RTE (entreprise)

La directive européenne n^o 96/92/CE de décembre 1996 imposait une séparation de gestion des entités chargées, d'une part, du développement de l'exploitation et, d'autre part, de la maintenance du réseau de transport[4].

La loi du 10 février 2000, a transposé en droit français cette obligation en instituant RTE en tant que gestionnaire du réseau indépendant d'EDF d'un point de vue comptable financier et managérial. En mai 2000, André Merlin est nommé directeur de RTE[5].

La loi du 9 août 2004 a conduit à une séparation juridique entre RTE et EDF[6]. Ainsi, RTE est devenu, le 1^er septembre 2005, une société anonyme, à conseil de surveillance et directoire, à capitaux publics. Elle est filiale d'EDF. Le décret du 30 août 2005 approuve les statuts de cette société dénommée « RTE EDF Transport »[7]. Elle utilise la marque commerciale « Réseau de Transport d'Électricité » ou le sigle « RTE ». André Merlin est nommé président du directoire le 9 septembre 2005[8].

En 2007, Dominique Maillard lui succède à la présidence du Directoire. Il est reconduit à ce poste en 2010[9].

En janvier 2012, la raison sociale de RTE est modifiée en application des dispositions du Code de l'énergie, à la demande de la Commission européenne et de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) : « RTE EDF Transport » est remplacé par l'unique appellation « RTE Réseau de transport d'électricité ».

En 2015, François Brottes est nommé à la tête de RTE[10] - [11].

En juillet 2016, EDF annonce qu'elle va vendre 49,9 % de RTE à un consortium associant la Caisse des dépôts et consignations et CNP Assurances, valorisant RTE dans son ensemble à 8,45 milliards d'euros[12] - [13].

Le 31 mars 2017, cette cession partielle est officialisée et effective[14] - [15].

Un réseau de transport d'électricité constitue un monopole naturel. Ses utilisateurs sont multiples (injections des centrales de production, soutirages des gros sites industriels et du réseau de distribution, interconnexions avec les pays voisins…) et son fonctionnement est assuré par un gestionnaire de réseau de transport, qui doit être neutre et indépendant. RTE est engagé avec l'État par un contrat de service public du 24 octobre 2005[16].

La loi du 10 février 2000 a attribué à RTE, en tant que gestionnaire du réseau de transport français, la responsabilité de la sûreté du système électrique, définie[32] comme l'aptitude à :

• assurer le fonctionnement normal du système électrique ;
• limiter le nombre des incidents et éviter les grands incidents[33] ;
• limiter les conséquences des grands incidents lorsqu'ils se produisent[34].

RTE fait un point annuel à l'aide du Mémento de la sûreté[35] et du bilan annuel de la sûreté du système électrique français[36] - [37].

Pour que le réseau fonctionne à une fréquence stabilisée autour de 50 Hz, les groupes de production doivent à chaque instant adapter leur production à la puissance appelée par les consommateurs. Bien qu'une partie de ce réglage s'effectue directement au niveau de la centrale électrique, une autre partie est nécessairement gérée au niveau national par un dispatching national[38].

L'électricité étant difficile à stocker à grande échelle et à coût compétitif, RTE doit assurer en permanence l'équilibre entre la production et la consommation d'électricité.

Lorsque cet équilibre se rompt, RTE dispose de réserves de puissance classées en trois catégories[39] :

• la réserve primaire, d'un niveau de 3 000 MW au niveau européen, est constituée par les grands producteurs d'électricité d'Europe continentale. Cette réserve est mise en œuvre automatiquement dans un délai de 15 à 30 secondes en cas de rupture de l'équilibre sur le réseau ;
• la réserve secondaire, d'un niveau compris entre 500 MW et 1 000 MW en France, relève des producteurs français disposant d'une puissance de plus de 120 MW. Elle est également mise en œuvre automatiquement en quelques minutes, dans le pays à l'origine de la rupture d'équilibre (de 2 à 13 minutes environ pour la France, suivant l'importance de ce déséquilibre) ;
• la réserve tertiaire ou mécanisme d'ajustement. Sa mobilisation n'est pas automatique et intervient soit lorsque les réserves primaire et secondaire n'ont pas suffi à rétablir l'équilibre, soit pour reconstituer celles-ci.

Le mécanisme d'ajustement est ouvert à tous les producteurs et consommateurs, essentiellement français. Il comprend plusieurs types d'offres :

• la réserve rapide doit être mobilisable en moins de 13 minutes et la réserve complémentaire en moins de 30 minutes. RTE contractualise en ce sens pour une réserve rapide de 1 000 MW et une réserve complémentaire de 500 MW. Les cocontractants sont sélectionnés par appel d'offres. Ils s'engagent à fournir la puissance contractualisée et reçoivent en échange une prime fixe ;
• RTE peut également conclure des contrats de réservation de puissance avec des consommateurs[40]. Sélectionnés également par appel d'offres et rémunérés par une prime, ces consommateurs s'engagent à « effacer » leur consommation, c'est-à-dire à réduire ou annuler leur consommation d'électricité lorsque le réseau est surchargé.

RTE sélectionne les offres susceptibles de répondre à son besoin, puis les active le moment venu en choisissant la moins coûteuse selon le principe de préséance économique[41].

De plus, les producteurs doivent mettre à la disposition de RTE leur puissance non utilisée[42].

RTE couvre dans ses activités de GRT la gestion :

• de l'infrastructure du réseau (construction, exploitation et maintenance) ;
• du système électrique (gestion prévisionnelle de l'équilibre production consommation à tous les échelons de temps de l'annuel au temps réel).

De plus, RTE contribue à la définition des mécanismes permettant d'assurer la cohérence entre marché de gros et contraintes de gestion du système électrique.

Cette organisation intégrée, parfois appelée GRT lourd, par opposition à un GRT léger qui ne comprendrait que la partie système, est la plus répandue en Europe[43] - [44], et certains pays comme l'Italie qui avait initialement séparé les deux fonctions sont revenus sur cette position. Il existe des exceptions peu nombreuses, la plus notable étant aux États-Unis.

Les avantages allégués du GRT intégré seraient :

• une meilleure maîtrise du développement des réseaux ;
• une plus grande indépendance (par rapport à une situation ou l'infrastructure resterait propriété de l'opérateur historique) ;
• une meilleure maîtrise de la sûreté, notamment par la coordination des politiques de maintenance.

Les avantages allégués du GRT dé-intégré seraient :

• une plus grande facilité de mise en œuvre en contournant la question de la propriété des infrastructures ;
• une plus grande émulation entre le gestionnaire système, commanditaire des développements de réseau et le gestionnaire d'infrastructures censé en assurer la maîtrise d'œuvre.

Certains attribuent à la dé-intégration infrastructure/système, un rôle dans la survenue des grandes pannes de ces dernières années (États-Unis le 14 août 2003, Suisse et Italie le 28 septembre 2003[45], Europe le 4 novembre 2006[46] - [47] - [48], etc.).

Les lignes électriques peuvent occasionner des impacts positifs ou négatifs sur les milieux naturels.

La problématique environnementale est intégrée au cœur des objectifs de RTE. Dans ce cadre, il a pris des engagements :

• réaliser en technique souterraine au moins 30 % des lignes haute tension à créer ou à reconstruire ;
• ne pas accroître la longueur totale des lignes aériennes en conditionnant la construction de nouvelles lignes aériennes au démontage d'une longueur équivalente de lignes existantes ;
• financer des plans d'accompagnement de projets qui représentent entre 8 et 10 % du coût total du projet pour les nouvelles lignes aériennes. Ces plans servent à financer les mesures esthétiques d'intégration visuelle, ou alors des mesures de développement durable.

Tous les gestionnaires de réseau se heurtent de plus en plus à des problèmes environnementaux[49] qui freinent, voir empêchent totalement, la création de nouvelles lignes électriques (syndrome du NIMBY, « pas dans mon jardin », impacts sur le paysage, mais plus particulièrement impacts sanitaires des champs électromagnétiques (CEM)).

Sur la base d'études prospectives mondiales, européennes, nationales et locales, RTE doit préparer le réseau intelligent de demain et son financement, via un plan décennal d'évolution du réseau électrique français[58].

En septembre 2019, RTE a évalué ses besoins d'investissements financiers pour les 15 ans à venir (horizon 2035) à 33 G € (modernisation et interconnexions avec les pays riverains, adaptation aux énergies renouvelables...). Ceci correspond à 2 milliards d'euros investis par an, contre 1,3 milliard d'euros dans la décennie précédente. Les investissements seraient répartis en 13 milliards pour adapter le réseau, 8 milliards de renouvellement d’ouvrages, 7 milliards pour raccorder les énergies marines, 3 pour le numérique dans le réseau 2 pour les interconnexions avec pays riverains[58]. RTE pourrait profiter de taux d'intérêt bas qui atténueront la part venant des factures d'électricité via le tarif d'utilisation du réseau public d'électricité (TURPE)[58].

Pour atteindre la neutralité carbone, les énergies renouvelables variables comme l'énergie éolienne et solaire devraient devenir les principaux éléments constitutifs des systèmes électriques du monde entier. En janvier 2021, RTE et l'AIE (Agence internationale de l'énergie) publient un rapport commun sur les conditions d'un système électrique à forte part d’énergies renouvelables[59].

Faisant suite à une commande du ministère de la Transition écologique en 2019, RTE publie en octobre 2021 une étude visant à définir l’avenir du système électrique français en présentant six scénarios de mix énergétique en 2050, au proportions variables de nucléaire et d'énergies renouvelables[60]

Ces modélisations vont d’une option 100 % d’énergie renouvelable à une option 50 % de nucléaire. Les trois premiers scénarios misent sur l’implantation des énergies renouvelables et un démantèlement progressif des centrales nucléaires. Les trois derniers scénarios envisagent une implantation des énergies renouvelables à un rythme moins soutenu, ce qui implique la création de nouveaux EPR[61] - [62].

Dans ses comparaisons économiques des différents scénarios, RTE prend en compte aussi bien l'ensemble du cycle de vie de l'énergie nucléaire que le coût complet des énergies renouvelables : le caractère intermittent de ces énergies, les besoins en flexibilité, à savoir des unités de stockage (électrolyseurs pour produire de l'hydrogène ou batteries) ou encore le pilotage de la demande. La forte dispersion des centres de production d'électricité photovoltaïque ou éolienne nécessite le renforcement des réseaux de transport et distribution d'électricité par la construction de lignes, de postes, de transformateurs[63].

L’étude raisonne à partir des modèles du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC), c’est-à-dire en tenant compte des effets du réchauffement de la planète[64] - [65].

Dans son rapport, RTE évoque trois trajectoires principales en matière de consommation : une trajectoire dénommée « sobriété » (moins de déplacements individuels au profit des mobilités douces et des transports en commun, moindre consommation de biens manufacturés, économie du partage, baisse de la température de consigne de chauffage, recours à davantage de télétravail, sobriété numérique, etc.) correspondant à 555 TWh en 2050, une trajectoire dénommée « réindustrialisation profonde » (avec investissements dans les secteurs technologiques de pointe) correspondant à 752 TWh en 2050, et une trajectoire dénommée « médian » qui sert de « référence » (inspirée par la Stratégie nationale bas carbone, révisée en 2020 par le gouvernement) correspondant à 645 TWh en 2050. Les six scénarios présentés par RTE en octobre sont fondés sur la trajectoire de référence[63].

En 2021, l'étude prospective de RTE intitulée « Futurs énergétiques 2050 », portant sur différents scénarios, est rendue publique[66] - [67].

The Shift Project publie son « Plan de transformation de l'économie française » dans lequel le système électrique devient « l'infrastructure énergétique majeure de demain ». Il prévoit une augmentation de la consommation d'électricité d'environ 20 % d'ici 2050. Il s'appuie sur le scénario volontariste N03 de RTE (54 % de nucléaire et 19 % de renouvelable en 2050), et va plus loin, puisqu'il définit une électricité décarbonée à hauteur de 27 % de la production, désignée par « reste à arbitrer » composée soit d'énergies renouvelables, en veillant à ne pas consommer de manière excessive les matériaux, soit de nucléaire additionnel[68].

Le Président de la république a annoncé à Belfort une augmentation de 60 % de la production d'électricité, ce qui correspond au scénario extrême de RTE[69].