Les réseaux électriques

Le Mercredi 7 décembre 2016
Pour être acheminée depuis les centres de production vers les consommateurs, l’électricité emprunte :
-le réseau public de transport d’électricité, destiné à transporter des quantités importantes d’énergie sur de longues distances ;
-le réseau public de distribution, destiné à acheminer l’électricité en moins grande quantité et sur de courtes distances.
Le développement et la modernisation des réseaux électriques, pour accueillir les énergies renouvelables, constitueront un élément essentiel de la transition énergétique.

Le réseau public de transport d'électricité

Le réseau de transport d’électricité a vocation à acheminer des quantités importantes d’électricité sur de grandes distances, entre les régions et vers les pays voisins.

RTE est le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité français. Ce réseau est constitué de la quasi-totalité des lignes exploitées à une tension supérieure à 50 kV sur le territoire métropolitain continental, ce qui représente plus de 100.000 km de lignes, quelques 4000 postes électriques et 47 interconnexions

RTE garantit à tous les utilisateurs du réseau de transport d’électricité un traitement équitable dans la transparence et sans discrimination, sous le contrôle de la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE). Les clients de RTE sont  des producteurs d’électricité, des consommateurs industriels, des distributeurs d’électricité, des entreprises ferroviaires, des « traders » et fournisseurs qui achètent et revendent de l’électricité.

Le réseau achemine l’électricité entre les producteurs d’électricité et les consommateurs industriels directement raccordés au réseau ou les distributeurs d’électricité. Le courant produit est porté à un niveau de tension de 400 kV, ce qui permet de le transporter sur de longues distances en minimisant les pertes. Le courant est ensuite transformé en 225 kV, puis 90 ou 63 kV pour l’alimentation régionale et locale en électricité.

RTE est garant du bon fonctionnement et de la sûreté du système électrique. Il adapte à tout moment la production et la consommation sur le réseau, car l’électricité ne peut être stockée en quantité importante à des conditions économiques acceptables.

L'insertion de grandes quantités d'énergies renouvelables modifie en profondeur les flux sur le réseau de transport d'électricité, ce qui nécessite de l’adapter pour réussir la transition énergétique. Une plus grande intégration entre les réseaux européens contribue également à renforcer le système électrique. Dans son schéma décennal, RTE répertorie les projets qu'il propose de réaliser et de mettre en service dans les trois prochaines années etprésente les principales infrastructures de transport d’électricité à envisager dans les dix ans à venir. Au-delà, il esquisse les possibles besoins d’adaptation du réseau selon différents scénarios de transition énergétique. Il s'appuie également sur le bilan prévisionnel de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité .

Les réseaux publics de distribution d'électricité

Les gestionnaires de réseaux

Les réseaux de distribution acheminent l’électricité sur de plus courtes distances, pour une alimentation de la consommation locale, mais aussi le raccordement de nombreux producteurs d’électricité de petite et moyenne puissance, jusqu'à 12 MW. Ces réseaux sont constitués d’ouvrages de moyenne tension (entre 1 kV et 50 kV) et d’ouvrages de basse tension (inférieure à 1 kV).

Dans le cadre de la transition énergétique et du développement des énergies renouvelables, 80% des nouvelles installations de production sont raccordées aux réseaux de distribution d'électricité. Cette nouvelle dimension des réseaux de distribution d'électricité va nécessiter davantage d'intelligence dans la gestion du réseau et de solutions techniques associées, communément appelées « smart grids ». Ces évolutions permettront une meilleure intégration des énergies renouvelables, mais aussi des points de recharge pour véhicules électriques, ainsi qu’une plus grande efficacité énergétique et une optimisation des investissements réalisés sur les réseaux.

L'organisation de la distribution d’électricité est de la compétence des collectivités locales, autorités organisatrices de la distribution d’électricité (AODE), généralement par l’intermédiaire de syndicats d’électrification intercommunaux.

En France, la distribution de l’électricité est assurée, soit sous le régime de la concession de service public, soit sous celui de la gestion directe par les communes.

En matière de concession de service public, la commune, détentrice du pouvoir concédant, délègue à un concessionnaire la mission de distribuer l’électricité sur son territoire.

La commune dispose du pouvoir concédant soit de façon directe, soit en le déléguant à un syndicat intercommunal. Dans ce cas, le syndicat dispose le plus souvent de l’ensemble des prérogatives normalement dévolues au concédant, en particulier du cahier des charges de concession et assure le contrôle du bon accomplissement des missions de service public fixées au concessionnaire par le cahier des charges. Le modèle de cahier des charges constitue un document de référence sur lequel les collectivités concédantes s’appuient pour la négociation et l’élaboration de leurs contrats de concession.

  • Enedis est, sur 95% du territoire métropolitain, le concessionnaire obligé des AODE pour la gestion de leurs réseaux de distribution d’électricité. Il exploite 1,3 million de km de lignes, presque 800.000 postes de distribution (moyenne et basse tension) et plus de 2000 postes sources (haute et moyenne tension) et dessert 35 millions de clients.
  • Par ailleurs, les régies, les sociétés d’économie mixtes, les coopératives d’usagers et les sociétés d’intérêt collectif agricole concessionnaires d’électricité, et existant avant 1946, ont conservé leur compétence de gestionnaire des réseaux publics de distribution dans leur zone de desserte. 150 « entreprises locales de distribution » (ELD) desservent actuellement environ 5% du territoire métropolitain. L'article L121-29 du code de l'énergie instaure un fonds de péréquation de l’électricité (FPE) ayant pour vocation de compenser, en partie, l’hétérogénéité des conditions d’exploitation résultant de la disparité des réseaux et de la structure des consommations, alors que les tarifs sont les mêmes sur tout le territoire. Les distributeurs ayant des charges excessives perçoivent, selon une clé de répartition, ce que versent les distributeurs les mieux lotis : articles R121-44 et suivants du code de l'énergie
  • électricité de Mayotte assure la gestion des réseaux de distribution d’électricité dans la collectivité départementale de Mayotte ;
  • EDF-SEI assure la gestion des réseaux de distribution d’électricité dans les autres collectivités d’Outre-mer et en Corse.

Les gestionnaires des réseaux de distribution sont chargés d’assurer la conception, la construction, l’entretien des réseaux, ainsi que l’accès à ces derniers dans des conditions non discriminatoires ; ils doivent veiller à l’efficacité et à la sûreté des réseaux.

L’électrification rurale et le FACÉ

Lorsqu’elles assurent la maîtrise d’ouvrage des travaux de développement du réseau conformément à l’article L.322-6 du code de l’énergie, les autorités organisatrices de la distribution publique d’électricité peuvent recevoir des aides pour la réalisation des travaux portant sur les ouvrages ruraux de ce réseau.

Aux termes de l'article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, ces aides, regroupées au sein d’un compte d'affectation spéciale du budget de l'Etat, le CAS FACÉ ( (Financement des aides aux collectivités pour l'électrification rurale), ont ainsi pour objet de participer au financement : 

  • principalement de travaux d'électrification rurale dont la maîtrise d'ouvrage est assurée par les collectivités territoriales et leurs établissements publics de coopération en matière de distribution publique d'électricité. Les aides sont majoritairement utilisées pour financer des dépenses de renforcement (amélioration de la qualité de la distribution) et de sécurisation des réseaux (résorption des fils nus, particulièrement vulnérables aux intempéries), ainsi que des dépenses liées à la réduction de l’impact visuel des réseaux sur l'environnement (mise en souterrain des lignes en particulier) ;

  • mais également d'opérations de maîtrise de la demande d'électricité ou de production décentralisée à partir d’énergies renouvelables, dont la maîtrise d'ouvrage est assurée dans les mêmes conditions, si ces opérations permettent d'éviter, dans de bonnes conditions technico-économiques, des solutions d’extension ou de renforcement des réseaux qui se révéleraient plus coûteuses ;

  • et enfin d’opérations de production d’électricité à partir d'installations de proximité en zone non interconnectée, lorsque ces opérations, justifiées au plan technico-économique, permettant d’éviter des solutions d'extension des réseaux qui se révéleraient plus coûteuses.

Le financement du CAS FACÉ repose sur une contribution due par les gestionnaires des réseaux publics de distribution, mais ce coût est, in fine, imputé sur le consommateur d'électricité.

La qualité de l'électricité

L’amélioration de la qualité constitue une action prioritaire entreprise sur les réseaux de distribution depuis le milieu des années 2000, sous l’impulsion des pouvoirs publics et des autorités organisatrices de la distribution d'électricité,

Les articles D322-2 et suivants du code de l'énergie et leur arrêté d'application du 24 décembre 2007) fixent les principes et la procédure permettant une évaluation pertinente du niveau de qualité sur les réseaux de distribution.

L'article L. 322-12 du code de l'énergie oblige le gestionnaire de réseau de distribution à consigner une somme d’argent entre les mains d’un comptable public, lorsque le niveau de qualité de l’électricité n’est pas atteint en matière d’interruption de l’alimentation : les articles R. 322-11 et suivants fixent la procédure et le niveau des consignations.

Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité prévoient une régulation incitative de la qualité de l’alimentation électrique. Celle-ci se traduit par un bonus ou un malus en fonction de la performance du gestionnaire de réseaux mesurée par rapport à une valeur de référence annuelle.

Les compteurs communicants Linky

La mise en œuvre des nouveaux compteurs Linky doit permettre de mieux connaître les consommations des usagers et d’améliorer la qualité du service rendu au consommateur.

  • Les relevés seront effectués à distance et ne nécessiteront donc plus la présence du client.

  • Ils seront plus fréquents et permettront des facturations sur la base de données réelles et non plus de données estimées.

  • Le compteur permettra de simplifier certaines opérations (changements de contrat, de fournisseur).

  • le compteur pourra favoriser l’émergence de services de maîtrise des consommations, et l’apparition de nouvelles offres tarifaires, notamment afin d’inciter à la maîtrise de la consommation à la pointe.

Pour la confidentialité des données, la protection de la vie privée et la sécurité du système de comptage, la CNIL a été étroitement associée à l’ensemble des travaux et a pu proposer différentes mesures qui ont contribué à renforcer le cadre de protection du consommateur.

Délibération n°2012-404 du 15 novembre 2012 de la CNIL et la communication en date du 30 novembre 2015.

Le dispositif prévoit donc :

  • des actions de pédagogie auprès du consommateur afin de les sensibiliser sur leurs droits à disposer de leurs données ;

  • toutes les garanties nécessaires permettant d’assurer une gestion sécurisée des données conservées dans les systèmes d’information (gestions de habilitations, traçabilité des données, cadre des conditions de collecte et d’utilisation de la courbe de charge, etc.)

Le projet Linky s’appuie sur une architecture informatique complexe, qui doit être préservée contre tout acte de malveillance. À cette fin, ENEDIS travaille en collaboration avec l’Agence nationale de la sécurité des systèmes d’information (ANSSI) afin que toutes les mesures de protection nécessaire soient prises.

L'accès et le raccordement aux réseaux publics d'électricité

L'article L121-4 du code de l'énergie dispose que "la mission de développement et d'exploitation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité consiste à assurer […] 2° le raccordement et l'accès, dans des conditions non discriminatoires, aux réseaux publics de transport et de distribution."

Les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR)

Régis par les articles L321-7 et L342 du code de l’énergie et D342-22 et suivants, les S3RENR permettent de réserver, au bénéfice des énergies renouvelables, pour une période de 10 ans, les capacités de raccordement estimées nécessaires pour atteindre les objectifs fixés par les schémas régionaux du climat, de l'air, et de l'énergie (SRCAE). Elaborés par le gestionnaire de réseau de transport, en accord avec les gestionnaires de réseau de distribution concernés puis approuvés par le Préfet, les S3RENR peuvent couvrir l’ensemble d’une région ou être divisés en volets géographiques particuliers.

Ces schémas mutualisent entre tous les producteurs d’énergie renouvelable les coûts des ouvrages électriques à créer, au moyen d’une quote-part identique pour tous les producteurs et associée à chaque S3RENR (ou à chaque volet particulier si cette option est mobilisée). Cette mutualisation permet d’éviter les effets de barrière et d’aubaine résultant de l’application du droit commun antérieur à la création des S3RENR, qui faisait reposer l’intégralité du financement sur le premier producteur dont le raccordement nécessitait la création d’un ouvrage.

Les ouvrages électriques à renforcer sont, quant à eux, financés par les gestionnaires de réseau. Comme dans le régime de raccordement ordinaire, les « ouvrages propres » aux producteurs, c’est-à-dire les ouvrages depuis l’installation de production jusqu’aux ouvrages du S3REnR, sont financés par les producteurs. Les schémas prévoient :

  • une procédure d’adaptation permettant d’ajuster rapidement les schémas existants au rythme de déploiement des énergies renouvelables, s’il est plus rapide que prévu ;

  • une procédure de révision pour les modifications plus substantielles.

  • un plafonnement du versement effectué par les producteurs d’énergie renouvelable pour leur raccordement dans les départements et régions d’outre-mer, ce qui favorise le développement des énergies renouvelables dans ces territoires disposant d’un potentiel particulièrement intéressant.

Le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité

Les méthodes utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité sont fixées par la Commission de régulation de l'énergie.

Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) sont calculés afin que les recettes des gestionnaires de ces réseaux couvrent les charges engagées pour l’exploitation, le développement et l’entretien des réseaux. Il est prévu par les articles L341-2 et suivants du code de l'énergie

Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) est applicable à tous les utilisateurs des réseaux publics d’électricité et respecte quelques grands principes :

  • le paiement à l’injection ou au soutirage, est indépendant de la distance parcourue, on parle alors de tarification « timbre poste » ;

  • la péréquation tarifaire, qui impose que les tarifs soient identiques sur tout le territoire ;

  • la couverture des coûts engagés par les gestionnaires de réseaux.

Les règles techniques de raccordement aux réseaux publics

Les règles diffèrent suivant qu'il s'agit de :

  • un réseau de distribution se raccordant à un autre réseau ;

  • une installation de production se raccordant au réseau de transport ou de distribution ;

  • une installation de consommation se raccordant au réseau de transport ou de distribution.

1. Raccordement des réseaux de distribution à d’autres réseaux

Pour le raccordement d’un réseau public de distribution d’électricité au réseau public de transport d’électricité ou à un autre réseau de distribution, le texte en vigueur est l'arrêté du 6 octobre 2006.

Raccordement des installations de production et de consommation d’électricité aux réseaux publics :

Ces raccordements sont désormais organisés par les articles D342-5 à D342-14-1 du code de l’énergie. Seuls ne sont pas concernées les installations de consommation inférieures à 36 kVA, et les installations de productions dans les zones non interconnectées dont la puissance installée est inférieure à 20 MW.

Ces dispositions s’appliquent sinon à toute opération de raccordement d’installation de production (centrale thermique, hydroélectricité, cycles combinés, éoliennes, systèmes photovoltaïques ...) ou de consommation aux réseaux publics d’électricité.

Ces dispositions peuvent s'appliquer aussi aux installations déjà raccordées à ces réseaux, notamment en cas de modification substantielle.

2. S’agissant des installations de production :

Deux arrêtés de même date fixant les prescriptions particulières de raccordement en fonction du type de réseau :

  • l’arrêté du 23 avril 2008 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de distribution d’électricité en basse tension ou en moyenne tension d’une installation de production d’énergie électrique ;

  • l’arrêté du 23 avril 2008 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement au réseau public de transport d’électricité d’une installation de production d’énergie électrique.

Les contrôle des installations de production est organisé par les  articles D342-16 et 17 du code de l’énergie. Deux arrêtés précisant les modalités particulières de contrôle des performances des installations raccordées, en fonction de la tension du réseau :

  • l’arrêté du 29 mars 2010 précisant les modalités du contrôle des performances des installations de production raccordées en basse tension aux réseaux publics de distribution ;

  • l’arrêté du 6 juillet 2010 précisant les modalités du contrôle des performances des installations de production raccordées aux réseaux publics d’électricité en moyenne tension (HTA) et en haute tension (HTB)

Le contrôle des performances des installations raccordées en basse tension est organisé par les articles D342-18 et suivants du code de l’énergie, qui concerne autant la production que la consommation. L’organisme de contrôle est le CONSUEL

Le contrôle des performances des installations raccordées en moyenne et haute tension fait appel à la "documentation technique de référence" du réseau (publiées par les gestionnaires du réseau après concertation avec les utilisateurs professionnels) pour ce qui concerne les modalités détaillées des contrôles à effectuer.

3. S’agissant des installations de consommation:

Pour le raccordement au réseau public de distribution, c’est l’arrêté du 17 mars 2003 qui fixe les conditions de conception et de fonctionnement.

Pour le raccordement au réseau public de transport, c’est l'arrêté du 4 juillet 2003 qui fixe les conditions de conception et de fonctionnement.

Le contrôle des installations de basse tension raccordées au réseau de distribution reste régi par les articles D342-18 et suivants du code de l’énergie.