Révision du S3REnR en Bourgogne Franche Comté : décryptage d’un schéma sous tension
Le rôle et le fonctionnement du S3EnR
Le déploiement de nouvelles capacités de production EnR nécessite des évolutions perpétuelles du réseau électrique pour absorber ces injections supplémentaires. RTE est responsable d’établir régionalement, en accord avec le préfet, le programme d’investissement du réseau et de réserver des capacités aux productions EnR à l’échelle régionale. Les projets d’investissement sont moyen terme entre 5 et 10 ans et accompagnent les territoires et développeurs dans leur capacité à étudier des projets énergétiques.
En particulier, le schéma établit les capacités de raccordement des EnR (toutes filières) sur chaque poste HTB de la région. Ces capacités peuvent être immédiates dans le cas où il existe de la réserve sur les ouvrages existants ou bien nécessiter des adaptations ou créations de nouveaux ouvrages. C’est pourquoi le schéma est accompagné d’un calendrier détaillé de travaux permettant au réseau d’évoluer tout en laissant la latitude aux porteurs de projets de développer de nouvelles installations.
Bilan du schéma de 2022 et état actuel
Le 6 mai 2022, le S3REnR de Bourgogne Franche-Comté a été publié en remplacement des schémas de Bourgogne et de Franche-Comté à la suite de la création des nouvelles régions administratives. Dans ce schéma 5,4 GW ont été alloués en injection d’EnR pour un investissement total de 523 M€. A noter que déjà 85% ont été installé à date. Sur ce montant les producteurs participent à hauteur de 365 M€ via le règlement de la quote-part. La quote-part initiale du schéma avait été fixée à 65,39 k€/MW en 2022 et est désormais fixée à 75k€/MW par la dernière révision de février 2026.
Ce volume est constitué à partir des capacités résiduelles des postes sources en fin de schéma précédent et de la projection des travaux dans les postes ou sur les lignes HTB permettant de créer des capacités supplémentaires. Les travaux sont étudiés dans l’objectif de maintenir un coût de raccordement le plus bas possible tout en permettant le raccordement des gisements EnR résiduels en région. Voici une carte indicative des capacités créées par travaux dans le présent schéma.
Aujourd’hui les projets EnR développés en BFC le sont sur ce schéma. Les puissances réservées ont été largement pourvues ces dernières années si bien que la majorité des postes source sont aujourd’hui de nouveau saturés. Cette situation est bloquante pour les producteurs qui n’ont que peu de visibilité sur la possibilité de raccorder leur installation au réseau et les délais s’allongent.
Nouvelle révision et projections
La modification du Code de l’Energie intervenue le 10 juillet 2024 conduit à une révision automatique de chaque S3REnR pour répondre au nouveau volet règlementaire. Cette évolution doit permettre une meilleure anticipation des besoins massifs de raccordement ainsi qu’une adaptation des moyens de financement des schémas pour accélérer la transition énergétique des territoires
C’est dans ce cadre que la procédure de révision du schéma de Bourgogne Franche-Comté a été lancé par les gestionnaires de réseau le 25 février 2025. Cette procédure doit conduire à établir la future puissance de raccordement disponible pour la région, la répartition par poste source, le planning de travaux de renforcement et la quote-part demandée aux producteurs pour couvrir une partie des investissements nécessaires.
Le 10 février 2026, la Préfecture de région a publié le Décret fixant la capacité de raccordement des énergies renouvelables à 5,1 GW sur recommandation du gestionnaire de réseau RTE. Cette puissance supplémentaire constitue l’écart entre les projets en service ou file d’attente à fin 2024 et l’objectif du SRADDET à horizon 2040 en accord avec le recensement des gisements réalisé. Cette puissance devrait être répartie de la manière suivante :
- 40% pour le photovoltaïque en basse tension
- 40% pour le photovoltaïque haute tension
- 20% pour l’éolien
Cette répartition permet uniquement de prévoir les travaux de renforcement et de création d’ouvrages à étudier pour le réseau électrique, mais ne constitue en aucun cas une priorité pour le raccordement de certaines centrales. La règle du « premier arrivé, premier servi » prime toujours.
Les perspectives de raccordement du photovoltaïque diffus sur le réseau basse tension en Bourgogne Franche-Comté confèrent des responsabilités majeures pour les gestionnaires de réseau de distribution : Enedis, la SICAE Est, le SIEL et la Régie municipale d’électricité de Salins-les-Bains. Une coordination étroite avec RTE est impérative pour le raccordement de ce flux grandissant d’autant plus que ces petites centrales ne sont pas pilotables dans la majorité des cas.
RTE, via son dossier d’éclairage sur le lancement de la révision du schéma anticipe une explosion du montant de la quote-part, en considérant l’état des files d’attente ainsi que les futurs projets de renforcement, à 170 k€/MW à partir de 2028. Ce montant sera consolidé lors du deuxième semestre 2026. Dans tous les cas, il est à prévoir une forte augmentation vis-à-vis du prix actuel).
Cette forte augmentation s’explique principalement par la raréfaction des « gisements capacitaires faciles ». Bien souvent, les capacités supplémentaires nécessitent des travaux conséquents comme la création de nouveaux postes sources ou encore le renforcement des lignes à très haute tension tirant les coûts intrinsèques de réalisation du schéma à la hausse. Cette augmentation drastique du coût de raccordement devrait impacter les modèles économiques des futures centrales de production.
Eléments de calcul de la future quote-part
L’estimation de la future quote-part est basée sur une analyse de la part de RTE des capacités de raccordement restantes, l’équilibre des flux électriques dans les différents niveaux de tension, des gisements encore disponibles et des renforcements nécessaires pour raccorder les futurs producteurs.
L’intégration des capacités restantes au renouvellement du S3REnR permet de réduire les coûts de la future quote-part. A mi 2025, RTE à estimer une capacité résiduelle de 1,7 GW réparti au sud et à l’est de la région. Certains départements comme l’Yonne et la Nièvre sont totalement saturés et devront attendre la mise à jour du schéma pour retrouver des capacités allouées. Ces capacités doivent être croisées avec les ZAER définies par les communes pour conserver un niveau de coût de raccordement acceptable.
Enfin pour conserver une dynamique de raccordement, certains nouveaux gisements EnR sont ciblés comme étant raccordables à moindre coût par rapport à d’autres. RTE prend en compte le coût estimatif des futurs raccordements pour flécher les capacités vers certains postes source pour maintenir des coûts de renforcement acceptables. A noter qu’il existe une certaine décorrélation entre la facilité de raccordement et le potentiel EnR de chaque territoire.
L’analyse préliminaire de RTE met en évidence un besoin de renforcement immédiat des lignes 400 kV (qui traversent la région du Nord au Sud) pour permettre le raccordement des installations du prochain S3REnR. RTE alerte le préfet sur le risque d’engager ces travaux de grande ampleur sur une base de projets incertains, ce qui pourrait impacter les collectivités.
La mise à jour du schéma poursuit son cours et déterminera quelle capacité sera allouée à chaque poste, quels travaux de renforcement seront prévus et quelle quote-part sera demandée pour le raccordement des nouvelles installations.
Exemple impact économique pour parc éolien de 10 MW ou centrale PV au sol de 5 MW
A titre d’exemple, nous allons étudier l’impact des coûts de raccordement des centrales de production d’énergie renouvelable pour deux installations type :
- Un parc éolien terrestre d’une puissance de 10 MW
Nous prenons comme hypothèse un CAPEX hors quote-part de 1,3 €/W, soit un total de 13 M€. Avec le schéma actuel, les coûts d’accès au réseau de ce projet auraient été de 750 000 € tandis que les coûts pourraient atteindre 1,7 M€ dans le prochain. Cela représenterait une augmentation de plus de 7% des CAPEX globaux avec le nouveau schéma.
- Une centrale photovoltaïque d’une puissance de 5 MW
Avec un ratio DC/AC de 1,2 : un raccordement de 5 MW conviendrait pour une centrale de 6 MWc.
Nous prenons comme hypothèse un CAPEX hors quote-part de 0,75 €/Wc, soit un total de 4,5 M€. Avec le schéma actuel, les coûts d’accès au réseau de ce projet auraient été de 375 000 € tandis que les coûts pourraient atteindre 850 000 € dans le prochain. Cela représenterait une augmentation de plus de 10% des CAPEX globaux avec le nouveau schéma.
Dans les deux cas étudiés, cette hausse engendre des surcoûts significatifs non maîtrisables pour ces projets les rendant difficiles dans les meilleurs cas, non viables dans la plupart des situations. Un des risques majeurs de l’explosion des coûts de raccordement est donc l’abandon progressif des projets de moyenne puissance au profit de plus gros projets limitant l’impact financier grâce à l’effet d’échelle*.
Dans tous les cas, l’impact du nouveau S3rEnR, viendra augmenter les LCOE et donc le prix de marché des EnR.
*Les petits projets ne payent pas (ou peu) de quote-part grâce au mécanisme de réfaction tarifaire.
Limites du modèle
Au-delà des limites économiques de la révision du S3REnR pour les développeurs, le cadre se heurte à des limites structurelles quant à l’attribution des capacités. La règle du « premier arrivé, premier servi » permet la réservation de capacités dès la validation d’une proposition technique et financière de raccordement. Ces capacités peuvent être réservées sur de très longue période bloquant administrativement d’autres projets faute de capacité restante. Cette sur sollicitation engendre l’abandon de projets EnR au profit, parfois, de projets « fantômes » bloquant la file d’attente, mais qui ne verront jamais le jour.
Dans le dossier d’éclairage, RTE revient sur ce phénomène avec une analyse des projets en file d’attente pour un raccordement sur le réseau HTB. Grâce à une analyse conjointe avec la DREAL, il s’avère que seul un projet sur une vingtaine au total a été identifié comme certain de se raccorder. Autrement dit, seuls 120 MW sur 2 GW (soit 6%) ont sécurisé le triptyque : puissance de raccordement, autorisations administratives ainsi que mécanisme de soutien (AO CRE). Cet exemple, bien que ponctuel, représente bien le phénomène de sur sollicitation de la file d’attente notamment en HTB.
Cette logique favorise la « cannibalisation » des capacités disponibles aux postes sources par les gros producteurs. Les capacités locales se voient réserver parfois par un seul projet ce qui augmente les délais de raccordement des autres centrales et par conséquent l’explosion de la quote-part d’un schéma de raccordement à l’autre en précipitant la nécessité de travaux lourds sur le réseau.
De véritables paralysies sont engendrées par cette dynamique de raccordement et les acteurs de la filière s’interrogent sur la nécessité de revoir les articulations d’attribution des capacités réservées et l’accès aux files d’attente. Les futures réglementations devront inévitablement s’interroger sur l’intégration de critères supplémentaires comme la prise en compte de la maturité du projet, la priorisation en fonction du type de foncier ou encore la réservation de volumes à certaines typologies de projets.
Plus globalement, le risque inhérent au mécanisme d’attribution actuel est une polarisation des projets de production d’énergies renouvelables vers des centrales de taille plus importante (>10MWc) radicalement opposées à la trajectoire décrite par le gouvernement avec la parution de la 3ème Programmation Pluriannuelle de l’Energie.
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