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Flux n° 54 Octobre - Décembre 2003
28 Dossier
L
e produit « électricité » n’est pas un produit comme les
autres : ce bien, pas (ou peu) stockable, nécessite pour être
transporté une adéquation en temps réel entre l’offre et la
demande ; cela impose un fonctionnement calé sur une courbe
de charge variable selon l’intensité des besoins. La pointe d’ap-
pel de puissance instantanée maximale (en hiver en métropole,
en été dans les DOM), c’est-à-dire l’instant où le réseau trans-
porte le plus d’électricité, dimensionne ainsi les infrastructures
de production, de transport et de distribution.
Par ailleurs, l’électricité, contrairement aux autres énergies
doit être présente partout sur le territoire national (« droit à
l’électricité »), pour des raisons économiques, sociales et
d’aménagement du territoire. Elle est de plus incontournable
dans la plupart des équipements et services qui deviennent, en
quelque sorte, dépendants de leur alimentation électrique, en
particulier du fait du développement des équipements électro-
niques embarqués (automatismes, programmateurs d’équipe-
ments électroménagers…) et de la présence dans les équipe-
ments énergétiques non électriques (chaudières par exemple)
d’auxiliaires électriques indispensables à leur fonctionnement.
Comme cela a pu être observé lors des événements climatiques
de 1999, lorsque la desserte électrique est interrompue, l’en-
semble du système de production économique ainsi que les ser-
vices rendus aux populations sont directement et profondément
pénalisés.
Les particularités technologiques de la filière électrique,
marquées par des exigences de coordination forte entre les dif-
férents maillons que sont la production, le transport et la distri-
bution se sont traduites par une organisation industrielle fondée
sur l’intégration verticale et le monopole. Ce phénomène a été
particulièrement développé en France du fait d’une architectu-
re administrative et politique fortement centralisée. Cette situa-
tion de monopole a incité la puissance publique à soumettre
l’entreprise nationale EDF à des objectifs de politique énergé-
tique, industrielle, macro-économique ou encore d’aménage-
ment du territoire. Un des principaux résultats des politiques
Planification du réseau
de transport d’électricité
et maîtrise de la demande d’électricité :
vers une complémentarité des objectifs ?
Boris Bailly
Frédéric Rosenstein

Point de vue d’acteurs
Dossier 29
mises en œuvre par EDF a été à travers le développement de la
filière nucléaire de doubler l’indépendance énergétique de la
France entre le premier choc pétrolier et 2000.
Aujourd’hui, à ces impératifs d’indépendance énergétique,
toujours poursuivis (pour des raisons bien compréhensibles de
sécurité d’approvisionnement), s’ajoutent de nouveaux objec-
tifs politiques :
- lutte contre le changement climatique ;
- ouverture des marchés de l’énergie ;
- renforcement de la politique d’aménagement du territoire
et décentralisation.
Ces éléments de contexte font connaître aujourd’hui au
paysage énergétique une forte évolution, transférant à la partie
demande du système électrique un rôle nouveau que nous ana-
lyserons dans la première partie de cet article. Nous verrons
dans un second temps, comment ces transformations se tradui-
sent sur le terrain.
LA DEMANDE AU CŒUR DU SYSTÈME
Les trois éléments de contexte cités plus haut vont engendrer
des mutations profondes dans l’organisation du système élec-
trique : l’aspect demande va devenir une variable de premier
plan pour la gestion du réseau qu’il faudra prévoir, planifier, et
de plus en plus, maîtriser. Le réseau de transport d’électricité,
maillon central de la chaîne, va quant à lui trouver son rôle ren-
forcé, à la fois comme contrainte physique et comme source
statistique de données.
Lutte contre le changement climatique et
maîtrise de la demande d’électricité
La lutte contre l’effet de serre, reconnue comme priorité natio-
nale (1), constitue aujourd’hui un des axes majeurs de la poli-
tique énergétique (environ 70 % des émissions de gaz à effet de
serre sont dues au CO2, 90 % du CO2provenant de la com-
bustion de l’énergie). L’élaboration, par la Mission
Interministérielle de l’Effet de Serre (MIES), du « Plan Climat
2003 » témoigne de cet engagement (2).
La part de la maîtrise de la demande d’électricité (MDE)
dans l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre
représenterait environ 2,2 MteCO2, sur un total de 58,7
MteCO2(3). La prise en compte de ces efforts de MDE dans les
prospectives de consommation est éminemment stratégique
pour la planification du réseau de transport, puisque sa dimen-
sion dépend de la quantité d’électricité transitée, donc consom-
mée.
S’agissant de la production décentralisée d’électricité (cogé-
nération, cycle combiné au gaz, éolien), les objectifs s’élèvent
à 7,4 MteCO2. Il s’agit là d’électricité « injectée » dans le
réseau, dont les contraintes physiques doivent être connues afin
de planifier au mieux le développement de ces sources de pro-
duction.
Ouverture du marché de l’électricité
Le processus de libéralisation du marché de l’électricité a
démarré en France par l’adoption de la loi n° 2000-108 du 10
février 2000 relative à la modernisation et au développement
du service public de l’électricité, transposition française de la
directive européenne de 1996. Depuis cette date, l’organisation
du paysage électrique français a profondément évolué ; le sec-
teur a vu apparaître de nouveaux acteurs et de nouvelles activi-
tés : d’une situation où l’opérateur historique avait le monopo-
le sur chacun des éléments (production, transport, distribution,
commercialisation) de la chaîne de valeurs, on est passé à une
situation, où d’une part, les activités de production et de com-
mercialisation sont ouvertes à la concurrence (seuls les clients
ayant une consommation supérieure à 7 GWh/an peuvent choi-
sir librement leur fournisseur, mais cette limite devrait dispa-
raître d’ici 2007) et d’autre part, le transport est dissocié des
autres activités et est reconnu comme étant en monopole natu-
rel.
RTE, entité indépendante de EDF sur le plan de la gestion et
du management, gestionnaire du réseau public de transport
d’électricité, est ainsi en charge : de l’entretien, de l’exploitation
et du développement du réseau ; de la sûreté de l’équilibre
offre-demande, de la sûreté de fonctionnement du système
électrique et de l’organisation de l’accès au réseau public de
transport pour tous ses utilisateurs.
L’activité de distribution reste dans le giron de EDF pour
l’instant mais devrait tout comme l’activité de transport devenir
indépendante des activités concurrentielles, ceci afin d’être en
conformité avec la prochaine directive relative à l’achèvement
de la libéralisation des marchés intérieurs de l’électricité et du
gaz naturel.
La régulation des marchés de l’électricité et du gaz est assu-
rée par la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie), autori-
té administrative indépendante.

Flux n° 54 Octobre - Décembre 2003
30 Dossier
On notera également l’apparition de nouvelles activités
favorisée notamment par le développement des NTIC
(Nouvelles Technologies de l’Information et des
Communications) : trading, bourse électronique, responsable
d’équilibre… On observe aussi une évolution des grands opé-
rateurs qui, soumis à une forte concurrence sur le prix du kWh,
cherchent à devenir multi-énergies et à proposer plus des ser-
vices que le simple produit kWh.
On quitte donc un schéma où le gestionnaire du réseau du
transport, intégré dans l’ensemble du système production-
demande, n’est qu’un « passeur », dont le rôle est d’assurer le
transport d’un bien qu’on cherche à vendre en quantité.
Aujourd’hui, RTE se trouve dans une position où la réduction
ou la maîtrise des consommations d’électricité ne constitue pas
forcément une perte financière dans la mesure où celle-ci peut
venir « soulager » le système en générant des économies d’in-
vestissements dans de nouvelles capacités ou en accompagnant
des programmes d’investissement longs à mettre en œuvre dans
des zones en déficit d’approvisionnement.
Politique d’aménagement du territoire
et décentralisation
Les deux derniers gouvernements ont très clairement renforcé,
chacun à leur manière, leur politique d’aménagement du terri-
toire. Le premier (gouvernement Jospin 1997-2002) par un arse-
nal législatif dense et un rattachement clair entre cette politique
et les objectifs environnementaux (création du Ministère de
l’Aménagement du Territoire et de l’Environnement), le second
(gouvernement Raffarin) par une volonté d’associer les collecti-
vités aux grandes décisions d’aménagement et par la prépara-
tion d’une loi relative à la décentralisation.
Le cadre législatif de refonte de la politique d’aménage-
ment du territoire dessiné par le gouvernement Jospin était très
clairement orienté vers le développement durable : loi n° 99-
533 du 25 juin 1999 d’orientation pour l’aménagement et le
développement durable du territoire (LOADDT dite « loi
Voynet »), loi n° 99-586 du 12 juillet 1999 relative au renfor-
cement et à la simplification de la coopération intercommu-
nale (ou « loi Chevènement ») et loi n° 2000-1208 du 13
décembre 2000 relative à la solidarité et au renouvellement
urbains (SRU, ou « loi Gayssot-Besson »). Ces textes de loi
introduisent de nouveaux modes de coopération entre l’État et
les territoires (4) d’une part, entre les territoires eux-mêmes
d’autre part.
S’agissant de la gestion de l’énergie, les collectivités locales
sont rappelées dans les textes :
-d’une part à leur rôle d’autorité concédante, ayant capaci-
té de gérer de manière coordonnée l’arrivée des énergies
sur leur territoire,
- d’autre part à leur capacité d’orienter la demande d’éner-
gie, en particulier dans le domaine des transports.
Enfin, le décret relatif au Schéma de services collectifs de
l’énergie (SSCE, cf. encadré), promulgué en avril 2002, accom-
pagne et entraîne ce mouvement de décentralisation des poli-
tiques énergétiques. Institué par l’article 22 de la loi Voynet, ce
document définit notamment les objectifs, à l’horizon des vingt
années à venir, en matière d’exploitation des ressources locales
d’énergies renouvelables, d’action de maîtrise de l’énergie, de
perspectives d’évolution des réseaux de transport d’énergie.
Le SSCE constitue un instrument de suivi et de mise en
cohérence des actions à mettre en œuvre dans un objectif de
réduction des émissions de gaz à effet de serre, notamment en
sollicitant l’appui du niveau territorial. En particulier pour la
Région, mais plus généralement pour l’ensemble des territoires,
le SSCE fournit des outils nécessaires à l’élaboration d’une poli-
tique énergétique locale, en recherchant une pertinence entre
chacun des niveaux d’actions. Ce document, préparé par l’État
en concertation avec les vingt-six régions de programme, ren-
force le rôle que peuvent jouer les Conférences régionales
d’aménagement et de développement du territoire dans la pla-
nification énergétique (5), et invite à la création d’observatoires
régionaux de l’énergie.
Le schéma relève d’ailleurs que « pour la mise en œuvre
des choix stratégiques de la politique d’aménagement et de
développement durable du territoire à laquelle concourt le
schéma de services collectifs de l’énergie, il est évidemment
indispensable de s’appuyer sur les acteurs locaux dans l’élabo-
ration d’une “politique énergétique régionale “. Le niveau
régional paraît en effet, à ce stade, le niveau le plus pertinent
pour définir, décider, développer et évaluer les actions d’éco-
nomie d’énergie, valoriser les EnR et développer ou maintenir
des infrastructures de stockage et de transport d’énergie ».
Lutte contre le changement climatique, ouverture des mar-
chés à la concurrence, aménagement du territoire : qu’ils
soient mondiaux, européens ou nationaux, les objectifs de ces
politiques appellent tous à une planification coordonnée des

Point de vue d’acteurs
Dossier 31
réseaux de transport de l’énergie, et en lien plus étroit avec le
niveau territorial. Dans les faits, comment cela se concrétise-
t-il ?
LA PLANIFICATION DES RÉSEAUX DE TRANSPORT
SUR LE TERRAIN :À LA CROISÉE DE
LOGIQUES CONTRADICTOIRES OU
COMPLÉMENTAIRES ?
On l’a vu, sur le papier, les éléments sont réunis pour faire de
la pierre « planification des réseaux » deux coups « gestion du
transport de l’électricité » et « maîtrise de la demande ». Nous
analyserons dans cette partie comment ce schéma théorique se
traduit sur le terrain à travers deux exemples : d’une part,
concrètement, les impératifs de gestion des réseaux sont-ils tou-
jours compatibles avec les objectifs environnementaux ?
D’autre part, l’entrée en jeu des territoires dans le débat relatif
à la planification de l’énergie est-elle de nature à favoriser sys-
tématiquement les projets de maîtrise de la demande d’électri-
cité ?
Prise en compte des potentiels MDE et PDE
(production décentralisée d’électricité) dans la
planification
Les prévisions de consommation électrique (énergie et puissan-
ce) pour justifier des renforcements de réseaux régionaux font
souvent l’objet de débats : en effet, il est parfois reproché au
gestionnaire du réseau de transport de n’intégrer les politiques
de Maîtrise de la Demande d’Électricité (MDE) qu’à la marge,
en particulier dans ses prévisions de croissance de la consom-
mation électrique.
Pour RTE, l’allongement des procédures et la remise en
cause de ses prévisions locales de croissance de la demande
Le Schéma de services collectifs de l’énergie
Le rôle de la région
Le schéma de services collectifs de l’énergie invite chaque Conférence régionale à l’aménagement et au déve-
loppement du territoire (CRADT) à rattacher à son fonctionnement une commission régionale de suivi du SSCE.
Cette commission, coprésidée par l’État et la Région, constituera un puissant outil politique, chargé de la mise en
cohérence des orientations de long terme inscrites dans le schéma régional avec la programmation d’actions de
moyen terme, financées dans le cadre des Contrats de plan État-Régions. Cette commission devra en effet veiller
« à la bonne mise en œuvre des actions prévues dans (ce) cadre ». Elle est de plus « engagée à mettre en place des
mécanismes d’évaluation spécifiques des projets financés ».
Cette articulation entre deux univers temporels était déjà inscrite dans la loi n° 99-533 du 25 juin 1999, l’ar-
ticle 11 prévoyant que les schémas de services collectifs soient révisés « au plus tard un an avant l’échéance des
Contrats de Plan État-Régions » ; le SSCE rappelle cette exigence, indiquant que « cette révision sera l’occasion
pour les régions de présenter leurs programmes d’actions concernant le développement des énergies renouvelables
et l’utilisation rationnelle de l’énergie au niveau local ».
Pour remplir ses missions, la commission régionale de suivi du schéma de services collectifs de l’énergie pour-
ra s’appuyer sur un réseau (« Observatoire régional de l’énergie ») ; l’analyse des vingt-six contributions au SSCE
montre d’ailleurs que près de la moitié des régions françaises exprime le besoin de se doter d’un tel outil (Alsace,
Aquitaine, Champagne-Ardenne, Languedoc-Roussillon, Picardie, Poitou-Charentes, Provence-Alpes-Côte d’Azur,
Rhône-Alpes, Guadeloupe, Guyane, Martinique, Réunion). Deux configurations sont alors possibles : les travaux
statistiques (en particulier élaboration d’un bilan énergétique) peuvent être sous-traités auprès d’un bureau
d’études, ou bien être réalisés « en interne », par une personne recrutée au niveau régional. Cette dernière option
permet un meilleur suivi des travaux sur le long terme, mais ne fait pas consensus, car elle induit des dépenses de
fonctionnement que l’on cherche généralement à contenir. On rappellera également que le Schéma de Services
Collectifs de l’Énergie confie à l’Observatoire de l’économie de l’énergie et des matières premières, instance inter-
ministérielle placée auprès de la DGEMP, la responsabilité de la coordination des réseaux locaux, notamment pour
maintenir la cohérence de l’ensemble des données statistiques entre les différentes régions et le niveau national.

Flux n° 54 Octobre - Décembre 2003
32 Dossier
entraînent une fragilisation croissante d’un certain nombre de
zones où le réseau est saturé. Outre les risques accrus pour la
clientèle (en termes de sécurité et de qualité de desserte), il y a
des possibilités réelles de pertes d’implantations industrielles ou
tertiaires de la zone concernée, la qualité de la desserte élec-
trique étant l’un des critères retenus par de nombreuses entre-
prises en développement, dont la compétitivité dépend de plus
en plus de procédés à haute technologie. C’est donc le déve-
loppement économique local et l’emploi qui peuvent être en
cause au travers de ces projets.
La circulaire du 9 septembre 2002 relative au développe-
ment des réseaux publics de transport et de distribution de
l’électricité précise certains points sur l’intégration de la MDE et
de la PDE (production décentralisée d’électricité) dans l’exerci-
ce de planification : après avoir statué de la nécessité d’une
concertation au niveau régional entre RTE, chargé de l’élabora-
tion de la planification du développement du réseau public de
transport, et les différents acteurs régionaux concernés, la cir-
culaire précise que RTE n’est pas compétent pour arbitrer entre
la solution de développement de réseau qu’il présente et des
solutions alternatives faisant appel à des actions de MDE et de
PDE. La MDE et la PDE ne sont prises en compte dans l’éva-
luation de la demande uniquement en tant qu’actions déjà
décidées par les autorités ou les opérateurs concernés et non
pas en tant qu’actions programmables dans l’exercice de plani-
fication.
Force est de constater qu’actuellement la MDE et la PDE en
tant qu’alternative ou accompagnement aux projets de déve-
loppement d’infrastructures de transport d’électricité ne sont
pas encore inscrites dans les politiques publiques ; elles le sont
pourtant en ce qui concerne les réseaux de distribution. Ainsi le
projet de directive relative à l’achèvement de la libéralisation
des marchés intérieurs de l’électricité et du gaz naturel inscrit la
MDE et la PDE dans la planification des réseaux mais unique-
ment ceux de distribution et donne au gestionnaire de réseau de
distribution le rôle d’intégrer la MDE et la PDE dans ses sché-
mas de planification : « Lors de la planification du développe-
ment du réseau de distribution, le gestionnaire du réseau de dis-
tribution envisage des mesures d’efficacité énergétique/gestion
de la demande et/ou une production distribuée qui permettent
d’éviter la modernisation ou le remplacement de capacités ».
De même, la loi n° 2000-108 du 10 février 2000, relative à
la modernisation et au développement du service public de
l’électricité (articles 11 et 17), laisse la possibilité aux collecti-
vités locales, en tant qu’autorités concédantes des réseaux de
distribution d’électricité, de réaliser ou de faire réaliser par le
concessionnaire des actions de MDE et de PDE visant à éviter
ou retarder le renforcement des réseaux publics de distribution
relevant de leur compétence. En plus des bénéfices en termes
énergétique, environnemental et de développement de l’éco-
nomie locale engendrés par des programmes de MDE et de
PDE, ce type de disposition introduite par la loi intéresse égale-
ment, sur le plan financier, les collectivités locales situées dans
des zones de concession relevant du régime rural, pour lequel
contrairement au régime urbain les investissements relatifs aux
réseaux de distribution sont à la charge de l’autorité concédan-
te. La réussite de l’expérience de Boutre-Carros qui est menée
actuellement dans le sud-est de la France pourrait convaincre
les pouvoirs publics de la faisabilité d’intégrer la MDE et la PDE
dans des solutions alternatives au développement ou renforce-
ment des infrastructures de transport d’électricité.
Boutre-Carros : un exemple de programme MDE utilisé pour la
sécurisation électrique d’une zone géographique étendue
L’est de la région PACA (Alpes-Maritimes et Var) présente la par-
ticularité, avec la Bretagne, d’être alimenté par un réseau
400 kV non bouclé, par lequel transite une grande partie de
l’électricité consommée (90 % pour l’est PACA). Cette situation
se caractérise par un risque de délestage d’une partie des
consommateurs suite à une défaillance accidentelle d’un
ouvrage du réseau de transport. Face à ce risque qui s’accentue
avec la progression des consommations de la zone considérée,
EDF proposa dès 1990, afin de boucler ce réseau, la construc-
tion d’une nouvelle ligne 400 kV à deux circuits entre Boutre
(près de Manosque) et Carros (près de Nice) ; cette ligne devant
traverser entre autres les gorges du Verdon.
Élus, habitants des Alpes de Haute-Provence et associations
de défense de l’environnement se sont fortement mobilisés
contre la réalisation de ce projet, remettant en particulier en
cause les hypothèses de croissance de consommation d’électri-
cité de la zone concernée avancées par EDF.
Suite à la demande des associations et conformément à la
loi Barnier du 2 février 1995, les ministères de l’Industrie et de
l’Environnement décidèrent fin 1997 de saisir la CNDP
(Commission Nationale du Débat Public) en vue d’organiser et
d’animer un débat public sur le projet d’EDF. Lors du débat qui
s’est tenu au printemps 1998, une expertise complémentaire fut