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L'ALLEMAGNE DOIT MUSCLER SON RÉSEAU

Publié le

Enquête Pour sortir du nucléaire, notre voisin d'outre-Rhin parie sur de nouvelles sources d'électricité. Un objectif qui nécessite l'adaptation de son réseau de lignes à haute tension.

Les entreprises citées

Risque d'embouteillage sur le réseau allemand ! À mesure que sa production d'électricité d'origine renouvelable augmente, notre voisin d'outre-Rhin prend conscience que son salut électrique ne passera pas seulement par des implantations supplémentaires d'éoliennes et de parcs solaires. Il doit aussi se doter d'urgence de nouvelles lignes à haute tension pour amener jusqu'à l'utilisateur final tous ces watts. Pour la fédération allemande de l'énergie éolienne (BWE), c'est déjà une réalité. L'année passée, elle a recensé 1 085 arrêts forcés d'éoliennes sur 107 jours. En cause ? Des vents de force élevée faisant produire aux éoliennes plus d'électricité que le réseau ne pouvait en transporter. Les 8 et 9 décembre, l'incapacité du réseau à acheminer assez rapidement l'électricité éolienne vers les zones de consommation a forcé l'Allemagne à importer 1 000 MW d'Autriche. Une électricité issue de centrales de réserve, fonctionnant... au charbon et au pétrole !

Et le problème ne peut que s'amplifier. Le secteur solaire n'est pas encore touché par ces arrêts forcés mais s'attend à l'être prochainement. En effet, à l'horizon 2020, 110 000 MW de capacités en énergies renouvelables sont attendus, dont 47 000 MW pour l'éolien (14 000 pour l'offshore) et 50 000 MW pour le photovoltaïque. La nature particulière et fluctuante de ces sources complique encore les choses. Très grosses contributrices, les turbines offshore sont situées au nord du pays, en mer Baltique et mer du Nord, alors que les régions consommatrices se trouvent au sud et à l'ouest. Un projet de tracé d'autoroute nord-sud, prévu de longue date, pourrait combler ce manque. Par ailleurs, le réseau doit pouvoir fonctionner dans les deux sens, puisque les consommateurs deviennent eux-mêmes des producteurs. Terminé l'ancien schéma reliant centrale et client final. Selon l'agence allemande pour l'énergie (Dena), 3 600 km de lignes supplémentaires à 380 kV seront nécessaires d'ici à 2025. Sans cela, l'Allemagne pourrait passer à côté de ses objectifs ambitieux de 35 % d'électricité renouvelable d'ici à 2020... Faute d'avoir su conduire l'électricité là où on en avait besoin.

Plus facile à dire qu'à faire. Tous les gestionnaires du réseau de transport de l'électricité pointent de nombreux obstacles qui risquent de compromettre cette progression. Outre-Rhin, ils sont quatre à se partager la gestion des lignes de grand transport (220 et 380 kV). Parmi eux, TenneT, sous contrôle hollandais, gère 10 700 km de lignes sur une zone transversale allant du nord-ouest au sud-est, à savoir de la frontière avec le Danemark à celle avec l'Autriche. Et 600 kilomètres sont planifiés, pour un investissement qui n'a pas été explicité. On peut cependant tabler sur environ 1,2 million d'euros par kilomètre. Pour un réseau équivalent (11 000 km), la société Amprion s'occupe de l'ouest et du sud du pays. 800 kilomètres de lignes à 220 kV doivent être remplacés, sur des tracés identifiés comme prioritaires, notamment pour mener à bien la sortie du nucléaire. L'investissement se monte à 3 milliards d'euros, d'ici à 2020. Troisième en termes de longueur de réseau avec 9 750 km de lignes, le groupe 50 Hertz couvre, lui, une partie des länder de l'ancienne Allemagne de l'Est. Revendu il y a un an et demi par Vattenfall, il appartient désormais au belge Elia et à un fonds d'infrastructure australien. L'entreprise a annoncé en 2010 un programme d'investissement de 3,3 milliards d'euros d'ici à 2020 pour remplir les besoins en réseaux, offshore et onshore. Quatre projets sont déjà en cours d'autorisation pour un total de 475 km et 580 millions d'euros. Enfin, le dernier des quatre gestionnaires, EnBW Transportnetze, présent dans le Bade-Wurtemberg, gère 1 970 km de lignes 380 kV et 1 674 km de lignes 220 kV. L'Allemagne compte aussi une dizaine d'entreprises plus petites, qui se chargent du réseau régional, composé de lignes 110 kV. C'est le cas d'E.On Netz dans le land du Schleswig-Holstein. Là, 130 km de lignes 110 kV de son réseau existant doivent être renforcés et 52 km doivent y être ajoutés.

Autres technologies à l'étude

Quelles que soient leur localisation et leur taille, tous les gestionnaires rencontrent des difficultés sur le terrain. À commencer par la lourdeur administrative de la procédure d'autorisation, qui dure entre huit et dix ans. Celle-ci comprend notamment l'enquête des associations de protection de la nature et les réunions avec les riverains. Conscient du problème, le land du Schleswig-Holstein a signé en août 2011 un accord d'accélération du renforcement du réseau, dans lequel les acteurs « s'engagent à mettre tout en oeuvre pour accélérer les procédures d'autorisation ». Sur l'hostilité, souvent très virulente, de la population et des associations contre les projets de lignes, un constat s'est imposé : les riverains sont consultés trop tard, ce qui crispe le dialogue. Désormais, ils sont donc impliqués dès le début de la procédure.

Certains misent par ailleurs sur des technologies plus pointues. Jusqu'ici peu connu en Allemagne, l'enfouissement des câbles de 380 kV est, depuis 2010, en test sur quatre lignes pilotes. La solution reste coûteuse et le gouvernement pourrait accepter d'y recourir à condition que l'enveloppe ne dépasse pas d'un facteur 2,75 celle des lignes aériennes. Pour autant, cela ne résoudra pas tout. « En Thuringe, nous avions envisagé de faire passer un câble souterrain de quelques kilomètres sous une partie de la forêt. Pour beaucoup, c'était une atteinte trop grave au paysage, nous avons donc opté pour les lignes aériennes. Dans ce débat, il convient d'être très nuancé. Les câbles souterrains peuvent mieux s'adapter aux zones habitées, tandis qu'ils peuvent défigurer les zones naturelles protégées », complète Volker Kamm, de 50 Hertz. Autre option : augmenter la capacité du réseau actuel avec le transport de courant continu à haute tension ou les câbles haute température, pouvant fonctionner jusqu'à 150 °C sans dommage. Amprion les teste actuellement sur une ligne de 2 km. Ou solution plus courante : la surveillance des lignes aériennes. Si ces technologies peuvent faire exploser les budgets, elles doivent toutes être étudiées de front, afin de ne pas se retrouver avec des parcs flambant neufs mais produisant une électricité inutile en raison d'un réseau électrique non adapté.

1 700 km

au lieu de 3 600 km. Ce sont les besoins en nouvelles lignes, estimés par l'étude Dena, si l'Allemagne avait recours aux câbles haute température.

« Nous constatons de nombreux manques »

MICHAELA FIEDLER, porte-parole d'E.On Netz

Les quatre cinquièmes des arrêts forcés d'éoliennes recensés en 2011 concernaient E.On Netz. Pour quelle raison ? L'explication est surtout géographique. Notre zone couvre le Schleswig-Holstein et la Basse-Saxe, au nord du pays, où se situe la majorité des éoliennes. C'est aussi là que l'on constate de nombreux manques sur le réseau. Que se passe-t-il dans ce cas ? Le chapitre 12 de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) donne droit aux propriétaires d'éoliennes à une indemnité compensatrice pour ces pertes de production. Le renforcement du réseau risque de prendre encore du temps. Quelles sont les solutions à court terme ? La surveillance des lignes aériennes est envisagée. Pour cela, le vent et la température sont mesurés au moyen de stations météorologiques. Sous certaines conditions, la capacité des lignes peut alors être augmentée jusqu'à 70 %, ce qui permet de transporter plus d'électricité et de réduire le nombre de jours d'arrêt.

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