La haute tension se définit par un niveau élevé de tension électrique. On utilise principalement cette expression pour désigner les lignes à haute tension, qui font partie intégrante de notre infrastructure énergétique. Elles permettent de transporter de l’électricité sur de grandes distances, entre différentes régions ou entre différents pays.
Qu'est-ce que la haute tension ? Quel est son rôle dans le transport d'électricité ?
La tension est une grandeur électrique, tout comme l’intensité, la puissance ou encore la résistance. Elle est mesurée en volts et représente un déséquilibre de charge qui permet de faire bouger les électrons. Or le déplacement d’électrons correspond au courant électrique !
La haute tension désigne une tension dépassant un certain seuil. En France, c’est la norme NF C 18-510 qui définit les seuils de tension pour le courant alternatif :
- En-dessous de 50 V, on parle de très basse tension
- Entre 50 et 1000 V, on parle de basse tension
- Au-dessus de 1000 V, on parle de haute tension, avec une distinction entre la haute tension A (de 1000 à 50 000 V) et la haute tension B (au-delà de 50 000 V).
On distingue les réseaux de distribution et de transport de l’électricité :
- Le réseau de distribution de l’électricité englobe les lignes de moyenne et de basse tension. Selon les territoires, il est géré par Enedis ou par des entreprises locales de distribution. Il est beaucoup plus étendu que le réseau de transport : il y a 1,4 million de km de lignes électriques de ce type en France.
- Le réseau de transport de l’électricité rassemble les lignes à haute et très haute tension qui permettent de transporter de l’électricité sur de longues distances. Il est géré par RTE. En France, on compte environ 100 000 km de lignes électriques de ce type.
Si le réseau de transport d’électricité est parfois assimilé aux “autoroutes de l’électricité”, le réseau de distribution est quant à lui comparé au réseau de routes nationales et départementales. Pour faire le lien entre ces différents types de réseaux, des transformateurs abaissent ou augmentent la tension circulant dans les fils électriques.
Les réseaux de transport et de distribution d’électricité sont financés par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), composante des factures d’électricité des consommateur⋅rices.
Quels enjeux pour les réseaux électriques dans les années à venir ?
Dans le contexte de la transition énergétique, les réseaux électriques doivent évoluer de deux manières. D’une part, ils ont un rôle à jouer dans l’accompagnement de l’évolution du mix énergétique et d’autre part, ils doivent eux-mêmes s’adapter aux conséquences du dérèglement climatique.
Lignes haute tension et transition énergétique : le défi de l’intégration des ENR dans les réseaux électriques
Lorsque l’on parle de transition énergétique, le débat se focalise souvent sur les sources de production d’énergie renouvelable. Mais la question de l’intégration des énergies renouvelables aux réseaux électriques est elle aussi importante.
Le rapport “Futurs énergétiques” de RTE prévoit plusieurs évolutions des réseaux électriques. Les réseaux doivent être adaptés pour passer d’une configuration historiquement centralisée, où de grands sites thermiques, nucléaires et hydrauliques fournissaient une grande partie de l’électricité consommée, à une logique plus décentralisée, où les sites de production sont plus nombreux et dont la répartition est plus diffuse sur le territoire. Concrètement, il va par exemple falloir raccorder de nouveaux grands sites de production, comme les parcs éoliens offshore, ou desservir des zones fortement consommatrices d’électricité.
La localisation des installations de production d’électricité renouvelable va également reconfigurer les flux d’électricité transitant par les réseaux. Si la majeure partie de l’électricité photovoltaïque est produite le jour dans des régions du Sud de la France, le réseau haute tension aura pour mission de faire transiter l’électricité du Sud vers le Nord la journée, tandis que si les éoliennes sont plutôt installées dans les régions du Nord de la France, des flux contraires / opposés transiteront la nuit. Dans un autre scénario où la localisation de la production d’énergies renouvelables est plus diffuse sur le territoire, et où les boucles d’autoconsommation se développent, il existe évidemment moins de contraintes sur le réseau de grand transport d’électricité que dans une situation de concentration des installations.
Par ailleurs, différentes études prospectives mentionnent le nécessaire développement poussé des interconnexions entre les pays, afin de mutualiser les moyens de production en Europe, mais également d’assurer la sécurité d’approvisionnement électrique. Dans une Europe qui échange plus d’électricité à ses frontières, la France deviendrait un lieu de transit de flux transeuropéens, par exemple pour des flux transitant de l’Espagne à l’Allemagne.
Toutes ces évolutions liées à la transition énergétique doivent être couplées avec le renouvellement de lignes haute et très haute tension vieillissantes.
Adapter les réseaux électriques au dérèglement climatique
Comme toutes les infrastructures, les réseaux électriques sont vulnérables face à certains évènements climatiques extrêmes. Alors que traditionnellement, les lignes électriques sont exposées aux tempêtes, aux vents forts et à la surcharge de glace, il faut désormais aussi envisager leur vulnérabilité :
- aux chaleurs extrêmes, aux froids extrêmes et aux amplitudes thermiques, qui peuvent faire surchauffer les câbles ou les contracter (sous l’effet du givre) ;
- à la neige, aux crues et aux inondations, ainsi qu’aux tempêtes et aux vents violents, qui peuvent engendrer des dommages sur les pylônes et les câbles ;
- aux feux de forêt, qui dégagent des fumées, des cendres et de la chaleur pouvant couper les lignes de transmission ou limiter les capacités de transmission des câbles.
On note toutefois que les pylônes des lignes très haute tension sont conçus pour résister aux tempêtes et aux vents violents, mais que c’est l’érosion des sols qui peut fragiliser leurs fondations.
Dans son rapport public annuel 2024 sur l’action publique en faveur de l’adaptation au changement climatique, la Cour des comptes relève que les gestionnaires de réseau ont pris de premières mesures d’adaptation après la tempête de 1999, centrées sur la résilience face aux risques de tempête. Ce n’est que récemment que ceux-ci se penchent sur les mesures d’adaptation aux autres risques liés au dérèglement climatique. Pour RTE par exemple, ce n’est que depuis 2019 que l’augmentation de la fréquence des épisodes caniculaires est prise en compte, ainsi que la prévention des risques d’inondation.