HVDC, transport d'électricité en courant continu haute tension · Glossaire

HVDC signifie High Voltage Direct Current. Il s'agit du transport d'énergie électrique en courant continu haute tension. En allemand, l'abréviation HGÜ (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung) est usuelle. Le réseau de transport est exploité en majorité en courant alternatif triphasé. Avec le HVDC, en revanche, du courant continu circule entre deux stations de conversion ou plus, également appelées convertisseurs. Ces stations transforment le courant alternatif en courant continu, puis le reconvertissent à l'autre extrémité. Une forme particulière est la liaison dos-à-dos HGÜ (Kurzkupplung). Les deux convertisseurs se trouvent alors au même endroit et il n'y a pratiquement pas de ligne entre eux. Une telle liaison dos-à-dos sert uniquement à relier deux réseaux à courant alternatif qui ne fonctionnent pas de manière synchrone.

Grandeurs caractéristiques : tension, puissance, quantité d'énergie

Un système HVDC se décrit surtout par la tension, le courant et la puissance transmissible. La plupart des installations fonctionnent avec plusieurs centaines de kilovolts. Elles transportent de quelques centaines de mégawatts à plusieurs gigawatts. Deux exemples en Allemagne : les deux liaisons SuedLink fonctionnent à 525 kV et transportent chacune 2 GW, soit 4 GW au total. Pour les nouveaux raccordements en mer, le plan de développement des zones (Flächenentwicklungsplan) fixe comme standard ±525 kV et 2 000 MW par système. Les raccordements plus anciens, dans les zones de la mer du Nord proches de la côte, utilisent ±320 kV. En Chine, il existe des installations à ultra-haute tension avec des tensions nettement plus élevées. Celles-ci ne sont toutefois pas typiques de l'Europe.

Il faut distinguer puissance et énergie. Une liaison de 2 GW ne fournit pas automatiquement une quantité d'électricité fixe par an. Elle met d'abord à disposition une capacité de transport technique. Le nombre de térawattheures qui circulent réellement dépend de l'intensité et de la durée d'utilisation de la ligne. Pour l'illustrer : une autoroute à quatre voies ne dit encore rien du nombre de voitures qui l'emprunteront dans l'année.

Distinction par rapport au transport en courant alternatif

Le courant continu n'est pas fondamentalement plus moderne ou meilleur. Le courant alternatif présente de grands avantages dans les réseaux maillés, car les niveaux de tension se changent facilement avec des transformateurs et de nombreux consommateurs peuvent être bien alimentés. C'est pourquoi les réseaux de distribution et de grandes parties des réseaux de transport sont conçus en courant alternatif. Le HVDC donne le meilleur de lui-même dans trois cas : pour de fortes puissances sur de longues distances, pour de longs câbles, surtout sous-marins, et pour le couplage de réseaux qui ne fonctionnent pas de manière synchrone. Les longs câbles à courant alternatif ont une capacité élevée et exigent en permanence un courant de charge. Ce besoin de puissance réactive limite de plus en plus la puissance transmissible à mesure que la longueur augmente. La liaison en courant continu elle-même n'a pas ce problème en régime permanent. La façon dont les convertisseurs gèrent la puissance réactive dépend toutefois de leur conception, comme le montre la section suivante. Comme le flux de puissance est réglé par les convertisseurs, le HVDC peut en outre relier des fréquences différentes ou une zone synchrone à une autre.

Le HVDC ne remplace donc pas le réseau à courant alternatif. Une liaison HGÜ est le plus souvent un axe de transport ciblé entre deux points du réseau. Le réseau à courant alternatif reste nécessaire pour distribuer l'électricité sur le territoire, raccorder producteurs et consommateurs et compenser les fluctuations de courte durée. Même un parc éolien en mer raccordé en HVDC injecte finalement dans un réseau à courant alternatif.

Technique des convertisseurs et architecture du système

Les stations de conversion sont l'élément central d'une HGÜ. On distingue deux types de base :

Les convertisseurs commutés par le réseau (LCC, Line Commutated Converter) fonctionnent avec des thyristors. Ils sont réputés éprouvés pour de très fortes puissances. Cependant, ils consomment eux-mêmes de la puissance réactive, nécessitent donc des filtres et des installations de compensation et dépendent d'un réseau à courant alternatif suffisamment fort. Pour inverser le sens du flux, on inverse la polarité de la tension.
Les convertisseurs autocommutés, à source de tension (VSC, Voltage Source Converter) fonctionnent avec des semi-conducteurs commandables à l'ouverture, le plus souvent des IGBT. Ils peuvent régler les puissances active et réactive de façon largement indépendante, soutenir la tension et être raccordés aussi à des réseaux faibles. Selon le plan de développement des zones, les raccordements allemands en mer sont construits avec cette technique autocommutée.

La configuration diffère elle aussi. Un monopôle a un conducteur sous tension. Un bipôle a deux pôles de polarité opposée. Si un pôle d'un bipôle tombe en panne, une partie de la puissance peut continuer à être transportée. Pour les systèmes en mer de 2 GW, le plan de développement des zones prescrit un bipôle avec conducteur de retour métallique. La raison invoquée est une plus grande fiabilité et une meilleure régulabilité. L'effet d'une installation sur l'ensemble du système ne découle donc pas du seul sigle HVDC. Sont déterminants la conception, la régulation, l'intégration dans l'exploitation du réseau et le point de raccordement au réseau.

Applications typiques

Longues liaisons terrestres : de grandes quantités d'électricité sont acheminées des pôles de production vers les centres de consommation. En Allemagne, SuedLink relie par exemple Brunsbüttel à Großgartach et Wilster à Bergrheinfeld, en majorité par câble souterrain. L'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) a entièrement autorisé SuedLink en octobre 2025, la mise en service étant prévue en 2028 selon les indications du projet. L'état de ces informations correspond à la date des sources citées.
Câbles sous-marins et raccordements en mer : les parcs éloignés de la côte sont le plus souvent raccordés par des plateformes de conversion en mer et des câbles sous-marins HGÜ. Les parcs proches de la côte peuvent aussi être raccordés en courant alternatif.
Interconnexions et couplages : une interconnexion HGÜ relie des pays ou des zones synchrones. Elle peut permettre les échanges d'électricité et permet de piloter le flux de puissance de façon plus ciblée qu'un simple couplage en courant alternatif.

Pilotabilité et intégration dans le réseau

Une ligne HVDC ne transporte pas d'elle-même l'électricité là où elle est nécessaire. Le flux est imposé activement : selon des programmes, des règles de marché, des exigences de sécurité du réseau et des limites techniques. Les gestionnaires de réseau doivent alors tenir compte de la stabilité du système, des congestions dans le réseau à courant alternatif adjacent et de la défaillance de certains équipements. Si le point d'injection ou de soutirage dans le réseau à courant alternatif est trop faiblement raccordé, une liaison en courant continu peut simplement déplacer une congestion vers un autre endroit. Autre point : si une grande HGÜ tombe en panne, une forte puissance manque brutalement. Selon le droit de l'UE, les systèmes HGÜ doivent donc être conçus de façon que la perte possible de puissance active injectée dans une zone synchrone reste limitée à une valeur que fixent les gestionnaires de réseau de transport compétents.

Pertes et rentabilité

Sur de grandes distances, le HVDC a des pertes en ligne plus faibles que des solutions comparables en courant alternatif, surtout pour les câbles. Les stations de conversion ont toutefois leurs propres pertes de réseau et entraînent des coûts fixes élevés. Sur de courtes distances, le courant alternatif est donc souvent moins cher. Plus la distance est longue, plus la puissance est élevée et plus le tracé est difficile, plus le courant continu devient intéressant. La littérature spécialisée indique souvent que le courant continu devient avantageux à partir de quelques centaines de kilomètres pour les lignes aériennes et dès quelques dizaines de kilomètres pour les câbles. Il ne s'agit que de repères approximatifs. Au cas par cas, la longueur, la puissance, le type de tracé, les points de raccordement et la finalité de la liaison sont déterminants.

Une nouvelle HGÜ coûte cher. Outre la ligne, elle nécessite des stations de conversion, des raccordements au réseau, des systèmes de protection et de contrôle-commande, des terrains, des autorisations et des travaux. Selon le pays et l'installation, le financement passe par les tarifs d'accès au réseau, des prélèvements pour l'éolien en mer ou des mécanismes de revenus régulés. En contrepartie, de telles liaisons peuvent réduire les coûts ailleurs : par exemple par moins d'écrêtement de la production renouvelable, moins de redispatching ou une meilleure compensation transfrontalière. La rentabilité dépend du taux d'utilisation et des congestions dans l'ensemble du réseau. Ce que l'on appelle volontiers en politique une autoroute de l'électricité est, sur le plan réglementaire, un projet de réseau concret avec des coûts, des risques et des responsabilités définis.

Cadre juridique et responsabilités

Dans l'UE, le raccordement au réseau des systèmes HGÜ et des installations de production raccordées en courant continu, comme les parcs éoliens en mer, relève des exigences du règlement (UE) 2016/1447. Il régit notamment le réglage de la puissance active, le soutien de la fréquence, la puissance réactive et la tension. Sont aussi couverts les systèmes HGÜ qui relient des zones synchrones ou des zones de réglage, y compris les liaisons dos-à-dos. Sont exclus les systèmes dont le point de raccordement au réseau est inférieur à 110 kV, tant qu'aucun effet transfrontalier n'est démontré. Pour les installations existantes, seuls certains articles s'appliquent. En Allemagne, les gestionnaires de réseau de transport planifient et exploitent les liaisons HGÜ. Pour les projets inscrits au plan de besoins fédéral (Bundesbedarfsplan) qui franchissent des frontières de Länder ou d'États, la Bundesnetzagentur est l'autorité d'autorisation en vertu de la loi sur l'accélération de l'extension des réseaux (NABEG). Pour les interconnexions transfrontalières s'ajoutent l'attribution de capacité, les recettes de congestion et la coopération des autorités de régulation. Si les raccordements en mer sont à l'avenir maillés en réseaux à courant continu, les concepts de protection, la régulation et la délimitation des responsabilités deviendront nettement plus exigeants.

Idées reçues courantes

Une HGÜ n'est ni un stockage ni une centrale. Elle ne produit pas d'électricité et ne la stocke pas. Elle modifie seulement l'endroit où l'électricité est disponible et les points où des congestions apparaissent. Pour la sécurité d'approvisionnement, la capacité de transport installée ne suffit donc pas à elle seule. Il importe aussi qu'une production ou des importations soient disponibles côté injection, que le côté opposé puisse absorber l'électricité et que les réseaux restent stables des deux côtés. Le HVDC améliore le transport et la pilotabilité, mais ne résout pas un manque de puissance garantie. Le renforcement local du réseau, la flexibilité de la demande et les règles de marché pour les congestions restent nécessaires.

Pour la transition énergétique, le HVDC est important parce que production et consommation sont de plus en plus éloignées géographiquement. Beaucoup d'électricité éolienne est produite sur la côte et en mer. L'industrie et les villes en sont souvent très éloignées. Avec les pompes à chaleur, la mobilité électrique et les électrolyseurs, le besoin de voies de transport performantes augmente. Le terme HVDC ne devient précis que lorsque le tracé, la puissance, la technique de conversion, le point de raccordement au réseau, les règles d'exploitation et l'intégration au marché sont précisés.

Sources

Verordnung (EU) 2016/1447 der Kommission zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für HGÜ-Systeme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung — Europäische Kommission, Amtsblatt der EU L 241; 2016-08-26. Erwägungsgründe; Art. 3 (Anwendungsbereich), Art. 4 (bestehende Anlagen); Titel II Wirkleistungsregelung und Frequenzstützung
SuedLink – Projektseite — TenneT; unbekannt. Abschnitte Über das Projekt und Zahlen, Fakten, Daten
Brunsbüttel – Großgartach (SuedLink), Vorhaben 3 BBPlG — Bundesnetzagentur; unbekannt. Vorhabenseite, technische Daten und Zuständigkeit
Entwurf Flächenentwicklungsplan — Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH); 2024-06-07. Kap. 6 Standardisierte Technikgrundsätze, 6.4 und 6.5
Flächenentwicklungsplan 2019 für die deutsche Nord- und Ostsee — Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH); 2019. Kap. 4.3.1.2 Gleichstromsystem

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Edited by eCMS on 12.11.2026 05:06