Contribuez au projet d'interconnexion électrique France - Espagne par le Golfe de Gascogne

Photo océan

Cette plateforme de concertation est ouverte du 4 octobre au 18 janvier. Elle vous permet de poser vos questions et d'obtenir une réponse de la part du maitre d'ouvrage, RTE. L'adresse email que vous saisissez dans le formulaire n'apparaitra pas néanmoins l'intégralité de votre message sera public. Toute question une fois modérée sera visible par tous et anonyme, la réponse sera de même visible par tous sur cette même plateforme. Si vous souhaitez contacter le garant en toute confidentialité, vous pourrez le contacter par courriel : walter.acchiardi@garant-cndp.fr ou à l'adresse suivante

Commission nationale de débat public / CNDP

à l'attention de Monsieur Walter Acchiardi, garant

244, boulevard Saint Germain - 75007 Paris

  Contributions :

Date : 13/01/2018

Vis à vis des grands enjeux énergétiques et de l'urgence d'une transition énergétique favorisant une économie verte respectueuse de l'environnement, je trouve ce projet d'un mercantilisme inutile et j'y suis défavorable.
Réponse RTE : Bonjour,

Nous prenons note de votre avis.

Cordialement,
 
RTE

Date : 12/01/2018

Message et contribution du Réseau de Soutien Mutuel du 29 décembre 2017 en attente de réponse de RTE/délai au 31.01 et études CEF

A l'attention de RTE

Bonjour,

Nous nous avons bien noté votre réponse du 3.01.2018 au sujet de la contribution CADE et Réseau de Soutien du 12 décembre 2017 et vous en remercions:
http://www.golfe-de-gascogne.fr/media/reponses_rte_au_cade_12-12-2017.pdf

Or, à ce jour, nous n'avons pas encore reçu de réponse de votre part á notre dernier message (1) et contribution sur la plate-forme du 29 décembre 2017 en 5 points et 7 questions principales- 1514902884_30-12-17 THT golfe Gascogne_Reponse_RED a RTE_II_29 dec017 (003).pdf

Un de nos points mentionnés dans ceux-ci était le fait que REE ayant décidé de repousser la date limite de commentaires et contributions du côté espagnol au 31 janvier 2018 (2), logiquement ce report à une même date devait aussi s'appliquer en France étant un projet transfrontalier. De plus, n'ayant pas encore reçu votre réponse á notre dernière contribution du 29 décembre sur des points importants dont sur les capacités moyennes disponibles et utilisées de l'interconnexion actuelle (point 3) et pour laquelle nous aurons besoin de plusieurs jours pour en prendre connaissance et y répondre, ce délai à minima au 31 janvier 2018 se justifie donc parfaitement.

En outre et en complément à notre contribution du 29.12, nous demandons à RTE de partager les deux études sur le câble sous-marin du Golfe de Gascogne commandées par RTE et REE, et cofinancées à 50% par la Commission européenne (CEF) (subventions de 9,5 millions d'euros):
1. Studies for a new Atlantic electrical interconnection between Spain and France (2.7.0023-FRES-S-M-14)-https://ec.europa.eu/inea/en/connecting-europe-facility/cef-energy/projects-by-country/multi-country/2.7.0023-fres-s-m-14
2. Additional studies for the new Atlantic electrical interconnection between Spain and France' (2.7-0001-FRES-S-M-16)-https://ec.europa.eu/inea/en/connecting-europe-facility/cef-energy/projects-by-country/multi-country/2.7-0001-fres-s-m-16

Ces études sont censées comprendre des éléments justifiant les nécessités techniques et économiques de ce projet.

Dans l'attente de vous lire sur votre réponse à notre contribution du 29 décembre et demande d'accès à ces deux études. L'absence de réponse ou des réponses évasives seraient donc une fois de plus un moyen pour RTE de nuire à la transparence et d'échapper à un débat de fond.

Cordialement,
Réseau de Soutien Mutuel en Réponse aux Mégaprojets Energétiques
redapoyopirineo@gmail.com
http://autopistaelectricano.blogspot.com.es/

Copie:
Monsieur Walter Acchiardi, garant, CNDP

Date : 11/01/2018

Le but annoncé de ce projet est qu'il permet de se rapprocher de l'objectif européen d'interconnexion électrique de 10% entre les Etats. Pourquoi 10% ? Encore un chiffre annoncé tel un fétiche, pour satisfaire l'Europe des Marchés. Ce projet d'interconnexion a été ficelé pour « contribuer à une intégration des marchés et à une concurrence accrue » du secteur de l'électricité comme nous l'apprend le dossier de concertation. EDF dépense 1.75 millions d'euros d'argent public pour satisfaire le libéralisme forcené de l'échange de l'électricité au niveau continental.
Encore un projet, inutile pour les usagés, mais au service du nucléaire...
Les arguments avancés concernant « le renforcement de l'intégration des énergies renouvelables comme source de production d'énergie propre en réduisant la dépendance énergétique extérieure » me laisse perplexe lorsque l'on sait que cette ligne va surtout permettre de vendre à l'Espagne le surplus de la centrale nucléaire de Blaye. C'est la seule solution que le lobby du nucléaire semble avoir trouvé pour essayer de se rendre indispensable au niveau européen alors que l'opinion publique française souhaite clairement une sortie de ce système de production de l'électricité dangereux pour nous et pour les générations futures !
Réponse RTE : Bonjour,

Le développement du réseau de transport d'électricité et des interconnexions offre de nouveaux débouchés aux énergies renouvelables amenées à se développer dans le cadre de la transition énergétique, en leur offrant la possibilité d'être transportées vers les lieux de consommation en Europe. La future ligne vise à connecter deux réseaux nationaux qui échangeront des flux d'électricité produits sur l'ensemble des territoires français et espagnols qu'ils soient d'origine nucléaire, éolien, solaire, hydraulique.
 
Notre réponse à votre affirmation sur la vente du « surplus de la centrale nucléaire de Blaye vers l'Espagne » s'appuie sur les évaluations réalisées par ENTSO-e sur l'intérêt socio-économique du projet selon 4 scénarios contrastés d'évolution de la production et de la consommation à l'échelle européenne (la traduction française de ces scénarios est disponible sur le site internet du projet). Le scénario qui apporte les plus grands bénéfices socio-économiques pour le projet golfe de Gascogne est le scénario « Révolution verte européenne » qui correspond aux objectifs de dé-carbonisation de l'Union européenne dans sa « Feuille de route pour l'énergie à l'horizon 2050 ». Ainsi, notre projet est un atout pour la transition énergétique tant à l'échelle de l'Europe que celle de la France et non un frein.
A titre d'information sur l'importance du développement du réseau de transport d'électricité pour réussir la transition énergétique, vous pourrez utilement consulter un rapport de Greenpeace (https://www.greenpeace.de/files/publications/201402-power-grid-report.pdf) ainsi que l'étude ADEME France 100 % EnR.
 
Concernant la justification du projet et le chiffre des 10 %, nous vous renvoyons vers nos réponses aux contributions du CADE. Enfin, nous tenons à vous indiquer que la participation de la France au projet est limitée à 528 M€ comme l'a indiqué la CRE dans une décision du 21 septembre 2017 et non 1750 M€.
 
Cordialement
 
RTE

Date : 10/01/2018

Bonjour, Je pense que ce grand projet est encore un projet tout à fait inutile qui va coûter beaucoup d'argent à la Collectivité Nationale et qui n'apportera rien du tout comme d'habitude.
Réponse RTE : Bonjour,

Nous prenons note de votre avis.

Cordialement,
RTE

Date : 02/01/2018

Contribution reçue par mail le 30/12/2017:
Bonjour,

Nous accusons réception de votre réponse du 21.12-http://www.golfe-de-gascogne.fr/media/reponse_rte_contribution_reseau_megaprojets_20-12-17.pdf et vous en remercions.

Veuillez trouver ci-joint nos réactions et questions en attente de réponse.

Par ailleurs, nous n'avons pas encore reçu votre réponse au sujet de la contribution CADE et Réseau de Soutien du 12 décembre 2017:
http://www.golfe-de-gascogne.fr/media/pdf/1513092357_THT%20golfe%20Gascogne_Reponse%20CADE%20a%20RTE_30%20oct_v2_12.12%20GPII.pdf

Finalement, compte tenu de la récente décision des autorités espagnoles et de RTE de repousser la date limite de dépôt des contributions et commentaires au 30 janvier 2018 (courrier parvenu aux municipalités de la région de Gatika) et afin d'harmoniser les dates dans les deux régions concernées sur ce projet trans-frontalier, le Réseau de Soutien Mutuel en Réponse aux Mégaprojets Energétiques sollicite que de manière similaire, la date limite du côté français soit aussi repoussée au moins jusqu'au 30 janvier 2018.

Dans l'attente de vous lire sur ces trois points.

Cordialement,

Réseau de Soutien Mutuel en Réponse aux Mégaprojets Energétiques

Pièces Jointes : 1514902884_30-12-17 THT golfe Gascogne_Reponse_RED a RTE_II_29 dec017 (003).pdf

Réponse RTE : Bonjour,

Nous vous informons avoir répondu à la contribution CADE et Réseau de Soutien du 12 décembre 2017 le 3 janvier 2018.

Concernant votre demande de prolongation de la date limite de dépôt de contributions au 30 janvier 2018, nous vous informons que conformément à l'article L. 121-14 du code de l'environnement, un continuum de la concertation est prévu jusqu'à l'enquête publique. Vous pourrez toujours poser vos questions sur le site internet et nous y répondrons.

La concertation préalable sous l'égide de M. Acchiardi prendra fin comme indiqué le 18 janvier 2018. En effet, cette concertation préalable sous l'égide d'un garant de la CNDP n'existe pas en Espagne.

Néanmoins, s'agissant d'un projet transfrontalier retenu comme Projet d'Intérêt Commun, il est exigé que les consultations publiques aient lieu dans un délai de deux mois maximum à compter de la date de lancement de la première consultation publique, ce qui a bien été le cas.

Cordialement,

RTE

Date : 30/12/2017

Réseau de Soutien Mutuel en Réponse aux Mégaprojets Energétiques
redapoyopirineo@gmail.com
http://autopistaelectricano.blogspot.com.es/

Réactions et questions du Réseau de Soutien Mutuel en réponse aux Mégaprojets Energétiques (29 Décembre 2017)
à la réponse de RTE du 21 Décembre 2017

Note: pour une meilleure lecture dont des tableaux insérés, il est recommandé de lire cette note en format PDF disponible ci-dessous.

Le Réseau de Soutien Mutuel en réponse aux Mégaprojets Energétiques conteste vivement la réponse de RTE du 21 Décembre 2017 notamment sur ses commentaires suivants:

1. Invisibles analyses de coût-bénéfice du projet, besoins d'interconnexion et utilisation de la capacité actuelle
RTE : « Les études de faisabilité engagées par RTE et REE depuis 2012, notamment en ce qui concerne la traversée du Gouf de Capbreton ont été achevées à fin 2016 pour être partagée avec la CRE début 2017. Outre donner à la CRE la visibilité requise sur la faisabilité du projet, ces études ont également permis d'actualiser son coût prévisionnel. A partir de cette dernière donnée essentielle et des éléments de valorisation économique du projet publiés dans le TYNDP 2016, la CRE a pu procéder, courant 2017, aux analyses économiques permettant d'apprécier l'intérêt économique du projet pour différents scénarios. »

Ne disposant pas des « études de faisabilité engagées par RTE et REE » ni leur référence mentionnées par RTE malgré notre demande à la DG Energie de la Commission européenne (CE) (qui a seulement fourni des extraits de contrats liés aux subventions du Connecting Europe Facility (CEF)) de 6,25 M€ et 3,25 M€. De fait, RTE mentionne ici avant tout des études techniques de tracé dont « la traversée du Gouf de Capbreton » mais rien sur un « rapport coût-efficacité du projet » pourtant requis par la CRE ni sur une analyse détaillée et indépendante des besoins d'interconnexion électrique ni diagnostic d'utilisation de la capacité actuelle. La lecture de ces contrats liés aux co-financements du CEF confirme que la justification tant des besoins qu'une analyse couts-bénéfices détaillée et argumentée a été négligée voire inexistante au profit d'études d'ingénierie sur le tracé avant même d'analyser les besoins réels et la viabilité économique de surcroit d'un coût annoncé (qui très souvent est largement dépassé) de 1,8 Mds€.

Or RTE mentionne le besoin d'une telle étude coût-bénéfice « L'analyse économique intervient pour définir quels sont les renforcements opportuns pour la Collectivité des consommateurs, essentiellement sur la base d'une analyse coût-bénéfice. » mais ne semble pas en disposer à ce jour n'étant pas inclue dans les études cofinancées par le CEF.

En conséquence, nous réitérons notre question initiale :
 Quelle sont les dites études « sur la base des analyses techniques et économiques qui lui ont été présentées par RTE à la CRE ?

Ce fait conforte bien notre analyse at conclusions qu'il s'agit bien d'une reprise en main de la CRE sur ce sujet par le Préfet Carenco et d'un alignement sur la version gouvernementale et de RTE en contradiction avec son rapport de juin 2016 et sans nouvelles études sur ces sujets clefs ni faits significatifs nouveaux-(voir Câble sous-marin THT du Golfe de Gascogne: le rapport critique de la CRE (2016) annulé par le Préfet Carenco, 19.11.2017- http://autopistaelectricano.blogspot.com.es/2017/11/cable-sous-marin-tht-du-golfe-de.html

 Aussi, si d'aventure une telle étude coût-bénéfice pour ce projet existe, qu'est ce qui empêcherait RTE (et REE) de la rendre publique ?

2. Un projet déficitaire qui « prend déjà l'eau »
Malgré la demande de RTE et REE d'injection massive de subvention européenne pour au moins 700 M€ (soit 40% du cout total), ce projet semble promis à être un gouffre à déficits annuels comme indiqué précédemment :
Selon le dossier d'INELFE, avec un OPEX (coût d'exploitation) annuel estimé de 10,2 M€ avec des pertes annuelles de 32,2 à 36,8 M€ et des pertes d'énergie de 30 à 55 M€ par an, les pertes annuelles totales sont estimées à 62,2 à 91,8 M€ malgré une subvention européenne de 700 M€...

En face, les revenus sont estimés à 37 millions d'euros (M€) en 2025, passant de 97 à 72 M€ de 2026 à 2030 et enfin de 63 M€ à partir de 2030. Or cette prévision de recettes semble exagérément surestimée au regard des revenus actuels d'interconnexion entre France et Espagne: 75 M€ en 2015 (76 M€ prévus en 2018), dont seulement 5,6 M€ pour 2016 INELFE-https: //www.societe.com / societe / Inelfe-509270070.html. Cette dernière recette correspond à la ligne THT Baixas-Bescanó en Catalogne (capacité de 1400 MW et d'un coût d'investissement de 730 millions) et partagée entre REE et RTE (seulement 2,6 M€ pour chacune des compagnies soit fort loin des estimations mentionnées ci-dessus par INELFE pour le câble golfe de Gascogne, entre 37 et 97 M€).

 Quels sont alors les commentaires de RTE sur ces prévisions de recettes (et donc d'utilisation) et conséquents déficits du câble sous-marin qui semble promis à « prendre l'eau » ? Comment et qui va financer de tels déficits ?
 Quelles sont les prévisions d'utilisation (en MW et GWh) ?

3. Capacité maximale totale d'interconnexion: carence d'information exhaustive
RTE : « la CRE dans son rapport, les 1400 MW mentionnés sont relatifs à la capacité maximale à réseau complet de la France vers l'Espagne. »

Les 1400 MW mentionnés par la CRE sont bien relatifs à la capacité maximale à réseau complet et ont été portés dans le sens France-Espagne à 2400 MW en 2015 puis 2500 MW en 2016. Fin 2016, cette capacité maximale a même déjà atteint 3500 MW comme indiqué par RTE :
« Grâce à l'interconnexion Baixas-Santa Llogaia, mise en service en octobre 2015, les échanges commerciaux entre la France et l'Espagne ont pu atteindre jusqu'à 3500 MW (soit 3,5 GW) en export et 2983 MW (soit 2,983 GW) en import en novembre 2016. » (Source : RTE à la page 6 du Bilan électrique français 2016, synthèse presse).

RTE
« Une interconnexion fonctionne dans les deux sens. Calculer une puissance moyenne dans le sens France - Espagne sur la base de 8760 h et dans le même temps effectuer le calcul dans le sens Espagne-France toujours sur la base de 8760 h revient à considérer qu'il existe physiquement deux interconnexions, une orientée 8760 h par an dans le sens France-Espagne, et une autre orientée 8760 h par an dans le sens Espagne-France. Cela ne correspond en rien à la réalité physique. »

« 2400 MW pour les 8760 heures de l'année est erronée puisque la capacité commerciale de Baixas Santa Loggaia n'a été disponible qu'à la toute fin 2015. »
Nous notons bien votre point de vue et que la capacité de 2400 MW n'était pas atteinte en 2014 mais a atteint un maximum de 3500 MW (soit un maximum annuel de 25.140 GWh) fin 2016 (RTE)-voir ci-dessus.

Afin de clarifier l'information et améliorer la transparence sur ce point clef et éviter de nouveaux malentendus, quelles sont alors les données disponibles de capacités sous la forme d'un tableau de ce type et par sens d'interconnexion ? :

Tableau 1: FR-ES (MW)
2014 2015 2016 2017
Capacité moyenne disponible et NTC ? ? ? ?
Capacité maximum ? ? ? ?
Capacité utilisée (ex-post, en N+1) ? ? ? ?

Tableau 2: ES-FR (MW)
2014 2015 2016 2017
Capacité moyenne disponible et NTC ? ? ? ?
Capacité maximum ? ? ? ?
Capacité utilisée (ex-post, en N+1) ? ? ? ?

4. Répartition géographique d'interconnexion : à pondérer selon les centres de consommation
RTE : « Ainsi, les capacités de l'ensemble des liaisons se répartissent comme suit : 60 % à l'est, 5 % au centre et 35 % à l'ouest, contrairement à ce qui est affirmé. Cela confirme le besoin de rééquilibrer les flux vers l'ouest. »

Or RTE n'a indiqué que les voltages des lignes, pas les capacités (en MW) comme signalées dans ce tableau dont les données proviennent de sources officielles:

Tableau 3: Lignes THT existantes entre France et Espagne en 2015
Lignes THT Km Voltage Capacité maximale (hiver) (MW)
Arkale-Mouguerre (Argia) 37 AC-1 x 220 kV 460
Hernani-Cantegrit (Argia) 50 AC-1 x 400 kV 1620
Ouest en MW (et % total) 2080 (38%)
Sabiñanigo (Biescas)-Pragneres 63 AC-1 x 220 kV 330
Centre 330 (6%)
Rubí (Vic)-Gaudière (Baixas) 110 AC-1 x 400 kV 1710
Baixas-Santa Llogaia 64 DC-2 x 320kV 1400
Est 3110 (56%)
TOTAL 5520
(NTC: 2600)
Sources: Electrabel pour la CE (DG ENER), 06.2016; CESI

Effectivement, ce tableau indique des ordres de grandeur similaires de capacités (à quelques différences) avec RTE même si la façade Atlantique représente presque 40% du total et n'est donc pas en situation de sous-capacité d'autant plus que sa population (Pays Basque espagnol : 2.2 millions d'habitants) est bien moins importante que la façade méditerranéenne (Catalogne espagnole : 7.5 millions d'habitants soit 3,5 fois plus que le Pays Basque espagnol). Aussi, ces capacités devraient être pondérées notamment par les poids démographiques et des centres de consommation électrique. En effet, un argument des autorités et des gestionnaires de réseau est que de nouvelles interconnexions se justifieraient pour des raisons de sécurité d'approvisionnement.

RTE : « Les données ouvrages par ouvrages ne sont pas disponibles. »
Cette affirmation de RTE n'est pas crédible car comment croire que le gestionnaire de réseau ne dispose pas de données détaillées par ligne. RTE souhaite continuer à dissimuler cette information aux dépens de la transparence et donc ici d'un débat au fond sur l'utilisation des lignes actuelles et d'éventuels besoins additionnels.

5. La prétendue saturation des lignes démenties par les données officielles d'IESOE
RTE « même après la mise en œuvre de ce nouvel ouvrage [Baixas-Santa Loggaia], l'interconnexion est l'objet de saturation près de 75% du temps. »

« Les questions relatives aux niveaux de saturation et aux créneaux horaires de l'ensemble de la frontière trouveront leurs réponses dans l'exploitation des données relatives à l'interconnexion France Espagne mises à disposition sur le site de l'IESOE http://www.iesoe.eu/iesoe/. Y figurent heure par heure, outre les données brutes, le pourcentage des heures avec utilisation à 100 %, le pourcentage d'utilisation par sens, etc...»

Justement les données de l'IESOE sur les deux indicateurs suivants contredisent cette affirmation de RTE :
Tableau 4: Pourcentage des heures avec utilisation à 100%
2014 2015 2016 2017 Moyenne 2014-2017
FR▶ES 51 64 39 54 52
ES▶FR 19,7 9,8 13,6 7 12,5
Source : IESOE (Interconnexion électrique du sud-ouest de l'Europe www.iesoe.eu

De fait, sur les 4 dernières années, l'utilisation à 100% des capacités des interconnexions France Espagne a été de 52% en moyenne dans le sens France-Espagne (avec un pic de 64% en 2015 et un « creux » de 39% en 2016) et de seulement 12,5% dans le sens Espagne-France. C'est donc bien loin d'une supposée saturation qui n'est pas donc pas démontrée et encore moins dans le sens Espagne-France qui est en forte sous-utilisation (maximum à moins de 20%).
Tableau 5: Flux journaliers mesurés des interconnexions (MWh)
2014 2015 2016 2017 Moyenne 2014-2017
FR▶ES 644 984 1 342 1 732 1 175
ES▶FR 242 161 464 323 297
Source : IESOE- www.iesoe.eu

Cette série sur la même période 2014-2017 indique une nette augmentation des exportations (de base nucléaire à couts artificiellement bas d'EDF) de la France vers l'Espagne (à fin de revente à des prix élevés aux consommateurs finaux espagnols) qui n'a pas entrainé de congestion notable (moyenne à 52% et 54% en 2017-voir tableau 4 ci-dessus). Les importations de la France sont par contre faibles mais variables (selon les arrêts de réacteurs nucléaires en France pour cause de sûreté ou autre).

RTE « L'impact du projet golfe de Gascogne sur le niveau de saturation a été calculé par entso-e. Il est disponible dans le TYNDP 2016 (projet n°16) [https://www.entsoe.eu/Documents/TYNDP%20documents/TYNDP%202016/projects/P016.pdf]

En effet, cette fiche d'ENTSO-E, d'ailleurs sommaire (seulement 4 pages) mentionne :
« The project reduces the congestion rate in a range from 13 to 23% in 2030, depending on the scenario. After the commissioning of the project the congestions are limited to 36-48%.

Or elle n'indique aucune référence ni aucun élément tangible sur la source ou méthodologie employée pour estimer ce supposé impact « de 13 à 23% » (en outre sans préciser si ce sont des pourcentages en points ou en évolution ?) de ce projet sur le supposé niveau de saturation. De plus, le niveau de saturation en 2014 était de 51% pas 71% (voir ci-dessous).
Aussi, face à ce grand flou au sujet de l'impact du câble du Golfe de Gascogne, quelles sont les sources et méthodologie employées par ENTSO-E pour en estimer l'impact sur le niveau de saturation?

D'ailleurs, plusieurs points suivants de la fiche d'ENTSO-E sont problématiques ou erronés :
1. « In 2014, congestion in the FR-ES border was 71% »
Or cette donnée est erronée d'après les données de l'IESOE : le pourcentage des heures avec utilisation à 100 % en 2014 était de 51%, pas 71%.
2. "However it is considered not enough, neither in the short nor long term":
Quelle sont les études et référence techniques pour appuyer cette affirmation ? Cela semble être un « on dit que »... sans aucune base ni justification objective.
3. Tableau 6: Intégration des énergies renouvelables (EnR)
B3 RES integration (GWh/yr)
EP2020 Vision 1 Vision 2 Vision 3 Vision 4

40 ±40
460 ±200
960 ±190
700 ±250
1000 ±140
Source: TYNDP 2016 (projet n°16), ENTSO-E

Selon ENTSO-E, le maximum d'intégration d'ENR (exportation depuis l'Espagne) par le câble du Golfe de Gascogne serait de seulement de l'ordre de 1.000 GWh (1 TWh) par an dans le scénario Vision 4 par an soit à peine 1% de la production espagnole d'ENR de 89 TWh en 2015 (AIE), alors que c'est un des objectifs principaux supposés de ce projet. Cela dément donc une fois de plus que le véritable objectif reste l'exportation d'électricité nucléaire d'EDF vers l'Espagne et pas d'exportation d'ENR depuis l'Espagne.

4. " Specifically there will be a partial operation of the link before 2025 as the first bipole will be in service in 2024."
Le calendrier initial mentionné par ENTSO-E est donc 2024 et aurait déjà été revu (le dossier de RTE indique 2025...) ?

6. Effacement des pointes par RTE en France : négligée
RTE : « Cette puissance mobilisable par RTE pour effacer les consommations de pointe est d'environ une centaine de MW. »

Cela semble fort peu, voire symbolique (de l'ordre de 500 MW soit moins de 0,3% de la capacité totale) par rapport à la demande alors que la gestion de la demande électrique est prouvée comme l'outil le plus flexible et le meilleur marché.
Comment et avec quels impacts un accroissement de l'effacement des pointes, notamment au plan régional dans les deux pays pourrait être développé par RTE et REE ? 
CONCLUSIONS
 Au final, RTE n'apporte toujours pas d'éléments nouveaux sur la justification et l'utilité ni technique ni économique de ce projet pharaonique.
 RTE n'a toujours pas répondu à toutes nos questions de fond déjà soulevées dans notre contribution du 23 novembre
 Le Réseau de Soutien Mutuel en Réponse aux Mégaprojets Energétiques et ses membres dont le CADE maintient ses questions et demandes à RTE dont :
1) Quelle sont les dites études « sur la base des analyses techniques et économiques qui lui ont été présentées par RTE à la CRE ?
2) Si une étude coût-bénéfice pour ce projet existe, RTE (et REE) devraient la rendre publique.
3) Quels sont alors les commentaires de RTE sur les prévisions de recettes (et donc d'utilisation) et conséquents déficits du câble sous-marin ? Comment et qui va financer de tels déficits ?
4) Quelles sont les prévisions d'utilisation de ce projet (en MW et GWh) ?
5) Quelles sont alors les données disponibles de capacités et synthétisées par sens d'interconnexion ?
6) Quelles sont les sources et méthodologie employées par ENTSO-E pour estimer l'impact sur le niveau de saturation?
7) Comment et avec quels impacts un accroissement de l'effacement des pointes, notamment au plan régional dans les deux pays pourrait être développé par RTE et REE ?

29 Décembre 2017

Réseau de Soutien Mutuel en Réponse aux Mégaprojets Energétiques
redapoyopirineo@gmail.com
http://autopistaelectricano.blogspot.com.es/




Pièces Jointes : 1514630567_THT golfe Gascogne_Reponse_RED a RTE_II_29 dec017.pdf

Réponse RTE : Bonjour,

Vous trouverez ci-dessous un lien vers un document rédigé par RTE visant à répondre à votre contribution.

Cordialement,

RTE

http://www.golfe-de-gascogne.fr/media/reponse_contribution_reseau_megaprojets_29-12-17_vdef.pdf

Date : 15/12/2017

Bonjour,

Je pense ce type de projet inutile. Il faut en effet se projeter dans 10 ans et voir que des alternatives existent à cet horizon.

Ce type d'interconnexion est nécessaire lorsque l'on conserve le raisonnement qui prévaut dans un contexte de production d'électricité centralisée de grosse capacité (centrale nucléaire, centre hydro-électrique).
Pourtant les décisions politiques ont été prises pour diminuer le parc nucléaire. Pour compenser cette perte de production électrique, ce ne seront pas des centres de production d'électricité centralisés qui seront utilisés, ils seront au contraire décentralisés.
C'est par exemple un champ de panneaux solaire ou d'éoliennes. Leur production est bien moindre qu'une centrale nucléaire. Mais c'est la somme de ces installations réparties sur tout le territoire qui permettra de fournir la capacité de production électrique de substitution nécessaire. Sans compte que cela donnera du travail localement aux populations pour la construction puis la maintenance de ces installation.

La tendance à venir sur les réseaux de distribution électrique est donc une production électrique répartie dans tout le territoire où les réseaux se devront d'être "intelligents".

Cette intelligence devra aussi faire nouvelles possibilité de stockage d'énergie électrique à grande échelle (dans des batteries Li-ion ou nouvelle technologies à venir). De nombreuses installations de ce type ont été faites aux Etats-Unis ces dernières années. La dernière a été faite en Australie (https://www.reuters.com/article/us-australia-power-tesla/tesla-cranks-up-big-battery-in-australia-idUSKBN1DN0B4), une installation de 129MWh. Sans compter les solutions à venir de stockage "vehicule to grid" où la batterie d'un véhicule électrique en cours de charge pourra restituer une partie d'énergie si le réseau en a momentanément besoin, et ne se charger que quand la production électrique sera excédentaire. Si en 2017 peu de Français ont un véhicule électrique, à l'horizon de 2025 (date de mise en service de cette interconnexion) on peut sans se tromper imaginer un parc beaucoup plus important.

Le vrai problème est le chauffage électrique. Quand interdirons-nous tout simplement la commercialisation de chauffage électrique ? C'est à cause du chauffage électrique dans l'habitat que nous avons en France ce besoin de capacité de production et de transport d'énergie électrique.

Pour conclure, je comprends le raisonnement de RTE sur la nécessité de cette interconnexion. Mais ce raisonnement tient du passé.
Pourquoi ne prend-on pas en compte les évolutions technologiques qui seront matures en 2025 ?
Personnellement je ne crois pas à une augmentation du besoin électrique. Les installations actuelles sont donc suffisantes.
D'ici là, j'espère encore que d'autres mesures seront décidées pour réduire encore la consommation d'électricité.
Réponse RTE : Bonjour,
 S'il est un point sur lequel nous partageons votre point de vue, c'est celui de la nécessité de se projeter à un horizon adapté pour étudier l'intérêt d'un tel projet.  Il serait en effet fort critiquable de retenir comme environnement d'étude celui du système électrique tel que nous le connaissons aujourd'hui pour établir l'opportunité de construire une infrastructure à l'horizon 2030.
C'est donc bien en se projetant à l'horizon de sa mise en œuvre, et au-delà, que Golfe de Gascogne doit être étudié. Il convient en outre de noter qu'un tel projet ne peut s'analyser à la seule maille de la France et de l'Espagne, mais à  maille de l'Europe dans son ensemble.

C'est  précisément ce qui a été fait dans le cadre de l'étude réalisée en 2016 par l'association des Gestionnaires de réseaux européens (ENTSO-E), sous le contrôle de l'ACER, l'association des régulateurs nationaux du secteur de l'énergie en Europe. Il s'agit du plan de développement européen à 10 ans (TYNDP).
La principale difficulté de ce type d'exercice prospectif est celui des hypothèses à retenir pour décrire le futur.  Pour lever cet écueil, l'ENTSO-E a fait le choix de retenir 4 scénarios contrastés qui sont, soit un prolongement de tendances, soit à caractère disruptif. Ces scénarios ont toutefois en commun de considérer une évolution majeure vers laquelle tend le système énergétique européen qui est celle d'un développement puissant, plus ou moins rapide suivant les scénarios, des énergies renouvelables, éolien et solaire, en substitution progressive des moyens de production thermiques. Le TYNDP s'inscrit donc totalement dans le changement de paradigme du secteur électrique que vous indiquez.

Ces scénarios intègrent une vision des évolutions technologiques en fonction d'une appréciation collégiale de leur maturité aux horizons d'études  et sont soumis à consultation des différents acteurs/parties prenantes du secteur de l'énergie électrique (associations de consommateurs, de producteurs, énergéticiens, ONG, ...). Les scénarios intègrent notamment des hypothèses relatives à la demande en électricité avec une évolution vers des modes de consommation plus sobres et offrant des flexibilités qui permettent d'effacer, dans une certaine mesure, les pointes de consommation, difficiles à gérer par les systèmes électriques.

Ce que nous apprennent ces analyses c'est que le développement massif des énergies renouvelables, même si celles-ci sont moins concentrées que la production classique, a besoin d'être accompagné d'un développement important des interconnexions électriques en Europe. Les productions  à base de renouvelable, éolien et solaire, sont par nature affectées d'une grande variabilité, dans le temps et dans l'espace. Cela a pour conséquence de renforcer le besoin en solidarité entre les territoires, le foisonnement à grande échelle de ces production permettant de pallier les risques de pénurie sur une zone donnée, suite à un aléa contraire affectant la production ENR de cette zone.

Il serait donc incorrect de considérer que les interconnexions électriques n'appartiennent qu'au passé. Elles sont désormais reconnues comme un instrument essentiel pour atteindre les objectifs que l'Europe s'est fixés en matière de production d'énergie décarbonée. La lecture de page 20 du document produit par l'ADEME en 2016 ( http://www.ademe.fr/sites/default/files/assets/documents/mix100-enre-synthese-technique-macro-economique-8892.pdf) en est une bonne illustration.


Cordialement,
RTE

Date : 12/12/2017


REPONSES du Collectif des Associations de Défense de l'Environnement Pays Basque et sud des Landes (CADE) et
du Réseau de Soutien Mutuel en réponse aux Mégaprojets Energétiques
à la réponse de RTE du 30 Octobre 2017

En cette 8éme journée européenne des Grands Projets Inutiles et Imposés (GPII), le 12 décembre 2017 -http://www.cade-environnement.org/2017/12/11/journee-europeenne-des-gpii-grands-projets-inutiles-et-imposes/ , le Collectif des Associations de Défense de l'Environnement Pays Basque et sud des Landes (CADE) et le Réseau de Soutien Mutuel en réponse aux Mégaprojets Energétiques contestent radicalement la réponse de RTE du 30 Octobre 2017 notamment sur les points suivants (7) :

1) La France et l'Espagne ont une production excédentaire
"Le ratio capacité de production installé / puissance consommée à la pointe soit plus élevé en Espagne qu'en France." « Ainsi, pour disposer en moyenne d'1 MW de puissance disponible, il faudra installer environ 1,2 MW de centrale thermique classique, 4 MW d'éolien et 7 à 11 MW de solaire" (RTE, 30 Octobre 2017).

Effectivement le ratio capacité de production installé / puissance consommée à la pointe doit tenir compte à la fois des caractéristiques du parc et profil de consommation

D'abord en admettant ces ratios entre capacité installée des énergies renouvelables (EnR) installée et back-up soit encore valides avec les rapides et spectaculaires progrès dans les prévisions de la génération des EnR et gestion des réseaux électriques (RTE est en principe chargé de ces fonctions), ce besoin n'explique pas unetelle surcapacité. En effet le calcul suivant basé sur vos hypothèses indique :
- Eolien : 22% du total soit 23 GW (total : 104 GW) qui devrait être secondés par une capacité thermique flexible (type turbine à gaz/cycle combiné) selon le ratio indiqué de 1,2 MW pour 4 MW d'éolien, soit 23 / (4/1,2) = 6.9 GW
- PV : 6.6% du total soit 7 GW qui devrait être secondé par capacité thermique flexible (turbine à gaz/cycle combiné) selon le ratio indiqué de 1,2 MW pour 9 MW de PV (moyenne), soit 7 / (9/1,2) = 0,95 GW

Soit au total 7.85 GW de capacité de « back-up » (support) ce qui est bien loin de pouvoir expliquer cet énorme écart entre la demande de pointe de 40,5 GW et la surcapacité totale de 105,3 GW. Aussi, nous maintenons nos commentaires sur cette surcapacité démesurée de génération en Espagne qui n'est pas justifiée pour des motifs techniques ou opérationnelles mais comme chacun sait du fait de décisions erronées d'investissement des autorités publiques et des compagnies électriques en particulier durant la décennie précédente qui a mené à créer des bulles spéculatives dans ce nombreux secteurs dont l'immobilier et l'électricité.

De plus il est surprenant et inquiétant que RTE se laisse abuser par de tels arguments fallacieux et faux, et de plus les reprend ici.

2) L'interconnexion actuelle
Nous notons en effet que :
. "cette capacité d'échange nette n'est pas la somme algébrique des capacités de chaque liaison d'interconnexion." ;
. avec la définition des NTC, valeurs moyennes ramenées à:
- la France vers l'Espagne: 2800 MW
- l'Espagne vers la France: 2500 MW

Nous notons aussi que les capacités entre la France et l'Espagne (export) ont effectivement atteint 3500 MW (700 MW de plus que la capacité NTC) et 3000 MW (+500 MW) entre Espagne et France (import), qui sont bien des maximums mais sont donc techniquement et opérationnellement réalisables. Ainsi, en optimisant l'utilisation des capacités actuelles, la construction de nouvelles et onéreuses lignes THT ne se justifie ni techniquement ni économiquement.

2.1 Transformateur d'Arkalé
Au sujet du projet d'Arkalé, nous notons une claire contradiction entre vos deux commentaires :
- "Transformateur Déphaseur installé au poste d'Arkalé n'apporte pas en tant que tel au réseau de nouvelles capacités physiques de transport d'électricité." ; et
- "Sa principale utilité est d'augmenter les capacités d'échanges en import en portant à 2800 MW la NTC de l'Espagne vers la France."

Ce qui indique bien un accroissement de la capacité de 300 MW comme indiqué et confirmé par REE: " un elemento clave para aumentar la capacidad de intercambio con Europa " - Red Eléctrica pone en servicio el desfasador de Arkale para favorecer el flujo de intercambios internacionales, REE, 06.07.2017 http://www.ree.es/es/sala-de-prensa/notas-de-prensa/2017/07/red-electrica-pone-en-servicio-el-desfasador-de-arkale

2.2 Supposée saturation de l'interconnexion France-Espagne

"Même après la mise en œuvre de ce nouvel ouvrage [Baixas-Santa Loggaia], l'interconnexion est l'objet de saturation près de 75% du temps."
Or cette supposée saturation ne cadre pas avec les volumes moyens échangés (sources : ENTSO-E, Bilan électrique français 2016, RTE) de:
a) la France vers l'Espagne:
 En 2015, les exportations françaises vers l'Espagne ont bondi de +56% pour atteindre 9300 GWh, soit en divisant par les 8760 heures de l'année, en moyenne une capacité utilisée de seulement 1060 MW pour 2400 MW disponibles dans le sens France vers l'Espagne, laissant apparaître une surcapacité d'un facteur 2,3.
 En 2016, ces exportations d'EdF ont encore augmenté (+43%) à 13300 GWh soit une capacité moyenne utilisée de 1520 MW pour 2500 MW disponibles soit une surcapacité d'un facteur 1,65.

b) l'Espagne vers la France:
 2015 : 1800 GWh soit une capacité moyenne utilisée de seulement 205 MW pour 2500 MW disponibles soit une surcapacité d'un facteur 12 ( !).
 2016 : 5500 GWh (+205%) soit une capacité moyenne utilisée de 630 MW pour 2500 MW disponibles soit une surcapacité d'un facteur 4.

Cette saturation serait alors concentrée sur certains créneaux horaires de pointe correspondants alors au choix par les opérateurs selon les prix de marché les plus hauts, notamment à l'importation en hiver pour couvrir la consommation surdimensionnée du chauffage électrique en France.

Aussi, est-ce que les opérateurs réseaux utilisent des incitations économiques au-delà des appels d'offre afin de « lisser » la pointe et ainsi optimiser les lignes ? Au vu de la sensibilité au différentiel de prix entre les deux pays et surtout des appétits des opérateurs, cela pourrait correspondre au choix de créneaux de pointe avec prix plus hauts, notamment à l'import en hiver ?

Sans données plus détaillées, il est impossible de pouvoir juger de la réalité de cette situation de supposée saturation.
Aussi, quelles sont alors les niveaux de saturation entre :
- La France vers l'Espagne (en MW et %)
- l'Espagne vers la France(en MW et %) ?
et détaillés par principales lignes THT ?
Quels sont les créneaux horaires les plus saturés ?
Quel serait l'impact du câble du Golfe de Biscaye avec les hypothèses sélectionnées sur le niveau de saturation ?

3) La France a déjà atteint ses 10 %
« En tenant compte des capacités d'échange en export, la France est effectivement au-dessus des 10 %. L'Espagne de son côté est nettement en dessous des 10 %. »

Quelle crédibilité alors de fixer un tel objectif (10% même discutable et discuté : voir point 4 Calcul des 10 %) et de ne pas respecter ? C'est la même incohérence entre Espagne et Portugal qui malgré avoir déjà atteint les 10% tente d'imposer un projet de nouvelle THT (Beariz/Fontefría a Ponte de Lima) récemment listée comme PIC.

Objectivement, avec même des NTC FR-ES en export et import assez proches (respectivement 2800 MW et 2500 MW soit à peine 11% de différence), le ratio d'interconnexion en Espagne est bien moindre que 10% du fait d'une surcapacité de génération disproportionnée et non justifiée par des arguments techniques (voir point 1). Ceci conduit à distortionner cet indicateur et donc devenant objet de manipulation (supposée « ile électrique de la péninsule ibérique).

3.2 « la contribution de RTE aux coûts d'investissement du projet golfe de Gascogne ne peut pas dépasser 528 M€ ».

Selon le dossier d'INELFE, avec un OPEX annuel (coût d'exploitation) estimé de 10,2 M€ avec des pertes annuelles de 32,2 à 36,8 M€ et des pertes d'énergie (section 2.3) de 30 à 55 M€ par an, les pertes annuelles totales sont estimées à 62,2 à 91,8 M € malgré une subvention européenne de 700 M€...

En face, les revenus sont estimés à 37 millions d'euros (M€) en 2025, passant de 97 à 72 M€ de 2026 à 2030 et enfin de 63 M€ à partir de 2030. Or cette prévision de recettes semble surestimée au regard des revenus actuels d'interconnexion de 75 M € en 2015, dont seulement 5,6 M € pour 2016 INELFE-https: //www.societe.com / societe / Inelfe-509270070.html. Cette recette correspond à la ligne THT Baixas-Bescanó en Catalogne (capacité de 1400 MW et d'un coût d'investissement de 730 millions) et partagée entre REE et RTE (seulement 2,6 M € pour chaque soit fort loin des estimations mentionnées ci-dessus par INELFE pour le câble golfe de Gascogne, entre 37 et 97 M€).

Le supposé "surplus social" (d'ailleurs évalué par ENTSOE dirigé par les mêmes gestionnaires de réseau, les TSOs, et donc sans aucune indépendance et médiocre transparence sur leur calcul) devrait déjà être compris en principe dans les généreuses subventions de 40% (700 M€). Or, malgré ce projet semble devoir être structurellement déficitaire et donc une charge pour RTE et donc ses clients et actionnaires publics.

Avec une demande de subvention européenne de 700 millions d'euros (M€) quelle est la rentabilité économique estimée de ce projet ? Est-ce qu'une analyse couts-bénéfices indépendante a été réalisée ? Si, oui quelle est-elle ? Le CADE est bien sûr intéressé à prendre connaissance de telles données et/ou études.

4) Calcul des 10 %
Cet indicateur n'est pas pertinent car facilement faussé par une surcapacité de génération disproportionnée comme en Espagne (point 1) avec le risque de créer de nouvelles surcapacités. C'est un constat aussi partagé notamment par la CRE comme souligné dans son rapport de juin 2016 :
- « la CRE considère comme nécessaire de renouveler la réflexion sur la méthodologie de fixation du seuil de 10 % qui avait été exprimé par le Conseil européen en 2002. Afin d'éviter un risque de surdimensionnement des besoins d'interconnexion, ce seuil devrait être défini sur la base d'une approche multicritères et ce, de manière différenciée en fonction des circonstances régionales. »
- « Un objectif uniforme portant sur un unique indicateur, d'autant plus lorsqu'il est fixé en pourcentage de la puissance de production installée, risque de conduire à sur-dimensionner les interconnexions, et donc à alourdir les coûts supportés par les consommateurs européens sans que les bénéfices associés à ces interconnexions ne viennent compenser ces coûts. »


5) Solidarité ou spéculation
« Ces échanges commerciaux bénéficient ainsi au consommateur qui a accès à une énergie moins chère ».

Est-ce que RTE (ou REE) pourrait indiquer au moins une étude indépendante et fiable avec des données vérifiées démontrant cette causalité et le niveau de gains obtenus par le consommateur ?
Quels sont alors ces supposés gains pour les consommateurs français et espagnols en 2016 et les années précédentes avec un fort accroissement des échanges électriques entre les deux pays (voir point 2.2) ?

A contrario, quelles sont les répercussions prévues sur les factures des consommateurs français et espagnols de l'investissement de RTE dans le câble du Golfe de Biscaye ? La presse espagnole parle d'une hausse annuelle du tarif électrique de 1.5%.

6) Dommages collatéraux
« Notre réponse à votre question s'appuie sur les évaluations réalisées par ENTSO-e sur l'intérêt socio-économique du projet selon 4 scénarios contrastés d'évolution de la production et de la consommation à l'échelle européenne »

Les prétendus bénéfices de lignes THT sont évalués par l'association ENTSOE qui est en fait formée et dirigé par les mêmes gestionnaires de réseau (TSOs) dont RTE et REE, et donc sans aucune indépendance et médiocre transparence sur leur calcul.

« Ainsi, notre projet est un atout pour la transition énergétique tant à l'échelle de l'Europe que celle de la France et non un frein. »
« Notre mission n'est pas de trouver des débouchés nouveaux à l'électricité d'origine nucléaire. » (RTE)

Or de fait, la station de transfert de ce projet THT à Cubnezais se trouve à proximité (moins de 30 km) de la centrale nucléaire du Blayais d'EDF (avec 4 réacteurs de 900 MW soit 3.600 MW) et alors qu'EDF est un exportateur structurel vers l'Espagne-voir point 2.2 (sauf lorsque une partie de son parc nucléaire est à l'arrêt pour raison de sûreté et/ou forte demande hivernale du fait du poids surdimensionné du chauffage électrique) et que finalement RTE reste une filiale à 51% d'EDF.

7) Dégâts Environnementaux et risques sanitaires
« les données actuelles ne confirment en aucun cas l'existence d'effets sanitaires résultant d'une exposition à des champs électromagnétiques de faible intensité" (http://www.who.int/peh-emf/about/WhatisEMF/fr/index1.html),

Cette étude de l'OMS parle de « basse fréquence » et « faible intensité » Sa 3éme conclusion indique : « Il est indubitable qu'une exposition de courte durée à des champs électromagnétiques très intenses peut être dangereuse pour la santé. Les craintes qui se manifestent dans le public concernent surtout les éventuels effets à long terme que pourrait avoir une exposition à des champs électromagnétiques d'intensité inférieure au seuil d'apparition de réactions biologiques aiguës ».

Or à partir de quels niveaux (en micro-teslas-µT)) d'intensité du champ magnétique, considérez-vous les « basse fréquence et "faible intensité" ? Quelle est la durée d'exposition maximum recommandée ?

D'autres études comme celles du Centre International de Recherche contre le Cancer de l'OMS (CIRC) en 2002, a classé les champs magnétiques ELF (50-60 Hz) émis par les lignes HT et THT comme cancérogène possible (catégorie 2B) soit un niveau identique à celui du plomb et de l'essence (Source : Les lignes à haute et très haute tension : risques pour la santé, mai 2015- https://www.notre-planete.info/ecologie/energie/lignes_haute_tension_sante.php).

CADE (Collectif des Associations de Défense de l'Environnement du Pays Basque et du sud des Landes)
http://cade-environnement.org

Réseau de Soutien Mutuel en Réponse aux Mégaprojets Energétiques
redapoyopirineo@gmail.com
http://autopistaelectricano.blogspot.com.es/


Pièces Jointes : 1513092357_THT golfe Gascogne_Reponse CADE a RTE_30 oct_v2_12.12 GPII.pdf

Réponse RTE : Bonjour,

Vous trouverez ci-dessous un lien vers un document rédigé par RTE visant à répondre à votre contribution.

Cordialement,
RTE

http://www.golfe-de-gascogne.fr/media/reponses_rte_au_cade_12-12-2017.pdf

Date : 12/12/2017

Bonjour,
Dans une réponse adressée aux Amis de la Terre le 23 novembre dernier vous écrivez : " Elles sont disponibles dans le « Ten Years Network Development Plan 2016 » d'Entso-e (http://tyndp.entsoe.eu/) dont vous trouverez sur le site du projet la traduction.
Pouvez-vous nous communiquer le lien qui donne accès à cette traduction en français ? Pour l'instant nous n'avons trouvé que des versions en anglais sur votre site.
Parlez-vous de votre site ou du site européen ?
Cordialement
Guy Larrigade
Réponse RTE : Bonjour,

La traduction des scénarios de la partie 4 du TYNDP est disponible en cliquant sur ce lien https://www.inelfe.eu/fr/projets/golfe-de-gascogne , vous trouverez le document dans la rubrique n°3 documents de la concertation préalable, le document se nomme « traduction TYNDP partie 4 : scénarios ».

Cordialement,
RTE

Date : 11/12/2017

Contribution reçue par mail le 8 décembre suite à l'atelier territorial d'Hossegor:

Mrs de EDF

Suite à cette réunion du jeudi 7-12-2017 je vous confirme que pour la réunion publique du 18-01-2018 il serait important au-delà des ASSOS qui étaient présentes le 7-12-2017 que vous convoquiez INE FINE en sensibilisant la mairie de Capbreton la MACS ( qui regroupe 23 communes ) sud ouest ( le quotidien ) afin que des citoyens de ces villes du littoral soient présents à cette réunion publique car à l'évidence et vous avez pu le remarquer qu' aucun citoyen de ces villes étaient présents à la réunion de HOSSEGOR.

NOTA
Je constates que vous n'avez pas alerté les maires des villes concernées par cette réunion.

CONCLUSION
Aussi et afin d'éviter lors d'enquête public qui aura lieu en 2019 que la population découvre ce projet il est indispensable en amont de s'assurer de l'accord de la population.

Pour INFO
Le correspondant de sud-ouest pour un CR de cette réunion du 18-01-2018 est Michel DUPIN c'est le représentant de sud ouest qui couvre pour les évènements de cette ville de plus de 9000 habitants ( Capbreton ).

COMMENTAIRES
Comment avez-vous pu proposer un tel chemin ( océan ) pour réaliser cette opération avec l'Espagne je penses qu' un raccordement en aérien aurait eu un double avantage
-1 un prix plus faible
-2 une situation qui parait difficile concernant le domaine marin compte tenu des contraintes

CONCLUSION
Je restes à votre disposition pour des infos complémentaires.

Salutations

PS
Vous allez faire un CR de cette réunion je souhaites en être destinataire
Réponse RTE : Bonjour,

Concernant la communication sur le projet, la concertation préalable a fait l'objet d'une large information :

- des affiches ont été posées dans les mairies de toute l'aire d'étude (64 communes) avant le lancement de la concertation et informant du démarrage de celle-ci ainsi que des annonces légales diffusées dans les journaux.
- un kit de communication comprenant des éléments d'information à diffuser via les supports des communes qui le souhaitaient a été fourni
- des achats d'encarts presse  dans Sud-Ouest (toutes éditions Girondes, Landes et Pays basques) ou dans des journaux locaux (Le journal du Médoc et Haute Gironde) et d'espaces radio (France Bleue Gironde) ont été effectués.
- un flyer a été distribué via La Poste auprès de 69 000 habitants de l'aire d'étude terrestre et autour de Capbreton.

Les dates des différents temps de rencontre avec l'équipe projet ou à minima le lien vers le site internet du projet ou elles sont disponibles ont été rappelé sur l'ensemble de ces support d'information.
La concertation préalable se terminera en janvier 2018 mais un continuum de la concertation sous l'égide de la CNDP permettra jusqu'à l'enquête publique de poursuivre les échanges avec le public et de le tenir informer de l'avancement du projet. Cette poursuite de la concertation n'a pas vocation à recueillir l'accord de chaque personne mais de pouvoir autant que possible prendre en compte leurs observations tout au long de la définition du projet.
A noter qu'une journaliste de Sud-Ouest basée à Hossegor était présente lors de la rencontre 7 décembre dernier à Hossegor et qu'elle a publié un article (1 page complète consacré au projet + ½ Une) dans les éditions landaises de Sud-Ouest le 12 décembre 2017.

Nous vous remercions d'avoir participé à ce dernier atelier à Hossegor et ne manquerons pas de vous transmettre son compte-rendu. A la suite de chaque atelier, un compte rendu est rédigé et validé par le garant de la concertation préalable Mr Acchiardi. Il est transmis individuellement à tous les participants qui ont communiqué leur adresse courriel, et est accessible pour tous sur le site internet du projet (https://www.inelfe.eu/fr/projets/golfe-de-gascogne).
Enfin, concernant votre observation sur les avantages qu'aurait pu avoir une ligne aérienne par rapport au projet proposé, nous vous confirmons que l'argument du coût est nettement en faveur d'un ouvrage aérien 400 000 Volts. Toutefois, au vu de la longueur d'une telle liaison, de la localisation des postes de raccordement, d'un habitat très dispersé dans le Pays Basque en particulier, de la densité de l'urbanisation autour de Bordeaux pour rejoindre Cubnezais en venant du sud, et compte tenu du retour d'expérience sur la faible acceptabilité sociétale sur les derniers projets d'interconnexion électrique aérienne entre la France et l'Espagne, une interconnexion par une ligne aérienne 400 000 Volts n'a pas été retenue. Les études préalables de faisabilité ont démontré l'intérêt d'une liaison souterraine et sous-marine entre les postes de Cubnezais (au nord de Bordeaux) et Gatika (à proximité de Bilbao). 

Cordialement,
RTE

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