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Behrang Shirizadeh Profile picture
@BShirizadeh
Apr 21, 2021 • 12 tweets • 6 min read • Read on X
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Thread sur le raccordement et la connexion au réseau des parcs éoliens offshore⬇️

Commission Européenne (CU) dans sa stratégie à long-terme de décarbonisation prévoit 400GW de capacité installée des éoliens offshore en 2050.
ec.europa.eu/clima/policies…
Selon WindEurope, ça veut dire
Beaucoup d'éoliens offshore veut dire beaucoup de GW-km de réseau (grid) offshore. Vous avez peut-être entendu parler du projet PROMOTioN. Selon ENTSO-E et CU, le raccordement et la connexion pour 100GW d'éoliens offshore en 2030 devrait coûter 100-150Md€
promotion-offshore.net/results/delive…
C'est cher. Il faut d'abord comprendre les technologies utilisées.

RTE dans son rapport sur le SDDR 2019 (P.164) explique très bien:
Il s'agit de post électrique en mer + poste intermédiaire de compensation + les câbles (sousterraines et sous-marines).

rte-france.com/analyses-tenda…
Alors, selon le même rapport de RTE, le coût complet pour les AO1 et AO2 pour les éoliens offshore étaient de 150€/MWh (+~15€/MWh de raccordement - TURPE), mais pour le 3ème AO (Dunkerque) est ~50€/MWh (tout compris).
La raison de baisse des coûts est expliquée en p.168.
Dans ce rapport, RTE donne aussi un coût pour le raccordement (en incluant le poste en mer): 800€/kW, avec plusieurs leviers d'optimisation (utilisation de hub, adaptation à la capacité standard des matériels et standardisation), on peut arriver à 7Md€ pour 10GW (prévu 2035)
Notons que si on ajoute 2Md€ prévu pour les interconnexions en mer, ça devient presque moitié de l'ensemble des investissements prévus dans le SDDR pour la période 2021-2035 (20Md€).
Selon WindEurope, ces investissements seront très difficiles sans coopération public/privé.
Dans le rapport "industry position..." de WindEurope, il y a des exemples de "permitting" et de "ownership" des raccordements:
windeurope.org/policy/positio…
Je n'ai pas grande chose à dire sur le premier, la France n'est pas là, mais le système français est pareil à celui des Pays-Bas.
Pour le ownership, il n'y a pas de graphe pour la France, mais c'est le modèle dutch:
Tout les raccordements et les connexions offshore sont gérés par le TSO (donc RTE).
Donc c'est RTE qui paie tout ça, et indirectement nous par le TURPE. Mais ce n'est pas le seul modèle. ⤵️
Le modèle anglais est assez intéressant, il y a un nouvel acteur: OFTO (Offshore Transmission Owners).
L'explication est dans ce fichier, en gros, c'est un modèle compététif, rapide, avec moins de risque pour le TSO (gestionnaire de réseau de transport).
ofgem.gov.uk/electricity/tr…
Le partage de risque est vraiment important dans ce type de projets "capital intensive", OFTO le fait bien. Les anglais sont assez contents avec la vitesse des projets et les résultats des AO et ils veulent faire la même chose pour le réseau onshore (CATO)
wfw.com/articles/where…
Il y a des modèles encore plus "libéralisés", comme le modèle Thor danois (très récent), dans lequel le "project developper" est responsable de tout jusqu'à connexion onshore => baisse de tension pour le TSO, mais les risques plus élevé pour dévéloppeur, donc WACC élevé.
Pour conclure, le modèle français met beaucoup de tension/responsabilité sur RTE.
Cela peut être intéressant de faire une revue des alternatives: des types de financements déconsolidés et d'ownership alternatifs (cf. finançabilité des projets de grid⬇️)
op.europa.eu/en/publication…

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En fait, si.
Le profil de l'énergie éolienne est disponible en ligne. Vous pouvez voir qu'en somme les éoliennes produisent plus en hiver que les autres saisons.
Bien-sûr qu'il y a quelques périodes anticycloniques, avec très peu de vent. Mais les énergies renouvelables sont/
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