LES RESEAUX ELECTRIQUES

Un réseau électrique considérable

Le réseau électrique français en 2026 est considérable, dont la responsabilité est confiée à des acteurs différents :

  • RTE (Réseau de transport d’électricité) est responsable de la Très haute et haute tension (THT/HTB – réseau de transport, 63 à 400 kV)
    • Longueur totale: 106000 km de lignes de transport en exploitation, tous niveaux de tension confondus (63, 90, 225, 400 kV).
    • Type de pose: très largement aérien, avec une part souterraine encore faible (
  • ENEDIS et des entreprises locales de distribution (ELD) sont responsables de la Moyenne tension (HTA), ainsi que de la Basse tension (BT)
    • le réseau HTA+BT de ENEDIS représente près de 1,5 millions de km  
      • La partie HTA se situe de l’ordre de 400 000 km), le reste étant en basse tension. La partie Basse tension (BT – distribution finale), majoritairement sous responsabilité d’Enedis, avec un maillage très fin représente plus d’un million de kilomètres.
      • La part de réseau souterrain ou torsadé (plus résistant et mieux intégré au paysage) est majoritaire sur le périmètre HTA-BT, en progression nette depuis 2015.
    • Les ELD (entreprises locales de distribution) gèrent le reste du réseau de distribution (environ 5 % du territoire), à des échelles beaucoup plus modestes, agrégées au sein de l’Agence ORE.

 

Ainsi, la France dispose d’un réseau de transport compact (≈ 10⁵ km) et d’un réseau de distribution extrêmement dense (≈ 1,5×10⁶ km), avec une tendance structurelle à l’enfouissement et à la modernisation (smart grids, capteurs, automatismes).

 

RTE compte plus de 10000 salariés, ENEDIS en compte 40000 mobilisés sur l’exploitation, la maintenance, les raccordements et la modernisation du réseau (compteurs communicants, automatisation, etc.).

 

La France est interconnectée au niveau européen (+ UK) avec une capacité commerciale totale d’échange (import/export cumulés sur l’ensemble des frontières) proche de 33 GW.

LES EnR intermittentes : un problème croissant pour le Réseau électrique

Le système français a été conçu historiquement pour un flux « descendant » à partir de productions concentrées : grandes centrales injectant sur le réseau de transport, puis acheminant le courant.

L’essor des ENR intermittentes et diffuses (éolien, photovoltaïque, petite hydro, biomasse, autoconsommation, etc.) bouleverse ce paradigme :

  • Une multiplication des points d’injection sur les réseaux HTA et BT (toitures PV, parcs éoliens raccordés en HTA, agrivoltaïsme, etc.).
  • Des flux bidirectionnels sur des réseaux dimensionnés pour un flux unidirectionnel (poste source → réseau BT).

Conséquence 1, sur le dimensionnement du réseau

L'enjeu est avant tout d'assurer une gestion dynamique de flux parfois aléatoires, de congestions et de tensions locales.

En outre, les opérateurs de réseau ne sont pas en mesure de raccorder autant de raccordements diffus qu’il n’est demandé (goulots d’étranglement, saturation de postes, etc.).

Il en résulte un fonctionnement par gestion de files d’attente et des nécessités de renforcements  lourds (augmentations de sections, nouveaux postes HTA/BT, bouclages de réseau).

Cela est géré au plan national part le SDDR (Schéma Décennal de Développement du Réseau) en cours de révision pour la période 2025-2040, et au plan régional par des S3REnR (Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des EnR).

 

Conséquence 2, sur la qualité de fourniture, la flexibilité et les services système

  • Intermittence et variabilité
    • L’augmentation de la part d’ENR intermittentes accroît la variabilité de la production et les besoins en flexibilité (pilotage de la demande, stockage, effacements, batteries, hydrogène, etc.).
    • Le réseau doit absorber des ramps rapides (montée/descente de production PV ou éolienne) sans dégrader la fréquence ni la tension.
  • Rôle des réseaux de distribution
    • Les opérateurs doivent gérer localement les congestions, la tension, les flux réactifs, et moduler la production ENR (curtailment) pour respecter les limites de réseau.
    • Cela suppose des réseaux plus intelligents (capteurs, automatismes, téléconduite, prévision locale de production/consommation) et une coordination renforcée entre eux pour la remontée d’information et la gestion temps réel.
  • vers des services système décentralisés

Les ENR et les ressources distribuées (batteries, véhicules électriques, agrégateurs) pourraient être appelées à fournir des services système (réglage de tension, réserve, inertie synthétique, etc.),.

  • Une moindre acceptabilité des renforcements de réseau
    • Chaque nouveau projet de ligne THT/HTB ou de renforcement HTA se heurte à des enjeux de paysage, biodiversité, santé perçue, foncier, qui rallongent les délais .
    • L’enfouissement, s’il améliore l’acceptabilité, est plus coûteux et techniquement plus complexe à très haute tension.
  • Résistance technique des matériaux risques et cyber : des risques croissants.