Gestionnaire du réseau de distribution électricité

Enedis est entre autres en charge de l'entretien du réseau de distribution de l'électricité. (©Enedis)

À RETENIR
  • Enedis (nouveau nom d'ERDF depuis le 31 mai 2016) est le gestionnaire de 95% du réseau de distibution électrique en France métropolitaine. Il assure l'approvisionnement en électricité de près de 35 millions de clients.
  • La « distribution » d’électricité intervient en aval de la phase de transport à très haute et à haute tension qui est gérée par RTE.
  • Le réseau d'Enedis est constitué de près de 1,3 million de km de lignes électriques à moyenne et basse tension.
  • Ce réseau appartient à des autorités concédantes (les communes) qui en confient la gestion à Enedis par une délégation de service public.
Définition et catégories

ERDF (Électricité Réseau Distribution France), devenue Enedis fin mai 2016, est une société anonyme créée en 2008, filiale à 100% du groupe EDF, est le gestionnaire de 95% du réseau public de distribution d’électricité sur le territoire français métropolitain.

Enedis assure l’approvisionnement en électricité de près de 35 millions de « consommateurs finaux »(1). Elle exerce une activité régulée sous monopole, dans le cadre d’une délégation de service public (DSP). La distribution d’électricité intervient en aval de la phase de transport à très haute et à haute tension, assuré par RTE (Réseau de Transport d'Electricité).

Le réseau de distribution exploité par Enedis appartient aux autorités concédantes (les communes) qui lui en confient la gestion par une DSP. Opérateur industriel de concession, Enedis exerce deux principales missions de service public :

  • assurer la continuité et la qualité de la desserte : Enedis doit exploiter, entretenir et développer le réseau ;
  • garantir l’accès au réseau de distribution sans discrimination : Enedis doit assurer le raccordement et l’accès des utilisateurs au réseau dans des conditions non discriminatoires.

Enedis est financée par le Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d'Electricité (TURPE). Le TURPE est intégré au coût de l’électricité payé par le consommateur. Son montant est fixé par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) sous réserve de l'approbation ministérielle.

Fonctionnement technique ou scientifique

L’électricité produite par les centrales est d’abord acheminée sur de longues distances dans des lignes à très haute et à haute tension (dites « THT » et « HT », entre 400 000 et 63 000 volts) gérées par RTE. L’électricité est ensuite « transformée » (modification des niveaux de tension et d'intensité) dans des postes de transformation placés à l’interconnexion des réseaux de transport et de distribution. Elle est enfin distribuée dans des lignes à moyenne et à basse tension (dites « MT » et « BT », entre 20 000 et 230 volts) gérées par le réseau de distribution Enedis.

Enedis est garante de la distribution d’électricité chez les consommateurs finaux.

Une fois sur le réseau de distribution, l’électricité moyenne tension (MT) alimente directement les clients industriels. Pour les autres clients (particuliers, commerçants, artisans, etc.), elle est convertie en basse tension (BT) par des postes de transformation avant de leur être livrée. 

Enedis assure divers types de prestations pour ses clients (particuliers, entreprises ou localités). Citons notamment le raccordement physique d’une installation au réseau de distribution, le dépannage pour assurer la continuité de la fourniture ou bien encore le relevé des consommations ainsi que le contrôle, l'entretien et le renouvellement du matériel de comptage.

Le réseau géré par Enedis

  • Enedis exploite, entretient et développe 1 332 942 km de lignes à moyenne tension dites « MT» (aussi appelées lignes « HTA » pour Haute Tension A) et de lignes à basse tension dites « BT » à fin 2014(2).
  • Enedis exploite près de 2 250 postes sources permettant de relier le réseau de transport de RTE à son réseau de distribution (HTB/HTA).
  • Enedis exploite près de 770 000 postes de transformation permettant d’abaisser progressivement la tension de l’électricité distribuée (HTA/BT).
Enjeux par rapport à l'énergie

L’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité

Enedis a un rôle important à jouer dans l'ouverture à la concurrence des activités de production et de fourniture d'électricité. Malgré son lien avec EDF (Enedis est une filiale d’EDF), Enedis se doit d'assurer un service égal et non discriminatoire. Il lui incombe donc, sous la surveillance de la Commission de Régulation de l'Energie, de ne pas favoriser sa maison mère EDF au détriment d’autres fournisseurs concurrents tels que Engie et Direct Energie

La réponse aux aléas climatiques

Les aléas climatiques ont une influence importante sur l’activité d’Enedis, du fait des dégâts et des coupures d’électricité qu’ils peuvent créer. La tempête Klaus, survenue en janvier 2009, a par exemple privé 1 700 000 clients d’électricité. Enedis a du intervenir sur 14 000 chantiers pour rétablir la distribution d’électricité.

Près de 43,3% du réseau de distribution géré par Enedis est souterrain.

Afin de gérer ces risques, Enedis a pris plusieurs mesures :

  • l'élaboration d’un Plan Aléas Climatiques (PAC) pour réduire la sensibilité du réseau aux risques climatiques (neige collante, tempête, inondation, canicule) ;
  • le maintien du dispositif de la force d’intervention rapide électricité (Fire) ;
  • la réalisation d’exercices de délestage réguliers ;
  • l'enfouissement des lignes. A fin 2014, près de 43,3% du réseau de distribution géré par Enedis est souterrain. Cette année-là, 98,6% des nouvelles lignes haute tension (HTA - 20 000 V) ont été construites en souterrain(3).
Acteurs majeurs

Les autorités concédantes

Les autorités concédantes sont des communes ou des regroupements de communes. Ils fixent avec Enedis les conditions d’exécution du contrat de concession. Chaque année, Enedis rend compte de son activité aux autorités concédantes. L’entreprise remet à chacune d’entre elles un compte rendu d’activité de concession. Ce document expose les faits de l’année écoulée ainsi que les données patrimoniales et financières de la distribution d’électricité.

Enedis gère aujourd’hui 736 concessions sur le territoire métropolitain (dont 31 concernant des villes e plus de 50 000 habitants), soit près de 95 % du réseau métropolitain continental(4).

Les Entreprises Locales de Distribution (ELD)

Responsables de la distribution publique d’électricité sur environ 5 % du territoire métropolitain, les Entreprises Locales de Distribution (ELD) sont des acteurs importants du paysage énergétique français. Les ELD et Enedis remplissent les mêmes missions de service public sur leurs territoires de desserte respectifs.

Chiffres clés
  • A fin 2014, ERDF (devenue Enedis) est composée de près de 38 859 salariés .
  • Elle a réalisé 3 milliards d'euros d'investissements en 2014.
  • Près de 450 000 clients sont raccordés en moyenne chaque année.
  • Enedis réalise près de 11 millions d’interventions par an.

Du fait de son ancrage local, Enedis a une organisation largement décentralisée.

Zone de présence ou d'application

Du fait de son ancrage local auprès des communes qui délèguent ce service public, Enedis a une organisation largement décentralisée (1 000 sites partout en France).

Enedis subdivise ses activités en 25 régions, différentes des régions administratives françaises, elles mêmes rassemblées en 8 « inter-régions »(5). Ce maillage fin permet d’établir une proximité avec les autorités concédantes locales.

Passé

La fin du XIXe siècle et le début du XXe sont marqués par l’essor des usages de l’électricité, avec notamment les tramways, les métros et les chemins de fer. Les compagnies d’électricité s’implantent alors dans les grandes villes. Le maillage n’est pas global et de nombreux territoires ruraux ne sont pas desservis.

En 1938, l’État français intervient au nom de l'intérêt général. Il lance un plan d’interconnexion national pour porter l’électricité dans toutes les régions du territoire. À la Libération, le réseau de transport est le plus dense du monde avec 22,5 km de lignes de plus de 100 000 volts pour 1 000 km2 (contre 5 km pour les États Unis, 15 km pour la Grande-Bretagne et 18 km pour l'Allemagne).

En février 2000, une loi introduit l’ouverture progressive à la concurrence du marché de la fourniture de l’électricité.

Le 8 avril 1946, la loi qui nationalise les entreprises d'électricité est votée. Un nouvel établissement public, Électricité de France (EDF), est créé. Il intègre les sociétés de production, de distribution et de transport d'électricité. Quant aux entreprises d’électricité fonctionnant en régie, elles ne sont pas nationalisées automatiquement (mais elles peuvent en faire la demande) car elles sont déjà des émanations d’organismes publics. Elles forment aujourd’hui les entreprises locales de distribution (ELD). 

En février 2000, une loi introduit l’ouverture progressive à la concurrence du marché de la fourniture de l’électricité conformément aux engagements d’une directive européenne de 1996.

En juin 2003, une 2e directive européenne impose la séparation juridique du gestionnaire du réseau de transport et du gestionnaire du réseau de distribution. Cette directive est transposée en loi française en août 2004. La production et la fourniture entrent dans le secteur concurrentiel alors que le transport et la distribution restent des activités régulées.

En décembre 2006, la loi relative au secteur de l’énergie adopte entre autres les mesures garantissant l’indépendance des gestionnaires de réseaux.

Le 1er janvier 2008, ERDF est créée.

Présent et futur

La diversification de la production d’électricité

Le développement des installations de production d’électricité éolienne et photovoltaïque modifie peu à peu le mode de gestion habituel du réseau de distribution car leurs flux d’électricité sont intermittents. Leur essor implique la réalisation et la gestion d’un grand nombre de raccordements. 

A fin 2015, les éoliennes constituaient 47,5% des capacités électriques directement raccordées au réseau de distribution d'ERDF(6).

Le développement des « réseaux intelligents » (smart grids)

À l’origine conçu pour acheminer l’électricité depuis un petit nombre de sites de production, le réseau de distribution connaît une importante transformation du fait de l’essor des énergies renouvelables intermittentes et du fait des politiques de meilleure utilisation de l’électricité par les consommateurs. Les capacités de pilotage du réseau doivent notamment être renforcées afin d’assurer en permanence l'équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. 

Pour répondre à ces enjeux, il est nécessaire de rendre le réseau plus intelligent (« smart » en anglais). Derrière le concept de réseau intelligent ou smart grid se cachent en réalité trois notions dont la mise en œuvre contribue à améliorer la performance et la fiabilité du réseau de distribution d’électricité. Il s’agit de la gestion intelligente des actifs (« smart life »), de la conduite intelligente (« smart operation ») des réseaux pour éviter leur engorgement et du comptage communicant pour permettre aux clients d’adapter leur consommation aux conditions économiques et techniques du moment (« smart meter management »).

Le développement des smart grids en France sera l’un des axes de développement important d’Enedis dans les années à venir. L'installation des compteurs électriques intelligents « Linky » a en particulier débuté fin 2015. Il est prévu que les 35 millions de clients d'Enedis soient équipés de ces compteurs d'ici à fin 2021(7).

L'élimination de toute confusion avec EDF

En juin 2015, ERDF a changé son logo jugé trop proche de celui de la maison-mère EDF. Le 31 mai 2016, le gestionnaire de réseau a également modifié son nom (conformément à un souhait de la CRE) afin de se démarquer d'EDF et « gagner en visibilité et en clarification de ses missions » (révolution énergétique, nouveau modèle « connecté ») : il est devenu « Enedis »(8).

Ce changement de nom doit contribuer à développer la concurrence libre et non faussée entre le fournisseur historique EDF et les fournisseurs alternatifs.

Concrètement

64 minutes : c’est la durée moyenne d’interruption d’alimentation chez les clients basse tension calculée par ERDF pour l’année 2014 (hors événements exceptionnels et incidents sur le réseau de transport). Il s'agit du plus faible temps de coupure moyen depuis 9 ans.