Plan de développement du réseau public de distribution d’électricité : le décret est paru

Un décret, paru le 21 août, introduit dans le code de l’énergie des modalités encadrant la mise en œuvre des plans de développement réseau (PDR) par les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD). Il s’agit d’un texte pris en application de l’ordonnance n°2021-237 du 3 mars 2021 portant transposition de la directive (UE) 2019/944 concernant des règles communes pour le marché de l’électricité (et inscrite à l’article L. 322-11 du code de l’énergie). Ce texte introduit l'obligation pour les GRD de réaliser un plan d'investissement, sur le modèle du schéma décennal réalisé par le gestionnaire du réseau de transport. 

Cohérence avec les planifications locales

Ce plan tient compte des programmes prévisionnels établis par les conférences départementales (mentionnées au troisième alinéa de l'article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales), les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables, les objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), les objectifs de la stratégie nationale et le schéma décennal de développement du réseau de transport. Pour son élaboration, le GRD doit consulter tous les utilisateurs du réseau concernés, les autorités concédantes de la distribution publique d’électricité (AODE) ainsi que les gestionnaires de réseau de transport concernés. L'obligation de réaliser un tel plan ne s’applique pas aux GRD desservant moins de 100.000 clients connectés et ne s’applique dans les zones non interconnectées que si la PPE le prévoit. 

Pour la Commission de régulation de l’énergie (CRE), le PDR constitue "un document stratégique essentiel, en particulier dans le contexte de transition énergétique et des efforts d’électrification des usages annoncés par le gouvernement en avril 2026 : il permet d’anticiper les évolutions du système électrique [déploiement des énergies renouvelables, développement de l’autoconsommation, diffusion des pompes à chaleur, montée en puissance des infrastructures de recharge pour véhicules électriques, besoins en flexibilité], d’apporter de la transparence sur les stratégies d’investissements et les trajectoires prévues pour garantir la sécurité d’alimentation et d’accompagner la transition énergétique sur un horizon de dix ans". Et ce d’autant qu’il permet également "d’assurer la cohérence entre les orientations nationales et les dynamiques territoriales", appuie-t-elle dans sa délibération pour avis en date du 24 juin dernier. 

Plusieurs scénarios projectifs

La CRE est favorable aux modalités générales prévues par le décret. Elle souligne en particulier l’intérêt de présenter plusieurs scénarios différents permettant de garantir la solidité et la fiabilité de l’analyse prospective, et de présenter l’effet des variations d’hypothèses dans des trajectoires cohérentes à la maille du réseau de distribution. Elle est également favorable au périmètre des investissements présentés dans le PDR, en ce qu’il recouvre à la fois les investissements réalisés sous la maîtrise d’ouvrage du GRD et ceux réalisés sous la maîtrise d’ouvrage des autorités concédantes. La CRE insiste aussi sur l’importance de présenter les trajectoires d’investissement au pas annuel, dans la mesure où elles peuvent connaitre des profils d’investissement différents sur la décennie selon les types de charges. Enfin, la CRE prend acte d’une procédure allégée pour les entreprises locales de distribution (ELD)  et les GRD en ZNI. Elle souligne toutefois que les ZNI peuvent être confrontées à des problématiques spécifiques, notamment en matière de coûts et d’intégration des énergies renouvelables, qui devront être pleinement abordées dans les PDR. A ce stade, aucune PPE ZNI ne prévoit l’élaboration d’un PDR. Compte tenu des enjeux majeurs liés aux réseaux dans ces territoires, la CRE considère souhaitable que les PPE ZNI intègrent cette obligation.