV de Montahut

Producteur en HTA Raccordement d’un second En service 2006(Eolien) à Salsigne transformateur 63/20 kV

Producteur Raccordement en 63 kV Annulé(Eolien) près de Limoux du site éolien de Roquetaillade

Producteur Raccordement en 63 kV du site En service 2007(Eolien) près de Port-la-Nouvelle éolien de Villesèque-des-Corbières

Croissance de la consommation Installation d’un quatrième

de Perpignan transformateur 63/20 kV au poste En service 2006de Mas Bruno

Construction du poste 225 kV deAlimentation électrique de la LGV Baixas et des liaisons de En construction 2008Perpignan - Figueras - Barcelone raccordement 225 kV de la

sous-station du Soler



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


138







Languedoc-RoussillonRégion



139








140

ANNEXE 2

141

Limousin

Région

ANNEXE 2

Limousin

142

HYPOTHÈSES


La région a consommé 4,4 milliards de kilowattheuresd’énergie électrique en 2004. Le département de laHaute-Vienne représente plus de 50 % de cetteconsommation, la Corrèze environ un tiers et la Creuse14 %. Le niveau de croissance régionale qui était de1,8 % par an en moyenne sur la période 1990-2000 adépassé 2 % sur la période 2001-2005, alors qu’auniveau national, la croissance de la consommationd’électricité a ralenti sur cette dernière période parrapport à la décennie 1990-2000 passant d’un rythmede 2,4 % par an à 1,7 %. Cette croissance a été plusélevée sur les départements de la Corrèze et de laCreuse. La région Limousin connaît un rebond démo-graphique, la population a cru de 0,3 % par an de1999 à 2005, alors qu’elle avait baissée de 0,2 % par ansur la période 1990-1999. Cette remontée récente liéeà un excédent migratoire accru ramène le niveau depopulation à celui de 1990 et place la croissancerégionale dans une position intermédiaire derrière lesrégions du sud et de l’arc atlantique qui connaissentles hausses les plus élevées. La répartition sectoriellede la consommation régionale d’électricité est prochede la moyenne française, le secteur industrielreprésente 34 % du total, la branche papier-cartonétant prépondérante avec plus d’un tiers de ce secteur.

Pour l’avenir, les prévisions d’évolution de laconsommation d’électricité régionale sont légèrementinférieures au niveau national et sont estimées à+1,4 % par an jusqu’à l’horizon 2012, puis à +1,2 %par an au-delà.


La région a produit 2,7 milliards de kilowattheures en2004 (0,5 % de l’ensemble France), 85 % étantd’origine hydraulique. Cette production hydrauliqueest issue principalement des unités de production

situées en Corrèze (Bort, Chastang, Marèges…). Lecomplément de la production régionale est assuréessentiellement par des unités thermiques dontcertaines cogénérations installées sur les sitesindustriels qui utilisent la vapeur dans leurs process defabrication.

Pour l’avenir, la région devrait connaître undéveloppement des énergies renouvelables biomasseet éolien. Dans le cadre de l’appel d’offre biomasse du11 janvier 2005, quatre sites totalisant une puissancede plus de 60 MW ont été retenus sur la régionLimousin (pour 216 MW sur l’ensemble France). Deuxde ces sites devraient être raccordés sur le réseau HTBdont un sur les installations d’un client industriel déjàraccordé à ce réseau et deux sur le réseau HTA.

Le Limousin possède un gisement de vent terrestreessentiellement sur le département de la Haute-Vienne,plus faiblement sur les départements de la Creuse et dela Corrèze. La région Limousin a réalisé un SchémaRégional Eolien pour un développement raisonné deséoliennes. Ce schéma identifie les potentiels de vent etréalise une analyse croisée avec d’autres critères associésau développement de la filière éolienne (sites classés,paysage, habitat…). La synthèse de ce schéma a étéadoptée par le Conseil Régional du Limousin le 26 juin2006. L’examen des capacités indicatives deraccordement sur le réseau de transport d’électricité HTBactuel des sept zones les plus denses identifiées danscette synthèse fait ressortir un volume de l’ordre de280 MW. Une adaptation pourrait être toutefoisnécessaire en fonction du niveau de puissance et de lalocalisation des demandes de raccordement. Sur lesautres zones, plus diffuses, le raccordement de projets estéventuellement réalisable sans renforcement du réseauactuel. Ce type de production fera l’objet d’un suivi parles gestionnaires de réseau électrique dans le cadre de laprocédure d’instruction des zones de développement del’éolien (ZDE) coordonnée par la DRIRE.



Un projet de raccordement de poste source sur la zonede Eyrein (Corrèze) pour alimenter la ZAC de LaMontane au sud-ouest d’Egletons sur la liaisonexistante 90 kV Egletons-Naves est en cours.

Le raccordement de quatre sites de productionbiomasse retenus dans l’appel d’offre de janvier 2005sont en cours d’instruction ou d’étude:

- Ussel (20 MW) sera raccordé au réseau 90 kV (postede Goudounèche)

Région

143

- Saillat sur Vienne (12 MW) sera implanté au sein desinstallations du client papetier raccordé au réseau90 kV

- Meymac (12 MW) sera raccordé sur le réseau HTA

- Moissanes (12 MW) sera raccordé sur le réseau HTA.


Deux fragilités de ce type concernent l’alimentationdu sud de Brive-la-Gaillarde et l’axe Brive-la-Gaillarde- Limoges desservant la ville d’Uzerche, ellesapparaissent à l’horizon 2012. Pour l’horizon 2020,deux fragilités de même nature apparaissent pour lesagglomérations de Limoges et Egletons ainsi qu’unbesoin de renforcement de la transformation225/63 kV du poste d’Aubusson.

Sur la base des hypothèses de croissance retenues dansce schéma, les études réalisées par RTE ne font pasapparaître le besoin d’une alimentation supplé-mentaire pour l’agglomération de Limoges à l’horizon2020. La prochaine concertation régionale sur leschéma de développement du réseau public detransport d’électricité (prévue dans deux ans) seral’occasion d’actualiser les besoins. En effet, deséléments de prospective plus précis, notamment lediagnostic du SCOT (Schéma de COhérence Territorialede l’agglomération de Limoges) et le PLU (Plan Local

d’Urbanisme) de Limoges seront disponibles en 2007et pourront alors être intégrés à la réalisation duprochain exercice du volet régional Limousin. Leprogramme de sécurisation mécanique du réseau HTBengagé conformément au contrat de service publicEtat - EDF - RTE reste "à ce jour" la mesure prioritairepour garantir la robustesse de l’alimentationélectrique régionale.

Les demandes de garantie d’alimentation électriquede quatre postes source mentionnées dans le schémaprécédent sont toujours en phase d’étude et ont étéretirées de la présentation. Il s’agit des postes 90/20 kVen antenne de Dun le Palestel et Bonnat (Creuse),Magnazeix et Saint-Yrieix (Haute-Vienne).


La fragilité de la liaison 90 kV Lubersac-Saillantprésentée lors de l’exercice précédent a été résoluepar un renforcement de l’ouvrage. Les travaux ont étéachevés au printemps 2006.


Aucune contrainte de maintien en conditionsopérationnelles n’a été détectée sur l’horizon d’étude.

Alimentation de la ZAC de La Montane Création et raccordement du poste En cours 2008(Sud-ouest d’Egletons) de distribution 90/20 kV de Eyrein d’instruction

Producteur Création et raccordement du poste En cours(20 MW de production biomasse) de Goudouneche 90 kV d’instruction 2009à Ussel

Producteur Raccordement au poste client(12 MW de production biomasse) de Tannin (90 kV) En service 2007à Saillat sur Vienne



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


144







LimousinRégion



145








146

ANNEXE 2

147

LorraineRégion

ANNEXE 2

Lorraine

148

HYPOTHÈSES


La région a consommé en énergie électrique environ21 milliards de kilowattheures en 2005. La Mosellereprésente à elle seule près de 48 %, La Meurthe-et-Moselle 24 %, les Vosges 21 % et la Meuse 7 %.

La croissance inter annuelle en énergie, corrigée desvariations saisonnières, a été de 1,6 % de 1995 à 2005contre 1,8 % pour la France. Le secteur industriel estprépondérant dans la consommation électrique de laMoselle et des Vosges (plus de 65 %). Cela provient dela présence de nombreuses industries comme lasidérurgie, la chimie et la papeterie-cartonnerie.

Les prévisions pour la décennie à venir sont un peuinférieures aux prévisions fournies par le Bilanprévisionnel au niveau national, soit 1,2 % jusqu’en2012, puis 1 % de 2012 à 2020.


La région a produit 48,2 milliards de kilowattheuresen 2005, en quasi-totalité d’origine thermique. Cetteproduction provient essentiellement des centrales deCattenom (nucléaire) et Emile Huchet. Des groupes decogénération complètent cette production. La régionest fortement exportatrice, notamment vers l’étranger.

Les prévisions d’évolution concernent la productionthermique, pour laquelle près de 1 320 MW supplé-mentaires sont raccordés dans la zone de St-Avold etToul, tandis que 450 MW seront arrêtés entre 2012 et2020. Pour la production d’origine éolienne 750 MWsont considérés sur la région (Source DRIRE Lorraine).


En région Lorraine, 740 km de réseau 225, 150, 63 kV ont plus de cinquante ans en 2006.Cependant, ces ouvrages anciens ne sont pas de facto vétustes, mais ces chiffres montrent l’importance dela question du vieillissement du réseau.


Horizon 2012L’augmentation de consommation d’un clientindustriel près de Moulaine est prévue. De même, un renforcement de raccordement est prévu àLaneuvelotte.

La création du poste 63 kV de La Forêt près deGironcourt est également prévue.

Trois nouvelles sous-stations d’alimentation ont étéraccordées : deux pour la future Ligne à GrandeVitesse Est-Européenne, à Rèle (zone de Pont-à-Mousson) et à Trois-Domaines (en Meuse) ; et une àSuisse (Moselle), pour permettre la circulation de TGVjusqu’à Strasbourg.

La sous-station LGV Est de Trois Domaines (Beauzée) anécessité le renforcement de la transformation deRevigny.

Trois groupes de production à cycle combiné gaz sont

prévus en Lorraine. 2 x 436 MW à Carling (St-Avold) et1 x 436 MW à Toul (Croix-de-Metz).

Trois groupes de production par biomasse sont prévusdans les Vosges, à Golbey, Arches et Eloyes, pour untotal de 53 MW.

Le poste de Peltre 225 kV (alimentation de l’UEM -Usine-Electricité-Metz) sera doté d’une nouvellealimentation.

De nombreux projets de production éolienne sontenvisagés dans la région, principalement en Meuse eten Moselle. Cette production représente un volumed’environ 750 MW dont 76 MW en service, 360 MWdisposant d’un permis de construire et 320 MW dontle permis de construire est à l’instruction.

Parmi ces projets, quelques-uns uns posent desproblèmes d’évacuation de la puissance sur le réseaupublic de transport, notamment dans les secteurs deCirey/Vezouze, Beauzée, Houdelaincourt, Dalstein,Boulay et Bouzonville.

Région

149

Horizon 2020RFF prévoit la création d’une sous-station dans la zonede Sarrebourg pour la LGV.

La création du poste 63 kV de Farébersviller près de St-Avold est prévue.


Horizon 2012Dans l’agglomération nancéienne, une insuffisance detransformation apparaît sur le poste de Laneuveville.De même des contraintes apparaissent sur les lignesqui alimentent la périphérie de Nancy.

Lors d’incidents sur le réseau 225 kV entre Landres etMoulaine, les transits d’énergie ont tendance à sereporter sur les liaisons 63 kV, et fragilisent cette zone.Par ailleurs, l’évolution des charges sur Saint-Diziernécessitera de renforcer le réseau 63 kV au sud deRevigny.

Une liaison 63 kV alimentant la zone de Verdun arriveà saturation, fragilisant ainsi cette zone.

La transformation 225/63 kV de Stenay arrive àsaturation à cet horizon.

La transformation 400/225 kV du poste de Vigyalimentant principalement le sillon mosellan estsaturée. Un ré-équilibrage des apports 225 kV estprévu dans cette zone.

Le développement en cours de zones d’aménagemententre St-Avold et Petite-Rosselle (Farébersviller,Forbach) fragilise l’alimentation de ce territoire ; etcela malgré les travaux de réhabilitation nécessairesqui ont accompagnés la création récente du poste deKerbach.

Les développements récents et potentiels annoncéspar ERD Est saturent la capacité de transformation deSt Hubert (zone de Thionville).

Horizon 2020Les contraintes dans la zone de St-Avold s’étendent etnécessitent de nouveaux renforcements sur le réseau63 kV.Les contraintes dans la zone de Thionville s’étendentau réseau 63 kV qui constitue la boucle d’alimentationde l’agglomération.Dans les Vosges, la transformation de Vittel arrive àsaturation.


Le réseau 225 kV au nord de la Moselle interconnectéavec la Belgique est l’objet de congestions.

En effet la plaque France - Belgique - Allemagne -Pays-Bas se caractérise par la présence d’un paysstructurellement importateur (Pays-Bas) et d’un paysrégulièrement exportateur (France).

De plus, l’évacuation de la production mosellaneentraîne des congestions sur le réseau 225 kV entre les postes de Vigy et St-Avold dans certaines situations d’exploitation. La construction de la liaisonMarlenheim-Vigy résoudra cette contrainte.

Par ailleurs, le poste de Sarrebourg n’est pasdimensionné pour permettre d’assurer un lien entrel’Alsace et la Lorraine. La construction du poste deBergholtz (au nord de Sarrebourg), dans le cadre du projet Marlenheim-Vigy 400 kV résoudra cettecontrainte et permettra d’améliorer la qualité defourniture dans la région de Sarrebourg.


Horizon 2012La réhabilitation de la liaison 225 kV Revigny -Vandières est programmée.

La liaison Longuyon-Moulaine 63 kV sera reconstruiteen double circuit, tandis que la liaison Landres-Longuyon sera déposée.

La ligne De Vernejoul-Viaud sera déposée après lamise en service de la nouvelle alimentation de Peltre.Les liaisons Fontoy-Landres, Landres-La Moulinelle,Dugny-Beauzée, Betting-Marienau, Dieuze-Sarrebourg, St-Hubert-Tucquegnieux, Quevilloncourt-Vincey, Etival-Rambervillers et Plombières-Vincey vontposer des difficultés de MCO d’ici 2012.

Horizon 2020Les liaisons Vandières-Void, Bayon-Laneuveville,Bayon-Vincey, Chancenay-Houdelaincourt, vont poserdes difficultés de MCO entre 2012 et 2020.

ANNEXE 2

Lorraine

150

Région

Alimentation électrique de la Création d’un nouveau poste

LGV Est-Européenne à Rèle 225 kV et raccordement sur En service 2006Vandières

Producteur Raccordement au poste 225 kV En cours 2009(Cycle Combiné Gaz de 436 MW) à Toul de Croix-de-Metz d’instruction

Alimentation électrique de la Création d’un nouveau poste

LGV Est-Européenne à Trois-Domaines 225 kV et raccordement sur la En service 2006liaison 225 kV Revigny- Vandières

Création d’un nouveau posteAlimentation électrique de la 225 kV et raccordement sur En service 2007LGV Est-Européenne à Suisse la liaison 225 kV

Laneuveville-St-Avold

Renforcement d’alimentation Création d’un ouvrage 225 kV En cours 2009d’une régie d’électricité à partir du poste de Peltre d’instruction

Producteur Raccordement au poste 400 kV Etude 2010(Cycle Combiné Gaz de 2 x 436 MW) à Carling de St-Avold en cours

Producteur Raccordement sur Golbey En service 2007(13 MW de production biomasse) à Golbey

Producteur Raccordement sur Pouxeux 63 kV En cours 2009(20 MW de production biomasse) à Arches d’instruction

Producteur Raccordement sur St-Nabord En cours 2009(20 MW de production biomasse) à Eloyes 63 kV d’instruction

Alimentation de la zone du sud de Longwy 1En service 2007

Alimentation du nord du sillon mosellan 3

Alimentation de la zone de Farébersviller et 1 Reconstruction de la ligne Concertation 2009de Grosbliederstroff Kerbach-Sareguemines 63 kV



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

Ajout d’un transformateur400/225 kV de 600 MVAà Moulaine

Congestions sur la liaison 225 kV 3 Construction de la liaison 400 kV En construction 2008St-Avold-Vigy Marlenheim Vigy

Absence de lien électrique entre l’Alsace 3 Construction du poste 225 kV En construction 2008et la Lorraine de Bergholtz (sarrebourg-Nord)

151

Reconstruction d’une liaisonLiaisons 63 kV 1 Longuyon-Moulaine en double En cours 2009Longuyon - Moulaine et Landres - Longuyon circuit et dépose de 47 km d’instruction

de liaisons

Liaison 63 kV 1 Réaménagement du réseau 63 kV En cours 2009Landres - La Moulinelle d’instruction

Ligne 63 kV 1 Création d’un nouveau poste En cours 2010Dieuze-Sarrebourg électrique d’instruction

CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


152







LorraineRégion



153








154

ANNEXE 2

155

Midi-Pyrénées

Région

ANNEXE 2

Midi-Pyrénées

156

HYPOTHÈSES


La région a consommé en énergie électrique16,5 milliards de kilowattheures en 2004. Larépartition de cette consommation est d’environ 40 %pour le département de la Haute-Garonne, 10 % pourles Hautes-Pyrénées, 10 % pour le Tarn et moins de10 % pour chacun des cinq autres (Ariège, Aveyron,Gers, Tarn-et-Garonne). Sur les années 2001-2005, lacroissance de la consommation régionale est restée surune tendance comparable à celle de la décennie 1990-2000 et a été supérieure à la moyenne française. Cettecroissance de la consommation d’électricité s’appuiesur une croissance démographique soutenue et sur ledéveloppement des secteurs résidentiel et tertiairenotamment sur l’aire urbaine toulousaine. Cettecroissance est restée soutenue malgré l’arrêt de sitesindustriels importants consommateurs d’énergieélectrique (Péchiney à Marignac et à Auzatnotamment).

Pour l’avenir, l’arrêt du site industriel de PéchineyLannemezan (Hautes-Pyrénées) est programmécourant 2007, une ré-industrialisation du site est àl’étude. Parallèlement à cet arrêt qui aura un impactimportant sur la consommation d’électricité régionale,des projets structurants régionaux devraient voir lejour (Canceropôle, Galiléo, seconde ligne de métro àToulouse, ZACs sur diverses zones du territoirerégional pour accompagner la croissance démo-graphique…). Hors impact de l’arrêt du site Péchiney-Lannemezan dont la portée est très localisée, lesprévisions d’évolution de la consommation d’élec-tricité régionale sont supérieures à celles du niveaunational et sont estimées à +1,8 % par an jusqu’àl’horizon 2012, puis à +1,5 % par an au-delà.


La région a produit 27,5 milliards de kilowattheuresen 2004 (5 % de l’ensemble France), 60 % étantd’origine nucléaire et 40 % d’origine hydraulique. Laproduction hydraulique issue principalement del’Aveyron et des vallées pyrénéennes a représenté plusde 16 % du total français en 2004. La productionrégionale est également assurée à partir de sourcesthermiques classiques. Enfin, plusieurs sites industrielsrégionaux sont équipés de moyens de productionthermique parmi lesquels certains cogénérateurs dontla vapeur est utilisée dans le process industriel.

Les prévisions d’évolution prennent en compte l’arrêtprogrammé de la centrale thermique d’Albi (250 MW)en 2006.

Dans le cadre de l’appel d’offre biomasse du 11 janvier2005, un site d’une puissance de 20 MW a été retenusur la région Midi-Pyrénées, il est raccordé sur le siteindustriel Tembec à Saint-Gaudens.

La région possède un gisement de vent terrestreimportant essentiellement sur les départements del’Aveyron, du Tarn, plus faiblement sur les dépar-tements de la Haute-Garonne et de l’Ariège. Ledéveloppement de cette filière a permis le raccor-dement sur le réseau HTA des premières fermesrégionales sur les zones de Lacaune et Avignonet. Elleconnaît actuellement des projets importants (Salles-Curan, Plo del Bessou et Mounès dans l’Aveyron) dontle raccordement sera prochainement réalisé sur leréseau public de transport 63 kV et 225 kV. Laprospective identifiée dans le cadre de cet exercice duschéma de développement fait ressortir un potentielrégional compris entre 800 et 1 000 MW. Ce type deproduction fera l’objet d’un suivi dans le cadre del’instruction des zones de développement de l’éolien(ZDE) et nécessitera une adaptation et un dévelop-pement du réseau public du transport d’électricitépour accompagner le déploiement de cette filière.

Région

157



Trois projets de raccordement de poste source sont encours : Degagnac (Lot), Goutrens (Aveyron) et Noilhan(Gers). Le chantier de ce dernier projet destiné àl’amélioration de la qualité de l’alimentation de l’estdu département du Gers est actuellement arrêté, ladéclaration d’utilité publique a été annulée et RTE esten attente de la décision de la cour administratived’appel (le 3 juillet 2006, la cour administratived’appel de Bordeaux a annulé la décision du tribunaladministratif de Pau). Trois postes sources font l’objetde garantie ligne (Grand-Noble sur la commune deBlagnac, Bérat et Seysses sur le département de laHaute Garonne).

Le raccordement de trois sites éoliens sur les réseaux63 et 225 kV est en cours. Plusieurs renforcements detransformation 63/20 kV sont également en courspour permettre les raccordements de fermes éoliennessur le réseau de distribution HTA.

Le projet de ligne ferroviaire à grande vitesseBordeaux - Toulouse est bien identifié par le gestion-naire du réseau public de transport d’électricité.Toutefois dans l’attente de précisions sur la puissanceet la localisation des sous-stations d’alimentationélectrique, il n’est pas pris en compte dans cet exercice2006.


Le chantier de sécurisation de l’alimentation de l’ouestdu Lot (file 63 kV Cahors, Gourdon, Souillac) a étéachevé en fin d’année 2006. L’évolution de laconsommation régionale autour de zones d’activitéset particulièrement de l’agglomération toulousainenécessitera le renforcement d’ouvrages existants,l’augmentation des puissances de transformationactuelles et l’adaptation de la structure du réseaupublic de transport.


Comme chacune des trois régions françaisesfrontalières avec l’Espagne, le réseau de la régionMidi-Pyrénées est connecté avec l’Espagne et les deuxpays ont exprimé leur volonté d’augmenter leurscapacités d’échange. La capacité actuelle est de1 400 MW, les deux pays se sont fixés l’objectif d’unecapacité de 2 600 MW dans un premier temps (projetdans les Pyrénées Orientales) puis d’amener à moyenterme le niveau d’interconnexion à 4 000 MW ce quinécessitera la construction d’un ouvrage supplémen-taire.

L’important potentiel éolien régional est en phase dedéveloppement, plusieurs sites sont en cours deraccordement sur le réseau HTB 63 kV et 225 kV. Ceréseau électrique initialement conçu pour l’évacuationde la production hydroélectrique du massif-centralarrive à saturation. Les zones identifiées à potentieléolien sont à faible densité de consommationélectrique, l’évacuation de la production projetée versles zones consommatrices situées plus au sudnécessitera un renforcement du réseau très hautetension (225 kV et 400 kV), plus particulièrement de lazone Gaudière - Saint-Victor - Gourjade (dépar-tements de l’Hérault, Tarn et Aveyron).


Le choix de renouvellement de plusieurs ouvrages aété retenu pour la région, notamment les postes duChâteau (île du ramier à Toulouse), de Foix ainsi quedes réseaux 63 kV des vallées pyrénéennes d’Aure etLouron et de la zone de Foix.

30 % du réseau 150 kV français est situé sur la régionMidi-Pyrénées, l’option de réhabiliter plusieursouvrages régionaux sur la période 2008-2020 a étéretenue par RTE.

ANNEXE 2

Midi-Pyrénées

158

Croissance de la consommation de Création et raccordement du poste En construction 2007la zone centrale du Lot source 63/20 kV de Degagnac

Producteur Raccordement sur le réseau 225 kV En cours 2008(Eolien 87 MW) à Salles-Curan d’instruction

Croissance de la consommation de Augmentation de la puissance de

la zone de Réquista transformation par ajout d’un En service 2006second transformateur

Producteur (Eolien 22,5 MW) Raccordement au réseau 63 kV En cours 2008à Manhargues, Latour et St Beaulize par le poste de Plo del Bessou d’instruction

Producteur (Eolien 91 MW) Raccordement au réseau 225 kV En construction 2009à Mounès, Camarès et Murasson par le poste de Mounes

Croissance de la consommation de Création et raccordement 63 kV En construction 2010la zone de Lombez et de Samatan (Gers) du poste source de Noilhan

Croissance de la consommation de la zone Raccordement du poste source En courssituée à l’ouest de l’axe de Bérat sur la ligne d’instruction 2008Toulouse - Muret - Carbonne Carbonne - Muret existante

Producteur Raccordement au réseau 63 kV Terminé 2006(Biomasse 20 MW) à Saint Gaudens

Croissance de la consommation de Création et raccordement

la région de Marcillac-Vallon au réseau 63 kV du poste sour ce En construction 2007de Goutrens

Garantie de l’alimentation du poste Création d’une nouvelle ligne

de Grand Noble entre les postes de Grand Noble En service 2006et de Ginestous

Producteur Augmentation de la puissance de

(Eolien 26 MW) à Castelnau Pegayrols transformation 63/20 kV En service 2006du poste de Saint V ictor

Construction d’une liaison 225 kV En cours deCroissance de la consommation de l’Andorre entre le poste de L’Hospitalet et concertation 2009la frontière

Région



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

Renforcement de l’alimentation du Renforcement de l’axe nordréseau 63 kV de l’ouest du Lot 2 existant entre les postes de En service 2007

Ferrouges, Gourdon et Cahors

159

Poste 63 kV de Foix 1 Reconstruction du poste et En construction 2007restructuration du réseaux 63 kV

Poste 63 kV du Château (Toulouse) 1 Reconstruction du poste En construction 2008

CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


160







Midi-PyrénéesRégion



161








162

ANNEXE 2

163

Nord-Pas-de-Calais

Région

ANNEXE 2

Nord-Pas-de-Calais

164

HYPOTHÈSES


La région a consommé en énergie électrique36,5 milliards de kilowattheures en 2004. Larépartition de cette consommation est d’environ 2/3pour le département du Nord et de 1/3 pour ledépartement du Pas-de-Calais.

Les prévisions sont inférieures au niveau national ets’élèvent à environ +0,8 % par an jusqu’à l’horizon2012, puis à +1,1 % par an jusqu’à l’horizon 2020.

Le taux de croissance particulièrement faible de laconsommation reflète les nombreuses restructurationsindustrielles réalisées et en cours sur la région.


La région a produit 44,6 milliards de kilowattheuresen 2004, provenant essentiellement de la centralenucléaire de Gravelines.

Les prévisions d’évolution comprennent a minimal’installation à l’horizon 2012 de deux cycles combinésà gaz connus dans l’est du département du Nord, maisles caractéristiques des sites et les besoins du marchén’excluent pas l’arrivée d’autres unités.

A l’horizon 2020, l’accueil de groupes supplémentairesa été examiné en variante.

Le volume de production éolienne régional a étéretenu à environ 800 MW et réparti en fonction des permis de construire accordés ou en coursd’instruction.



L’arrivée de nouveaux producteurs centralisés (CycleCombiné Gaz ou éolien offshore) nécessitel’adaptation des structures de réseaux existantes(Pont-sur-Sambre, Hornaing).

Le développement massif de l’énergie éolienneterrestre génère des contraintes sur le réseau 90 kV duPas-de-Calais (zones de Desvres et Lumbres, duTernois).

Les postes sources d’alimentation du réseau dedistribution envisagés au paragraphe suivant seront àraccorder.


L’évolution de la consommation autour de zonesd’activités nécessite la création de postes sourcesd’alimentation pour le réseau de distribution (Prémy,Feignies, Auchel) ou dans une moindre mesure, lerenforcement d’ouvrages existants (boucle 90 kV deBéthune, lignes 90 kV au sud d’Arras, capacités detransformation à Boulogne-sur-Mer, Montreuil, Famars).


Le réseau de la région Nord-Pas de Calais est connectéavec l’Angleterre et la Belgique et dispose d’un parcde production très important (Gravelines, DK6) et endéveloppement (Pont-sur-Sambre, Hornaing, éolien)qui génère de forts transits sur le réseau régional.Cette augmentation des transits a nécessité desévolutions de réseaux depuis le précédent schémade développement (Mastaing-Avelgem 400 kV,Transformateur Déphaseur de Guarbecque) etnécessitera de nouvelles évolutions pour ne pasfragiliser l’alimentation des grands bassins deconsommations électriques que sont l’agglomérationlilloise et tout la région de Valenciennes, Maubeuge,Cambrai et le nord de l’Aisne.


Un certain nombre d’ouvrages sont identifiés commedevant faire l’objet d’actions de renouvellement ou deréhabilitation lourde.

Région

165

Poste 225 kV de Moulins-Lille 2 Rénovation du Poste En cours 2010d’instruction

Poste 225 kV de Pierrette 225 2 Rénovation du Poste En service 2006

Ligne 90 kV 1 Travaux de réhabilitation En service 2006Holque-Mottelette

Ligne 225 kV 1 Travaux de réhabilitation En cours 2007Grande Synthe - Holque d’instruction

Ligne 90 kV 1 Travaux de réhabilitation En cours 2007Grande Synthe - Gravelines d’instruction

Ligne 225 kV 1 Travaux de réhabilitation En cours 2007Echinghen - Sorrus d’instruction

Obsolescence des réseaux 45 kV et 150 kV 1 Remplacement progressif En cours 2012aux environs de Douai d’instruction

Renforcement de l’alimentation de Premy 2 Création d’une liaison En cours 2009Cambrai-Hordain-Premy d’instruction

Congestions sur l’axe 3 Changement des conducteurs En cours 2010Avelin - Warande - Weppes 400 kV d’instruction

Congestions sur la ligne 1 Remplacement de 100 mètres de En cours 2008Amiens-Montcroisette 225 kV câble au poste de Montcroisette d’instruction

Congestions sur l’axe 90 kV 2 Installation d’un transformateur En cours 2008Hesdin-St Pol-Pernes déphaseur au poste de St Pol d’instruction

Développement de la zone d’activité Création et raccordement En service 2007Actipôle du poste source de Premy

Croissance de la consommation de Création et raccordement En cours 2007l’arrondissement d’Avesnes sur Helpe du poste source de Feignies d’instruction

Croissance de la consommation de Création et raccordement En cours mi 2008l’arrondissement de Béthune du poste sour,ce d’Auchel d’instruction

Producteur Raccordement au poste de En cours 2009(Cycle Combiné Gaz de 440 MW) Hornaing 225 kV d’instruction

Producteur Raccordement au poste de En cours mi 2008(Cycle Combiné Gaz de 440 MW) Pont-sur-Sambre 225 kV d’instruction

Raccordement par un câbleProducteur souterrain au poste 90 kV En cours 2009(Eolien Offshore) à Dunkerque de Grande Synthe d’instruction



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


166







Nord-Pas-de-CalaisRégion



167








168

ANNEXE 2

169

PACARégion


Les principaux développements prévus pourpermettre le raccordement des clients concernent :

• le renforcement des capacités de livraison auxdistributeurs avec le renforcement de transfor-mations existantes ou la création de nouveauxpostes sources (Nice, Cannes, Marseille, Fayence, Aixen Provence, Rousset, St Savournin, Grans),

• le raccordement de nouveaux producteurs d’élec-tricité dans le département des Bouches-du-Rhône(en particulier pour des productions de type cyclecombiné au gaz),

• le raccordement au réseau à 400 kV du réacteur ITER.

A plus long terme, un certain nombre de projets régio-naux sont susceptibles d’avoir une influence sur lesbesoins en développement de réseau (développement

ANNEXE 2

PACA

170

HYPOTHÈSES


La région a consommé 39,3 TWh en 2004, soit 8,2 %de la consommation nationale. Cette consommationest très inégalement répartie géographiquement :83 % se concentrent dans les trois départementscôtiers et près de la moitié dans le seul départementdes Bouches-du-Rhône. La répartition sectorielle estaussi très inégale : l’industrie fortement développéedans la zone industrielle et portuaire de Marseille (Fos- étang de Berre), est à l’origine de la moitié desconsommations d’électricité dans les Bouches-du-Rhône. A l’inverse, dans le Var et les Alpes Maritimes,le secteur résidentiel et tertiaire est largementprédominant.

Corrigée des aléas climatiques, la croissance annuellemoyenne de la consommation de la région PACA s’estélevée à 2,1 % sur la période 2000-2005. Ce chiffrecache des disparités régionales avec un taux de près de3 % pour les départements du Var, des Alpes-Maritimes et des Hautes Alpes. Ces trois départementsconnaissent une progression démographiquesensiblement supérieure à la moyenne nationale.

Pour les 15 prochaines années, les estimations issuesdu « Bilan Prévisionnel de l’équilibre Offre Demandede l’électricité » s’appuient dans le cas du scénario R1sur des taux de croissance de l’ordre de 1,7 % jusqu’en2012, puis 1,1 % jusqu’en 2020. Afin de prendre encompte l’influence d’une pleine réussite du projet demaîtrise de la demande d’électricité « Plan EcoEnergie », un autre scénario a également été étudié et retient des taux d’évolution plus faibles : 1,6 %jusqu’en 2012 et 1,0 % au-delà.


La région a produit 17,3 TWh en 2004, provenant pour55 % de la production hydraulique, 24 % de laproduction thermique, 20 % de l’autoproduction et1 % de l’éolien. La région est fortement importatrice(56 % de sa consommation en 2004).

Le potentiel de développement de productionélectrique est réel avec l’installation prochaine d’undeuxième terminal méthanier à Fos qui garantira unedisponibilité importante de gaz naturel sur la zone deFos-Lavera.

En outre, la région dispose de sites potentiellementattractifs sur des sites de production existants(Gardanne, Martigues-Ponteau, Aramon), des plaquesindustrielles à renforcer (Fos, Lavera) ou même desnouveaux sites à aménager (appel à projet du PortAutonome de Marseille). Ainsi, ce schéma prend pourhypothèse le raccordement de trois nouveaux cyclescombinés au gaz à l’horizon 2012 et de deux cyclescombinés au gaz supplémentaires pour 2020.

Enfin, la région s’inscrit dans une dynamique dedéveloppement des énergies renouvelables : déchetset biomasse, production éolienne, solaire et petitehydraulique.


Région

171

du transport ferroviaire, tramways urbains et projetsindustriels dans la zone de Fos-sur-Mer).


La fragilité concernant la sûreté d’alimentation del’Est de la région PACA (Var et Alpes-Maritimes), déjàidentifiée lors du précédent schéma de dévelop-pement, se manifeste de plus en plus fréquemment etest vécue pendant la moitié de l’année. Elle s’étenddésormais à l’ensemble de la région pendant quelquesheures par an, le recours à la production régionaleétant alors dans l’incapacité de compenser l’insuf-fisance des réseaux. Suite à l’annulation par le Conseild'Etat de la DUP de la ligne entre Boutre et BrocCarros, d’autres pistes de renforcement sont à l’étude.

L’alimentation électrique des agglomérations deToulon et Cannes est également fragile. Aujourd’hui,des projets en phase de réalisation (poste 400 kV deBiançon) ou de concertation (projet Le Coudon - LaGarde - Hyères 225 kV) permettent de garantirl’alimentation de ces zones dans un futur relativementproche.

Si l’alimentation des agglomérations d’Arles, Avignon,Grasse ou Brignoles n’est pas totalement garantie, desprojets sont aujourd’hui à l’étude afin de résoudre cesfragilités.

La garantie d’alimentation de zones plus restreintes(Aubagne - La Ciotat) ou concernées dans un avenirplus lointain (Aix-en-Provence, St-Tropez) estégalement à l’étude.

Une nouvelle fragilité apparaît à moyen terme dansles Hautes-Alpes et concerne une zone délimitée parGap, Serre - Ponçon, Barcelonnette, Embrun, Briançon,Serre Chevalier.


On distingue trois contraintes qui engendrent descoûts de congestion sur le réseau :

• La première est liée à l’insuffisance du réseau 400 kVactuel alimentant les Bouches-du-Rhône, le Var et lesAlpes-Maritimes depuis le Sud Vaucluse. Cettecontrainte va perdurer du fait de l’annulation de laDUP de la ligne 400 kV entre Boutre et Broc Carros.Elle se traduit par le recours imposé à des moyens deproduction régionaux (production thermique ethydraulique) ;

• La seconde est liée à l’insuffisance de capacité deslignes 225 kV actuelles permettant d’écoulerl’énergie hydraulique produite dans la vallée de laDurance. L’augmentation de capacité de la ligne225 kV Boutre - Coudon, réalisée en 2003, a permisde réduire cette fragilité.

• Enfin, une troisième fragilité est détectée à moyenterme avec le raccordement de nouveaux moyens deproduction dans les Bouches du Rhône. La capacitédes ouvrages actuels (lignes et postes) notammentau sud de l’étang de Berre n’est pas suffisante pourgarantir l’évacuation de cette production. Pouraugmenter la capacité actuelle, il sera nécessaire decréer un échelon 400 kV sur la zone de Fos-Lavera,aujourd’hui exclusivement desservie en 225 kV.

ANNEXE 2

PACA

172


Plusieurs postes électriques sont déjà identifiés commenécessitant des travaux importants de réhabilitationou renouvellement (Oraison, Serre-Ponçon, Rabatau).Le poste de Septèmes 63 kV a été reconstruit etintégré dans un bâtiment en 2004.

Le réseau 150 kV de l’arrière pays niçois comprend leslignes les plus anciennes de la région et devra fairel’objet à plus ou moins long terme d’opérations derenouvellement.

Région

173

Alimentation du Littoral Est PACA 4Création du poste de Biançon En construction 2007Sécurisation de l’alimentation de la zone 3 400 kV

Cannes-Grasse-Antibes

Reconstruction du poste de

Sécurisation de l’alimentation de l’ouest 3l’Escaillon En construction 2008

de Toulon Construction d’une nouvelle En cours 2009liaison Escaillon - Néoules 225 kV d’instruction

Alimentation des zones de Toulon Est, Création d’un poste 225 kV à En coursHyères et Carqueiranne 2 Hyères alimenté depuis La Garde d’instruction 2009

par un câble souterrain

Alimentation de la zone de Brignoles 2 Remplacement des transformateurs En service 2007225/63 kV au poste de V ins

Alimentation de la zone de St Tropez 2 Création du poste 225/63 kV En cours 2013de Grimaud au nord de St Tropez d’instruction

Alimentation de la zone d’Athelia 2 Construction du poste 63 kV En service 2006d’Athelia

Développement des activités de la zone Création et raccordement du En cours 2008de Rousset poste source de Favary d’instruction

Evolution de la consommation Création et raccordement du En cours 2009de la ville de Marseille poste source de Saumaty d’instruction

Evolution de la consommation Création et raccordement du En cours 2010de la ville de Marseille poste source de Conception d’instruction



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


174







PACARégion



175








176

ANNEXE 2

177

Pays de la Loire

Région

ANNEXE 2

Pays de la Loire

178

HYPOTHÈSES


La région a consommé en énergie électrique environ22,4 milliards de kWh en 2004 (en données corrigées).

Le département de la Loire-Atlantique représente plusdu tiers de la consommation totale de la région. Le tauxde croissance annuel moyen (TCAM) en énergie,corrigée des variations saisonnières a été entre 1990 et2004 de 3,1 %, contre 2 % pour la France. La région secaractérise par une dynamique plus forte dans le secteurrésidentiel que dans le reste de la France). Pour lapériode 2000-2004, la consommation d’électricité enPays de la Loire se situe légèrement en retrait parrapport à la moyenne nationale (23 % pour 25 % enFrance) et le gaz plus nettement en dessous du niveaunational (20 % pour 24,4 % au niveau national). Lesproduits pétroliers représentent à eux seuls 57 %.

Les prévisions affichent pour les Pays de la Loire un tauxde croissance annuel moyen supérieur à celui du niveaunational fourni par le bilan prévisionnel (de 2005 à2010 : 2,5 %, de 2010 à 2015 : 1,9 %, de 2015 à 2020 :1,4 %), dû en particulier au secteur résidentiel et à ladynamique économique de la partie ouest de la région.


La région Pays de la Loire n’est pas une région fortementproductrice d’électricité, ne disposant que d’un seul sitede production important, celui de Cordemais en Loire-Atlantique, représentant 2 530 MW avec la remise en

service du deuxième groupe fuel (700 MW). De l’ordre de100 MW de production thermique locale sont égalementinstallés dans l’estuaire. La région des Pays de la Loireproduit ainsi moins de 40 % de l’énergie qu’elleconsomme. Avec une consommation en pointe de l’ordrede 4 300 MW en moyenne, la région est fortementimportatrice et les centrales nucléaires du Val de Loire, de Poitou-Charentes, d’Aquitaine, de Normandieparticipent également à l’alimentation en électricité desPays de la Loire. Les échanges avec ces régions luipermettent d’assurer son approvisionnement ainsi quecelui de la Bretagne, région encore plus fortementimportatrice, et se font principalement avec les réseaux400 kV et 225 kV, par l’intermédiaire des plate-formesd’échanges ou postes d’interconnexion de la région.

Les prévisions d’évolution de la production concernenttout d’abord le projet d’installation par Gaz de Franced’un Cycle Combiné Gaz à Montoir-de-Bretagned’environ 450 MW, en Loire Atlantique.

A l’extérieur de la région des Pays de la Loire, le projetEDF Flamanville 3 - EPR, dans la Manche, d’unepuissance de 1 600 MW aura aussi une influencefavorable sur la région.

Par ailleurs, les demandes d’études de raccordementde production d’origine éolienne, avec une ambitionrégionale affichée de 600 MW dès 2012, sont aussi uneévolution structurante pour la région. Cependant letaux de réalisation de ces installations en coursd’études reste difficilement prévisible.


De manière schématique, l’énergie électrique de la région, en dehors de la centrale de production deCordemais, est majoritairement fournie à partir des unités de production des régions voisines, les transitss’effectuant principalement sur les réseaux 400 kV et 225 kV, par l’intermédiaire de « plates-formes »d’échange ou postes d’interconnexion que sont Domloup à l’est de Rennes, Cordemais à proximité deNantes, Distré à proximité de Saumur, Les Quintes à proximité du Mans, ainsi que Granzay au sud de Niort.

Ces transits sont très importants pour d’abord répondre aux propres besoins de la région, mais aussi à ceuxde la Bretagne qui importe la quasi-totalité de ses besoins électriques, mettant ainsi fortement àcontribution les réseaux Très Haute Tension de la région.

Le caractère importateur de la région explique la forte sollicitation des réseaux 225 000 volts de la région,générant ainsi de nouvelles fragilités.

Déployés à partir de postes 225/90 kV ou 225/63 kV, les réseaux 90 kV et 63 kV permettent d’irriguer plusfinement le territoire. Les contraintes rencontrées sur ce type de réseau sont essentiellement dues à desinsuffisances de capacité de transit pour accompagner le développement de certaines zones et à lanécessité pour maintenir un service efficace de réaliser des travaux de maintien en conditionopérationnelle qui passent par des réhabilitations lourdes ou des renouvellements d’ouvrages.

Région

179


Le raccordement des 2 sous-stations LGV Bretagne-Pays de la Loire à l’ouest de la Sarthe et à l’ouest de laMayenne, ainsi que le raccordement RFF de LaThibaudière en Vendée, celui de la station decompression de Gaz de France dans la Sarthe, et enfincelui de la nouvelle production de GDF à Montoir,représentent les raccordements clients majeurs,facteurs de fragilités, connus à ce jour.

De nombreuses créations de postes sources dans larégion (Thévalles à Laval, Trélazé à Angers,Foucaudière au Mans et Pré en Pail au nord-est de laMayenne), ainsi que le renforcement du poste sourceexistant de Changé au nord de Laval sont aussi lacause de nouvelles fragilités sur la région.

En ce qui concerne le raccordement de la productiond’origine éolienne (objectif de 600 MW à l’horizon2012) le réseau de transport d’électricité est en mesured’accueillir ce potentiel.


Des contraintes de transformation apparaissent surl’ensemble des agglomérations de la région. Desaugmentations de puissance de transformation sont àprévoir pour l’ensemble des agglomérationsligériennes, leurs alimentations étant fragilisées par laforte augmentation de la consommation électrique.

Les fragilités sur le réseau 225 kV qui concernent plusparticulièrement les ouvrages de l’axe sud / nord de laMayenne, de l’ouest de l’agglomération nantaise,ceux du Maine et Loire et surtout de la Vendée,nécessiteront l’engagement de renforcements desouvrages et la réalisation de nouveaux équipements.

Pour le réseau Haute Tension, on observe lesprincipales contraintes dans le Pays de Retz, autour dePontchâteau, à l’ouest de Laval, au nord et au sud dela Sarthe, dans le Choletais, au centre de la Vendée etsur l’agglomération de Nantes.


Compte tenu des importants transits et de la forteévolution des consommations électriques, la capacitédes lignes 225 kV actuelles dans le sud des Pays de laLoire devient insuffisante, affectant ainsi l’ensemblede l’agglomération nantaise, le sud de la Loire-Atlantique et du Maine-et-Loire et principalement latotalité du territoire de la Vendée.


Il est nécessaire de maintenir en conditionopérationnelle un certain nombre d’ouvrages surl’ensemble de la région, notamment le réseau 225 kVde l’agglomération nantaise, les liaisons au départ duposte de Pontchâteau, la liaison entre Distré et Liond’Or, ainsi que les transformations des postes deCheviré et de Cholet. Pour le réseau HT, il s’agit deréaliser des travaux sur les liaisons du centre et du sudde la Vendée ainsi qu’une liaison au nord de la Sarthe.

ANNEXE 2

Pays de la Loire

180

Région

Croissance de la consommation de la zone Renforcement du poste existant

de Laval de Changé par installation d’un En service 2006troisième transformateur

Croissance de la consommation de la zone Garantie du transformateur du En service 2006de Cholet poste 90/20 kV de Chabot

Croissance de la consommation de la zone Garantie du transformateur du En service 2006de Nantes poste 90/20 kV de Grand Lieu

Croissance de la consommation de Création et raccordement En cours 2007l’agglomération d’Angers du poste source d’Avrillé d’instruction

Projet ferroviaire « Nantes - Les Sables » Raccordement de la sous-station En cours 2008dans la zone de la Roche-sur-Yon RFF de La Thibaudière d’instruction

Croissance de la consommation au nord-est Création et raccordement En cours 2008de la Mayenne du poste source de Pré en Pail d’instruction

Croissance de la consommation autour de Création et raccordement En cours 2008la zone d’Angers du poste source de Trélazé d’instruction

Producteur (Cycle Combiné Gaz de 500 MW) Raccordement au poste de En cours 2009dans la zone de Saint Nazaire Montoir de Bretagne d’instruction

Station de compression de gaz dans la zone Raccordement d’une station de En cours 2009de Sablé compression à Auvers le Hamon d’instruction

Croissance de la consommation autour de Création et raccordement du En cours 2009la zone du Mans poste source de La Foucaudière d’instruction

Croissance de la consommation autour de Création et raccordement En cours 2012la zone de Laval du poste source de Thévalles d’instruction



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

181

Ligne 63 kV Guersac- Pontchâteau 1 Réhabilitation de la ligne En cours 2008d’instruction

Alimentation de l’est de la Vendée 3 Création du poste 225/90 kV de En service 2006Val de Sèvres

Alimentation de l’agglomération de Cholet 2 Installation d’un quatrième En service 2006transformateur au poste de Cholet

Alimentation du sud Vendée 2 Augmentation de la capacité de En service 2006la ligne 90 kV Beaulieu-Luçon

Alimentation du sud de l’agglomération 1 Garantie du poste de Vertou En service 2006de Nantes

Alimentation du sud de l’agglomération 2 Sécurisation poste 63 kV de En service 2007de Nantes Cheviré

Alimentation d’une partie de la Installation d’un troisième

Loire-Atlantique 2 transformateur au poste de En service 2007Pontchateau

Alimentation de la zone du Pays de Retz 2 Renforcement de l’alimentation En cours 200863 kV du Pays de Retz d’instruction

Alimentation du littoral Vendéen 2 Création du poste 225/90 kV En cours 2008de Soullans d’instruction

CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


182


Pays de la LoireRégion







183







184

ANNEXE 2

185

PicardieRégion

ANNEXE 2

Picardie

186

HYPOTHÈSES


La région a consommé en énergie électrique13,8 milliards de kilowattheures en 2004.

La répartition de cette consommation est d’environ42 % pour le département de l’Oise, 32 % pour ledépartement de la Somme et 26 % pour ledépartement de l’Aisne.

Le taux de croissance de l’énergie électrique entre2001 et 2004 s’élève à 1,4 % par an.

Les prévisions de consommation ont été retenues àenviron +1,3 % par an jusqu’à l’horizon 2012, puis à+1,1 % par an jusqu’à l’horizon 2020. A titrecomparatif, la prévision pour la France métropolitainesur cette dernière période est de 1,3 %.


La région a produit 1,2 milliards de kilowattheures en2004 provenant principalement de centrales decogénération situées à Amiens et Pont-Sainte-Maxence. La région importe donc son électricité,essentiellement depuis les centrales nucléaires dePenly, Paluel et Gravelines.

Le volume prévu de production éolienne régional aété retenu à environ 890 MW et réparti en fonctiondes permis de construire accordés ou en instruction.



Le développement massif de l’énergie éolienneterrestre génère des contraintes sur le réseau 90 kV dunord de la Somme et le 63 kV autour de Montdidier,et s’accompagne de la création de nouveaux postesélectriques 225 kV dans la Somme.

De plus, les perspectives de création de Zones deDéveloppement Eolien, en particulier dans la Somme,devront s’accompagner d’une réflexion sur leurraccordement au réseau afin de limiter les contrainteset d’identifier les renforcements associés.


Des difficultés d’alimentation en régimes d’incidents,parfois couplées à des problèmes de qualité defourniture, sont d’ores et déjà constatées ou sontprévisibles à moyen terme sur les zones de Montdidier,Saint-Quentin, Chaumont en Vexin, et dans la partiesud de l’Aisne.

Des projets à l’étude, en concertation ou en coursd’instruction réglementaire permettront de lever cescontraintes.


Un certain nombre d’ouvrages sont d’ores et déjàidentifiés comme devant faire l’objet, à moyen oulong terme, d’actions de renouvellement ou deréhabilitation lourde. Le département de l’Oise estparticulièrement concerné.

Région

187

Ligne 225 kV Beautor-Capelle 1 Travaux de réhabilitation En service 2007

Ligne 225 kV Latena - Compiègne - Moru 1 Travaux de réhabilitation En cours 2008-2009d’instruction

Création d’une ligneRenforcement de l’alimentation 2 Beautor-Rupreux, du poste En cours 2008du Soissonnais Long Champ ainsi qu’une d’instruction

ligne reliant ce poste à Soissons.

Congestion sur la ligne 225 kV Remplacement de 1,6 kilomètres En coursAmiens - Montcroisette 1 de câble à l’arrivée au poste de d’instruction 2008

Amiens

fin 2008 sousProducteur (Eolien) Création d’un poste raccordé sur En cours réserve desur la commune de Brailly-Cornehotte la ligne Argoeuves - Sorrus 225 kV d’instruction confirmation

du projet

Création du poste de Beauquesne fin 2009 sousProducteur (Eolien) raccordé sur la ligne 225 kV Amiens - En cours réserve desur la commune de Beauquesne Avesnes le Comte - Montcroisette d’instruction confirmation

du projet



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


188







PicardieRégion



189








190

ANNEXE 2

191

Poitou-Charentes

Région


Il se résume à la création d’un poste source à l’Est dePoitiers (Les Meuniers) et à d’autres renforcements depostes ERD existants (Saujon, Nicerie, Pointe à Miteau).Des études sont en cours avec RFF pour définirl’alimentation électrique de la LGVSEA (Ligne àGrande Vitesse Sud Europe Atlantique) entre Tours,Angoulême et Bordeaux.


A l’horizon 2012,Des contraintes de transformation (225/90 kV)apparaissent à long terme sur les zones de Poitiers etde Niort.

Des contraintes sur les ouvrages d’alimentation 90 kVapparaissent dans les secteurs sud de Poitiers et nord-est de Niort.

A l’horizon 2020,De nouvelles contraintes apparaissent dans les sec-teurs de Saintes (transformations 400/90 kV), Rochefortou le Nord des Deux Sèvres (surcharges ligne 90 kV) etsur la boucle 63 kV au sud d’Angoulême.

Début 2006, en région Poitou-Charentes, le volume deproduction éolienne en file d’attente est de 96 MW etune perspective d’environ 500 MW supplémentairesest à l’étude. Ce volume total et sa localisation sonttels que la présence de cette production en régionPoitou-Charentes sur le réseau public de transportd’électricité peut diminuer des fragilités tout commegénérer des contraintes d’évacuation sur ce réseau.

Ainsi, la production éolienne contribue à diminuer lesfragilités suivantes : entre le Sud de Poitiers et le Nordd’Angoulême, au Nord-Ouest de Niort ou dans lesecteur de Parthenay, sans toutefois lever les fragilitésde ces zones.

A contrario, la production éolienne génère descontraintes sur l’axe 90 kV Lusignan-Les Minières, dansle secteur de Vivonne (sud de Poitiers).

ANNEXE 2

Poitou-Charentes

192

HYPOTHÈSES


La consommation intérieure d’électricité de la régionPoitou-Charentes est restée quasi stable en 2005 parrapport à l’année 2004. Elle atteint 11,107 TWh (chiffresbruts non corrigés des variations climatiques) contre11,113 TWh en 2004, soit une diminution de 0,1 %. LaCharente-Maritime et la Vienne représentent environ60% de la consommation totale de la région, tandisque la Charente et les Deux-Sèvres se partagent les40 % restants. La région se caractérise par unedynamique plus importante dans le secteur résidentielet tertiaire. On relève toutefois en région une assezforte utilisation du fuel pour les besoins de chauffage.Cela correspond à une part supérieure à celle constatéeau niveau national et qui est susceptible de diminuer demanière significative au cours des prochaines années,corrélativement à un report vers les autres énergies.

Les prévisions pour la décennie à venir :

De manière globale, sur la région Poitou-Charentes, letaux de croissance annuel moyen de la consommationd’électricité fléchit : il passe de 2,5 % sur la dernière

décennie à 1,8 % jusqu’en 2010 puis 1,4 % et 1,1 %respectivement entre 2010-2015 et 2015-2020.

� Production régionale

La région Poitou-Charentes dispose d’un site nucléaire(CIVAUX) représentant une production totale de2x1 450 MW. La production hydraulique est faible (del’ordre de 20 MW pour le site de L’Isle Jourdain). Avecune consommation en pointe d’environ 2 200 MW, larégion est fortement exportatrice.

Les prévisions d’évolution concernent essentiellementles demandes d’études de raccordement de productiond’origine éolienne. En région Poitou-Charentes, lesdemandes sont concentrées dans les départements dela Charente-Maritime, de la Vienne et des Deux-Sèvres.Pour l’exercice 2006, les demandes en file d’attentereprésentent un volume de 96 MW auxquellesviennent s’ajouter d’autres projets en étude (dit « horsfile d’attente ») représentant entre 500 MW et600 MW. Le taux de réalisation de ces installations encours d’études reste difficilement prévisible.


Région

193


Les congestions liées à l’évacuation de la productionde la centrale nucléaire de Civaux apparaissent sur leréseau 225 kV de la Vienne, notamment dans lesecteur de Valdivienne-Bonneau-Orangerie et Eguzon(sud du département de l’Indre).


Les axes 225 kV Niort-Fleac-Cubnezais-Montguyon etEguzon-L’orangerie font l’objet d’expertises.

Des expertises sont aussi programmées sur des lignes90 kV dans les secteurs de Châtellerault, Poitiers,Thouars, Rochefort, La Rochelle, Saintes, Cognac etAngoulême. Elles permettront de définir précisémentles opérations de réhabilitation à engager dans laprochaine décennie.

Les postes de Melle, Chaumont (Poitiers), Royan,Saintes, Beaulieu (La Rochelle), Saint Jean d’Angely etFléac (Angoulême) forment le programme d’expertisede postes à lancer dans les années à venir.

Poste 90 kV de L’Isle Jourdain 1 Reconstruction du poste En service 2006

Ligne 90 kV Lusignan - Les Minièr es 1 Réhabilitation de la ligne En service 2006

Création du poste 225/90 kV ValLignes 90 kV et 225 kV 2 de Sèvre et sa liaison double 90 kV En service 2006

sur Pouzauges

Lignes 90 kV et 225 kV 2 Installation d'un transformateur En service 2006déphaseur à Niort

Sécurisation de l’alimentation de 2 Installation d'un appareillage de En service 2006la zone d’Airvault couplage dans le poste d'Airvault

Croissance de la consommation de Poitiers Renforcement de la transformation En service 2006du poste source de Pointe à Miteau

Croissance de la consommation de Cognac Renforcement de la transformation En service 2007du poste source de Nicerie

Croissance de la consommation de Rochefort Renforcement de la transformation En service 2007du poste source de Saujon

Croissance de la consommation Création et raccordement du poste En cours 2008de Poitiers Est source Les Meuniers d’instruction

Croissance de la consommation Garantie du poste source de Trévins En cours 2008de la zone de Niort d’instruction



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


194


Poitou-CharentesRégion







195







196

ANNEXE 2

197

Rhône-AlpesRégion


Horizon 2012Des nouvelles contraintes apparaissent à l’horizon2012 liées :

- Aux prévisions de créations de postes sources par lesgestionnaires de réseaux de distribution : Etoile-Sur-Rhône (Drôme), Les Deux-Alpes (Isère), Messimy(Rhône), nouveau poste pour la Régie de Valloire(Savoie), Les Saisies (Savoie) et Montagny-Les-Lanches(Haute-Savoie).

- Au raccordement de la nouvelle usine Georges Besse2 du client EURODIF (Drôme).

Horizon 2020A moyen-long terme, des évolutions à la hausse de clients fortement consommateurs pourraientengendrer des évolutions importantes du réseau, enparticulier dans la Vallée de la Maurienne (Savoie).Le raccordement à l’étude du projet Gavet – ré-aménagement de centrales hydrauliques sur la Valléede la Romanche (Isère) – modifiera la problématiqueélectrique de la zone.

ANNEXE 2

Rhône-Alpes

198

HYPOTHÈSES


La Région a soutiré du réseau public de transportd’électricité environ 67 TWh en 2005, hors correctiondes aléas climatiques, les départements du Rhône et del’Isère étant les plus consommateurs. Sa population,plutôt jeune, croit en moyenne chaque année de0,6 %, contre 0,4 % pour la moyenne française.

Les prévisions de consommation jusqu’à 2020 sontbasées sur le Bilan Prévisionnel de RTE édition 2005(scénario R1) enrichies des projets régionaux connus etconcertés. La croissance annuelle régionale moyennede la consommation d’énergie électrique entre 2003et 2010 est estimée à 1,8 %, et à 1,1 % entre 2010 et2020. La part de la consommation de la région Rhône-Alpes dans la consommation nationale reste stablepour 2012 et 2020, soit approximativement 11 %.


La Région a produit 114 TWh en 2005, pour uneproduction nationale de 549 TWh.

Le parc de production a évolué depuis 2003 avec lamise en service des premières fermes éoliennes sur leterritoire et l’arrêt de la centrale de Loire-sur-Rhône.

Les prévisions de production prennent en compte leréaménagement de la vallée de la Romanche avec leprojet Gavet et des scénarios éoliens validés par leGroupe Régional de Concertation (500 MW en 2012 et1 500 MW en 2020).


Du fait de sa situation géographique en France comme en Europe, de son tissu industriel très développé etde nombreux sites de production (hydraulique notamment), la région Rhône-Alpes possède un réseau detransport d’électricité fortement sollicité.

Région

199


Plusieurs contraintes détectées lors du précédentSchéma de Développement sont résolues : lesalimentations d’Oyonnax (Ain), de Jallieu (Nord Isère),de la zone de Cailloux-sur-Fontaines (Rhône) et deMoutiers (Savoie) ont été sécurisées. La qualitéd’alimentation du poste d’Estressin (Isère) a étéaméliorée.

D’autres contraintes sont en cours de résolution oupartiellement résolues :

- L’alimentation du bassin annécien (Haute-Savoie) esten cours de sécurisation avec la mise en service duposte de Montagny-Les-Lanches prévue pour fin 2007.La contrainte résiduelle sur le Val de Fier et les Aravisest à l’étude.

- L’alimentation des zones d’Evian - Thonon et deMorzine - Avoriaz (Haute Savoie) sera sécurisée dans lecadre du projet Chablais, d’ici 2009.

- L’alimentation du nord de la plaine du Forez (Loire)a été sécurisée grâce à la mise en service du poste deVolvon en 2003. Il demeure une contrainte autour del’axe Volvon - Veauche pour lequel un projet derenforcement devrait aboutir rapidement.

- Les travaux réalisés en 2005 dans la zone de Belleville- St Jean d’Ardières (Rhône) et de Valréas (Vaucluse etDrôme) résolvent partiellement les contraintes desécurité d’alimentation à l’horizon 2012.

- Les travaux de sécurisation de l’alimentation de larégion grenobloise (agglomération de Grenoble etvallée du Grésivaudan) devraient être réalisés pour fin2008.

Quatre contraintes identifiées dans le précédentSchéma de Développement sont à l’étude : l’Ouestlyonnais (Rhône), Rives - Voiron - St Laurent du Pont(Rhône), la zone de Rumilly (Haute-Savoie) et la Valléede la Chimie (Rhône).

Des nouvelles contraintes apparaissent à l’horizon2012 liées au développement des stations de ski de lazone de Megève (Savoie),

Horizon 2020- Des contraintes réapparaissent dans la zone de Feurset de Montbrison (Loire) et dans la zone de Tignieu, LeChaffard, St Quentin et La Verpillère (Isère).

- De nouvelles contraintes de sécurité d’alimentationapparaissent sur les postes des Taches (Ain), Sibelin -Millery (Rhône), Vougy et Cluses (Haute-Savoie).

- La zone de Vonnas - Montrevel - Treffort (Ain) est encontrainte à cette échéance. Le raccordement denouveaux consommateurs dans cette zone peuventmodifier la problématique locale.


A l’heure actuelle :

- La capacité des liaisons franco-italiennes limite lespossibilités d'échanges,

- Le projet Lyon Chambéry est en cours, il résoudrad’ici fin 2007 les contraintes sur le réseau de laMaurienne et de la Tarentaise (Savoie),

- En été, lors des périodes de forte productionhydraulique, les axes d'évacuation des valléesd’Ardèche (Ardèche, Chassezac), de Haute-Savoie(vallée de l'Arve, Haute Tarentaise), de l’Isère et de laDrôme (Drac, Romanche, Vallée de la Basse Isère) sontexploités à la limite de leur capacité.

En 2012, la liaison 400 000 V Albertville - Cornier(Haute-Savoie) est le point faible des ouvrages enamont du poste d’Albertville.

A l’horizon 2020, l’installation de moyens deproduction conséquents en PACA va générer destransits importants sur les axes 225 000 V et 400 000 Vde la vallée du Rhône, ainsi que sur des axes 225 000 Vd’Ardèche et du sud de l’Auvergne. Ces flux risquentde saturer les capacités de transits interrégionaux.

Avec les hypothèses de développement éolienconsidérées, le réseau de transport peut accepter, sansrenforcement, 200 MW en 2012 et de 475 à 790 MWde production éolienne supplémentaire en 2020 sur laRégion. Par contre, le réseau est d’ores et déjà saturésur l’ouest de l’Ardèche, le nord de la Drôme / sud del’Isère, la Vallée du Drac et ne pourra accueillir desprojets éoliens nouveaux aux horizons 2012 et 2020,qu’avec des limitations des productions ou undéveloppement du réseau.

ANNEXE 2

Rhône-Alpes

200


- Le réseau 150 kV autour d’Arlod (Haute-Savoie)identifié comme étant à renouveler lors du précédentSchéma de Développement a été remplacé par unréseau 225 kV,

- Certaines liaisons nécessitent des travaux afin d’êtremaintenues en condition opérationnelle : Aoste - LaTour du Pin et Bajatière - Eybens (Isère), Givors - Soleil(Loire), certaines liaisons de Lyon intra-muros (Rhône),Aix - Aix SNCF (Savoie), Cran - Espagnoux etChamonix- Les Bois (Haute-Savoie).

Région

201

Ligne 63 kV Aoste - Tour du Pin 1 Projet Lyon - Chambéry En construction 2007

Ligne 63 kV Bajatière - Eybens 2 1 Reconstruction de la liaison En cours 2008souterraine d’instruction

Ligne 63 kV Aix-les-Bains - Aix SNCF 1 Reconstruction de la liaison En service 2006souterraine

Ligne 63 kV Cran - Espagnoux 1 Reconstruction de la partie En service 2007souterraine de la liaison

Ligne 63 kV Chamonix-les-Bois 1 Reconstruction de la liaison En service 2006souterraine

Alimentation de la zone 2-3 Réaménagement du réseau 225 kV En cours 2008de Grenoble - Gresivaudan de la région grenobloise d’instruction

Alimentation de la Plaine du Forez 2 Renforcement de l’axe 63 kV En cours 2008Veauche - Volvon d’instruction

Alimentation du Bassin Annecien 3 Construction du poste 400/63 kV En service 2007de Montagny-Les-Lanches

Reconstruction de la liaison

Alimentation du Chablais et de la zone Morzine - Taninges 63 kV, En coursde Morzine-Avoriaz 1-2 suppression du piquage à Taninges d’instruction 2009

et renforcement de l’injectionà Allinges

Remplacement de la ligne à

Congestion de réseau en Savoie 3 1 circuit 400 kV Chaffard - En construction 2007Grande-Ile par une file 400 kV à2 circuits (projet Lyon - Chambery)

Raccordement d’un nouveauCroissance de la consommation poste source pour la Régie de En cours 2008du sud Savoie Valloire sur la ligne 150 kV d’instruction

Longefan - Serre-Barbin



CONTRAINTE



Criticité

PROJET EN COURS

ANNEXE 2


202







Rhône-AlpesRégion



203








NOTES

204

205

Tour Initiale - 1, Terrasse Bellini - TSA 4100092919 Paris-La Défense Cedex

www.rte-france.com

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