LA VISION RÉGIONALE - Rte
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LE RÉSEAU EN MER LA VISION RÉGIONALE
7. LA VISION RÉGIONALE :
D’UNE ADAPTATION TENDANCIELLE DU RÉSEAU À MOYEN-
TERME JUSQU’À SA TRANSFORMATION POUR RÉPONDRE
AUX AMBITIONS DES TERRITOIRES À LONG-TERME
SYNTHÈSE
Les enjeux correspondant aux cinq volets indus- l’évolution envisagée de l’infrastructure. Le cha-
triels du SDDR se traduisent dans des perspec- pitre 7 propose un angle de lecture régional (par
tives concrètes d’évolution du réseau au cours des région administrative), en complément des ana-
prochaines années. Au-delà de la liste exhaustive lyses sur les cinq volets industriels et de la présen-
des projets, compilée dans l’annexe 1 du SDDR tation des trajectoires complètes (voir chapitre 8).
en application des obligations réglementaires, ces
perspectives sont présentées dans le chapitre 7 de Les évolutions à mettre en œuvre relèvent de
manière agrégée, d’abord au niveau national pour tendances nationales, et se retrouvent donc dans
les prochaines années (2021-2025), ensuite par toutes les régions, sauf exception (raccordement
région administrative sur l’ensemble de la période. des énergies marines). Certaines évolutions struc-
turantes, notamment celles qui correspondent aux
La consistance et la nature des projets engagés zones de fragilité sur le réseau de grand transport
et devant être mis en service au cours des pro- (Massif central-centre, façade atlantique, vallée
chaines années traduit les évolutions en cours du Rhône-Bourgogne, Normandie-Manche-Paris),
dans le secteur de l’énergie, comme la stabilisa- concernent ainsi plusieurs régions par nature.
tion de la consommation d’électricité et le déve-
loppement des énergies renouvelables. L’analyse Néanmoins, des spécificités régionales existent.
comparée du SDDR 2019 et des versions anté- Elles peuvent dépendre de paramètres techniques,
rieures confirme la forte évolution des facteurs comme l’ancienneté et la consistance du réseau
d’adaptation au cours des cinq dernières années : (en Occitanie, Nouvelle-Aquitaine ou dans le Massif
1) près de la moitié des projets recensés à moyen central), l’intensité du phénomène de corrosion et
terme sont désormais liés à l’accueil des EnR l’état de l’infrastructure (régions littorales), ou de la
terrestres et maritimes, dont une majorité profondeur du gisement technique et économique
correspond à la mise en œuvre des évolutions pour l’implantation d’éoliennes et de panneaux
inscrites dans les S3REnR, solaires. Elles dépendent également des implanta-
2) La part des projets visant à garantir l’alimen- tions actuelles de moyens de production et de leur
tation électrique se réduit fortement (25 %), évolution à moyen- long terme (évolution du nombre
et se concentre autour de la sécurisation de de réacteurs nucléaires dans la vallée du Rhône ou le
l’alimentation d’agglomérations urbaines dont Val de Loire). Elles sont également fonction de débats
la dynamique de la consommation d’électricité politiques régionaux, notamment dans les régions
diffère de la moyenne nationale, de plus forte concentration de l’éolien (Hauts-de-
3) 2 0 % des investissements sont consacrés au France, Grand Est).
développement de projets d’interconnexion
dans les 5 ans à venir. Pour chaque région, une fiche régionale est ainsi
proposée. Ces fiches ont vocation à être actuali-
À plus long terme, le SDDR ne comprend pas de sées au fur et à mesure de l’avancée de l’élabo-
liste de projets précis, mais une description des ration des SRADDET et des nouveaux S3REnR au
enjeux et une présentation de faits stylisés sur périmètre des nouvelles régions administratives.
182LA VISION RÉGIONALE
7
7.1 Des tendances nationales se dégagent sur la
consistance des projets engagés ou des évolutions
structurantes à programmer
La vision des projets engagés pour décrire une vision de l’évolution du réseau à
ou à engager au cours moyen terme.
des 10 prochaines années
Cette vision peut être consolidée au périmètre
L’article L. 321-6 du code de l’énergie définit le national pour ce qui concerne les projets existants.
périmètre du SDDR. Il indique que ce document
doit mentionner la liste des principales infrastruc- La vision moyen-terme s’appuie sur les dernières
tures de transport qui doivent être construites ou tendances et orientations concernant l’évolution
modifiées de manière significative dans les dix de la consommation et du parc de production.
ans, les investissements déjà décidés ainsi que les Elle se fonde sur le cas de base de la plus récente
nouveaux investissements qui doivent être réali- édition 2018 du Bilan prévisionnel, lequel prévoit
sés dans les trois ans, avec leur calendrier associé. une stabilité de la consommation d’électricité, le
Cette liste des projets figure en annexe 2. développement des énergies renouvelables ter-
restre et maritime, la mise en service de nouvelles
Les chapitres 2 à 6 du SDDR, consacrés aux cinq interconnexions, la fiabilisation et le développe-
volets industriels de l’évolution du réseau (renou- ment des effacements, la fermeture des centrales
vellement, adaptations, ossature numérique, inter- à charbon d’ici 2022 et la mise en service de l’EPR
connexions, réseau en mer), permettent d’aborder de Flamanville et de la centrale de Landivisiau.
de manière thématique les enjeux pour l’évolution Ces projections à moyen terme s’inscrivent dans
du réseau au cours des prochaines années. Le pré- la continuité des évolutions observées au cours
sent chapitre permet de concaténer ces éléments des dernières années tant sur la stabilisation de la
Figure 7.1 Répartition des investissements mis en service dans les 5 ans (cette comparaison est réalisée
au périmètre classique du SDDR : Adaptations + Interconnexions)
1%
16 % 19 % 20 %
26 %
1%
SDDR SDDR SDDR
16 %
2015 15 % 2016 51 % 2019
67 %
15 %
53 %
Garantir l’alimentation et faciliter les secours entre les territoires Accueillir le nouveau mix énergétique
Préserver le système électrique Développer les capacités d’échanges aux interconnexions
SCHÉMA DÉCENNAL DE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU I ÉDITION 2019 183Figure 7.2 Principales adaptations de réseau envisagées dans les 5 ans (2019-2023)
474
378
1017 LILLE
399 473
121 296 ARRAS
AMIENS
907
CHARLEVILLE-MEZIERES
491
123
LAON
ROUEN BEAUVAIS
295
CAEN
SAINT-LO METZ
422 EVREUX PONTOISE
936 CHALONS-EN-CHAMPAGNE
BOBIGNY
965 971
NANTERRE
PARIS
935 VERSAILLES CRETEIL BAR-LE-DUC
NANCY
STRASBOURG
SAINT-BRIEUC 977 EVRY
353 834 MELUN
ALENÇON CHARTRES
937 921 813 1003
816
TROYES
EPINAL
1033
QUIMPER RENNES LAVAL COLMAR
CHAUMONT
LE MANS
359
ORLEANS
971
VANNES AUXERRE
BELFORT
VESOUL
BLOIS
817 ANGERS
951
930 TOURS
DIJON
423 NANTES BESANÇON
BOURGES
NEVERS
426
CHATEAUROUX
LA ROCHE-SUR-YON 1009 LONS-LE-SAUNNIER
POITIERS
803
MOULINS
NIORT MACON
LA ROCHELLE BOURG-EN-BRESSE 502
984 677
GUERET
ANNECY
LIMOGES
CLERMONT-FERRAND 369 LYON
328
ANGOULEME
CHAMBERY
137
368SAINT-ETIENNE 370
941
973
TULLE GRENOBLE
PERIGUEUX
LE PUY-EN-VELAY 1002
558
AURILLAC VALENCE
BORDEAUX
402
PRIVAS
GAP
MENDE
1019
CAHORS
RODEZ
AGEN
DIGNE-LES-BAINS
MONTAUBAN 336 - 412
AVIGNON
MONT-DE-MARSAN ALBI
152
NIMES
248 806
955 NICE
873 AUCH
TOULOUSE MONTPELLIER
327
577
484 395
874 PAU
TARBES
MARSEILLE
CARCASSONNE TOULON
878
FOIX
255 PERPIGNAN
TYPE D’OUVRAGES RTE RACCORDEMENT FINALITÉ PRINCIPALE FINALITÉ : PRÉSERVER
DES PROJETS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE
enforcement de ligne
R Cycle combiné gaz
existante arantir l’alimentation et faciliter
G Gestion des tensions hautes
Éolien, photovoltaïque les secours entre territoires
Création de nouvelle ligne Maîtrise des intensités
Hydrolien, hydraulique Accueillir le nouveau mix énergétique de court-circuit
ouveau poste ou
N
renforcement Consommation, Préserver le système électrique Stabilité du réseau
interconnexion
évelopper les capacités d’échanges
D
aux interconnexions
184LA VISION RÉGIONALE
7
consommation électrique que sur le rythme effectif Figure 7.3 Zones de fragilités du réseau de grand
de développement des énergies renouvelables. transport sous surveillance à l’horizon 5 ans et plus
Le portefeuille de projets à moyen terme contient
des projets pour la plupart déjà engagés avec une
consistance technique généralement clairement
LILLE
établie. Le détail de ces différents projets à moyen
ARRAS
AMIENS
terme est consultable dans un tableau en annexe
CHARLEVILLE-MEZIERES
Normandie - Manche - Paris LAON
ROUEN BEAUVAIS
listant les projets réalisés en 2018, les projets à SAINT-LO
CAEN
EVREUX PONTOISE
CHALONS-EN-CHAMPAGNE
METZ
5 ans (2019-2023), les projets en cours d’analyse,
NANTERRE BOBIGNY
PARIS
VERSAILLES CRETEIL BAR-LE-DUC
NANCY
STRASBOURG
SAINT-BRIEUC EVRY
MELUN
et les projets envisagés pour la période 2024-2028.
ALENÇON CHARTRES
TROYES
EPINAL
QUIMPER RENNES LAVAL COLMAR
CHAUMONT
LE MANS
ORLEANS
VANNES AUXERRE
BELFORT
VESOUL
Depuis les précédents exercices en 2015 et 2016,
BLOIS
ANGERS
TOURS
DIJON
NANTES BESANÇON
les éléments déclencheurs de l’adaptation du CHATEAUROUX
BOURGES
NEVERS
réseau électrique ont fortement évolué :
LA ROCHE-SUR-YON LONS-LE-SAUNNIER
POITIERS MOULINS
NIORT MACON
uu Désormais, près de la moitié des projets moyen-
LA ROCHELLE BOURG-EN-BRESSE
GUERET
ANNECY
terme répondent au développement de la pro- Façade atlantique
LIMOGES
CLERMONT-FERRAND LYON
ANGOULEME
CHAMBERY
Rhône -
Bourgogne
duction renouvelable terrestre et maritime et
SAINT-ETIENNE
TULLE GRENOBLE
PERIGUEUX
LE PUY-EN-VELAY
regroupent les adaptations et les raccordements
AURILLAC VALENCE
BORDEAUX
PRIVAS
GAP
nécessaires pour évacuer la production renou-
MENDE
CAHORS
RODEZ
AGEN
Massif central - DIGNE-LES-BAINS
velable. Plus de 90 projets sont ainsi prévus MONT-DE-MARSAN
Centre ALBI
MONTAUBAN
NIMES
AVIGNON
NICE
pour adapter le réseau électrique à l’arrivée
AUCH
TOULOUSE MONTPELLIER
PAU MARSEILLE
importante des énergies renouvelables, pour un
TARBES
CARCASSONNE TOULON
FOIX
montant global de dépenses de plus de 2,5 mil- PERPIGNAN
liards d’euros1. Deux-tiers de ces projets corres-
pondent à la mise en œuvre des créations et des
renforcements de réseaux issus des S3REnR. enforcement à l’étude (besoin,
R
uu Les projets visant à garantir l’alimentation élec- nature et localisation à préciser)
trique dans certaines zones plus fragiles ne
représentent plus qu’un quart des investisse-
ments prévus pour l’adaptation du réseau au
cours des prochaines années. Ils correspondent les cinq ans. L’intégralité des dépenses pour ces
soit à la finalisation de programmes engagés de projets représente environ 1 milliard d’euros3.
longue date, soit à des perspectives propres à uu Les projets liés à la sûreté du système élec-
certaines zones plus dynamiques du point de trique4 ne représentent à moyen-terme qu’une
vue de la consommation d’électricité, et pour portion minime.
lesquelles le besoin de sécurisation de leur ali-
mentation électrique est avéré. Ceci concerne Tous niveaux de tension confondus, 210 projets
environ 90 projets listés à l’annexe 2, pour un sont ainsi répertoriés pour l’adaptation, le raccor-
montant global d’1,2 milliards d’euros2. dement, et l’interconnexion du réseau: ces projets
uu Parmi les projets d’interconnexions avec l’An- consistent dans le renforcement ou la création de
gleterre, l’Italie et la Belgique inclus dans les près de 2 000 km d’infrastructures sur les cinq pro-
paquets 0 et 1 (voir chapitre 5), plusieurs chaines années, dont plus des 2/3 seront réalisés
doivent donner lieu à une mise en service dans en technologie souterraine.
1. e montant inclut les dépenses déjà réalisées sur les projets qui seront mis en service sur la période 2019-2023.
C
2. Ce montant inclut les dépenses déjà réalisées sur les projets qui seront mis en service sur la période 2019-2023.
3. Ce montant inclut les dépenses déjà réalisées sur les projets qui seront mis en service sur la période 2019-2023.
4. Il s’agit principalement de matériels à installer dans les postes électriques pour maîtriser les phénomènes de tension haute générés par l’accueil des énergies
renouvelables et l’enfouissement des réseaux
SCHÉMA DÉCENNAL DE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU I ÉDITION 2019 185La vision à moyen-long terme des prochaines années. Pour ces quatre zones, des
évolutions structurantes à programmer solutions légères ou plus structurantes sont pro-
À long-terme, la consistance précise des évolu- bables à l’horizon 2030.
tions du réseau ne peut être décrite avec la même
précision, car elle dépend d’une part de la traduc- Région par région, ces zones font l’objet d’ana-
tion effective des orientations publiques et des lyses détaillées pour identifier les combinaisons de
dynamiques projetées sur l’évolution du mix, et conditions sur le mix énergétique soulageant ou
d’autre part d’études précises « projet par projet » aggravant les risques de contraintes sur le réseau.
visant à dimensionner au plus juste l’évolution En fonction de la mise en œuvre des objectifs natio-
de l’infrastructure. Les réflexions présentées au naux (projet de PPE) ou régionaux (élaboration du
chapitre 3 ont néanmoins permis de caractéri- SRADDET), toute information complémentaire sur
ser des zones de fragilités « nationales », dont la l’évolution du mix énergétique de chaque territoire
consistance précise devra être définie au cours des permettra d’affiner la consistance des solutions.
7.2 Chaque région présente une dynamique
particulière avec des besoins d’évolution du réseau
plus ou moins importants selon les ambitions à
long-terme
Une fiche synthétique est proposée ci-après sur de production utilisées dans ce SDDR, (iii) lister
chaque région française (territoire métropoli- les projets de réseau à adapter à l’horizon moyen-
tain interconnecté) afin de (i) décrire les enjeux terme et (iv) décrire les zones de fragilités suscep-
propres à chacune, (ii) recenser les différentes tibles d’apparaître à plus long-terme en fonction de
hypothèses de référence pour l’évolution du parc l’évolution des scénarios considérés.
Tabeau 7.1 Problématiques principales région par région
Ossature
Renouvellement Adaptations Interconnexions Réseau en mer
numérique
Auvergne- Enjeu faible Enjeu fort Enjeu modéré Enjeu modéré Sans objet
Rhône-Alpes
Bourgogne-
France-Comté Enjeu faible Enjeu modéré Enjeu modéré Enjeu faible Sans objet
Bretagne Enjeu fort Enjeu faible Enjeu modéré Enjeu modéré Enjeu fort
Centre-
Val de Loire Enjeu fort Enjeu fort Enjeu fort Sans objet Sans objet
Grand Est Enjeu fort Enjeu fort Enjeu fort Enjeu fort Sans objet
Hauts-de-France Enjeu fort Enjeu fort Enjeu fort Enjeu fort Enjeu fort
Île-de-France Enjeu fort Enjeu modéré Enjeu modéré Sans objet Sans objet
Normandie Enjeu fort Enjeu modéré Enjeu modéré Enjeu fort Enjeu fort
Nouvelle-Aquitaine Enjeu faible Enjeu fort Enjeu fort Enjeu fort Enjeu modéré
Occitanie Enjeu fort Enjeu fort Enjeu fort Enjeu faible Enjeu fort
Pays de la Loire Enjeu fort Enjeu fort Enjeu modéré Sans objet Enjeu fort
Provence-
Enjeu fort Enjeu fort Enjeu fort Enjeu faible Enjeu fort
Alpes-Côte d’azur
186La région Auvergne-Rhône-Alpes
MOULINS SUISSE
BAYET BOURG-EN-BRESSE
BUGEY
ANNECY
CLERMONT-FERRAND LYON
Nucléaire CHAMBERY
CCG SAINT-ETIENNE
Hydraulique SAINT-ALBAN
GRENOBLE
Principales zones
de développement ITALIE
de l’éolien terrestre LE PUY-EN-VELAY
AURILLAC VALENCE
Principales zones
de développement
du photovoltaïque PRIVAS
En service
En projet CRUAS
Fermeture prévue
ou envisageable TRICASTIN
Ligne 400 kV Usines hydroélectriques
du Rhône
Ligne 225 kV
LE RÉSEAU EN S3REnR AUVERGNE-RHÔNE-ALPES (vision mai 2019)
CHIFFRES (2018)
Auvergne Rhône-Alpes
Liaisons aériennes 13 961 km Date de 28/02/2013 Date de 15/01/2016
Liaisons publication publication
souterraines 743 km Quote-part 51,97 k€/MW Quote-part 9,94 k€/MW
Lignes Capacités Capacités
d’interconnexion 12 réservées 756 MW réservées 2 569 MW
Postes électriques 439 Taux d’affectation 50 % Taux d’affectation 19 %
SYNTHÈSE
La région Auvergne-Rhône-Alpes se caractérise Bourgogne au littoral méditerranéen via la vallée
par une tendance d’évolution de la consommation du Rhône. À l’horizon 2030, le renforcement de
d’électricité en légère hausse, du fait d’une éco- ces axes, qui constituent deux zones de fragilité
nomie et d’une démographie en croissance. Elle nationales identifiées dans le SDDR (« Massif cen-
constitue la première région en matière de pro- tral-Centre » et « Rhône-Bourgogne »), constitue
duction électrique en France (21 % de la produc- l’enjeu principal pour le réseau de grand transport,
tion française), et la première région productrice du fait du développement important du photovol-
d’électricité d’origine renouvelable, essentielle- taïque dans le sud de la France, de la perspective
ment hydroélectrique. L’intégration de ces capaci- du déclassement de certains réacteurs nucléaires
tés de production, et notamment des 14 réacteurs de 900 MW sur le Rhône, et de l’évolution des
nucléaires le long du Rhône, joue un rôle clé dans échanges avec les pays du sud de l’Europe.
l’alimentation en électricité du territoire et le fonc- Une adaptation des réseaux de répartition pour
tionnement du système électrique européen. accueillir l’éolien et le solaire, aujourd’hui faible-
Le réseau électrique y est structuré autour de ment développés dans la région, sera également
deux transversales nord-sud, l’une passant par le nécessaire dans certaines zones, notamment au
Massif central et l’autre formant un axe reliant la nord-ouest de l’Auvergne.
SCHÉMA DÉCENNAL DE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU I ÉDITION 2019 187État des lieux d’entrée du SDDR, et un paramètre dimensionnant
à prendre en compte pour l’adaptation du réseau
Le réseau de transport d’électricité en région de grand transport.
Auvergne-Rhône-Alpes est caractérisé par des
enjeux spécifiques, liés aux caractéristiques de la La production d’origine renouvelable est impor-
consommation à desservir et à la nature du parc tante en région Auvergne-Rhône-Alpes, du fait de
de production. la présence d’une forte capacité hydroélectrique
développée sur le Rhône dès le début du XXe siècle
D’une part, il assure l’alimentation des pôles puis dans le Massif central, et dans les Alpes dans
urbains et économiques importants, notamment les années 1960 à 1980. Les centrales de produc-
des différentes métropoles de la région (Grand tion hydrauliques de la région représentent une
Lyon, Grenoble Alpes, Saint-Étienne et Clermont puissance installée de 11,6 GW couvrant 44 % de la
Auvergne). La consommation de la région est en production hydroélectrique française, avec notam-
légère augmentation, avec quelques zones particu- ment la présence sur la région de quatre stations
lièrement dynamiques. La région présente en outre de pompage-turbinage (STEP). Outre leur contri-
quelques zones spécifiques (zones industrielles bution importante à l’alimentation en électricité du
sensibles, centres de recherche internationaux pays, ces centrales hydrauliques représentent une
et zones de forte activité touristique, notamment grande partie du potentiel de flexibilité du système
en période hivernale), conduisant à des profils de électrique en France.
demande atypiques.
La production éolienne est réduite et récente
D’autre part, il connecte au reste de la France et de (550 MW installés fin 2018), localisée essentielle-
l’Europe de très grandes centrales de production, ment dans le sud et l’ouest de la région (notamment
et notamment 14 réacteurs nucléaires répartis en le sud de l’Ardèche, l’ouest de la Haute-Loire et l’est
quatre sites le long de la vallée du Rhône (Bugey du Cantal). La capacité de production solaire atteint
dans l’Ain, Saint-Alban en Isère, Cruas en Ardèche, un peu moins de 1 000 MW. Le développement des
et Tricastin dans la Drôme). Ces sites couvrent à EnR dans la région se concentrera quasi exclusive-
eux seuls 18 % de la consommation électrique de ment à l’avenir sur ces deux filières, le potentiel
la France et leur articulation avec le réseau relève hydroélectrique étant déjà largement exploité.
donc d’un enjeu stratégique. Les orientations sur
la filière nucléaire précisées dans le projet de PPE Enfin, le réseau de transport électrique de la région
conduisent à envisager, sur la période 2028-2035, joue un rôle majeur dans le système électrique
des arrêts de réacteurs nucléaires sur 3 sites (Bugey, français et européen : via le sillon rhodanien, il
Cruas et Tricastin), qui relèvent du palier 900 MW. représente un des principaux axes d’échanges
Dans le cas général, ces arrêts devraient intervenir de flux entre le nord et le sud de l’Europe, avec
à l’horizon de la 5e visite décennale des réacteurs notamment des échanges depuis l’Allemagne et
concernés, et être confirmés trois ans avant leur le Benelux vers les frontières italienne et suisse.
mise en œuvre. Indépendamment des modalités et Cette orientation des flux s’explique par la répar-
du calendrier précis d’arrêt de ces réacteurs – qui tition des moyens de production et leur compé-
devraient se clarifier progressivement –, la dimi- titivité sur les marchés de l’énergie. Ces raisons
nution programmée de la capacité électronucléaire renforcent la surveillance particulière dont fait
installée le long du Rhône constitue une hypothèse l’objet le sillon rhodanien.
188AUVERGNE-RHÔNE-ALPES
7
Vision du réseau à moyen terme et augmentera significativement les capacités
d’échange avec l’Italie, aujourd’hui très large-
À moyen terme, les perspectives en région ment saturées.
Auvergne-Rhône-Alpes témoignent de ses carac-
téristiques spécifiques, tout en relevant également S’agissant du développement du parc d’énergies
d’une dynamique plus large pour développer les renouvelables, les capacités réservées par les S3REnR
énergies renouvelables. en vigueur sont affectées à fin mai 2019 à 50 % en
Auvergne (publié en 2013) et à 19 % en Rhône-Alpes
Le dynamisme plus marqué de la consommation (schéma qui est plus récent, puisque publié en 2016).
dans la région, par rapport à la moyenne nationale, Cela se traduit par la mise en œuvre de projets de
conduit à plusieurs projets concernant d’une part renforcement et de création de réseau pour l’accueil
des raccordements de consommateur (exemples : des énergies variables, mais qui restent modérés par
implantation d’une seconde usine Safran à Lyon, rapport à certaines autres régions2.
projet de tunnel ferroviaire euralpin Lyon-Turin
(TELT) en Maurienne) et d’autre part la sécurisation Notamment, des gisements importants pour l’éo-
de l’alimentation électrique de grandes aggloméra- lien terrestre ont émergé localement dans l’ouest
tions et zones en développement. C’est notamment du Puy-de-Dôme et une adaptation du schéma
le cas pour Saint-Étienne, Lyon, Clermont-Ferrand, Auvergne a été élaborée en 2018, afin de répondre
le Genevois français et la vallée de la Maurienne1, à ces nouvelles visions.
qui sont tous concernés par des travaux sur les
lignes ou les postes électriques au cours des pro- Enfin s’agissant de la production hydroélectrique,
chaines années. des évolutions sur le réseau électrique ont été
réalisées pour accueillir la centrale hydraulique de
S’agissant des interconnexions transfrontalières, Gavet3 dans la vallée de la Romanche en Isère.
la mise en service de la double liaison souter- Le renouvellement des concessions hydrauliques,
raine à courant continu Savoie-Piémont, d’une dont le calendrier est encore inconnu à ce jour,
capacité de 2 x 600 MW et reliant les postes de pourrait donner lieu à des augmentations de puis-
Grande-Île (France) et de Piossasco (Italie), est sance d’installations existantes et dans certains
prévue pour 2020 au titre du paquet 0 (projets cas, générer également des besoins complémen-
en cours de construction, voir chapitre 5). Cette taires d’adaptation du réseau. Ce point constitue
interconnexion empruntera le tunnel du Fréjus une incertitude réelle à ce jour.
1. Projets 137, 328, 369, 502, 504, 677, 908, 851, 912, 973, 974, 992 et,1002 ;.
2. Projet 847 en 2019 ; projet 368 en 2020 ; projets 852 et 1012 en 2022 ; projets 558 et 845 en 2023, 1038 en 2024, 558 en 2025.
3. Projet 240 en 2019.
SCHÉMA DÉCENNAL DE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU I ÉDITION 2019 189Enjeux à partir de 2025 installée par un facteur 4 ou 5 à l’horizon 2030
(voir figure ci-dessous). L’identification des zones
À plus long terme, les principales caractéristiques précises de développement des nouvelles capaci-
énergétiques de la région semblent désormais tés éoliennes (hors repowering des installations
bien dessinées : une importante accélération du existantes) constitue un enjeu important pour le
développement de l’éolien et surtout du photo- prochain S3REnR.
voltaïque, le maintien d’une capacité hydraulique
importante, et la fermeture de certains réacteurs S’agissant du solaire, les différents scénarios
nucléaires le long du Rhône tout en maintenant les présentent des visions plus contrastées, mais
sites existants. Les caractéristiques de la région, impliquent une évolution forte de la production
et notamment son bilan électrique exportateur, photovoltaïque dans la région, avec une multipli-
devraient dès lors perdurer dans l’ensemble, tout cation de la puissance installée a minima par un
en devenant plus variables selon les conditions facteur 7 (6 500 MW dans la variante SRADDET,
météorologiques. environ 7 150 MW dans le scénario de référence
pour 2030, 9 000 MW dans la vision haute).
S’agissant de l’éolien, les scénarios utilisés
dans le SDDR sont relativement convergents Pour ce qui concerne le nucléaire, la trajectoire
(2 500 MW dans la variante SRADDET, un peu d’évolution de la capacité installée le long du
moins de 2 900 MW dans le scénario de référence Rhône, telle qu’elle apparaîtra dans la version
pour 2030 et 3 000 MW dans la vision haute). définitive de la PPE, constituera nécessairement
Ils nécessitent une multiplication de la capacité un élément particulièrement dimensionnant pour
Figure 7.4 Scénarios d’évolution des capacités de production à 2030
Aujourd’hui
40 000
Capacité installée (MW)
35 000
30 000 Visions 2030
25 000
20 000
15 000
10 000
40 000
Capacité installée (MW)
40 000
Capacité installée (MW)
40 000
Capacité installée (MW)
5 000
35 000 35 000 35 000
0
30 000 30 000 30 000
Aujourd’hui
25 000 25 000 25 000
20 000 20 000 20 000
15 000 15 000 15 000
ucléaire
N 10 000 10 000 10 000
Thermique 5 000 5 000 5 000
Hydraulique
0 0 0
Bioénergies
Hypothèses Hypothèses de Vision haute
Photovoltaïque
SRADDET référence à 20305 à 2030
Éolien terrestre
Non estimé dans
ce scénario4
4. Reprise des données du scénario de référence
5. L es hypothèses de référence ont été fixées sur la base des remontées des producteurs EnR et de leurs fédérations dans le cadre de la concertation réalisée
lors de l’élaboration du schéma. À partir de cette vision, une clé de répartition par zones géographiques a été établie et appliquée aux volumes cibles du projet
de PPE. Pour le nucléaire, l’évolution de la puissance installée a été obtenue en appliquant les orientations de la PPE (arrêt de 14 des 32 réacteurs 900 MW y
compris Fessenheim, en privilégiant l’échéance de la 5e visite décennale, tout en conservant une activité dans chacun des sites) ainsi qu’un critère d’âge, sans
préjudice des orientations qui seront retenues in fine par les pouvoirs publics et l’exploitant.
190AUVERGNE-RHÔNE-ALPES
7
l’évolution du réseau dans la région. Comme Adaptations
évoqué précédemment, les orientations préci- La croissance des énergies renouvelables, notam-
sées dans le projet de PPE mis en consultation ment les filières éolienne et solaire, induira des
début 2019 identifient les sites de Bugey, Cruas besoins très significatifs d’adaptation sur le réseau
et Tricastin comme étant concernés par l’arrêt de de répartition et de création de postes source. Les
réacteurs. Dans le détail, les principes exposés réflexions sur l’élaboration d’un nouveau S3REnR
dans le projet de PPE (arrêt de 14 des 32 réac- pour l’ensemble de la région Auvergne-Rhône–
teurs nucléaires 900 MW y compris Fessenheim, Alpes ont désormais débuté, en concertation avec
en privilégiant l’échéance de la cinquième visite les parties prenantes. Ces échanges permettront
décennale, tout en conservant une activité dans d’identifier plus précisément les besoins complé-
chacun des sites) permettent de réduire le champ mentaires dans les prochains mois.
des incertitudes : ils conduiraient à l’arrêt de
4 réacteurs, répartis sur 3 sites, à l’horizon 2031- Le caractère stratégique du réseau de grand trans-
2035. Il s’agit donc de l’hypothèse retenue dans port en région Auvergne-Rhône-Alpes demeu-
le scénario de référence du SDDR. rera tout aussi prégnant : deux enjeux majeurs
sont identifiés sur les transversales nord-sud de
Néanmoins, ces orientations pourraient être pré- la région, en vallée du Rhône et dans le Massif
cisées ou amendées d’ici la fin de la période de central. Tous les scénarios d’évolution du système
consultation de la PPE, et le calendrier précis des électrique européen voient en la région un carre-
arrêts de réacteurs ne devrait pas être connu four électrique important.
avant 3 années en anticipation de l’échéance. Il
demeure donc un degré d’incertitude sur l’évolu- En particulier, les transits existants au nord de
tion précise à terme du parc dans la région. À cet la région, notamment sur la liaison 400 kV entre
effet, RTE a testé différentes variantes (voir cha- Saint-Vulbas (département de l’Ain à l’est de la
pitre 12), dont des hypothèses de concentration région lyonnaise) et Creys (au nord de l’Isère)
des fermetures sur le Rhône ou sur les fleuves, qui seront fortement modifiés et pourraient induire des
montrent une forte sensibilité du besoin d’adapta- congestions, notamment en situation d’export vers
tion du réseau de grand transport à la concentra- l’Italie et la Suisse, de faible consommation dans
tion géographique du déclassement : ainsi, dans le la région et de production hydraulique modérée
cas où davantage de réacteurs nucléaires seraient dans les Alpes. L’axe 400 kV Bayet - Grépilles -
arrêtés en région Auvergne-Rhône-Alpes, les Charpenay à l’ouest (qui relie la zone de Vichy
besoins de renforcement des corridors nord-sud à Lyon) et l’axe Génissiat - Vielmoulin - Creney
seraient supérieurs. Ces études permettent ainsi 400 kV (reliant Annecy à Troyes) font également
de conclure que les orientations du projet de PPE l’objet d’une surveillance car ils pourraient entrer
(i.e. l’arrêt de 4 tranches nucléaires) conduisaient en contrainte en fonction des évolutions du mix
à des contraintes pouvant émerger sur le réseau énergétique dans la région.
électrique inférieures à ce qu’elles seraient dans
un scénario de déclassement plus important. Dès Plus au sud, les flux d’énergie seront largement
lors, les adaptations du réseau de grand transport influencés par le développement important du
décrites par la suite, articulée au scénario de réfé- photovoltaïque en Provence-Alpes-Côte d’Azur et
rence, correspondent à un minimum par rapport en Occitanie, l’accroissement des échanges avec
aux alternatives envisageables. l’Espagne et la perspective de déclassement de
groupes nucléaires. En fonction de l’importance
Ceci conduit donc à une incertitude réelle pour la pla- de ces évolutions, des phénomènes de saturation
nification régionale du réseau. pourraient intervenir entre les postes Tricastin et
Coulange (Montélimar).
6. Projets 408 et 409
SCHÉMA DÉCENNAL DE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU I ÉDITION 2019 191Ceci justifie le fait que l’axe Rhône- Renouvellement
Bourgogne ait été identifié comme l’une des Au-delà du rythme naturel de renouvellement
quatre « zones de fragilité nationales » du du réseau, la région Auvergne-Rhône-Alpes est
SDDR, à la fois au nord (connexion avec la concernée, dans une moindre mesure que dans
région parisienne via la Bourgogne-Franche d’autres régions, par les problématiques de corro-
Comté) et au sud (connexion avec le littoral sion mentionnées dans le chapitre 2.
méditerranéen).
Par ailleurs, plusieurs de ses postes sont intégrés
Des études sont en cours sur le sud de cette zone de aux opérations importantes de réhabilitation, de
fragilité6 afin d’envisager en premier lieu des solu- reconstruction, ou de couverture de postes élec-
tions légères en exploitation (visant à ré-aiguiller triques sous enveloppe métallique dont le vieil-
les flux et soulager les axes concernés), voire des lissement engendre des émissions de SF6 et des
solutions structurantes consistant à augmenter les risques sur la continuité de service. À ce titre, la
capacités de transit du réseau existant. Le besoin reconstruction des postes de « Coulange 400 kV »
précis sera affiné en fonction de la trajectoire défi- (Montélimar) et « Génissiat 225 kV » (Est de l’Ain)
nitive retenue sur le nucléaire ; néanmoins le délai seront ainsi mises en œuvre d’ici 2030.
de 3 ans figurant actuellement dans le projet de
PPE apparaît comme un préavis insuffisant pour Interconnexions
une bonne planification des aménagements à réa- Le renforcement de l’interconnexion entre la
liser sur le réseau (voir chapitre 12). France et la Suisse7 consiste dans un premier
temps en l’installation de deux transformateurs
Enfin, compte-tenu de l’amplification des flux déphaseurs au poste de Foretaille (Suisse), puis,
nationaux Nord-Sud et Sud-Nord liés au dévelop- dans un second temps, en le remplacement des
pement des énergies renouvelables, et à la struc- conducteurs par des câbles à faible dilatation sur
ture limitante de ces réseaux anciens, l’extrémité l’axe Creys - Saint-Vulbas associé à l’installa-
ouest de la région pourra être concernée par le tion d’un transformateur déphaseur au poste de
renforcement de l’axe « Massif central-Centre ». Cornier. Le projet avait été mis en attente suite à
Cette zone est en effet identifiée comme l’une la parution du plan décennal européen (TYNDP)
des quatre zones de fragilité du SDDR (voir 2016, dans lequel il n’apparaissait pas rentable.
fiches sur la région Centre-Val de Loire et Les nouvelles études réalisées dans le cadre du
Occitanie). TYNDP 2018 et du présent SDDR montrent un
intérêt économique à renforcer l’interconnexion
France-Suisse, conduisant à positionner le projet
dans le paquet 2. Des études vont être menées
avec Swissgrid pour préciser le projet à engager.
7. P
rojet 446
192La région Bourgogne-Franche-Comté
AUXERRE
BELFORT
VESOUL
DIJON
BESANÇON
NEVERS
SUISSE
LONS-LE-SAUNNIER
Hydraulique
Principales zones
de développement MACON
de l’éolien terrestre
Ligne 400 kV
Ligne 225 kV
LE RÉSEAU EN S3REnR BOURGOGNE-FRANCHE-COMTÉ (vision mai 2019)
CHIFFRES (2018)
Bourgogne Franche-Comté
Liaisons aériennes 7 253 km Date de 21/12/2012 Date de 12/09/2014
Liaisons publication publication
souterraines 300 km Quote-part 23,46 k€/MW Quote-part 11,02 k€/MW
Lignes Capacités Capacités
d’interconnexion 3 réservées 1 479 MW réservées 731 MW
Postes électriques 190 Taux d’affectation 49 % Taux d’affectation 42 %
SYNTHÈSE
Aujourd’hui fortement importatrice d’électricité et Face à cette ambition, les enjeux majeurs de la
connaissant un développement éolien et solaire région porteront sur le raccordement de ces nou-
modéré, la Bourgogne-Franche-Comté ambitionne velles installations et les adaptations associées
de devenir région à énergie positive à l’horizon des réseaux de répartition dans certaines zones,
2050. Les objectifs de développement pour les notamment le nord de la région. Le renforcement
énergies renouvelables électriques, notamment du réseau de grand transport sur l’axe « Rhône-
pour le photovoltaïque, sont élevés. Bourgogne » figure également parmi les actions à
engager dans une optique d’adaptation structu-
relle du réseau au nouveau mix électrique.
SCHÉMA DÉCENNAL DE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU I ÉDITION 2019 193État des lieux Historiquement, la région Bourgogne-Franche-
Comté est un territoire industriel. Elle possède
Le réseau de transport d’électricité en Bourgogne- plusieurs pôles industriels, comme la construction
Franche-Comté s’est progressivement développé automobile à Sochaux, la production de motrices
autour de deux caractéristiques structurantes du ferroviaires à Belfort, la conception d’équipements
territoire : le développement d’un arc métropolitain pour le nucléaire au Creusot ou encore la chimie et
entre Belfort et Mâcon, et des échanges croissants la parachimie. La part de la consommation régio-
entre la vallée du Rhône, le Bassin parisien et les nale de la grande industrie est de 14,5 % et celle
frontières allemande et suisse. Le réseau de trans- des PME/PMI 39,2 % en 2018, soit davantage que la
port permet de desservir ce territoire par un réseau moyenne nationale. Du fait de cette concentration
maillé, notamment autour de Dijon et de plusieurs d’industries, la qualité de fourniture de l’électricité
agglomérations (Besançon, Belfort-Montbéliard, représente un enjeu majeur pour les acteurs régio-
Chalon-sur-Saône, Mâcon, Dole, Sens, Auxerre et naux. L’ambition de la Bourgogne-Franche-Comté
Nevers). Il permet également d’assurer les transits dans le maintien et le développement de l’industrie
à l’échelle du pays via trois grands couloirs élec- sur le territoire est importante et inclut des poli-
triques à 400 kV, orientés nord-sud : un premier tiques en faveur des nouvelles filières énergétiques
à l’ouest de la région, un deuxième, constitué de comme la production et l’utilisation d’hydrogène
plusieurs ouvrages de grand transport, au centre et décarboné ou encore la production de batteries
le dernier à l’est. Ces ouvrages jouent un rôle char- pour l’automobile.
nière pour l’alimentation électrique du territoire.
Dans l’ensemble, le rythme actuel de développe-
Avec une production qui couvre 16 % de sa ment de l’éolien ou du solaire ne conduit pas à
consommation électrique locale, la région est très saturer les S3REnR existants, qui présentent des
fortement importatrice d’électricité. Ceci s’explique quotes-parts parmi les plus faibles de France.
par le fait qu’aucune centrale nucléaire, ni hydroé- Fin mai 2019, 49 % des capacités du schéma de
lectrique ou thermique de forte capacité ne soit l’ancienne région Bourgogne étaient affectées, et
installée sur le territoire. Le parc de production 42 % pour le schéma franc-comtois. Les principaux
régional de plus de 1 900 MW est composé à 80 % projets prévus par ces schémas sont achevés ou
d’énergies renouvelables (36,2 % d’éolien, 26,7 % en cours de finalisation (notamment les postes
d’hydraulique, 13,9 % de solaire et 3,5 % de bioé- de Joux-la-Ville, Vingeanne et Les Varoilles). Pour
nergies) et a produit près de 3,5 TWh en 2018. Ce autant, la concentration de parcs éoliens dans
parc de production EnR est en croissance sensible l’Yonne, le nord de la Côte d’Or, la Haute-Saône et
(7,8 % en 2018). le nord du Doubs commence à soulever des enjeux
spécifiques dans ces zones.
La consommation électrique régionale a atteint
20 TWh en 2018 et malgré la hausse de consom- La région Bourgogne-Franche-Comté s’est enga-
mation de certaines agglomérations (notamment gée dans une démarche REPOS (région à éner-
Dijon), la tendance à l’échelle régionale est stable. gie positive) à l’horizon 2050, qui s’appuie sur la
Avec 4,5 % de la consommation nationale, la région valorisation des ressources naturelles du territoire
fait partie des territoires les moins consommateurs comme la biomasse (au travers du bois-énergie ou
d’électricité en France. de la méthanisation), le développement massif du
photovoltaïque et de la filière hydrogène.
194BOURGOGNE-FRANCHE-COMTÉ
7
Vision du réseau à moyen terme légers (matériels à installer dans les postes), adap-
tés à la nature de ces contraintes. Des adaptations
À l’horizon 2025, le niveau des transformations à plus structurantes pourraient s’avérer nécessaires
apporter au réseau en Bourgogne-Franche-Comté à plus long terme, en fonction de l’évolution des
ne relève pas de travaux d’envergure mais d’adap- phénomènes influant les transits sur cet axe.
tations ponctuelles, notamment pour accueillir la
production EnR. Pour pousser plus loin l’utilisation des infrastruc-
tures existantes, RTE développe de nouvelles
Même si les deux schémas S3REnR ne sont pas solutions « smart grid », décrites au chapitre 4. La
proches de la saturation, les demandes de rac- Bourgogne-Franche-Comté, a été choisie par RTE
cordement pour l’éolien et le photovoltaïque avec deux autres sites en France pour accueillir
sont concentrées sur plusieurs zones précises, et une nouvelle solution de batterie (projet RINGO)
nécessitent des adaptations des deux schémas en qui sera raccordée à partir de 2020 au poste de
vigueur. Cela se traduit par la création de postes sur Vingeanne, et permettra d’accroître la possibilité
le réseau existant, notamment en Haute-Saône, d’accueil de production EnR tout en limitant le
au nord et au nord-est de la Côte d’Or et dans une recours à la construction de nouveaux ouvrages
moindre mesure à l’ouest de la Saône-et-Loire. sur le réseau. Un nouveau type de capteur (le
Dynamic Line Rating), placé directement sur les
Le nord-est de la région est traversé par un axe lignes électriques aériennes et permettant d’aug-
225 kV Creney (Troyes) - Rolampont (Langres) - menter le transit dans certaines conditions météo-
Pusy (Vesoul) - Mambelin (Belfort). Si cet axe est rologiques, est également mis en œuvre dans le
une ossature indispensable pour l’évacuation de la nord de la Côte d’Or pour accroître l’évacuation de
production EnR de la région mais aussi celle de la production électrique de parcs éoliens.
la région Grand Est, il est également traversé par
des flux inter-régionaux et internationaux (vers la S’agissant de la consommation, la sécurisation de
Suisse et l’Allemagne). Les perspectives d’évolu- l’alimentation de certaines agglomérations se tra-
tion de la production EnR dans la zone, combinées duit par la mise en œuvre de raccordements de
aux scénarios sur les échanges internationaux font nouveaux postes de distribution, notamment aux
apparaître des contraintes sur cet axe à moyen alentours de Dijon1.
terme. RTE étudie actuellement des renforcements
1. Projet 431 et 952 en 2019 et projet 804 en 2021
SCHÉMA DÉCENNAL DE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU I ÉDITION 2019 195Enjeux à partir de 2025 S’agissant du solaire, les scénarios présentent
quelques différences mais demeurent proches
À l’horizon 2031-2035, hormis une zone spéci- (3 800 MW dans la variante SRADDET, 4 000 MW
fique, les caractéristiques du réseau de transport dans la vision haute, 2 620 MW dans le scénario
en région Bourgogne–Franche-Comté ne devraient de référence pour 2030). Les scénarios régionaux
pas évoluer en profondeur, même en anticipant la nécessitent une accélération importante à partir
forte croissance de la production locale d’énergies de 2021-2025, qui pourrait se prolonger au-delà
renouvelables. de 11 GW à l’horizon 2050. Le scénario REPOS de
la région repose en effet en grande partie sur l’in-
Réseau de répartition tensification du développement de la filière solaire
S’agissant de l’éolien, les différents scénarios uti- au sein du territoire, la région présentant des
lisés dans le SDDR sont fortement convergents et friches industrielles et un potentiel d’ensoleillement
et impliquent une croissance modérée (en volume) important.
d’ici 2030 (2 800 MW dans la variante SRADDET,
3 500 MW dans la vision haute, 3 010 MW dans le Dans tous les cas, les réseaux de répartition
scénario de référence pour 2030, voir figure ci- devront faire l’objet d’adaptations et de création
dessous). Ces trajectoires ne conduisent pas à des de postes source pour intégrer cette production.
adaptations structurantes des réseaux de réparti-
tion. Elles pourraient se prolonger avec, pour la Les premières réflexions sont en cours concer-
région, un objectif de plus de 4 000 MW de produc- nant la révision des deux schémas actuels
tion en 2050. au périmètre de la nouvelle région qui devrait
Figure 7.5 Scénarios d’évolution des capacités de production à 2030
Aujourd’hui
Capacité installée (MW)
9 000
8 000
7 000 Visions 2030
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
Capacité installée (MW)
Capacité installée (MW)
Capacité installée (MW)
9 000 9 000 9 000
1 000 8 000 8 000 8 000
0 7 000 7 000 7 000
Aujourd’hui
6 000 6 000 6 000
5 000 5 000 5 000
4 000 4 000 4 000
3 000 3 000 3 000
hermique
T 2 000 2 000 2 000
Hydraulique 1 000 1 000 1 000
Bioénergies
0 0 0
Photovoltaïque Hypothèses Hypothèses de Vision haute
Éolien terrestre SRADDET référence à 20303 à 2030
Non estimé dans
ce scénario2
2. Reprise des données du scénario de référence
3. Les hypothèses de référence ont été fixées sur la base des remontées des producteurs EnR et de leurs fédérations dans le cadre de la concertation réalisée
lors de l’élaboration du schéma. À partir de cette vision, une clé de répartition par zones géographiques a été établie et appliquée aux volumes cibles du projet
de PPE. Pour le nucléaire, l’évolution de la puissance installée a été obtenue en appliquant les orientations de la PPE (arrêt de 14 des 32 réacteurs 900 MW y
compris Fessenheim, en privilégiant l’échéance de la 5e visite décennale, tout en conservant une activité dans chacun des sites) ainsi qu’un critère d’âge, sans
préjudice des orientations qui seront retenues in fine par les pouvoirs publics et l’exploitant.
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