Postes sources, distributeurs, îles : comment le réseau électrique est organisé sur le territoire

Dans les trois premiers volets de notre série, nous avons suivi l'électricité de la centrale à la prise, découvert comment RTE maintient l'équilibre à chaque seconde, et exploré les échanges avec nos voisins. Reste une question : comment ce réseau est-il organisé sur le territoire ? Qui alimente une ville, un village, une zone industrielle ou une île ? Et comment raccorde-t-on les milliers de parcs éoliens et solaires qui se construisent chaque année ?

Ce quatrième et dernier volet dresse la carte du réseau français, de ses grands axes jusqu'aux territoires qui fonctionnent à part.

La géographie du réseau : une histoire de production

La carte du réseau de transport reflète d'abord l'emplacement des grandes centrales. Les lignes 400 kV partent des sites nucléaires, implantés pour la plupart au bord des fleuves et de la mer pour leur refroidissement : vallée du Rhône, vallée de la Loire, Manche, Nord et Est. Elles convergent vers les grandes zones de consommation : l'Île-de-France, la région lyonnaise, le Nord, la Provence, la Bretagne.

D'autres régions sont structurées par l'hydraulique : les Alpes, les Pyrénées et le Massif central accueillent de nombreux barrages, raccordés au réseau depuis le milieu du XX^e siècle.

Certaines zones sont historiquement fragiles, car éloignées des moyens de production. La Bretagne et la région Provence-Alpes-Côte d'Azur, en particulier l'est de la région, ont longtemps été qualifiées de « péninsules électriques » : alimentées par un nombre limité de grandes lignes, elles étaient exposées à des risques de coupure lors des pics de consommation hivernaux. Des renforcements importants y ont été réalisés au cours des quinze dernières années, notamment des liaisons souterraines et de nouveaux moyens de production locaux.

L'organisation de RTE sur le terrain

Pour exploiter et entretenir ses quelque 106 000 kilomètres de lignes et ses 2 900 postes, RTE s'appuie sur une organisation régionale. Le pilotage en temps réel est assuré par le centre national, épaulé par des centres régionaux qui conduisent le réseau dans chaque grande zone. Sur le terrain, des groupements de maintenance répartis dans tout le pays assurent la surveillance des lignes, les réparations, l'entretien des postes et l'élagage de la végétation sous les câbles.

Les lignes sont inspectées régulièrement, à pied, par hélicoptère et de plus en plus par drone. Des équipes spécialisées sont capables de travailler sous tension, c'est-à-dire sans couper la ligne, une technique particulièrement développée en France. RTE dispose aussi d'une force d'intervention rapide, capable d'installer des pylônes de secours après une tempête : celles de décembre 1999 avaient abattu de nombreux pylônes et privé plusieurs millions de foyers d'électricité.

Les postes sources : la porte d'entrée des territoires

L'interface entre le transport et la distribution se fait dans les postes sources, plus de 2 000 en France. Chacun reçoit l'électricité en 63, 90 ou 225 kV et l'abaisse à 20 kV pour alimenter un territoire : un quartier d'une grande ville, une agglomération moyenne ou plusieurs dizaines de communes rurales.

Ces postes sont souvent copropriétés de RTE et du gestionnaire de distribution : RTE possède la partie haute tension, Enedis ou l'entreprise locale la partie 20 kV. Leur capacité est un enjeu croissant : l'arrivée de nouvelles usines, de data centers, d'électrolyseurs pour produire de l'hydrogène ou de grands parkings équipés de bornes de recharge peut saturer un poste et imposer des travaux de renforcement, parfois longs.

Environ 250 grands sites industriels sont, eux, directement raccordés au réseau de RTE, sans passer par la distribution.

La distribution : un réseau aux mains des communes

Au-delà des postes sources, le réseau change de nature et de propriétaire. Les réseaux de distribution appartiennent aux collectivités locales : les communes, qui ont le plus souvent transféré cette compétence à des syndicats départementaux d'énergie. Elles en confient l'exploitation à un concessionnaire, par un contrat de concession de longue durée.

• Enedis exploite environ 95 % du réseau de distribution métropolitain, soit environ 1,4 million de kilomètres de lignes, et dessert la grande majorité des foyers.
• Une centaine d'entreprises locales de distribution (ELD) desservent les 5 % restants. Elles sont nées de régies municipales qui existaient avant la nationalisation de 1946 et ont conservé leur indépendance. Parmi les plus importantes figurent Électricité de Strasbourg, Gaz Électricité de Grenoble, Gérédis dans les Deux-Sèvres ou encore SRD dans la Vienne. Il existe aussi de nombreuses petites régies communales, notamment dans les zones de montagne.

Les syndicats d'énergie jouent un rôle important : ils contrôlent les concessionnaires, financent une partie des travaux dans les communes rurales (enfouissement des lignes, renforcement) et portent souvent le déploiement des bornes de recharge publiques.

Les territoires qui fonctionnent à part

Une partie du territoire français n'est pas reliée au réseau continental. On parle de zones non interconnectées (ZNI). Il s'agit de la Corse, des départements et régions d'outre-mer (Guadeloupe, Martinique, Guyane, La Réunion, Mayotte), ainsi que de plusieurs collectivités et îles plus petites comme Saint-Pierre-et-Miquelon, les îles bretonnes du Ponant ou Saint-Martin et Saint-Barthélemy.

Une organisation différente

Dans ces territoires, il n'y a pas de séparation entre transport et distribution comme sur le continent. Dans la plupart d'entre eux, c'est EDF Systèmes énergétiques insulaires (EDF SEI) qui assure à la fois la gestion du réseau, l'équilibre entre production et consommation et une partie de la production. À Mayotte, cette mission revient à Électricité de Mayotte. Chaque île doit gérer seule son équilibre, sans pouvoir compter sur ses voisins en cas d'imprévu.

Un coût de production élevé

Ces systèmes de petite taille dépendent encore souvent des centrales thermiques au fioul ou de la bioénergie, avec un coût de production très supérieur à celui du continent. Pourtant, les consommateurs y paient l'électricité au même tarif réglementé qu'en métropole, grâce à la péréquation tarifaire : la différence est financée par la solidarité nationale, à travers les charges de service public de l'énergie. Ces territoires se sont fixé des objectifs ambitieux de développement des énergies renouvelables : solaire, éolien, hydraulique, géothermie en Guadeloupe, biomasse.

Le cas de la Corse

La Corse est un cas particulier : elle n'est pas totalement isolée. Elle est reliée à la Sardaigne par une liaison en courant alternatif, et elle bénéficie d'une liaison en courant continu reliant l'Italie continentale à la Sardaigne en passant par l'île. Ces liaisons couvrent une partie de ses besoins, complétées par des centrales thermiques, des barrages et du solaire. Un projet de nouvelle liaison doit renforcer cette alimentation.

Raccorder les énergies renouvelables

Le développement de l'éolien et du solaire bouleverse l'organisation du réseau. Autrefois, l'électricité venait de quelques dizaines de grandes centrales et descendait vers les consommateurs. Aujourd'hui, elle est aussi produite par des centaines de milliers d'installations réparties sur tout le territoire, des panneaux sur les toits des maisons aux grands parcs au sol.

Près de 90 % des installations de production d'électricité renouvelable sont raccordées au réseau de distribution, et non au réseau de transport. Dans certaines zones rurales très ensoleillées ou ventées, il arrive désormais que l'électricité « remonte » des réseaux de distribution vers le réseau de transport : un poste source peut injecter vers RTE plus qu'il ne soutire.

Les schémas régionaux de raccordement

Pour organiser ces raccordements, RTE élabore avec les gestionnaires de distribution des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR). Ils identifient, région par région, les capacités d'accueil disponibles, les renforcements nécessaires et leur coût. Les producteurs participent au financement de ces travaux par une quote-part, ce qui évite de faire supporter tout le coût au premier projet arrivé dans une zone saturée.

L'éolien en mer

Les parcs éoliens en mer, comme ceux de Saint-Nazaire, Fécamp, Saint-Brieuc ou Courseulles-sur-Mer, sont raccordés par RTE, qui construit les postes en mer, les câbles sous-marins et leur arrivée à terre. Pour les futurs parcs, plus éloignés des côtes et plus puissants, RTE prévoit des raccordements en courant continu. Ces ouvrages représentent une part importante des investissements à venir.

Un réseau à réinventer

Le réseau doit aujourd'hui relever plusieurs défis en même temps : remplacer des ouvrages construits pour la plupart entre les années 1950 et 1980, dont l'âge moyen avoisine les 50 ans ; accueillir les énergies renouvelables ; raccorder l'éolien en mer ; et répondre à l'électrification des usages, avec les voitures électriques, les pompes à chaleur et la décarbonation de l'industrie, qui demandent de nouvelles capacités dans certaines zones.

Dans son schéma décennal de développement du réseau, RTE prévoit un effort d'investissement sans précédent dans les quinze prochaines années, de l'ordre de plusieurs dizaines de milliards d'euros, auquel s'ajoutent les investissements d'Enedis dans la distribution. Ces travaux sont financés par le tarif d'utilisation des réseaux, et donc, au final, par la facture des consommateurs. Leur rythme et leur coût sont au cœur des débats sur l'avenir énergétique du pays.

Questions fréquentes

Pourquoi ne pas enterrer toutes les lignes ?

Les nouvelles lignes de distribution sont désormais presque toujours souterraines, et de nombreuses lignes aériennes sont enfouies chaque année, notamment pour mieux résister aux tempêtes. Pour le transport à très haute tension, l'enfouissement coûte en revanche plusieurs fois plus cher qu'une ligne aérienne et pose des difficultés techniques de refroidissement des câbles. Il reste donc réservé aux zones urbaines denses, aux sites sensibles et aux courtes distances.

Qui décide de la construction d'une nouvelle ligne ?

RTE propose les projets dans son schéma décennal, soumis à la Commission de régulation de l'énergie. Chaque projet important fait ensuite l'objet d'une concertation, d'une étude d'impact environnemental et souvent d'une enquête publique, avant une déclaration d'utilité publique. Entre l'idée et la mise en service, il peut s'écouler une dizaine d'années.

Une commune peut-elle changer de gestionnaire de réseau ?

Dans les faits, c'est très encadré : la loi désigne Enedis comme concessionnaire obligatoire sur sa zone historique, et les entreprises locales de distribution sur la leur. Les collectivités négocient en revanche le contenu des contrats de concession et contrôlent la qualité du service.

Ce qu'il faut retenir

• La carte du réseau de transport reflète l'emplacement des grandes centrales et des zones de consommation ; certaines régions comme la Bretagne et l'est de la Provence étaient historiquement fragiles.
• Les postes sources font la jonction entre RTE et la distribution ; leur capacité devient un enjeu pour les nouveaux usages.
• Les réseaux de distribution appartiennent aux collectivités, qui en confient l'exploitation à Enedis ou à une entreprise locale.
• La Corse et l'outre-mer forment des zones non interconnectées, gérées pour l'essentiel par EDF SEI, avec un tarif identique grâce à la péréquation.
• L'essor des renouvelables, principalement raccordées en distribution, et l'électrification des usages imposent de lourds investissements.

Fin de notre série sur le réseau électrique français. Retrouvez les trois premiers volets dans la rubrique Watt'Prod.

Sources

• Connaissance des Énergies – fiche RTE
• L'info durable – le réseau électrique en chiffres
• Commission de régulation de l'énergie
• RTE – site officiel