RTE, le transporteur de l’électricité sur le réseau en France

Par Florian Tostivint

Responsable éditorial - énergie

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RTE est le gestionnaire unique du Réseau de Transport d'Électricité en France. Crée en 2000, il gère l'acheminement des électrons produits vers les distributeurs et quelques grands consommateurs via les lignes de haute et très haute tension. Son objectif est d'assurer l’accès à une alimentation électrique sûre, économique et propre, et ce à chaque instant. Il doit aussi garantir l'équilibre entre la production et la consommation partout sur le territoire, en transportant notamment celle qui a le coût marginal le plus faible à un instant T, tout en optimisant la contribution des énergies renouvelables.

• Les Chiffres-Clés en 2023
• Chiffre d'affaires : 6 131 millions d'€ de chiffre d'affaires ;
• Nombre de clients : 1 161 clients ;
• Nombre de lignes électriques : 105 817 km ;
• Nombre de postes électriques : 2 840 postes électriques ;
• Nombre de salariés : 9 900 collaborateurs.

Rôle et missions : la gestion du réseau de transport de l'électricité

Pour le marché de l'électricité, RTE gère, entretient et développe le réseau de transport de l'électricité français et fait le lien entre la production et la distribution d’électricité. 

La gestion du réseau de transport de l'électricité est assurée par un gestionnaire de réseau de transport (GRT). Il n’y a qu’un seul gestionnaire de réseau de transport électrique en France et celui-ci fait partie du Réseau européen de transport d'électricité (ENTSO-E) qui regroupe les systèmes électriques de tous les pays membres.

RTE assure ainsi le transport de l'électricité injectée dans le réseau jusqu'à un réseau de distribution ou jusqu'au consommateur industriel et l'équilibre du réseau électrique français :

• Le transport de l’électricité, c’est-à-dire son acheminement, sur de longues distances, entre les centres de production (ou les points d’arrivée sur le territoire national lorsque l’électricité est importée) et les grands centres de consommation ;
• La gestion du système électrique français, c’est-à-dire la continuité du fonctionnement du réseau électrique, qui suppose une vérification à tout moment de l’égalité entre les quantités d’électricité consommées et les quantités d’électricité soutirées.

En effet, une fois produite, l’électricité doit être acheminée jusqu’à son consommateur. Le transport de l’électricité s’effectue d'abord via un réseau de lignes très haute tension depuis les sites de production français ou des interconnexions transfrontalières permettant les échanges internationaux avec ses voisins. Le transit par tension élevée sert à minimiser les pertes d’énergie par effet joule, ce qui est d'autant plus essentiel sur de longues distances.

En passant par des postes électriques, l'électricité passe à des lignes de haute tension pour rejoindre les transformateurs des réseaux de distribution, ou pour alimenter directement certains sites industriels et compagnies ferroviaires, dont les besoins sont très importants. Le réseau de distribution, géré nationalement par Enedis et localement par certaines ELD, prend ensuite le relais pour desservir les clients finaux via ses lignes de moyenne et basse tension jusqu'aux compteurs électriques.

Le réseau est ainsi composé de lignes aériennes, câbles souterrains et sous-marins qui assurent le transport, et de dispositifs de surveillance et de contrôle en temps réel garantissent la sécurité et la continuité de l’approvisionnement.

Les leviers pour garantir l'équilibre entre production et consommation

L’équilibre entre la production et la consommation d’électricité repose sur un ajustement en temps réel, car l’électricité ne peut pas être stockée à grande échelle dans le réseau. Pour maintenir cet équilibre, RTE mobilise différents leviers :

• l’utilisation des capacités d’import/export grâce aux interconnexions transfrontalières.
• l’ajustement des moyens de production (augmentation ou diminution de la puissance des centrales) ;
• la gestion de la demande via des dispositifs d’effacement.

Ce processus est crucial pour éviter les déséquilibres qui pourraient entraîner des coupures ou des dommages au réseau électrique.

Les interconnexions

RTE joue ainsi un rôle central en tant qu’opérateur de système, surveillant en permanence les flux d’électricité et anticipant les variations de la demande. Il « appelle » les unités de production en fonction de leur ordre de mérite (meritorder). Il est le tenancier du marché d’ajustement de l’électricité (le marché de très court terme), assurant la satisfaction de la demande d’électricité. Les 57 liaisons transfrontalières permettent à RTE de renforcer cet équilibre en facilitant les échanges avec les pays voisins. Par exemple, en cas de pic de consommation en France, l’importation d’électricité peut soulager le réseau national. Inversement, en période de surproduction, l’exportation vers d’autres marchés européens permet d’éviter les congestions tout en valorisant l’électricité produite en excès. Cette coordination contribue à la stabilité du réseau et à l’efficacité du système énergétique européen.

D'autant que le marché européen de l’électricité repose sur le principe du coût marginal, c'est-à-dire sur le fait que le prix de l’électricité est déterminé par le coût de production de la dernière unité nécessaire pour équilibrer l’offre et la demande à un instant donné. En pratique, les moyens de production les moins coûteux (énergies renouvelables, nucléaire) sont mobilisés en priorité, tandis que les centrales thermiques, plus onéreuses, ne sont activées qu’en cas de forte demande, lors des pics de consommation où le réseau est en tension. Ce mécanisme garantit une utilisation optimisée des ressources énergétiques disponibles mais peut entraîner une forte volatilité des prix, particulièrement en période de tension sur l’approvisionnement.

Dans ce contexte, les interconnexions transfrontalières gérées par RTE jouent un rôle essentiel en permettant les échanges d’électricité entre la France et ses voisins. Ces interconnexions favorisent une meilleure intégration des marchés européens, permettant d’importer ou d’exporter de l’électricité en fonction des besoins et des prix. Ainsi, lorsque les coûts marginaux sont élevés en France, RTE peut mobiliser les capacités transfrontalières pour importer de l’électricité moins chère et stabiliser les prix, tout en contribuant à l’équilibre global du réseau européen. La même solidarité s’exerce d'ailleurs à l’échelle nationale, puisque RTE coordonne les flux électriques afin de répondre aux besoins de chaque région, tout en assurant une qualité de service homogène sur l’ensemble du territoire. Cette gestion incarne pleinement la mission de service public qui incombe au gestionnaire.

Pour garantir la stabilité et la sécurité du réseau électrique, le gestionnaire de réseau de transport dispose d’autres prérogatives stratégiques, regroupées sous le concept de « sauvegarde » du réseau. Ces mesures, mises en œuvre en cas de déséquilibres importants entre la production et la consommation, permettent de prévenir des incidents graves tels que les pannes généralisées. L’objectif principal est de maintenir l’intégrité du système électrique tout en minimisant l’impact sur les usagers et les infrastructures.

Arrêt de moyens de production

En cas de surproduction d’électricité par rapport à la demande, RTE peut intervenir en « découplant » certains moyens de production. Cette action consiste à déconnecter temporairement des unités de production du réseau, qu’il s’agisse de centrales classiques ou d’installations renouvelables comme les parcs éoliens ou solaires. Cette mesure évite la surcharge du réseau, qui pourrait compromettre son fonctionnement.

Les industriels participants, appelés "effacés", reçoivent une compensation financière en échange de cette flexibilité, calculée en fonction de la puissance effacée et de la durée de l’effacement.

Capacités de réserves et délestage

À l’inverse, en situation de sous-production par rapport à la consommation, le GRT peut mobiliser plusieurs leviers. Il peut activer des capacités de réserve, souvent mises à disposition de manière automatique pour compenser rapidement le déficit. En cas de situation critique, le GRT peut également recourir au délestage, qui consiste à interrompre temporairement l’alimentation électrique de zones géographiques spécifiques afin de préserver l’équilibre global du réseau et de protéger les infrastructures contre les dommages. 

Développer au réseau électrique de demain

RTE a la charge de construire et maintenir un réseau moderne, performant et intelligent.

Les enjeux des énergies renouvelables

Les énergies renouvelables sont de plus en plus présentes sur le marché de l'énergie, dans une logique de transition énergétique. Elles font l'objet de nombreuses politiques publiques nationales et européennes. Or, celles-ci posent aujourd'hui un problème essentiel : elles ne permettent pas une production continue de l'électricité, contrairement au nucléaire et aux énergies fossiles.

En effet, ces méthodes de production sont tributaires des aléas météorologiques. Le vent ne souffle pas toujours pour faire tourner l'énergie éolienne (les hélices) et le brouillard peut limiter les capacités productrices des panneaux solaires. Comme il n'est pas encore possible de stocker l'électricité à faible coût, le réseau électrique doit pouvoir maîtriser ces aléas qui perturbent la production électrique.

100 milliards d'investissements

D'ici à 2040, RTE anticipe des besoins d'investissements de 100 milliards d'euros, notamment pour :

• L'adaptation du réseau à l'évolution du mix électrique français, avec de nouveaux réacteurs nucléaires ou encore des parcs éoliens off-shore ;
• Le raccordement de grands sites industriels, notamment ceux qui utilisent jusqu'ici du gaz, dans le but de les décarbonner.
• L'adaptation au changement climatique avec la rénovation du réseau aérien, entre autre.

Bilans et prospectives

RTE publie une variété de rapports techniques et d’analyses pour assurer une gestion transparente et rigoureuse du réseau électrique. Les bilans techniques incluent des publications comme les mensuels de l’électricité, qui fournissent des données régulières sur la production, la consommation et les échanges, ainsi que les rapports annuels sur la qualité de l’électricité, évaluant la performance et la continuité du réseau. Les bilans sûreté mettent en lumière les actions liées à la sécurité du système électrique, tandis que les panoramas de l’électricité renouvelable analysent l’intégration croissante des énergies vertes, offrant des perspectives sur leur impact sur le réseau et leur contribution à la transition énergétique.

Parallèlement, RTE propose des études et analyses prospectives pour anticiper les évolutions du système électrique. Ces travaux comprennent les bilans prévisionnels, qui projettent les besoins futurs en électricité, et des études comme les scénarios pour 2050, explorant les chemins possibles pour atteindre la neutralité carbone. D’autres publications, telles que les études sectorielles et les bilans nationaux et régionaux, examinent des aspects spécifiques ou territoriaux du réseau. Enfin, des synthèses comme la consommation électrique française et le schéma décennal de développement du réseau offrent une vision globale et stratégique, guidant les décisions d’investissements et les orientations du système électrique.

L'histoire de RTE

RTE est une entreprise en même temps jeune et ancienne. C'est l'ancêtre du Centre Régional de Transport et de Télécommunication (CRTT), mais a été créée en 2000 ; sa création fût d'ailleurs la première étape tangible de l'ouverture du marché de l'énergie en France. Elle sanctionne alors la séparation des activités de production et de transport ; où l'activité de transport garde son monopole.

Pour assurer un traitement équitable des fournisseurs d’énergie, la législation impose une stricte séparation entre les activités de fourniture ou de production, d’une part, et les activités de gestionnaire de réseaux (transport et distribution), d’autre part.

D'abord service interne à EDF, elle prend son indépendance juridique en 2005. Le statut de société anonyme à Directoire et Conseil de surveillance lui est donné le 1er septembre 2005. Puis pendant longtemps, sur le plan capitalistique, RTE a été une filiale à 100 % du fournisseur historique EDF, avant qu'en 2018, la Caisse des Dépôts et des Consignations (29,9 %) et CNP Assurances (20 %) ne prennent aussi des participations dans cette agence. EDF reste actionnaire majoritaire, avec 50,1 % des actions de RTE.

RTE a toujours été indépendante, sur les plans comptables et managériaux, de sa maison mère.  Les relations entre RTE et EDF sont strictement contrôlées par la Commission de régulation de l’énergie.

RTE assurant le transport de l’électricité, elle est le destinataire d’informations à caractère confidentiel par tous les fournisseurs d’électricité. Les fournisseurs alternatifs d’électricité communiquant leurs plans d’achat à RTE, leur stratégie commerciale pourrait en être déduite. L’indépendance de RTE est donc essentielle puisqu’elle permet de garantir qu’EDF ne soit pas avantagée par rapport à ses concurrents par un accès à des informations de nature stratégique.

• Dates clés de l'histoire RTE
• 2000 : création de RTE pour entretenir, exploiter et développer le réseau de transport d'électricité ;
• 2000 : mise en place d'un nouveau mécanisme de marché pour l'équilibre offre-demande en électricité ;
• 2001 : création de Powernext, une bourse de l'électricité ;
• 2002 : lancement du programme de sécurisation mécanique du réseau ;
• 2003 : naissance du mécanisme d'ajustement ;
• 2005 : création d'une structure juridique propre ;
• 2006 : couplage des marchés avec la Belgique et les Pays-Bas ;
• 2008 : lancement de Coreso, le 1ᵉʳ centre de coordination technique ;
• 2013 : mise en service de la ligne Cotentin-Maine ;
• 2015 : démultiplication des bénéfices de la production renouvelable ;
• 2016 : changement de propriétaire pour la CTE (Coentreprise de Transport d’Électricité).

Les filiales de l'entreprise

RTE dispose de plusieurs filiales et participations stratégiques qui lui permettent de diversifier ses activités et d’étendre son expertise à différents domaines liés au transport et à la gestion de l’électricité :

• Airtelis (100 %) : Spécialisée dans les interventions aériennes, cette filiale utilise des hélicoptères pour la maintenance et les travaux sur les lignes électriques, même dans des zones difficiles d'accès.
• Arteria (100 %) : Dédiée à la valorisation des infrastructures de transport pour des services de télécommunications, notamment à travers l’utilisation des pylônes et fibres optiques du réseau.
• Cirtéus (100 %) : Filiale axée sur le développement et la modernisation des infrastructures pour répondre aux besoins spécifiques des territoires.
• RTE Immo (100 %) : Gère le patrimoine immobilier et les infrastructures de RTE, optimisant leur utilisation et leur maintenance.
• RTE International (100 %) : Fournit des services de conseil et d’assistance technique à l’international dans le domaine des réseaux électriques, partageant l’expertise de RTE avec d’autres gestionnaires et opérateurs.
• Celtic Interconnector (50 %) : Projet de coopération franco-irlandaise pour créer une interconnexion sous-marine entre la France et l’Irlande, renforçant les échanges électriques transfrontaliers.
• INELFE (50 %) : Coentreprise franco-espagnole pour développer et gérer des interconnexions électriques entre la France et l’Espagne.
• HGRT (34 %) : Regroupe des gestionnaires de réseau européens pour gérer leur participation au marché d’électricité européen, notamment à travers la plateforme EPEX SPOT.
• Coreso (15,84 %) : Centre de coordination régional qui surveille les flux électriques en Europe pour améliorer la sécurité et l’efficacité du système.

Participations hors périmètre de consolidation :

• Declaranet-Protys (12,14 %) : Plateforme sécurisée pour gérer les déclarations de travaux et prévenir les risques liés aux infrastructures souterraines.
• JAO (5 %) : Plateforme européenne pour l’allocation des capacités d’interconnexion et les enchères d’électricité.
• EPEX SPOT (49 % via HGRT) : Plateforme européenne de bourse de l’électricité, facilitant les échanges d’électricité à l’échelle continentale.

La rémunération et le financement de RTE

Le financement de RTE est assuré à 90% par le tarif d’utilisation des réseaux publics de l’électricité. Ce TURPE HTB, fixé par la CRE, est facturé aux fournisseurs et répercuté sur la facture finale aux consommateurs.

Le tarif de transport de l’électricité couvre deux types de charges principales : les charges d’exploitation (achats, personnel, impôts et taxes), dont l’évolution est encadrée par des dispositifs incitant RTE à améliorer sa productivité, et les charges de capital, liées aux investissements réalisés. Ces dernières incluent les dotations aux amortissements et la rémunération des capitaux engagés, calculée à partir de la Base d’Actifs Régulée (BAR), correspondant à la valeur comptable des actifs de RTE, et d’un taux de rémunération appelé CMPC (Coût Moyen Pondéré du Capital). Pour gérer les écarts entre les prévisions tarifaires et les réalisations, la CRE a mis en place un mécanisme, le Compte de Régulation des Charges et Produits (CRCP), qui ajuste ces écarts via des évolutions tarifaires, en intégrant notamment des charges imprévues ou non maîtrisables comme les soutirages ou les recettes d’interconnexion.

RTE a aussi d'autres sources de financement :

• EMTN (Euro Medium Term Notes) : un programme d'emprunts à moyen et long terme mis en place en 2006 ;
• Des lignes de crédit à la Banque européenne d'investissement (BEI) ;
• Des emprunts à court terme référencés auprès de la Banque de France ;
• Des facilités de crédit.

Les clients de RTE sont les producteurs et les distributeurs d’électricité, les industriels et les négociants. Cet acteur ne traite pas directement avec les particuliers.