Les interconnexions : introduction
Les interconnexions permettent notamment :
- de développer la concurrence sur les marchés nationaux ;
- de bénéficier de la complémentarité de la demande et des parcs de production ;
- de pallier la variabilité des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) par le foisonnement et de réduire les coûts liés à leur intégration en mutualisant les réserves et les sources de flexibilité ;
- de faciliter l’opération des réseaux par la mise en œuvre d’une assistance mutuelle des gestionnaires de réseaux dans le cas d’une défaillance technique brutale, et d’un réglage commun de la fréquence dans le cas de réseaux synchrones.
La CRE œuvre pour le développement des capacités d’interconnexion et l’optimisation de leur utilisation via l’application des codes de réseau européens.
La situation française
Le réseau de transport d’électricité français est relié aux réseaux de six autres pays européens : le Royaume-Uni, la Belgique, l’Allemagne, l’Italie, l’Espagne et la Suisse. Ces dernières années, les capacités d’interconnexion de la France ont été renforcées, avec la mise en service de trois nouvelles interconnexions – deux avec la Grande-Bretagne (IFA 2 en janvier 2021 et ElecLink en mai 2022) et une avec l’Italie (Savoie-Piémont en novembre 2022) – et le renforcement d’interconnexions existantes avec la Belgique (Aubange-Moulaine en 2021 et Avelin-Avelgem en décembre 2022). En 2023, la capacité commerciale moyenne constatée mise à disposition par RTE a atteint 20,6 GW à l’export (soit une augmentation de 21 % par rapport à 2020). À l’import, elle a atteint 18,7 GW (+31 % par rapport à 2020), représentant plus de 12,5 % des capacités installées du parc de production français (ou 16 % en considérant les facteurs de charge des parcs éolien et solaire).
Les interconnexions françaises ont permis de développer des échanges d’énergie qui renforcent la sécurité d’approvisionnement et d’assurer une utilisation efficace des complémentarités entre parcs de production nationaux. Historiquement, la France, majoritairement exportatrice, s’appuie sur les interconnexions pour assurer le passage des pointes de consommation hivernales. Elle a eu particulièrement recours aux importations pour faire face à l’indisponibilité d’une grande partie de ses réacteurs nucléaires au plus fort de la crise à l’été 2022 et pendant l’hiver 2022-2023. Pour la première fois, en 2022, les importations ont dépassé les exportations. Si la France est restée exportatrice vers l’Italie et la Suisse, les autres frontières dont l’Allemagne, la Belgique, l’Espagne et la Grande-Bretagne ont apporté un soutien décisif pour faire face aux conséquences de la baisse de la production nucléaire et hydraulique en France. En 2023, la France a retrouvé un solde exportateur équivalent à la moyenne historique, et ce à l’ensemble des frontières, à l’exception de l’Espagne. Les taux d’utilisation des capacités d’interconnexions avec les pays bénéficiant d’un couplage des marchés avec la France sont relativement élevés, reflétant l’efficacité de ce mécanisme.
Deux nouvelles interconnexions, approuvées par la CRE, sont en cours de réalisation : Golfe de Gascogne avec l’Espagne et Celtic avec l’Irlande.
Le rôle de la CRE
Depuis 1996, l’Union européenne a adopté trois paquets législatifs (le quatrième paquet « Une énergie propre pour tous les Européens » est en cours d’adoption) ainsi qu’un règlement concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes (règlement (UE) n°347/2013).
L’ensemble de ces textes a pour objectif la création d’un marché commun de l’énergie et octroie des prérogatives aux autorités de régulation nationales dont la coopération s'organise dans le cadre de l’ACER, Agence de coopération des régulateurs de l’énergie.
Le développement des interconnexions
Les nouvelles interconnexions sont des projets coûteux et complexes : la CRE veille à ce que les décisions d’investissement soient prises sur la base d’analyses coûts-bénéfices solides.
Tous les ans, RTE doit établir un schéma décennal de développement du réseau (SDDR) où figure chaque projet d’interconnexion. La CRE examine ce plan et s’assure notamment de sa conformité avec le plan décennal de développement des réseaux européens (TYNDP, Ten Year Network Development Plan). Elle approuve, en outre, le programme annuel d’investissements de RTE.
La CRE accompagne RTE dans la réalisation des projets d’interconnexion, avec une attention particulière à la maîtrise des coûts et du calendrier. Pour cela, elle peut mettre en place une régulation incitative dont les modalités sont définies dans la méthodologie de calcul du tarif d’utilisation du réseau public de transport (TURPE HTB). Cette incitation comporte une part fixe liée au bénéfice du projet pour la collectivité, et deux parts variables qui portent sur l’écart entre les coûts prévus et réalisés et sur le taux d’utilisation de l’interconnexion.
Au niveau européen, le règlement n°347/2013 définit le statut de Projet d’intérêt commun (PIC) en vue de faciliter le développement des interconnexions. Il prévoit une procédure accélérée pour l’obtention des autorisations ainsi que des mécanismes facilitant le financement des projets, par exemple la possibilité d’obtenir un accord de partage des coûts d’investissement auprès des régulateurs concernés par le PIC. Les projets ayant fait l’objet d’une décision de répartition transfrontalière des coûts sont éligibles, sous certaines conditions, à une aide financière européenne. La CRE a conclu en 2017, pour le projet Golfe de Gascogne, un accord de partage des coûts avec la CNMC, le régulateur espagnol. Ce projet bénéficiera a bénéficié d’une subvention européenne de 578 M€, dont l’attribution a été actée en 2017.
Le régime régulé est le régime de principe pour le développement des interconnexions. Toutefois, d’autres acteurs peuvent construire et exploiter des interconnexions lorsque le degré de risque est particulièrement élevé et que l’interconnexion n’aurait pu être développée faute d’octroi d’une dérogation. Pour cela, ils doivent obtenir une dérogation les exemptant de l’application de certaines dispositions législatives (voir la délibération de la CRE du 29 mars 2012 portant communication sur l’application de l’article 17 du règlement (CE) n°714/2009 du 13 juillet 2009).
L’utilisation des interconnexions
Les autorités de régulation contrôlent les règles d’accès aux interconnexions élaborées par les gestionnaires de réseaux de transport.
La CRE dispose du pouvoir d’approuver formellement les règles de calcul et d’allocation des capacités d’interconnexion (décret n° 2006-1731 du 23 décembre 2006). Ces règles font l’objet d’une harmonisation dans le cadre du troisième paquet européen qui généralise le couplage des marchés grâce aux codes de réseau.
Pour s’assurer de l’efficacité des mécanismes en vigueur, la CRE surveille l’utilisation des capacités d’interconnexion (article 37, §6 et §10 de la directive 2009/72/CE du 13 juillet 2009) : elle analyse notamment les taux d’utilisation des interconnexions et le niveau de convergence des prix. Elle publie régulièrement un rapport sur les interconnexions.
La coopération entre les autorités de régulation européennes
La CRE coopère avec ses homologues européens dans ses missions liées au développement et à l’utilisation des interconnexions. Cette coopération a été renforcée par le troisième paquet énergie (directive n° 2009/72/CE et règlement (CE) n° 714/2009 du 13 juillet 2009), avec la création de l’ACER, Agence de coopération des régulateurs de l’énergie.
A ne pas manquer
La CRE publie son rapport « Les interconnexions françaises au cœur de l’Europe : vitales face à la crise, indispensables pour la décarbonation ».
Investissements
Le réseau public de transport d'électricité
Les prévisions d’investissements de RTE, gestionnaire du réseau public de transport d'électricité, se maintiennent à un niveau élevé : environ 2.1 Md€ par an en moyenne sur la période 2021-2024.
La planification et la réalisation des investissements
Elles s’organisent autour de deux axes :
- RTE doit établir et mettre à jour un schéma décennal de développement de son réseau qui mentionne les principales infrastructures de transport qui doivent être construites ou modifiées de manière significative dans les dix ans. Ce schéma répertorie les investissements déjà décidés et les nouveaux investissements à réaliser dans les trois ans (plan triennal), en fournissant un calendrier de tous les projets d'investissements ;
- RTE élabore chaque année un programme d'investissements qui indique les dépenses envisagées pour l’année.
Le cadre réglementaire
La législation en vigueur donne compétence au régulateur pour se prononcer sur les programmes annuels d’investissements du gestionnaire de réseau de transport et sur son schéma décennal de développement.
RTE doit :
- transmettre à la CRE pour approbation son programme annuel d’investissements, en application des dispositions du 2° de l’article L. 134-3 et du II de l’article L. 321-6 du code de l’énergie ;
- élaborer, chaque année, un schéma décennal de développement du réseau de transport d'électricité, conformément à l’article L. 321-6 du code de l’énergie qui transpose la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009. La directive 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 prévoit dorénavant que les gestionnaires de réseaux de transport élaborent un tel schéma tous les deux ans.
Conformément aux dispositions de l’article L.321-6, la CRE :
- vérifie que « le schéma décennal couvre tous les besoins en matière d'investissements et [qu]'il est cohérent avec le plan européen non contraignant élaboré par le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport » ;
- consulte, dans ce cadre, les utilisateurs du réseau public de transport et rend publique la synthèse de cette consultation.
Elle peut, sous certaines conditions, mettre en demeure RTE de réaliser un investissement qui aurait dû être réalisé en application du plan triennal.
Les enjeux
Les investissements dans le réseau de transport d’électricité s’inscrivent dans une perspective de long terme et s’appuient sur des scénarios d’évolution de la consommation et du parc de production.
Dans son étude prévisionnelle « Futurs énergétiques 2050 » publiée fin 2021, RTE a rendu publics des scénarios d’offre et de demande à l’horizon 2050. Ces scénarios se caractérisent par :
- une augmentation de la consommation nationale d’électricité, celle-ci étant plutôt stable ou en légère baisse ces dernières années ;
- et des futurs potentiellement très contrastés en termes de mix énergétique.
La prise en compte de ce nouveau contexte dans les décisions d’investissements s'inscrit dans les nouveaux défis posés par la transition énergétique.
Les réseaux publics de distribution d'électricité
Les dépenses d’investissements prévues sur la période TURPE 6 (2021-2024) d’Enedis, gestionnaire du réseau de distribution d’électricité sur 95% du territoire, sont de l’ordre de 3,9 Md€/an, dont 226 M€/an en moyenne pour le projet de comptage évolué Linky.
Enedis doit élaborer, tous les deux ans, un plan de développement de réseau, conformément à l’article L. 322-11 du code de l’énergie qui transpose l’article 32 de la directive européenne 2019/944 sur le marché intérieur de l’électricité. Ce plan est soumis, après consultation des différents acteurs, à la CRE qui peut demander à ce qu’il soit modifier.
En revanche, contrairement aux investissements relatifs au réseau de transport d’électricité, la CRE ne dispose pas de compétence d’approbation conférée par la loi pour les programmes d’investissements des gestionnaires de réseau de distribution (GRD).
En application de l’article L.2224-31 du code général des collectivités territoriales et de l’article L.111-56-1 du code de l’énergie, tel que modifié par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, les programmes prévisionnels des investissements envisagés sur les réseaux de distribution sont élaborés à l'occasion des conférences départementales organisées sous l’égide des préfets et soumis à l’examen du Comité du système de distribution publique d'électricité.
Le TURPE 5 HTA-BT, dont le niveau est notamment déterminé par la trajectoire prévisionnelle des investissements communiquée par Enedis, couvre l’ensemble des charges de capital des investissements réalisés et permet à Enedis de réaliser l’ensemble de son programme d’investissements.