Le raccordement des parcs éoliens en mer

20/10/2018
Publication REE REE 2018-4 Dossier Eoliennes offshore
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2018-4:23829
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Le raccordement des parcs éoliens en mer

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REE N°4/2018 Z45 EOLIENNES OFFSHORE DOSSIER 1 Le raccordement des parcs éoliens en mer Gro Wæraas de Saint Martin RTE Pilote de projets de raccordements offshore à RTE The rapid development of wind farms in Europe at increasingly competitive prices goes hand in hand with an equally fast evolution of grid connections. Today, HVAC technology is dominant, despite steadily in- creasing connection distances. Offshore grid components also progress and adapt thanks to R & D: static or dynamic cables; bottom fixed, floating or submarine substations. Many studies have concluded that there is an economic and environmental interest to build single connections ser- ving several offshore wind farms, but also to develop hybrid HVDC assets combining interconnections between countries and connections of offshore wind farms. The degree of asset sharing and standardization, total connection distance, bathymetry, soil types as well as the need for reinforcement of the onshore network, generally explain the differences in economic performance regarding offshore grid connections in Europe. France has a strong development potential for offshore re- newable energy. 11 projects are currently underway, and new connections, potentially serving several wind farms, will be planned through the governmental “Programmation plu- riannuelle de l’énergie (PPE)”. The design of the offshore substation, a new responsibility of RTE, will take into account the results of consultations with stakeholders and the aca- demic world, and could lead to innovative multi-purpose platforms. ABSTRACT Le développement rapide de parcs éoliens en Europe à des prix de plus en plus compétitifs s’accompagne d’une évolution tout aussi rapide des raccor- dements associés. Aujourd’hui, la technologie HVAC domine le paysage, malgré des longueurs de raccordement de plus en plus importantes. Les composants du raccordement évo- luent également grâce à la R&D : câbles statiques ou dyna- miques ; postes en mer posés, flottants ou sous-marins. De nombreuses études ont conclu sur l’intérêt économique et environnemental non seulement de développer un seul raccordement desservant plusieurs parcs, mais également de mutualiser les fonctions raccordement et interconnexion en HVDC. Le degré de mutualisation et de standardisation, la distance entre le parc en mer et le point de raccordement à terre, la bathymétrie et la nature des fonds ainsi que les besoins de renforcement du réseau terrestre expliquent les différences de performance économique des raccordements en Europe. La France dispose d’un fort potentiel de développement des énergies renouvelables en mer. 11 projets sont actuelle- ment en cours, et de nouveaux raccordements, potentiel- lement mutualisés, seront planifiés via la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Le design du poste en mer, nouvelle responsabilité de RTE, fera l’objet de l’objet de concertations avec les territoires intéressés et le monde académique et pourra conduire à des plates-formes multi- usages innovantes. RÉSUMÉ Raccordement en mer à Jersey – Photo : RTE. 46 ZREE N°4/2018 EOLIENNES OFFSHORE DOSSIER 1 Le parc éolien et son raccor- dement : les fondamentaux Les éoliennes en mer fonctionnent selon le même principe que les mo- dèles terrestres traditionnels : elles uti- lisent l’énergie cinétique du vent pour la transformer en électricité. Installées au large, elles permettent de capter des vents plus soutenus et plus réguliers, améliorant ainsi leur rendement. Le premier parc éolien en mer, instal- lé en 1991 à 2,5 km des côtes danoises, avait une puissance de de 4,95 MW et était raccordé en 10 kV. Aujourd’hui, si les parcs éoliens en mer et les infras- tructures électriques associées ont bien grandi, le raccordement constitue toujours un lien indispensable entre le monde maritime et le monde terrestre. Les technologies mises en œuvre Deux technologies de raccordement sont mises en œuvre aujourd’hui : le raccordement en courant alternatif (HVAC) et le raccordement en courant continu (HVDC). Si le courant continu s’est imposé pour les interconnexions électriques de grande distance grâce aux progrès réalisés dans l’électro- nique de puissance, le raccordement des énergies renouvelables en mer est un domaine qui reste, à l’exception de l’Allemagne, dominé par la technologie HVAC. En HVDC, les ouvrages ne gé- nèrent pas de puissance réactive ; il est donc possible de proposer des distances de raccordement très importantes. Les standards actuels permettent de transiter 1 000 MW avec une paire de câbles à +/-320 kV, et à moyen terme 1 500 MW en utilisant des liaisons à +/- 500 kV. En comparaison, il faut quatre tricâbles en 225 kV pour transporter la même puissance en HVAC. A puissance égale, le câble en HVDC est donc bien plus économique que le câble en HVAC et son empreinte environnementale plus faible. En revanche, le poids éco- nomique des stations de conversion en mer est tel que cette technologie n’est pertinente que lorsqu’on souhaite trans- porter de très fortes puissances et/ou sur de longues distances (typiquement à partir de 80 à 100 km de distance de raccordement). C'est également le cas lorsque les contraintes environnemen- tales en mer ou à l’atterrage sont parti- culièrement fortes. Signe de la domination persistante de Nikola Tesla sur Thomas Edison dans le domaine du raccordement des énergies renouvelables en mer, de nou- veaux records en matière de longueur de raccordement en 225 kV HVAC ont été battus successivement par le projet Gemini aux Pays-Bas, avec 110 km de distance de raccordement (mis en ser- vice en 2017), puis par le projet Hornsea One, avec 150 km (mise en service pré- vue en 2020). En effet, si la combinai- son de fortes puissances et de longues distances engendre la dégradation de la capacité de transmission de l’électricité des câbles1 , les possibilités de compen- sation de l’énergie réactive générée sont mieux comprises et donc mieux utilisées, avec des installations soit à terre, soit sur la plate-forme hébergeant le poste en mer (Gemini) et/ou sur une plate-forme intermédiaire (Hornsea). Les composants du raccordement Le raccordement comporte quatre composants principaux : le poste élec- trique (ou sous-station) en mer, le câble sous-marin, le câble terrestre et le poste électrique à terre (figure 1). 1 L’énergie réactive est générée ou consommée par les composants mêmes du réseau en réaction à la variation périodique des gran- deurs électriques. Elle peut être consommée ou produite par des groupes de production ou des compensateurs de puissance réactive, consommée par des bobines (selfs ou autres composants inductifs), ou produite par des condensateurs (ou autres composants capaci- tifs, comme les câbles).. Figure 1 : Schéma de raccordement – éolien posé – Source : RTE. REE N°4/2018 Z 47 Le raccordement des parcs éoliens en mer La liaison sous-marine est compo- sée d’un ou plusieurs tricâbles HVAC ou bicâbles HVDC, protégés par une gaine protectrice. Suivant la nature des fonds, et afin d’assurer la sécurité de l’ouvrage, le câble sera préférentiellement ensouil- lé dans le sédiment marin. Si l’ensouil- lage s’avère impossible, la liaison pourra être protégée par un enrochement, des matelas-béton ou des coquilles en fonte (figure 3). Le poste en mer est généralement installé sur une plate-forme en mer, avec des réalisations jusqu’à 40-50 m de profondeur d’eau2 . Les structures de fondation dépendent de la bathymé- trie et de la nature des sols. Elles sont le plus souvent en forme de monopiles ou jacket, mais on trouve également des fondations gravitaires ou en tripode (figure 4). Si la partie émergée (ou topside) d’un poste en mer en HVAC de 500 à 700 MW pèse environ 2 000 à 3 500 tonnes, en HVDC, un topside de même puissance pèsera plus de 10 000 tonnes, 2 Dans le domaine pétrolier, des plates-formes posées ont été construites jusqu’à 535 m de profondeur. Figure 2 : Câble tripolaire. Figure 3 : Ensouillage et protections du câble– Source : RTE. Figure 4 : Différents types de fondations – Source : Fransisco Miceli, (2012). Figure 5 : Schéma de raccordement d'un parc éolien flottant commercial – Source : RTE. 48 Z REE N°4/2018 EOLIENNES OFFSHORE DOSSIER 1 rendant nécessaires des moyens d’instal- lation spécialisés : navires de levage de très grande capacité ou des techniques d’installation en flottaison. La technologie du poste flottant, potentiellement intéressante au-delà de 50 à 60 m de profondeur, est en cours de développement. Une première réali- sation en 66 kV existe au Japon depuis 2013 mais quelques défis doivent en- core être surmontés afin de permettre un développement à des niveaux de tension supérieurs et à l’échelle com- merciale. Le système d’ancrage né- cessite des études et modélisations poussées en fonction des conditions hydrodynamiques, et les équipements haute tension (disjoncteurs, transforma- teurs) doivent être conçus pour résister à des accélérations inhabituelles à terre ou sur des postes en mer posés (Voir en figure 5 le schéma simplifié du raccor- r r dement d’une éolienne flottante avec un poste électrique flottant). Lorsque le poste en mer est flottant, un câble dynamique, conçu pour ab- sorber les mouvements du flotteur liés à la houle et aux courants marins, doit être installé entre le câble statique posé sur le fond marin et le flotteur. Les câbles dynamiques sont disponibles industriel- lement en 66 kV et mis en service en 33 kV dans le cadre du projet Hywind en Ecosse3 , mais le développement au- delà de 145 kV est encore en cours. Le poste sous-marin en HTB est en cours de développement, en HTA dans le monde du pétrole et du gaz4 La transposition en HTB répond en premier lieu aux contraintes d’insertion environ- nementale du poste en mer pour la technologie hydrolienne, les turbines étant immergées et invisibles depuis les côtes. Le concept a fait l’objet d’une première étude de faisabilité de RTE en 2017 (figure 6), concluant à un intérêt économique potentiel comparé à la solution posée, à condition de lever les verrous technologiques associés princi- 3 https://www.4coffshore.com/windfarms/ hywind-scotland-pilot-park-united-kingdom- uk76.html. Il n’y a pas de poste en mer pour cette première mondiale. 4 https://www.offshore-mag.com/articles/ print/volume-75/issue-1/subsea/statoil-s-sub- sea-factory-tackles-the-power-source-hurdle- p1.html palement à la connectique et aux straté- gies de maintenance associées. Les structures de raccordement Les structures de raccordement pro- posées aujourd’hui sont de plusieurs types (figure 7) : Le projet de R&D OMDYN 2, lauréat de l’AAP EMR ITE 2017 de France Énergies Marines et l’ANR, vise la caractérisation multi-phy- sique des câbles dynamiques pour les EMR flottants. Le projet LISORE, engagé dans le E E cadre de France Energies Marines à partir de janvier 2019 sous le pilo- tage scientifique de RTE, vise à défi- nir une feuille de route afin d’aboutir à des solutions économiquement performantes pour les technologies flottantes et sous-marines. Ces deux projets devraient permettre de faciliter le dévelop- pement de solutions flottantes et sous-marines. Figure 7 : Configurations radiale, mutualisée et hybride – Source RTE. Figure 6 : Poste sous-marin – Source RTE. REE N°4/2018 Z 49 Le raccordement des parcs éoliens en mer s CONlGURATION RADIALE AVEC UN RACCOR- dement par parc ; s CONlGURATION MUTUALISÏE AVEC PLU- sieurs parcs par raccordement ; s CONlGURATIONHYBRIDE MUTUALISANTÌLA fois production renouvelable et inter- connexion. De nombreuses études démontrent depuis une dizaine d’années5 l’inté- rêt économique et environnemental à mutualiser interconnexions et raccorde- ments de production renouvelable en mer, grâce à l’optimisation des infrastruc- tures : les échanges d’électricité trans- frontière ainsi que la production EnR sont variables, et les deux ne sont pas corré- lés. Récemment, un consortium de GRT d’électricité et de gaz (TenneT, Energinet et Gasunie), the North Sea Wind Power Hub, a estimé qu’une réduction des 5 Greenpeace (2008), EWEA (2009), NSCOGI (2011), 3E (2012), Twenties (2013), Commis- sion Européenne (2014), E-Highways (2013), Ecofys (2017), IFRI (2018) coûts de 30 % était possible avec un développement international coordonné de projets hybrides6 , ce qui conduirait à redonner une attractivité économique à la technologie HVDC. Toutefois, ces ini- tiatives ont toujours buté sur des freins technologiques (absence de disjoncteur en courant continu suffisamment puis- sant) et réglementaires. La seule excep- tion à ce jour est le cas des parcs éoliens de Kriegers Flak7 , qui débitent à la fois vers le Danemark et l’Allemagne grâce à la liaison d’interconnexion Combined Grid Solution, une liaison en HVAC avec 6 https://northseawindpowerhub.eu/wp- content/uploads/2017/11/Concept-Paper- 1-The-Vision.pdf 7 Un autre projet d’interconnexion en HVDC, France Aurigny Grande Bretagne (FAB), com- binant production hydrolienne et intercon- nexion entre la France et le Royaume-Uni, initialement prévu en 2022, est actuellement arrêté suite à une décision de la Commission de régulation de l’énergie en attendant que soient clarifiées les conditions de sortie du Royaume-Uni de l’Union européenne. une station de conversion back to back en Allemagne permettant la mise en relation de deux systèmes asynchrones. Notons toutefois que les parcs sont clai- rement rattachés à l’un ou l’autre des deux pays, la fonction interconnexion n’étant utilisée qu’en mode secours. Les deux autres types de structures sont en revanche mises en œuvre dans plusieurs pays, comme nous allons le voir dans ce qui suit. Panorama européen Fin 20178 , il y avait près de de 16 GW d’énergies marines renouvelables (EMR) installé en Europe. Deux pays devancent nettement les autres en termes de vo- lume : la Grande-Bretagne, avec 6,8 GW de puissance installée (43 % du total), et l’Allemagne avec 5,3 GW (soit 34 %). Le Danemark, les Pays-Bas et la Belgique re- présentent pour leur part entre 6 et 8 % chacun, ces cinq pays totalisant 98 % de la puissance installée en Europe. Une vision plus prospective à cinq ans fait ap- paraître une baisse de la part relative de la Grande Bretagne en termes de mises en service annuelles, une montée signifi- cative des Pays-Bas et l’entrée dans le jeu de la France. A 2030, WindEurope table sur une capacité installée de 70 GW, avec 22,5 GW en Grande-Bretagne, 15 GW en Allemagne et 11,5 GW aux Pays-Bas (figure 8). Dans cette course aux volumes, on observe que la taille unitaire des parcs augmente également : si en 2017, la puissance moyenne des parcs mis en service était de 493 MW (en augmentation de 34 % par rapport à 2016), la moyenne des parcs autorisés atteint désormais 700 MW. Economiquement, l’évolution à la baisse des prix de l’éolien en mer s’est accélérée depuis trois ans, menant à l’apparition, hors raccordement, d'ap- pels d’offres sans subvention (Pays-Bas et Allemagne, voir la figure 9). 8 Source : Offshore Wind in Europe - Key trends and statistics 2017, Wind Europe. Figure 8 : Projets de parcs éoliens en Europe à horizon de cinq ans – Source : WindEurope (2017). Figure 9 : Evolution des prix des appels offres éoliens posés (2015-2018) - Source : PWC. 50 ZREE N°4/2018 EOLIENNES OFFSHORE DOSSIER 1 Cette réduction a été obtenue grâce à plusieurs facteurs9 : s UNMODÒLEDEDÏVELOPPEMENTHOMO- gène fondé sur la prise en charge du raccordement par le GRT, une plani- fication et une concertation amont permettant de sélectionner les zones de développement, et des études de dérisquage (voire des autorisations) fournies aux candidats avant le lance- ment de l’appel d’offres ; s DESTURBINESPLUSGRANDESETLAMONTÏE en compétences de la filière ; s UNPRIXDELACIERETDESTAUXDINTÏRÐT bas ; s DESEFFETSDESÏRIELIÏSAUVOLUMEDES investissements, multipliés par 10 en Europe entre 2010 et 201710 . La vision par les prix des appels d’offres est néanmoins partielle. Les parcs « sans subventions » ne sont en effet pas « gratuits » pour la collectivité : il convient de rajouter le coût du raccor- dement et de renforcement éventuel du réseau terrestre. En moyenne, si le coût du raccordement représente entre 10 et 15 % du coût total des projets11 , il est probable qu’avec la baisse des coûts de l’éolien et l’augmentation des distances de raccordement, la part relative du coût réseau augmentera12 . Plusieurs facteurs influent sur le coût « réseau » : s LESPARAMÒTRESPHYSIQUESBATHYMÏTRIE nature des sols, distance de raccorde- ment) ; 9 https://www.pwc.nl/nl/assets/documents/ pwc-unlocking-europes-offshore-wind-potential. pdf 10 A. Rabain : « La guerre des prix de l’éolien offshore », mars 2018. 11 Sources : Catapult (https://ore.catapult.org. uk/app/uploads/2018/02/Transmission- Costs-for-Offshore-Wind.pdf) et RTE (estima- tion interne). 12 Pour un parc du Round 3 en Grande Bre- tagne, cette part a été estimée à 45 % par un consultant indépendant (source : http:// www.transmissionexcel.com/wp-content/ uploads/2015/04/OWPB-Grid-Group-Cost- Reduction.pdf) s LEDEGRÏDESTANDARDISATIONETDEMU- tualisation ; s LE COßT DU RENFORCEMENT DU RÏSEAU terrestre. Voyons comment se situent les pays les plus dynamiques (Grande-Bretagne, Allemagne, Pays-Bas) et la France par rapport à ces critères. En termes de distance à la côte, les parcs allemands se distinguent net- tement, avec des raccordements très longs. En effet, tandis que le Royaume- Uni et le Danemark ont pu développer des parcs plus près de la côte grâce à un régime de vent plus favorable (44 % de taux de charge en moyenne au Royaume-Uni13 et 46 % au Danemark sur les 12 derniers mois), les Allemands ont dû aller nettement plus loin (fi- gure 10) pour obtenir un taux de charge moins favorable (41 %). Le coût de raccordement sera donc plus élevé en Allemagne, et ce d’autant plus que les opérateurs allemands ont largement opté pour la technologie HVDC. A contrario, le Danemark pré- sente des conditions physiques très favo- rables, de nature à réduire les coûts de raccordement. 13 http://energynumbers.info/ La nature des fonds est quant à elle généralement plus favorable en mer du Nord (sableuse) qu’en Grande-Bretagne ou en France (plus souvent rocheuse), influant sur la vitesse de pose et les technologies d’ensouillage ou de pro- tection. Le degré de standardisation et de mutualisation est maximal aux Pays-Bas depuis que l’Etat néerlandais a confié le raccordement offshore à Tennet : chaque raccordement est com- posé d’un poste en mer mutualisé en 66/225 kV d’une capacité de 700 MW, avec deux câbles export acheminant l’énergie vers le réseau terrestre. Grâce à la planification de l’Etat prévoyant un ap- pel d’offres de 700 MW par an, Tennet peut anticiper et mutualiser les études et les achats. Il est en revanche minimal en Grande-Bretagne, où chaque produc- teur réalise le raccordement avant de le céder à un opérateur privé spécialisé (OFTO)14 . De ce fait, il n’existe aucune incitation à mutualiser ou à standardiser, chaque parc ayant son propre raccorde- ment , avec un niveau de tension variant 14 Offshore Transmission Owner, des opérateurs privés spécialisés dans la maintenance de liai- sons off-shore. Figure 10 : Profondeur et distance à la côte des parcs éoliens en mer en Europe. Source : Fraunhofer IWES. REE N°4/2018 Z 51 Le raccordement des parcs éoliens en mer entre 130, 150 et 225 kV et des coûts de raccordement15 plutôt élevés (figure 11)16 . Quant aux renforcements du ré- seau terrestre induits par les raccor- dements de parcs éoliens en mer, ils sont parfois très significatifs. Ainsi, en Allemagne, où la production est concen- 15 Voir par exemple la zone de Walney- Ormonde, avec six parcs éoliens. 16 Les « Final Transfer Value » (coût de cession du raccordement du producteur vers l’OFTO) par raccordement varie ainsi entre 0,3 et 1,14 £/MW (https://ore.catapult.org.uk/app/ uploads/2018/02/Transmission-Costs-for- Offshore-Wind.pdf) trée dans le Nord du pays tandis qu’une part significative de la consommation se trouve dans le Sud, les gestionnaires de réseau estiment à 18 milliards d’euros17 le coût des renforcements du réseau terrestre. Ce coût est à mettre en rela- tion avec la cible de développement de l’éolien en mer de 12,7 GW, soit 1,4 MF/MW à rajouter aux coûts directs de raccordement. Enfin, le rythme des renforcements (souvent en aérien) étant bien plus lent que le rythme des raccordements, des coûts de redispat- 17 https://www.netzausbau.de/SharedDocs/ FAQs/DE/Allgemeines/05_Kosten.html ching et d’indemnisation18 sont encore à rajouter à la facture. La situation en France : l’enjeu de la planification La France dispose d’un fort poten- tiel de développement des énergies renouvelables en mer, compte tenu des atouts naturels de son territoire : un espace maritime métropolitain de 375 000 km2 , un régime de vent favo- rable et l’un des principaux gisements hydroliens du monde. La loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la crois- sance verte (LTECV) vise un objectif de 32 % d’énergies renouvelables dans la consommation énergétique à l’hori- zon 2030. Les énergies renouvelables en mer représentent un levier essen- tiel dans l’atteinte de cet objectif. Pour l’éolien posé, la Programmation plurian- nuelle de l’énergie (PPE)19 , qui décline de façon concrète les objectifs de la 18 Ces coûts se situent autour d’un milliard d’euros par an en Allemagne, mais la part de l’éolien offshore dans ces mesures est difficile à quantifier (source : BNA). 19 La PPE est en cours de révision. La mise à jour sera publiée pour consultation en septembre 2018. 20 Ce projet est raccordé sur le réseau public de distribution. Son avenir est incertain compte tenu de l’annonce par Naval Energie. Figure 11 : Coût de l'éolien en mer raccordement inclus – Source: NREL. Data source 4Coffshore. Projet Producteur Puissance Technologie Distance de raccordement Tension de raccordement Dunkerque N.A 400 à 600 MW Posé 23 225 kV Dieppe Le Tréport LEM 496 MW Posé 27 225 kV Fécamp EMF 498 MW Posé 58 225 kV Calvados EMF 450 MW Posé 39 225 kV Groix Eolfi 24 MW Flottant 29 66 kV Saint Nazaire EMF 480 MW Posé 60 225 kV Saint Brieuc Ailes Marines 496 MW Posé 50 225 kV Yeu-Noirmoutier LEM 496 MW Posé 56 225 kV Leucate Engie 24 MW Flottant 22 66 kV Gruissan Quadran 24 MW Flottant 22 33 kV Faraman EDF EN 24 MW Flottant 28 66 kV Raz Blanchard EDF EN 14 MW Hydrolien 8 20 kV20 Tableau 1 : Projets d’énergie marine en développement en France. 52 Z REE N°4/2018 EOLIENNES OFFSHORE DOSSIER 1 politique énergétique, fixe un objectif de 3 GW de puissance installée et 0,5 à 6 GW de projets attribués à fin 2023. L’objectif cumulé pour l’éolien flottant et l’hydrolien au même horizon est de 100 MW de puissance installée et entre 0,2 et 2 GW de projets attribués. Lorsque les capacités installées sont en deçà des objectifs de la PPE, le mi- nistre chargé de l'Energie peut recourir à la procédure d’appel d'offres ciblées pour des technologies souhaitées. C’est ainsi que six projets ont été retenus successivement en 2011 et en 2013, un septième au large de Dunkerque étant prévu fin 2018 suite au dialogue concurrentiel mis en œuvre en 2017. De la même manière, des appels à projets ont été lancés pour des parcs pilotes hydroliens et éoliens flottants respectivement en 2014 et en 2015. C’est ainsi qu’un parc pilote hydrolien et quatre parcs pilotes éoliens flottants sont en développement aujourd’hui. RTE raccorde 11 projets sur 12, le parc hydrolien étant destiné à être raccordé par ENEDIS (Tableau 1). Depuis le 1er appel d’offres, RTE tra r - vaille de concert avec l’Etat dans l’iden- tification des zones propices en amont du lancement des appels d’offres, s’as- surant notamment de l’adéquation de la capacité d’accueil par rapport aux volumes visés, évitant ainsi des renfor- r r cements du réseau terrestre. Jusqu’à présent, ce travail n’a pu être réalisé à l’échelle d’un seul appel d’offres, sans qu’une vision long terme puisse être proposée par l’Etat. La PPE actualisée à la fin 2018 devrait comprendre un calendrier de publication des appels d’offres, nou- veauté essentielle comparée aux exer- r r cices précédents. Par ailleurs, pour chacune des quatre façades maritimes en métropole (Manche-Est - Mer du Nord, Nord-Atlantique - Manche Ouest, Sud-Atlantique et Méditerranée), un document de planification, le docu- ment stratégique de façade21 , est en cours d’élaboration. Ces documents, construits en concertation avec l’en- semble des parties prenantes, précise- ront les conditions de mise en œuvre de la stratégie nationale mer et littoral et mettront en œuvre la planification de l’espace maritime prévue par la direc- tive du 23 juillet 2014. Ces documents seront opposables, et comporteront des objectifs stratégiques et opérationnels à l’échelle de la façade et une carte des vocations des espaces maritimes. Les projets de documents tiennent compte des éléments apportés par RTE, notam- ment la capacité d’accueil disponible à l’échelle de la façade, analysée sur la base des scénarios long terme établis dans le cadre du Bilan prévisionnel22 . Suite au vote de la loi du 30 décembre 2017 dite « hydrocarbures », le raccorde- ment de la production renouvelable en mer dans le cadre des appels d’offres de l’Etat est désormais non seulement réalisé sous maîtrise d’ouvrage RTE, mais pris en charge financièrement par lui, les coûts étant désormais couverts par le tarif (TURPE) et non plus par le producteur (CSPE). De plus, le périmètre de RTE s’étend désormais (depuis l’ap- pel d’offres de Dunkerque) au poste en mer. Ces évolutions permettront à RTE d’anticiper les travaux de raccordement, de standardiser le design du poste en mer et potentiellement de mutualiser les raccordements de parcs dans une même zone, à condition que RTE dispose d’in- 21 Le Document stratégique de façade (DSF) est la réponse nationale à deux directives européennes, directive cadre “stratégie pour le milieu marin” (DCSMM, 2008), qui vise le bon état écologique des eaux marines, et la directive cadre “planification de l’espace ma- ritime” (DCPEM, 2014), qui vise notamment à promouvoir le développement durable des espaces. La planification de l'espace maritime est le processus par lequel l'Etat analyse et organise les activités humaines en mer, dans une perspective écologique, économique et sociale. 22 http://bpnumerique.rte-france.com/ L'AUTEUR Gro Waeraas de Saint Martin est pilote de projets de raccordements offshore à RTE. Par le passé, elle a notamment exercé des fonctions de management et de pilotage de pro- jets dans les domaines de la R&D, de l’environnement et du dévelop- pement de réseau, à EDF puis à RTE. REE N°4/2018 Z 53 Le raccordement des parcs éoliens en mer formations précises et fiables sur la loca- lisation effective des futures installations de production renouvelable. Des études dites de « dérisquage » et un débat public mis en œuvre en amont des appels d’offres, conduits de façon conjointe par RTE et l’Etat, permettront également de mieux caractériser les sites et de prendre en compte la perception du public et les attentes des parties pre- nantes dans le choix des zones. Conclusion Historiquement, le réseau électrique français a été développé pour transpor- r r ter une électricité produite à partir de sites de production centralisés, pilotables et capables de s’ajuster à la demande. Aujourd’hui, les énergies renouvelables intermittentes en mer prennent une part croissante dans le mix énergétique, né- cessitant un développement adapté des réseaux en mer et une plus grande flexi- bilité de l’exploitation. RTE accompagne la transition énergétique et cherche à optimiser le développement des ré- seaux, à travers une participation active à la planification stratégique de l’espace maritime, la mise à disposition d’études nécessaires à l’identification des zones propices, un dialogue continu avec les parties prenantes et l’étude de solutions mutualisées, innovantes et flexibles. Les postes en mer : futures plates-formes d’innovation ? La stratégie nationale de la mer et du littoral adoptée par la France en 2017 prévoit que « le secteur des infrastructures doit s’intéresser aux perspectives ouvertes par les « plates-formes offshore multi-usages ». Ces dernières sont définies comme des structures permettant « le développement de zones d’activités en mer, facilitant l’implantation d’installations de valorisation des ressources maritimes ». Infrastructure d’environ 100m2 , située à 10-20 km de km des côtes et culminant 20 à 30 m au-dessus du niveau de la mer, connectée au réseau public de transport d’électricité et au réseau télécom par de la fibre optique, la plate-forme offshore permet le développement de nombreux services susceptibles de bénéficier à la collectivité : collecte et mise à disposition de données environnementales, raccordement de sites d’essais (consommation23 , production hydrolienne ou houlomotrice, stockage...), valorisation de la ressource maritime, services télécom, sécurité… Les usages possibles sont nombreux et feront l’objet de concertations avec les territoires intéressés et le monde académique, en s’assurant de la compatibilité de ces services avec les exigences de sécurité nécessaires à proximité d’un poste électrique en mer. Figure 12 : Vision futuriste proposée par le projet européen TROPOS. Figure 13 : Monitoring sur une plate-forme aux Pays-Bas. 23 A l’instar du projet Natick/Naval, un data center sous-marin en cours de test raccordé sur le site de l’EMEC en Ecosse. r