Les interconnexions électriques et gazières en France

En juillet 2018, la CRE a publié son rapport intitulé « Les interconnexions électriques et gazières en France ». Il montre que les interconnexions contribuent de manière décisive à la compétitivité et à la fiabilité des systèmes électriques et gaziers français. La CRE est pleinement engagée dans l’amélioration de l’intégration du marché français au sein du système européen via l’harmonisation de règles communes et l’approbation de nouveaux investissements.

Les interconnexions jouent pleinement leur rôle tant en termes d’optimisation des recours aux différents moyens de production (et donc de minimisation des prix de l’énergie) que de la sécurité d’approvisionnement.

Les interconnexions ont ainsi contribué à faire face aux problèmes d’indisponibilité d’une partie du parc nucléaire en France pendant l’hiver 2016-2017 et aux baisses de disponibilité du gaz naturel liquéfié (GNL) liées à l’augmentation de la demande asiatique à la suite de la crise de Fukushima.

La CRE est résolument engagée dans l’amélioration de l’intégration des réseaux français dans le système européen, selon plusieurs axes : la contribution à l’amélioration continu et à l’harmonisation des règles d’utilisation des interconnexions, l’évolution de l’organisation du marché français et l’accroissement des capacités d’échange avec les pays voisins.

Les nouvelles interconnexions étant des projets complexes et coûteux, la CRE entend toutefois rappeler que les efforts d’investissement doivent porter sur des projets dont la valeur pour la collectivité est clairement établie, sur la base d’analyses coûts-bénéfices solides.

Le marché intérieur de l’énergie est une réalité

Utiliser efficacement les interconnexions nécessite un niveau suffisant d’harmonisation des règles de marché et d’utilisation de ces interconnexions. A ce titre, le troisième paquet législatif européen a représenté une étape déterminante avec l’introduction des « codes de réseaux » qui établissent des règles communes de fonctionnement. Sa mise en œuvre entre dans sa phase finale puisque l’ensemble des règlements prévus ont été adoptés et la priorité est désormais leur mise en œuvre complète.

Certaines règles de fonctionnement des interconnexions doivent en effet encore être améliorées. A titre d’illustration, dans la région CWE (Centre Ouest Europe), la CRE, avec ses homologues régulateurs concernés (Allemagne, Belgique, Pays-Bas et Autriche), a fait le bilan de la mise en œuvre du Flow Based, dont les bénéfices n’ont pas été à la hauteur des attentes : les capacités disponibles pour les échanges aux frontières ont été régulièrement limitées, du fait de contraintes internes dans certains réseaux nationaux en particulier en Allemagne. En conséquence, les régulateurs ont demandé aux gestionnaires de réseaux de mettre en œuvre des améliorations dès le printemps 2018, et de continuer à analyser les évolutions possibles. Les régulateurs continueront quant à eux d’assurer un suivi des résultats.

Aujourd’hui, les discussions portent sur les mesures à adopter dans le cadre du prochain paquet législatif européen  : la CRE considère que le cadre institutionnel européen doit rester suffisamment souple et proposer des mesures proportionnées aux bénéfices attendus, en particulier en ce qui concerne les marchés de l’électricité.

Évolution des échanges d’énergie aux frontières

En 2016 et en 2017, le solde des échanges d’électricité de la France s’est inscrit en baisse par rapport à 2015, passant de près de 60 TWh à environ 39 TWh d’exportations nettes, résultat de la baisse de la disponibilité du parc nucléaire français, se traduisant par la baisse des exportations (-17 TWh entre 2015 et 2017), associée à une légère augmentation des importations (+5 TWh). La France conserve cependant un solde exportateur net positif avec tous les pays voisins, à l’exception de la région CWE. Les interconnexions ont permis d’exploiter la complémentarité des parcs de production et des profils de consommation nationaux, permettant par exemple à la France de s’appuyer sur les imports lors des périodes de tension sur son système.

En ce qui concerne le gaz, en 2017, les importations par gazoduc ont représenté 83 % des approvisionnements et, bien qu’elles soient restées à un niveau relativement bas, les livraisons de GNL ont progressé par rapport à 2015, à la faveur d’une meilleure compétitivité de GNL. En ce qui concerne les réexportations, la France a atteint, en 2017, un niveau proche du maximum historique observé en 2014, avec notamment des volumes élevés vers l’Espagne. Le niveau d’interconnexion de la France lui assure un approvisionnement diversifié et une bonne intégration avec les marchés nord-européens. Si les prix sur le PEG Nord sont très proches des niveaux de référence observés sur le marché néerlandais (le TTF), le PEG Sud reste soumis à des pics de prix généralement liés aux tensions sur le marché du GNL. La mise en œuvre de la zone de marché unique au 1er novembre 2018 permettra au Sud de la France de bénéficier de la liquidité de marché et de prix identiques à ceux actuels dans la zone Nord.

La France poursuit le développement des interconnexions d’électricité

Sur le plan des infrastructures, ces dernières années ont été marquées par d’importantes évolutions. La nouvelle interconnexion électrique en Espagne, Baixas Santa-Llogaia, puis la mise en service du transformateur déphaseur d’Arkale en juin 2017 ont permis de doubler les capacités d’échange avec l’Espagne. D’autres lignes sont en construction, avec l’Italie (Savoie-Piémont) et la Grande-Bretagne (ElecLink et IFA2). Par ailleurs, l’accord trouvé en septembre 2017 entre la CRE et le régulateur espagnol sur le partage des coûts de l’interconnexion Golfe de Gascogne acte la réalisation d’une ligne offshore entre la Gironde et le Pays Basque espagnol qui doit porter les capacités d’échange avec l’Espagne de 2800 à 5000 MW. Ce projet s’est vu accorder un soutien financier européen très important d’un montant de 578 millions d’euros.

Dans le secteur du gaz, la principale évolution porte sur la création d’une zone de marché unique en France par la réalisation des projets Val de Saône et Gascogne-Midi, associés à des mécanismes de marché destinés à lever les contraintes de réseau résiduelles. Cette fusion des zones va permettre au sud-ouest de l’Europe d’accéder à des prix du gaz plus compétitifs et va favoriser le développement du marché de gros français, elle aura donc des effets bénéfiques au-delà des frontières de la France, notamment en Espagne et au Portugal. Alors que le réseau gazier français est aujourd’hui bien intégré au réseau européen (fin 2017, la France disposait deux fois plus de capacités de sortie et 50% plus de capacités d’entrée qu’en 2005), la CRE appelle à la plus grande prudence sur tout nouvel investissement dans des infrastructures gazières, à l’heure où la consommation de gaz devrait, selon toute vraisemblance, être appelée à baisser.


Un peu d’histoire…

Les réseaux européens d’énergie tels qu’ils existent sont le résultat d’une histoire qui, partant d’un réseau local façonné par les caractéristiques propres à chaque pays, a conduit à l’émergence de systèmes interconnectés. Le processus d’interconnexion des réseaux électriques à l’échelle internationale a commencé dans les années 1950 avec la volonté de développer les solidarités entre opérateurs nationaux, via des contrats d’exportation et des accords d’entraide favorisant la sécurité d’approvisionnement. La France y a joué un rôle important, fondé notamment sur ses capacités d’exportation apportées par son parc nucléaire. La constitution d’un réseau européen de gaz est quant à elle le fruit d’une croissance de consommation alimentée par des importations depuis les Pays-Bas, puis de la Russie, de l’Algérie et de la Norvège. Les gazoducs internationaux ont souvent été réalisés par des consortiums d’opérateurs et financés par réservation de capacités à long terme. Les interconnexions ainsi réalisées ont par la suite été la base de la construction du marché intérieur de l’énergie.


Le passage de l’hiver 2016/2017

Le système électrique européen a connu une période de forte tension entre les mois d’octobre 2016 et de février 2017. L’indisponibilité non planifiée d’une partie du parc nucléaire français (mais aussi de certaines centrales en Belgique et en Suisse), la faiblesse de la production d’énergies renouvelables et la vague de froid qui s’est abattue sur l’Europe à partir de janvier 2017 ont entraîné un recours massif aux moyens de production thermiques à combustible fossile et contribué à la hausse des prix de gros, avec des pics particulièrement élevés (jusqu’à 874 €/MWh le 7 novembre à 18h en France). A cette occasion, les importations ont occupé une place beaucoup plus importante que d’habitude dans l’approvisionnement de la France. Celle-ci a ainsi été importatrice nette pendant la seconde moitié du mois de janvier (89 % du temps), atteignant le solde importateur le plus élevé depuis 1980 pour ce mois (0,9 TWh), avec une inversion des flux notable avec l’Espagne et la Grande-Bretagne.