Transport — RTE-EDF Transport

Créé le 1^erjuillet 2000, RTE est le gestionnaire du réseau français de transport d’électricité, dont il est propriétaire et qu’il exploite, entre-tient et développe. Avec près de 100 000 km de circuits à haute et très haute tension et 44 lignes transfrontalières, ce réseau est le plus important d’Europe. Son positionnement géographique place RTE-EDF Transport au cœur du marché européen de l’électricité. RTE-RTE-EDF Transport est garant du bon fonctionnement et de la sûreté du sys-tème électrique. Il assure un accès libre et équitable à tous les utilisa-teurs du réseau et constitue, à cette fin, au sein d’EDF, un service indépendant avec une gestion managériale, comptable et financière dissociée. La filialisation de RTE a été mise en œuvre durant l’année 2005 et RTE devenu RTE-EDF Transport, est désormais une filiale à 100 % de EDF, consolidée en intégration globale dans les comptes du Groupe.

En 2006, RTE-EDF Transport a réalisé un chiffre d’affaires de 4 059 millions d’euros (dont environ 70,9 % provenant des activités d’accès au réseau de transport par les distributeurs), un excédent brut d’exploi-tation de 1 570 millions d’euros et un résultat net de 431 millions d’euros. Ses emprunts et dettes financières au 31 décembre 2006 s’élevaient à 6 426 millions d’euros (Source : Rapport d’activité 2006 RTE-EDF Transport).

Le tableau ci-dessous fournit un bilan simplifié des flux énergétiques sur le réseau de RTE-EDF Transport au cours des années 2003 à 2006 :

En 2006, le solde net instantané des échanges physiques avec l’étran-ger de RTE-EDF Transport a toujours été exportateur, sauf pendant pendant les périodes de froid de janvier-février-mars où le solde a été importateur pendant environ 350 heures.

6.2.2.1.1Activités de RTE-EDF Transport

En application de la loi du 10 février 2000 (et réaffirmé par la Loi du 9 août 2004, voir section 6.5.1.2 (« Législation française — Le ges-tionnaire du réseau de transports ») ci-dessous), le gesges-tionnaire du

réseau de transport d’électricité exploite, entretient et développe ce réseau de manière indépendante des autres activités d’EDF.

A ce titre, RTE-EDF Transport :

•gère les flux d’énergie : il assure l’équilibre offre/demande et pro-cède aux ajustements, gère les flux d’électricité, gère les droits d’ac-cès aux interconnexions internationales en collaboration avec les gestionnaires de réseaux voisins. Il mobilise les réserves et com-pense les pertes. Il procède aux ajustements comptables nécessaires et règle les écarts ;

•gère l’infrastructure de transport : RTE-EDF Transport exploite et entretient le réseau public de transport et est responsable de son développement, en minimisant le coût pour la collectivité et en veillant à la sûreté du système, des personnes et des biens ;

•garantit l’accès au réseau de transport : il conclut des contrats avec les utilisateurs du réseau de transport, sur la base des tarifs d’accès aux réseaux et dans le respect des règles de non discrimination.

6.2.2.1.1.1Gestion des flux d’énergie Affectation des coûts

Le coût correspondant aux ajustements mis en œuvre par RTE-EDF Transport dus aux écarts négatifs est répercuté aux « responsables d’équilibre » (producteurs, négociants, fournisseurs, etc,...) au pro-rata de leur écart. En cas d’écart positif, RTE-EDF Transport compense financièrement les responsables d’équilibre.

Interconnexions

RTE-EDF Transport gère l’accès aux interconnexions internationales en collaboration avec les gestionnaires de réseaux de transport euro-péens voisins.

Les réseaux de transport d’électricité européens sont interconnectés, permettant d’assurer le transit de l’énergie d’un pays à l’autre. Ces interconnexions sont utilisées pour assurer la sûreté de fonctionne-ment des réseaux de transport d’électricité (par exemple, pour com-penser la défaillance brutale d’un équipement de production ou de transport d’électricité en France en faisant appel aux producteurs et transporteurs voisins et réciproquement) et pour développer le mar-ché européen de l’électricité en permettant à un fournisseur d’électri-cité de vendre son énergie à un client situé dans un autre pays de l’Union Européenne. De surcroît, ces interconnexions, en jouant sur les écarts temporels des pointes de charge de part et d’autre des fron-tières, permettent de mieux mutualiser les moyens de production à l’échelle européenne.

Durant l’année 2006, la capacité d’échanges d’énergie a été renfor-cée entre la France et la Belgique à hauteur d'environ 1 000 MW, avec l’installation d’un deuxième circuit sur la ligne 400 kV entre Avelin et Avelgem et la création d’une liaison Avelgem – Mastaing, en 2005.

Concernant le projet de ligne France – Espagne, la désignation d'un

« coordonnateur européen » par la Commission Européenne, confor-mément aux nouvelles dispositions règlementaires, devrait permettre de faire avancer ce projet.

Des études examinent la faisabilité technique d’une augmentation de 1 000 MW de la capacité d’interconnexion entre la France et l’Angleterre.

(TWh) 2003 2004 2005 2006*

Injections

Production 515,8 521,6 522,7 520,5

Soutirages Energie prélevée

pour le pompage 7,3 7,2 6,5 7,3

Livraisons (y compris pertes) 442,4 452,5 455,8 449,6 Solde exporteur

des échanges Physiques 6,1 61,9 60,4 63,6

* Chiffres provisoires.

Tri Lateral Market Coupling

Les capacités d’échange aux frontières étant limitées, des règles ont été définies au niveau européen par le règlement européen n° 1228/2003 afin de traiter les problèmes de congestion de réseau pour l’allocation des capacités d’interconnexion (voir section 6.5 (« Environnement législatif et réglementaire »)). En pratique, deux méthodes permet-tent d’être en conformité avec ce règlement :

•l’allocation de capacité d’interconnexion par enchères explicites : mise en vente de droits de programmer des échanges ;

•l’allocation par enchères implicites : la priorité d’accès aux intercon-nexions est donnée aux blocs d’énergie coûtant le moins cher.

Dans ce dernier cas, des « couplages de marchés » se sont mis en place. Le couplage de marché est fondé sur le fonctionnement des bourses d’électricité et revient à fusionner les carnets d’ordre (achat/vente) de deux bourses voisines et à renvoyer un prix unique commun aux deux bourses, dans la limite des capacités d’échange import et export.

Le couplage des trois marchés électriques France – Belgique – Pays-Bas, appelé « Tri Lateral Market Coupling » a été initié le 21 novembre 2006.

Il constitue une première expérience en Europe (hors Nordpool).

Panne du 4 novembre 2006

La panne d'électricité qui a touché une partie de l'Europe le samedi 4 novembre 2006 à 22h13 est consécutive à une défaillance de l’un des Gestionnaires de réseau de transport allemands.

En ce qui concerne la France, il apparaît que la panne a été bien gérée sur le plan technique ayant ainsi permis de limiter sa durée à moins d’une heure.

Une commission d'enquête a été constituée par l'UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity) pour déterminer les causes précises et l'enchaînement de l'incident, ses conséquences, et la coordination entre gestionnaires allemands. L’UCTE a publié, le 30 janvier 2007, son rapport définitif ; les conclusions confirment notamment la responsabilité de l’un des Gestionnaires de réseau de transport allemands et la coordination insuffisante entre l’ensemble d’entre eux. La commission d’enquête formule des recommandations pour améliorer le respect des règles de sécurité et la coopération entre Gestionnaires de réseau.

En ce qui concerne les pouvoirs publics français, la CRE a diligenté une enquête et le Ministre de l'Energie a confié une mission au Conseil Général des Mines. La CRE a rendu public le 7 février 2007 le rapport résultant de l’enquête diligentée par ses services. Ce rapport vise à établir la chronologie des faits et les causes de ladite panne.

Si la CRE observe que le système électrique français a largement contribué à réduire les conséquences de la panne sur le système élec-trique européen, elle a constaté certaines insuffisances dans la mise en œuvre de mesures palliatives d’urgence et édicté certaines recom-mandations à l’égard des gestionnaires des réseaux de distribution, notamment en ce qui concerne les dispositifs de délestage.

Cette panne d'électricité souligne l'intérêt de propositions déjà for-mulées par la France :

•un Centre européen de coordination des GRT (Gestionnaires de Réseau de Transport) pour la gestion opérationnelle des flux trans-frontaliers ;

•un groupe formel des GRT pour élaborer des propositions de règles techniques harmonisées sur la sécurité des systèmes électriques.

6.2.2.1.1.2Gestion de l’infrastructure de transport Maintenance

RTE-EDF Transport assure la maintenance du réseau de transport au travers de l’entretien quotidien, du dépannage d’urgence et du renouvellement des ouvrages en fin de vie ou endommagés.

A la suite des tempêtes de 1999, RTE-EDF Transport a engagé un pro-gramme de sécurisation mécanique correspondant à un engagement de 100 millions d’euros par an, inscrit dans le contrat de service public, qui devrait s’échelonner sur environ 15 ans. Ce projet, mené avec de nombreux prestataires extérieurs, vise à renforcer la tenue mécanique des lignes aériennes pour qu’elles résistent à des vents soufflant jusqu’à 150 km/h et à transformer ou installer environ 16 400 pylônes anti cascade pour prévenir l’effet « domino » si les vitesses du vent étaient supérieures.

Développement

RTE-EDF Transport poursuit par ailleurs le développement du réseau.

Les nouveaux projets visent à renforcer le réseau national et l’ancrage du réseau de transport français dans le système européen.

RTE-EDF Transport élabore chaque année un programme pluriannuel d’investissements soumis à l’autorisation de la Commission de Régulation de l’Energie. En 2006, RTE-EDF Transport a dépensé 638 millions d’euros au titre du développement de son réseau contre 582 millions d’euros en 2005.

Réalisation de nouveaux investissements sur le réseau de transport

•Ligne Boutre - Broc – Carros

A la suite de l’annulation, par le Conseil d’Etat, le 10 juillet 2006, de la déclaration d’utilité publique de la ligne Boutre – Broc-Carros devant sécuriser l’alimentation de la région niçoise, RTE-EDF Transport a décidé le lancement de plusieurs projets d'investissements substitutifs pour l'amélioration partielle de la sécurité électrique de la région. La mise en service des aménagements envisagés s'échelon-nera sur 2008 et 2009 pour un investissement de 70 millions d’euros.

•Lignes Chaffard - Grande Ile et Marlenheim –Vigy

Les déclarations d’utilité publiques obtenues en 2006 pour les lignes Chaffard – Grande Ile et Marlenheim – Vigy permettront de renforcer la sécurité d’alimentation électrique de la région de Chambéry pour la première et de la région Alsace pour la seconde.

•Bretagne

Dans des régions soumises à de fortes contraintes de transit, comme la Bretagne, qui ne produit que 5 % de sa consommation électrique, RTE-EDF Transport investit pour tirer le meilleur parti de ses installa-tions existantes.

Par ailleurs, RTE-EDF Transport a lancé en 2006 un appel d’offres pour la réservation de disponibilités sur une installation de production loca-lisée dans la région de Saint-Brieuc.Un accord a été conclu le 6 décembre 2006 avec Gaz de France.

•Cotentin - Maine

Un débat public a été organisé de fin 2005 à mi-2006 par la Commission Nationale du Débat Public, saisie par RTE-EDF Transport, sur le projet de ligne électrique 400 kV Cotentin-Maine. Cette ligne d’une longueur d’environ 150 km est destinée à garantir la sûreté du système électrique français lors de la mise en service du groupe de production de Flamanville 3.

•Alimentation électrique du TGV Est

Le 13 novembre 2006, RTE-EDF Transport a raccordé au réseau à très haute tension la sous-station électrique de Vézilly, dans l'Aisne (liaison 225 kV Ormes – Soissons). Désormais, la ligne TGV Est euro-péenne dispose de l'ensemble de l'énergie électrique nécessaire au fonctionnement du TGV Est.

Bilan énergétique 2006

Légère baisse de la consommation intérieure d’électricité et hausse des appels de pointe.

En 2006, la consommation intérieure française d’électricité a atteint 478,4 TWh soit 4,8 TWh de moins qu’en 2005, représentant une baisse de 1 % ; il s’agit de la première diminution de la consomma-tion enregistrée depuis 1997. La consommaconsomma-tion, corrigée des aléas climatiques, atteint 470,9 TWh, en relative stabilité par rapport à 2005 (-0,2 %). Les aléas climatiques ont entraîné un accroissement de la consommation de 7,5 TWh, dont 6,5 TWh sur l’hiver et l’automne, et 1 TWh pendant la vague de chaleur de juillet. Un nouveau record absolu de consommation en France a été enregistré le 27 janvier 2006 avec un pic à 86 280 MW.

Le recul de la consommation intérieure est imputable principalement à la baisse de la consommation des entreprises du secteur énergie ; la consommation de la grande industrie, hors secteur énergie, baisse de 0,8 % tandis que la consommation des PME-PMI progresse de 0,9 % et celle de la clientèle raccordée en basse tension de 2,0 %.

Les échanges commerciaux transfrontaliers (exportations+importations) diminuent de 4,2 % (-5,2 TWh) en 2006 par rapport à 2005 où le niveau record de 123 TWh avait été atteint.

Ces résultats confirment le diagnostic porté par RTE-EDF Transport dans l’actualisation du Bilan Prévisionnel réalisée en 2006 quant à la nécessité de nouveaux investissements de production et de transport.

6.2.2.1.1.3Activités de RTE-EDF Transport à l’international

RTE a décidé en 2004 de développer l’activité de vente de services à l’international. Cette activité représente pour 2006 environ 5 millions d’euros de recettes, pour 4 millions d’euros de dépenses, au titre de l’exercice 2006.

Aux termes des statuts du RTE-EDF Transport tels que rédigés à l’issue de son processus de filialisation, la conduite des activités de ventes de prestations à l’international nécessitait la création d’une filiale.

Au 1^erseptembre 2006, une société par actions simplifiée uniperson-nelle, dont RTE-EDF Transport est l’associé unique a alors été créée, avec pour objet social « la vente de prestations à l’international », et pour dénomination RTE International, et une dotation de 2 millions d’euros de fonds propres.

Les premiers contrats avec des clients de la nouvelle entité au titre de RTE International sont en cours de finalisation, notamment en Serbie, à Papeete, en Croatie et en Turquie.

6.2.2.1.2Organisation de RTE-EDF Transport

L’article 12 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 précise que le gestionnaire du réseau public de transport est indépendant sur le plan de la gestion des autres activités d’EDF. Il exerce ses missions dans des conditions fixées par un cahier des charges type de conces-sion approuvé par décret en Conseil d’Etat, après avis de la CRE.

Un nouveau cahier des charges type de concession du réseau public de transport a été approuvé par le décret n° 2006-1731 du 23 décembre 2006. L’Etat et RTE-EDF Transport se rapprocheront afin de conclure un contrat de concession auquel sera annexé ce cahier de charges.

RTE-EDF Transport : une société anonyme à directoire et conseil de sur-veillance

En application de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004, le décret n° 2005-1069 du 30 août 2005 approuvant les statuts de la société RTE-EDF Transport prévoit que la société est contrôlée par un conseil de surveillance et dirigée par un directoire.

Le Conseil de surveillance de RTE-EDF Transport est composé de douze membres, dont six nommés par l’Assemblée Générale Ordinaire, quatre représentants des salariés et deux représentants de l’Etat. La durée de leur mandat est de cinq ans.

Le Directoire de RTE-EDF Transport est composé d’au maximum cinq membres, personnes physiques, nommées pour une durée de cinq ans, qui exercent leurs fonctions sous le contrôle du Conseil de sur-veillance. Le Conseil de surveillance désigne, après accord du Ministre chargé de l’énergie, le Président du Directoire ainsi que, sur proposi-tion de ce dernier, les autres membres du Directoire.

En application de l’article 14 de la loi du 10 février 2000, le Président du Directoire soumet chaque année à l’approbation de la CRE le pro-gramme d’investissement du réseau public de transport d’électricité, compatible avec le plan financier à moyen terme de RTE-EDF Transport.

6.2.2.1.3Tarif d'utilisation du réseau public de transport Le tarif d’utilisation du réseau public de transport (dont EDF estime qu’il est l’un des plus bas d’Europe) est une composante du TURP (voir section 6.2.2.4 (« Tarifs d’utilisation des réseaux publics de trans-port et de distribution d’électricité (« TURP ») ») ci-dessous).

6.2.2.2 Distribution

L’activité de distribution a pour objet principal l’acheminement d’élec-tricité vendue par les fournisseurs d’élecd’élec-tricité aux clients finals. EDF dessert environ 34 000 des quelques 36 500 communes françaises, ce qui représente 95 % des volumes d’électricité distribués en France, la différence étant distribuée par des entreprises locales de distribution (ELD).

Le distributeur délivre l’électricité aux bornes (comptage) des installa-tions des clients du réseau où sont réalisés les soutirages. Sur le réseau de distribution, divers opérateurs injectent de l’électricité. Ce sont principalement :

•RTE-EDF Transport, qui assume en France les responsabilités de transporteur (voir section 6.2.2.1 (« Transport — RTE-EDF Transport ») ci-dessus) : les injections correspondantes se font au niveau des postes sources répartis sur le réseau ;

•des producteurs au titre d’installations dont la taille permet une injection directe sur le réseau de distribution.

A tout moment, ces injections doivent compenser les soutirages des clients et les pertes du réseau sous peine de dégradation de la qualité du produit délivré (qualité de l’onde, tension, voire continuité de fourniture).

Pour l’année 2005, les volumes d’électricité qui ont transité sur le réseau de distribution EDF ont été :

•injections :

– par le RTE-EDF Transport : 335,6 TWh ; – par les producteurs décentralisés : 13,3 TWh ;

•soutirages : 329,6 TWh ;

•pertes : 19,3 TWh.

Le réseau de distribution génère des pertes, dont une part de pertes techniques dues à des raisons physiques (effet Joule) qui dépendent directement de la quantité d’électricité acheminée. Le distributeur doit compenser ces pertes pour fournir la quantité d’électricité demandée par les clients finals. En 2005, le taux de pertes a été d’en-viron 5 % de l’électricité injectée sur le réseau, soit 19,3 TWh. Ce taux est comparable à celui des principaux réseaux de distribution euro-péens. Le coût pour le distributeur s’est élevé en 2005 à 797 millions d’euros.

Pour compenser ces pertes, le distributeur achète l’électricité corres-pondante sur le marché par le biais d’appels d’offre en mettant en concurrence une vingtaine de fournisseurs qualifiés. L’activité du dis-tributeur ainsi décrite repose sur six métiers :

•gestion des investissements et des actifs : assurer en tant que concessionnaire la gestion des actifs en concession (extension, ren-forcement et renouvellement du réseau) ;

•gestion de l’accès au réseau : assurer les relations avec les utilisa-teurs du réseau dans le cadre des dispositifs contractuels en vigueur ;

•exploitation et maintenance : conduire et maintenir le réseau en état de fonctionnement optimal ;

•réalisation des travaux : réaliser les interventions sur le réseau, soit directement, soit par appel à la sous-traitance ;

•gestion des comptages : – gérer le parc des compteurs ;

– acquérir, traiter et transmettre les données relatives à la consom-mation des utilisateurs du réseau ;

•jusqu’en 2007, accueil et gestion des clients non éligibles.

Préparation du Distributeur à l’ouverture des marchés 2007

Au sein du Groupe de travail électricité « GTE » 2007, le distributeur EDF participe aux différents groupes de travail en charge de la

redéfi-nition des procédures du parcours clients à l’ouverture des marchés, et plus généralement de l’ensemble des règles de fonctionnement partagées par les différents acteurs du marché (voir section 6.2.1.2 (« Commercialisation »)).

6.2.2.2.1Réseau de distribution

Caractéristiques techniques

Le réseau de distribution dont EDF est concessionnaire (voir section 6.2.2.2.2 (« Concessions ») ci-dessous) est principalement constitué, au 31 décembre 2006, d’environ :

•592 200 km de lignes moyenne tension à 20 000 volts (HTA) ;

•663 800 km de lignes basse tension à 400 volts (BT) ;

•762 500 transformateurs HTA/BT.

En général, les limites de ce réseau sont :

•en amont, le poste source, propriété d’EDF pour la partie qu’elle exploite, qui fait l’interface entre le réseau de transport et le réseau de distribution ;

•dans certains cas, toujours en amont, le poste de raccordement avec les installations de production directement connectées au réseau de distribution ;

•en aval, le compteur et le disjoncteur installés chez le client et qui relèvent de la concession.

Évolution des Investissements

En 2006, 1 671 millions d’euros ont été investis, dont 494 millions en majorité liés aux raccordements des nouveaux clients et des produc-teurs. Cela représente une augmentation de 8 % par rapport à 2005, en conformité avec le Contrat de service public signé avec l’Etat dans lequel EDF s’est engagée à accroître ses investissements bruts de dis-tribution d’au moins 6 % en 2006 et 6 % en 2007. Les ressources supplémentaires ainsi dégagées ont été consacrées à la sécurisation des réseaux, à la sécurité et à la préservation de l’environnement, trois domaines où les attentes identifiées des clients et des collectivités

En 2006, 1 671 millions d’euros ont été investis, dont 494 millions en majorité liés aux raccordements des nouveaux clients et des produc-teurs. Cela représente une augmentation de 8 % par rapport à 2005, en conformité avec le Contrat de service public signé avec l’Etat dans lequel EDF s’est engagée à accroître ses investissements bruts de dis-tribution d’au moins 6 % en 2006 et 6 % en 2007. Les ressources supplémentaires ainsi dégagées ont été consacrées à la sécurisation des réseaux, à la sécurité et à la préservation de l’environnement, trois domaines où les attentes identifiées des clients et des collectivités

Dans le document EDF group - Reference Document 2006 (Page 64-71)