Accueil de la production hydrolienne

Accueil de la
production hydrolienne
Étude prospective de RTE
PROJET
JANVIER 2013
Novembre
2011
3/5
INTRODUCTION
page
6
CONTEXTE GÉNÉRAL
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Sommaire
7
DÉTAIL DES CONSTATS
ET PROPOSITIONS
page
page 7
Les zones propices
pour l’atterrage des
câbles de raccordement
7
Les difficultés techniques
de réalisation
page
8
Le réseau terrestre
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page 8
Les délais de raccordement
9/10
Les stratégies de
raccordement
page
11
Modalités de financement
page
2
ACCUEIL DE LA PRODUCTION HYDROLIENNE
Étude prospective de RTE
Intro
À la demande du Gouvernement, RTE a examiné les
conditions dans lesquelles le potentiel hydrolien du littoral
français - deuxième plus important gisement en Europe pouvait être mis en valeur par son raccordement au réseau
électrique.
Cette étude prospective de RTE s’inscrit dans le cadre du
plan stratégique que les pouvoirs publics entendent mettre
en œuvre pour amplifier et soutenir le développement de
cette filière naissante des énergies renouvelables marines
électriques en France, dans le contexte de la transition
énergétique.
Les principes qui ont guidé la démarche de RTE pour
l’élaboration de cette étude sont les suivants :
 un dialogue ouvert avec les principaux acteurs de la
filière hydrolienne ;
 une première analyse du contexte environnemental des
zones propices au développement de ces énergies ;
 une analyse technique et économique des modalités du
raccordement de cette production au réseau électrique
terrestre, à court et à long terme ;
 une comparaison avec les autres expérimentations
menées à l’étranger et avec l’expérience d’autres
gestionnaires de réseaux européens pour le
raccordement des énergies marines ;
oduction
 enfin, les leçons tirées des appels d’offres sur l’éolien en
mer, notamment sur les questions de raccordement.
ACCUEIL DE LA PRODUCTION HYDROLIENNE
Étude prospective de RTE
3
Les PRINCIPAUX ENSEIGNEMENTS DE CETTE ÉTUDE sont les suivants :
 Les zones propices à
l’atterrage des câbles de
raccordement sont rares et
constituent le facteur
dimensionnant de la
stratégie de raccordement
du potentiel hydrolien
Compte tenu à la fois de la topographie
de la côte, des protections juridiques
dont bénéficie le littoral et des
contraintes techniques d’implantation
de câbles électriques, RTE n’a identifié
que quelques zones restreintes
propices à l’atterrage. Au-delà d’un
certain volume de production,
il devient nécessaire de disposer
d’équipements de transformation en
mer, qui doivent être hébergés sur une
plate-forme émergée.
 La réalisation des
ouvrages de raccordement
en mer réclame la maîtrise
de techniques spécifiques
de pose et de protection
des câbles
Les zones propices à la production
hydrolienne sont, par définition, le siège
de courants marins importants et ont
des fonds essentiellement rocheux.
Ce contexte nécessite de recourir à des
techniques complexes de pose et de
protection des câbles. Il générera
également des contraintes particulières
pour l’installation de plates-formes en
mer.
4
 Le réseau terrestre
existant présente une
capacité d’accueil importante,
mais devra être renforcé au
regard du gisement total
actuellement estimé
Dans le Cotentin, grâce à la capacité de
transit apportée par la liaison CotentinMaine, l’accueil de de la production
hydrolienne jusqu’à 1500 MW ne
nécessiterait que des adaptations
légères du réseau existant. Au-delà,
des contraintes apparaissent
progressivement dans certaines
configurations, mais ces contraintes
doivent pouvoir être gérées par des
mesures d’exploitation à un coût
raisonnable. En tout état de cause,
au-delà de 2500 MW, il sera
indispensable de renforcer le réseau
400 kV par de nouveaux ouvrages.
Par ailleurs, dans la zone du Cotentin,
le projet d’interconnexion FranceAlderney-Grande-Bretagne (FAB) peut
également influer sur l’apparition des
contraintes précitées : à la baisse, en
situation d’exportation vers la Grande
Bretagne, et à la hausse en situation
d’importation.
 Les délais de
raccordement dépendent
de la puissance et de la
localisation des
installations à raccorder
Pour des fermes expérimentales ou
pré-commerciales raccordés en
moyenne tension (HTA), les délais de
raccordement sont conditionnés par le
délai de réalisation des ouvrages HTA,
qui ne relèvent pas de la compétence
de RTE. Toutefois, à partir d’une
certaine puissance, des adaptations
du réseau public de transport à haute
tension deviennent nécessaires :
elles peuvent généralement être
réalisées dans un délai de 3 à 5 ans.
Le raccordement de fermes
commerciales au réseau
ACCUEIL DE LA PRODUCTION HYDROLIENNE
Étude prospective de RTE
à très haute tension nécessite pour sa
part de 6 à 7 ans (avec environ 4 à 5 ans
de procédures administratives et 2 ans
de travaux).
Enfin, si le renforcement du réseau 400 kV
par de nouveaux ouvrages s’impose, RTE
estime le délai nécessaire à une dizaine
d’années, en intégrant à la fois les délais
techniques et administratifs.
 Différentes architectures
de raccordement sont
envisageables selon le
volume, la répartition
géographique et le
lotissement des moyens de
production
Selon le volume de la production
hydrolienne à raccorder, l’étude a
identifié différentes architectures de
raccordement, qui apparaissent
rationnelles d’un point de vue technicoéconomique. Il convient toutefois de
distinguer plus précisément, pour
chaque architecture, les ouvrages privés,
qui relèveront de la responsabilité des
producteurs, des ouvrages qui relèveront
de la responsabilité des gestionnaires de
réseaux publics, ainsi que le mode de
financement de ces ouvrages publics.
En outre, en fonction de la répartition
géographique et du lotissement des
moyens de production, il pourrait être
intéressant pour la collectivité de faire
émerger des solutions de « mutualisation
» pour des ouvrages relevant de la
responsabilité d’acteurs différents.
Enfin, il convient de noter que, sur le
Raz Blanchard, RTE a déjà enregistré
des demandes de raccordement de
projets hydroliens qui saturent l’essentiel
des capacités disponibles. Si cette file
d’attente n’évolue pas, des travaux
significatifs sur le réseau de transport
seront nécessaires, y compris pour
accueillir des fermes expérimentales
de faible puissance. L’architecture globale
pourrait conduire à des coûts plus
importants pour la collectivité.
Sur cette base, les RECOMMANDATIONS QUE RTE PEUT FORMULER sont les suivantes :
 Définir une stratégie
progressive et à long terme
de développement de
l’hydrolien
Afin d’optimiser les coûts pour la
collectivité, il convient de définir la cible
attendue (volume de production,
localisation) et la stratégie de
développement (feuille de route,
échéancier) le plus en amont possible.
Dans une première phase, des parcs
expérimentaux ou pré-commerciaux
pourraient ainsi être raccordés par des
câbles sous-marins à moyenne tension
(HTA) jusqu’à un poste de
transformation à terre, lui-même
raccordé au réseau public de transport.
Dans une seconde phase, les parcs
commerciaux de forte puissance
pourront être raccordés sur un poste de
transformation situé sur une plateforme en mer, lui même raccordé au
réseau public de transport via des
câbles sous-marins alternatifs à 225 kV.
La capacité optimale pour chaque lot à
raccorder est de l’ordre de 250 MW en
l’état des technologies disponibles.
Toutefois, pour un volume allant
au-delà de 500 MW, la technologie des
câbles sous-marins à 400 kV alternatif
permettrait un gain à la fois
économique et environnemental. Elle
doit néanmoins encore faire l’objet de
développements avant d’être
pleinement disponible au stade
industriel.
 Mettre en place un
cadre coordonné afin de
minimiser les délais de
raccordement et
d’adaptation du réseau
terrestre
Un travail d’information et de
concertation très en amont avec les
parties prenantes apparait nécessaire
à RTE, afin de définir des solutions
acceptables par tous. L’anticipation des
processus de concertation avec la mise
en place d’un cadre coordonné par
l’État permettrait d’accélérer l’insertion
de la production hydrolienne.
Par ailleurs, des mesures législatives
et réglementaires, permettant de lever
l’insécurité juridique autour des
espaces dits remarquables, seraient
de nature à réduire les aléas sur les
délais de réalisation et les coûts pour la
collectivité.
Enfin, afin de raccourcir les délais de
réalisation des premiers raccordements
au Raz Blanchard, une évolution
réglementaire devrait permettre à RTE
de rechercher les moyens de favoriser,
dans la gestion de la file d’attente, les
projets les plus susceptibles d’aboutir à
court terme.
énergies renouvelables » pour la
production hydrolienne en raison des
fortes incertitudes actuelles quant au
gisement et aux coûts de réalisation
des ouvrages.
Ces pistes de réflexion doivent être
approfondies avec l’État, le régulateur et
les parties prenantes pour faire émerger
des solutions assurant une répartition
satisfaisante des responsabilités, des
risques et des coûts.
1) Cette solution technique, non disponible
actuellement sur le marché des câbles électriques
de forte puissance, pourrait être développée
et mâture à l’horizon 2020 selon certains
fournisseurs.
 Préciser le cadre
juridique et économique
de réalisation des ouvrages
de raccordement
Pour des installations expérimentales
ou pré-commerciales raccordées
directement sur un poste à terre via des
liaisons HTA, il conviendra de définir si
ce poste et ces liaisons sont privés ou
publics et si, le cas échéant, ils peuvent
s’inscrire dans le cadre mis en place via
les schémas régionaux de
raccordement aux réseaux des énergies
renouvelables.
Les parcs commerciaux, pour leur part,
pourraient s’inscrire dans un dispositif
de soutien de type « appel d’offres ». A
l’instar de ce qui a été réalisé pour
l’éolien offshore, les conditions et le
processus de raccordement seraient
définis à travers le cahier des charges
des appels d’offres, afin à la fois de
mieux dimensionner la solution de
raccordement au projet de production
et de limiter les risques financiers pour
la collectivité. Il semble en revanche
délicat de chercher à décliner une
approche de type « schémas régionaux
de raccordement aux réseaux des
ACCUEIL DE LA PRODUCTION HYDROLIENNE
Étude prospective de RTE
5
Contexte général
Les hydroliennes utilisent la vitesse
des courants marins issus des marées
pour produire de l’électricité. Cette
production est à la fois renouvelable
et prévisible. De surcroît, la densité de
l’eau étant environ 800 fois supérieure
à celle de l’air, les turbines de
production sont plus compactes que
celles des éoliennes.
La première turbine expérimentale
raccordée au réseau se situe à
Hammerfest, en Norvège. D’une
puissance de 0,3 MW, elle produit
de l’électricité depuis 2003. Le plus
grand site expérimental se situe en
Ecosse, à l’EMEC (European Energy
Marine Centre), avec 3 turbines déjà
raccordées au réseau et 2 turbines
supplémentaires prévues en 2013.
En France, un projet expérimental
est en cours à Paimpol-Bréhat.
Globalement, on considère que la
technologie hydrolienne est la plus
mûre des énergies marines, avec un
coût au MWh cible proche de celui
de l’éolien off shore. Néanmoins,
différentes étapes (démonstration des
technologies, moyens de maintenance,
connectique et évacuation, évaluation
des effets parc…) sont nécessaires avant
la mise en place de parcs à grande
échelle.
Plusieurs types de fermes
hydroliennes sont
actuellement envisagés par
les constructeurs et ont été
envisagés dans cette étude :
des fermes à vocation
expérimentale, aux faibles
capacités de production,
des fermes à vocation
pré-commerciale, plus
importantes et enfin les
fermes à vocation
commerciale, de forte
puissance. Les conditions
de raccordement de ces
différents types de fermes
sont évidemment
très différentes.
Le gisement hydrolien
français est le deuxième en
Europe, avec un potentiel
théorique exploitable
estimé de 3 à 5 GW selon
les sources. Il se concentre dans
le Cotentin et en Bretagne nord, sur
quelques sites où l’onde de marée
est amplifiée par la configuration des
côtes (détroits, caps, goulets) : le Raz
Blanchard principalement, et dans
une moindre mesure, le Raz Barfleur
et, près d’Ouessant, le Passage du
Fromveur.
6
ACCUEIL DE LA PRODUCTION HYDROLIENNE
Étude prospective de RTE
Différents types
d’hydroliennes
Constats
et propositions
Les zones propices à l’atterrage des câbles de
raccordement sont rares et constituent le facteur
dimensionnant de la stratégie de raccordement
du potentiel hydrolien
Les possibilités techniques de
raccordement sur le littoral sont rares
et se situent dans des zones de grande
sensibilité environnementale (zones
Natura 2000, sites classés, réserves
naturelles…). La contrainte écologique
et paysagère est particulièrement
forte dans la pointe du Cotentin dont
la quasi-totalité de la côte est classée
en espace remarquable au sens de
la loi du littoral. En outre, la zone du
Fromveur est un espace important
pour la reproduction de mammifères
marins.
Un travail d’information et de
concertation très en amont avec
les parties prenantes apparaît
nécessaire, afin de définir des
solutions acceptables pour
toutes les parties prenantes.
Une précision du cadre législatif
et réglementaire permettant de
lever l’insécurité juridique autour
de la traversée des espaces
remarquables sera de nature à
favoriser des solutions pérennes
avec un coût économique et
environnemental réduit pour la
collectivité.
La réalisation des ouvrages de raccordement en
mer réclame la maîtrise de techniques spécifiques
de pose et de protection des câbles
Le raccordement en mer représentera
un défi technique dans des zones de
forts courants marins (le Raz Blanchard
est le troisième courant de renverse
le plus fort au monde). Les travaux
seront conditionnés par les conditions
climatiques, et des méthodes de pose
spéciales devront être envisagées.
Les coûts et les délais de
réalisation du raccordement
sont donc indiqués à titre
exploratoire. Ils devront être
précisés par des études plus
détaillées.
ACCUEIL DE LA PRODUCTION HYDROLIENNE
Étude prospective de RTE
7
Le réseau terrestre existant présente une
capacité d’accueil de l’ordre de 1,5 GW, mais
devra être renforcé au regard du gisement total
actuellement estimé
En deçà de 1,5 GW, l’accueil de la
production hydrolienne ne nécessite
que des adaptations légères du
réseau du Cotentin, grâce à la capacité
d’évacuation apportée par la liaison
Cotentin-Maine. À partir d’1,5 GW des
mesures d’exploitation telle que la
limitation préventive de la production
pourraient être toutefois nécessaires,
de manière très exceptionnelle, afin de
garantir la sûreté du système électrique.
En tout état de cause, au-delà de
2,5 GW, le renforcement du réseau
terrestre est nécessaire. La création
d’une nouvelle liaison aérienne 400kV
entre la Basse-Normandie et l’ouest de
la Couronne parisienne permettrait
d’absorber la quasi-totalité du gisement
exploitable entre Aurigny et le Cotentin,
sans risque pour la stabilité des groupes
nucléaires de Flamanville ni contraintes
de transit.
Enfin, il convient de noter que le projet
d’interconnexion France-AlderneyBritain (FAB) pourrait influer sur
l’apparition des contraintes.
En situation d’export, il offre une voie
physique d’évacuation complémentaire
pour l’énergie produite dans le
Cotentin. En situation d’import
(typiquement lors des pointes de
consommation), ou lorsque la
production d’Aurigny débite vers
la France, ces flux s’ajoutent à ceux
résultant de la production hydrolienne
française.
Une répartition des fermes
entre plusieurs sites du
Cotentin (Aurigny, Raz
Blanchard et Raz Barfleur)
permettrait de tirer profit du
foisonnement des ressources
dû au décalage des marées
et d’utiliser au mieux les
quelques points terrestres de
raccordement possibles.
Les délais de raccordement dépendent de la puissance à raccorder
Pour des fermes expérimentales ou
pré-commerciales raccordées en
moyenne tension (HTA), les délais
de raccordement sont en premier
lieu conditionnés par le délai de
réalisation des ouvrages HTA, qui
ne relèvent pas de la compétence
RTE. Toutefois, à partir d’une certaine
puissance, des adaptations du réseau
public de transport à haute tension
deviennent nécessaires : elles peuvent
généralement être réalisées dans un
délai de 3 à 5 ans.
8
Réalisable à court
ou moyen terme,
le raccordement de
fermes expérimentales
ou pré-commerciales
permettra de tester
rapidement et à moindre
coût la technologie
hydrolienne et de favoriser
l’émergence de la filière.
ACCUEIL DE LA PRODUCTION HYDROLIENNE
Étude prospective de RTE
En particulier, sur le Raz Blanchard,
RTE a déjà enregistré des demandes
de raccordement de projets hydroliens
qui saturent l’essentiel des capacités
disponibles. Si cette file d’attente
n’évolue pas, des travaux significatifs
sur le réseau de transport seront
nécessaires, y compris pour accueillir
des fermes expérimentales de faible
puissance.
Le raccordement de fermes
commerciales au réseau à très haute
tension nécessite pour sa part de 6
à 7 ans (avec environ 4 à 5 ans de
procédures administratives et 2 ans
de travaux). Enfin, si le renforcement
du réseau 400 kV par de nouveaux
ouvrages s’impose, RTE estime le délai
nécessaire à une dizaine d’années, en
intégrant à la fois les délais techniques
et administratifs.
Ces délais peuvent paraître importants.
Plusieurs facteurs d’accélération
potentiels des projets ont été
identifiés et sont en cours d’expertise
: mutualisation des études sousmarines par les pouvoirs publics,
cumul de plusieurs autorisations
dans un même acte administratif (par
exemple, déclaration d’utilité publique,
autorisation d’occupation du domaine
maritime, arrêté de mise en servitude,
autorisation de passage en espace
remarquable, approbation du projet
d’ouvrage), anticipation des processus
de concertation…
La mise en œuvre d’un
cadre coordonné par l’État,
précisant la puissance et la
localisation de la production,
avec la mise à disposition
des surveys géophysiques
sous-marins, permettrait à
RTE d’anticiper des études
techniques et l’organisation
de la concertation. Il serait
ainsi possible de gagner
environ un an dans le planning
prévisionnel de raccordement.
Les stratégies de raccordement varient en fonction de la puissance
et de la localisation de la production à raccorder 2
Les schémas techniques de
raccordement varient selon la taille
des fermes hydroliennes.
Lorsqu’elles ont une capacité cumulée
de 17 à 100 MW, les fermes
expérimentales ou pré-commerciales
peuvent être directement raccordées
par des câbles sous-marins moyenne
tension (« HTA ») de 20 ou 33 kV
jusqu’à un poste de transformation («
HTA/HTB ») situé à terre et permettant
d’élever la tension. Ce poste sera
lui-même raccordé au réseau public
de transport à haute tension (HTB :
63 ou 90 kV). La capacité d’accueil du
réseau HTB peut aller jusqu’à 150 MW
selon les stratégies de raccordement
envisagées. Le coût de raccordement
relevant du réseau public de transport
se situerait entre 10 et 20 M€ pour
l’hydrolien du Cotentin. En ce qui
concerne le Fromveur, la capacité
d’accueil est de 60 MW. Le poste de
transformation pourrait se situer sur
Cette première phase
de raccordement de
fermes expérimentales et
pré-commerciales doit permettre
de recueillir le plus possible
d’enseignements propres à
limiter les risques techniques
pour la réalisation des ouvrages
en mer dans les phases
ultérieures.
l’Ile d’Ouessant et le coût de
raccordement relevant du réseau
public de transport est estimé à 70 M€,
compte tenu d’un plus grand
éloignement du gisement par rapport
à la côte.
Pour les fermes hydroliennes
commerciales, il paraît peu envisageable
de raccorder individuellement les fermes
sur un poste terrestre compte tenu
du nombre important de câbles HTA
qu’il faudrait réaliser et du nombre
des points d’atterrage associé. Ainsi,
au-delà d’une capacité supérieure à
100 MW, l’aménagement de platesformes de transformation en mer,
similaires à celles utilisées pour
les parcs éoliens en mer, doit être
envisagé. Cette solution évite de
multiplier les raccordements entre
les fermes et la terre, mais présente un
impact visuel certain.
2) Le chiffrage intègre exclusivement les coûts relevant du domaine de responsabilité de RTE, à savoir hors câbles de collecte HTA, câbles de raccordement HTA et
transformation HTA/HTB. Les estimations et analyses basées sur des appréciations à dire d’expert ne constituent pas un engagement de RTE. L’évolution de la file d’attente,
liée par exemple au développement des énergies renouvelables terrestres, pourrait modifier les conclusions de cette étude.
ACCUEIL DE LA PRODUCTION HYDROLIENNE
Étude prospective de RTE
9

London Array (300MW),
Grande-Bretagne
En l’état actuel des technologies, des
câbles sous-marins de 225kV seraient
installés par RTE entre les plates-formes
et le poste de livraison à terre. La taille
optimale de chaque ferme correspond
à la capacité du câble, soit 250 MW.
Il est toutefois possible de prévoir des
plates-formes équipées de plusieurs
transformateurs. Le coût du
raccordement relevant du réseau
public de transport irait de 100 M€
(pour 250 MW) à 300 M€ (pour 1 GW)3.
Pour un volume allant au-delà de
500 MW, les options de raccordement
en 400 kV alternatif seront étudiées
pour rechercher la solution optimale
sur le plan économique et
environnemental. Au-delà de 1,5 GW,
le recours à des câbles en courant
continu et à l’installation de stations de
conversion en mer (courant alternatif/
continu) sera également étudié. Le coût

Nysted (165 MW),
Danemark
d’une solution en courant continu est
difficile à estimer mais serait
probablement supérieur à 600 M€4.
Compte tenu de la rareté des points
terrestres de raccordement, l’enjeu est
de réaliser le raccordement des fermes
expérimentales tout en anticipant
le déploiement ultérieur des fermes
commerciales. Il s’agit de préserver la
possibilité d’utiliser les zones d’atterrage
avec des câbles de plus forte capacité
et d’éviter une possible dérive des
coûts pour la collectivité.
Compte tenu de la rareté des points
terrestres de raccordement, l’enjeu est
de réaliser le raccordement des fermes
expérimentales tout en anticipant le
déploiement ultérieur des fermes
commerciales. Il s’agit de préserver la
possibilité d’utiliser les zones d’atterrage
avec des câbles de plus forte capacité
et d’éviter une possible dérive des
coûts pour la collectivité.
Différentes solutions ont été envisagées
par RTE, pouvant consister à limiter la
taille des fermes expérimentales ou à
chercher les anticipations possibles de
travaux permettant, à un coût
raisonnable, de faciliter les phases
ultérieures de raccordement.
Pour une cohérence
optimale des investissements
et afin de minimiser les coûts
pour les consommateurs,
il est opportun de définir dès
la phase expérimentale la
stratégie de développement
de l’hydrolien et ses
modalités de mise en œuvre.
L’État et RTE devront
rechercher les moyens
pour prioriser dans la file
d’attente les projets les
plus susceptibles d’aboutir,
notamment ceux ayant
fait l’objet d’un processus
de sélection lorsqu’un tel
dispositif existe dans la zone
concernée.
3) Ce coût inclut la réalisation des liaisons à 225 kV en mer mais n’inclut pas le coût de réalisation de la plate-forme en mer et des équipements de transformation associés.
4) Ce coût inclut la station de conversion AC/DC en mer mais, comme précédemment, pas les plates-formes des différents lots raccordés à cette station de conversion.
10
ACCUEIL DE LA PRODUCTION HYDROLIENNE
Étude prospective de RTE
Modalités de financement et de partage de
responsabilités du raccordement
POUR LES FERMES EXPÉRIMENTALES
et pré-commerciales, chaque
producteur serait amené à financer
son raccordement aux réseaux publics
dans le cadre des règles actuellement
en vigueur. Il conviendra de définir
si les ouvrages HTA, notamment en
mer, et la transformation HTA/HTB
à terre relèvent des réseaux publics
de distribution ou d’ouvrages privés
appartenant aux producteurs. En
l’état actuel de la réglementation
et des pratiques, la transformation
HTA/HTB pourrait faire l’objet
d’une mutualisation entre plusieurs
producteurs ou relever d’un poste
des réseaux publics de distribution.
Le projet pourrait le cas échéant être
financé dans le cadre d’un S3REnR
(Schéma Régional de Raccordement
au Réseau des Energies Renouvelables),
conformément aux règles actuelles en
cours de déploiement pour le partage
des coûts à terre.
POUR LES FERMES COMMERCIALES,
la réalisation et le financement des
liaisons HTA entre ces fermes et le
poste en mer seront pris en charge
par les producteurs, RTE se chargeant
de la réalisation, de l’exploitation et de
la maintenance du raccordement entre
la plate-forme et le réseau terrestre.
La réalisation et l’entretien du poste en
mer (plate-forme et transformation)
est normalement prise en charge par le
producteur. Néanmoins, dans certains
cas, il pourrait s’avérer pertinent
techniquement de mutualiser les
plates-formes (lots inférieurs à 250 MW
dans le cas d’un raccordement en
225 kV, émergence de câbles 400 kV...).
Il serait alors préférable de recourir à un
gestionnaire unique de la plate-forme.
Cette responsabilité peut être prise en
charge de plusieurs façons : soit par
un producteur agissant pour le compte
des autres, soit par un tiers-aménageur
dédié.
Pour ce qui concerne le financement
des ouvrages du réseau public de
transport, il est juridiquement possible
d’organiser une règle de partage des
coûts entre les producteurs à travers
le dispositif des schémas régionaux de
raccordement aux réseaux publics des
énergies renouvelables, pour lesquels
une déclinaison « marine » est prévue
réglementairement. Toutefois, ce
dispositif apparaît plutôt adapté à des
filières de production sous obligation
d’achat, avec des ouvrages de
raccordement dont il est relativement
aisé d’établir le coût prévisionnel.
Pour les fermes commerciales
hydroliennes, une telle approche
présente un risque de dérive des coûts
pour la collectivité, compte tenu des
incertitudes relatives au gisement
exploité (estimation prévisionnelle des
volumes) et aux coûts de réalisation des
ouvrages en mer. Elle supposerait dans
tous les cas un « volet spécifique ».
Une autre approche, similaire
à celle retenue pour l’éolien
en mer, pourrait être adoptée
si l’État retient lui-même
une approche de type « appel
d’offres ». Une telle approche
apparaît moins risquée du
point de vue financier, dans
la mesure où elle permet
de répartir les risques entre
les différents acteurs et
d’adapter le plus étroitement
possible le raccordement aux
caractéristiques des projets
lauréats de l’appel d’offre.
Ici encore, si les ouvrages
de raccordement sont
mutualisables entre deux ou
plusieurs lauréats, il conviendra
de définir les règles de partage
des coûts et des risques.
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Étude prospective de RTE
11
Réseau de Transport d’Electricité
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92919 La Défense Cedex
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