Les autorités de régulation de l’énergie en France et en Espagne ont annoncé jeudi un accord revoyant à la hausse le coût d’un important projet d’interconnexion électrique entre les deux pays, de 1,75 milliard d’euros à 2,85 milliards.
La mise en service de ce projet au départ envisagée pour 2025 est par ailleurs repoussée à 2028, selon ces autorités.
Un accord entre la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) et la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a été adopté jeudi pour « revoir la répartition du financement du projet d’interconnexion électrique Golfe de Gascogne », précisent les deux autorités dans un communiqué commun.
Les premières estimations prévoyaient un coût de 1.750 millions d’euros en 2017, au moment du premier accord de financement.
En raison d’un marché « défavorable », les prix des principaux composants de ces futures liaisons ont fortement augmenté depuis, notamment pour les câbles à courant continu et pour des stations de conversion, ajoutent la CRE et la CNMC.
Selon elles, les bénéfices espérés ont eux aussi augmenté « en raison de l’évolution des prévisions de mix énergétique et de consommation électrique dans les pays européens, dans un contexte d’accélération de la transition énergétique ».
« Les prévisions actuelles font désormais état d’un coût prévisionnel de 2.850 millions d’euros, assorti d’une enveloppe pour risque de 250 millions d’euros », expliquent les deux autorités.
Ce projet de ligne électrique de 400 kilomètres, aux trois quarts sous-marine, porté par le gestionnaire de réseau français RTE et son homologue espagnol REE, doit relier Gatica, en Espagne, à Cubnezais (Gironde) en France.
Il bénéficie d’une subvention européenne du Mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) de 578 millions d’euros.
Le projet Golfe de Gascogne devrait permettre de presque doubler les capacités d’échanges d’électricité entre la France et l’Espagne pour les porter à 5.000 MW, « de quoi alimenter 5 millions de foyers environ », selon RTE.
« Malgré l’augmentation des coûts du projet, due à un contexte défavorable de tension sur les marchés de matières premières, les autorités de régulation ont reconnu que ce projet était toujours porteur de bénéfices pour les deux pays et plus largement pour l’Europe », affirment la CRE et la CNMC.
La répartition des coûts entre RTE et REE est développée dans une décision publiée sur le site de la CRE et prévoit aussi des dispositions en cas d’augmentation de la subvention européenne.
Il n’y a pas que l’EPR qui subit des surcouts « inflationnistes » et des dérapages de délai de réalisation…
Dommage que ce projet n’ait pas été lancé plus tôt… On en aura bien besoin pour faire transiter les excès d’ENRi divers et variés…
C’est vrai que l’Espagne vient très souvent en appui de l’Allemagne pour nous secourir et les lignes transfrontaliers sont aujourd’hui très limités avec ce pays. Par exemple, aujourd’hui on va être arrosé toute la journée par 2,4 GW maximum venant d’Espagne pratiquement 24/24h alors que les lignes etant plus fortement dimen tionnées avec l’Alleamgne, on recevra de leur part 6 à 7 GW 24/24h.
Ca se calme sur les interconnexions comme sur l’éolien.
(Peu d’installations d’éolien l’année dernière, et peu de permis accordés, dont aucun en offshore, à l’échelle européenne).
Les coûts montent, les projets sont reportés.
Les interconnexions servent en grande partie à la répartition de la production éolienne.
L’Espagne nous envoie un peu de son électricité car ce pays a de grosses ressources en thermique au gaz, nucléaire et renouvelables par rapport à sa consommation : https://www.esios.ree.es/es/generacion-y-consumo?date=03-03-2023
En ce qui concerne les imports en provenance d’Allemagne, ceux-ci sont bien plus faibles que ce qu’annonce Rochain.
La preuve ici : https://www.energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=FR&source=cbpf_saldo&stacking=stacked_absolute