Les interconnexions électriques et gazières en France

Définition et rôle

Au sein du marché intérieur de l’électricité de l’Union Européenne, l’optimisation des interconnexions repose sur un principe clé : l'électricité est transférée de la région où son coût est le plus faible vers celle où il est le plus élevé.

Autrement dit, lorsque le prix de l’électricité est inférieur dans une région par rapport à une autre, l'électricité sera transférée de la région à bas prix vers celle à prix plus élevé. Ce mécanisme permet de niveler les prix et d’assurer une utilisation optimale des interconnexions.

Ce principe est appliqué par le biais d’un algorithme qui gère simultanément l’offre, la demande et les capacités d’interconnexion. Cet algorithme est utilisé dans le cadre du mécanisme de couplage unique journalier européen, qui fixe simultanément les prix et les volumes des échanges d’électricité entre les régions.

Ainsi, toute la capacité d’interconnexion disponible est utilisée lorsqu’il existe une différence de prix entre deux régions. Cela permet de réduire les coûts de production à l’échelle européenne et d’optimiser l’utilisation des interconnexions.

C’est ce qui renforce le marché intérieur de l’électricité de l’UE et permet une gestion optimale des ressources énergétiques entre les différents États membres.

Les interconnexions électriques en France jouent un rôle essentiel dans l'ajustement de l'offre et de la demande d'électricité. Elles permettent d'importer de l'électricité lorsque la production interne est insuffisante et d'exporter en cas de surplus. Ce système garantit la sécurité d'approvisionnement, optimise les coûts en exploitant les sources d'énergie les plus économiques, et renforce la résilience du réseau électrique face aux perturbations.

Elles facilitent également l'intégration des énergies renouvelables et illustrent la solidarité énergétique entre les pays européens, favorisant une meilleure gestion des crises énergétiques, comme observé entre 2020 et 2023.

Développement

Le développement du marché intérieur de l'énergie en Europe passe en grande partie par un renforcement des interconnexions électriques et gazières. Celles de la France avec ses voisins ont notamment été significativement améliorées au cours des dix dernières années à l’image de la mise en service en 2015 de la ligne électrique entre Baixas en Pyrénées-Orientales et Santa Llogaia en Catalogne. Cette dernière a permis de doubler la capacité de l’interconnexion électrique entre la France et l’Espagne (qui s’élève désormais à 2 800 MW).

Dans ce rapport publié mi-juin, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) dresse un état des lieux des interconnexions de la France avec les pays voisins et s’interroge sur la pertinence de renforcer certaines d'entre elles, face à des projets complexes et coûteux. Pour le gaz, le projet MidCat qui vise à renforcer l’interconnexion entre la France et l’Espagne coûterait par exemple près de 3 milliards d’euros (dont 2 milliards pour la partie française), sans qu’il présente, selon la CRE, un intérêt pour la sécurité d’approvisionnement française.

En ce qui concerne l’électricité, la France dispose, à fin 2015, de 13,5 GW de capacités moyennes d’exportation et de 9,8 GW de capacités d’importation (à comparer avec l’appel de puissance maximal enregistré sur le réseau français s’élevant à 102 GW). Le taux d’utilisation de ces interconnexions de la France dépasse 85% avec certains pays comme la Grande-Bretagne, l’Italie et l’Espagne en raison d’un différentiel de prix important.

Pour rappel, la France est le principal exportateur d’électricité en Europe (93,8 TWh en 2015 avec un solde net de 62,3 TWh), ses exportations étant principalement dirigées vers l’Italie, la Belgique et la Grande-Bretagne. Elle est toutefois importatrice nette vis-à-vis de l’Allemagne (d’où elle a importé 14,2 TWh et exporté 4,8 TWh en 2015), notamment en raison du fort développement de la production éolienne et photovoltaïque outre-Rhin qui n’est pas forcément corrélée à la demande.

En ce qui concerne le gaz naturel, les « capacités fermes d’entrée et de sortie » de la France à fin 2015 atteignent respectivement 3 585 GWh/j (+ 52% par rapport à 2005) et 658 GWh/j (+ 116%), suite à la mise en service de nouvelles interconnexions, notamment avec l’Espagne et la Belgique. Le marché français est ainsi bien interconnecté selon la CRE. La France dispose en outre de quatre terminaux méthaniers (Fos-Tonkin, Fos-Cavaou, Montoir-de-Bretagne et Dunkerque LNG dont la mise en service est prévue en septembre 2016) pour réceptionner du gaz naturel liquéfié (GNL).