Le contenu et les modalités d’adoption des plans de développement de réseau (PDR) que doivent publier les gestionnaires de réseaux publics de distribution d’électricité ont été précisés par un décret du 20 août 2026.
Pour rappel, l’article L. 322-11 du Code de l’énergie[1] impose aux gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité de publier, au moins tous les deux ans, un plan de développement de réseau portant notamment sur les principales infrastructures de distribution nécessaires pour raccorder les nouvelles capacités de production et les nouvelles charges, y compris les points de recharge des véhicules électriques.
Le décret du 20 août 2026 vient préciser le contenu minimal de ces plans, qui doivent décrire les évolutions attendues du système électrique selon des scénarios et des trajectoires annuelles à cinq et dix ans, en évaluer les conséquences sur le réseau public de distribution et présenter les investissements prévisibles correspondants.
À ce titre, le plan de développement de réseau comprend cinq volets principaux.
Il doit, tout d’abord, présenter un état des lieux technique du réseau, comprenant notamment les données relatives à la consommation, à la production, aux installations en autoconsommation ainsi qu’aux caractéristiques des réseaux et des différents postes. Cet état des lieux est établi à l’échelle nationale et régionale pour ce qui concerne Enedis, et à l’échelle de leur zone de desserte exclusive pour les Entreprises Locales de Distribution (ELD).
Il comporte ensuite une évaluation quantitative, à cinq et dix ans, des évolutions possibles du système électrique. Celle-ci doit notamment prendre en compte les nouvelles installations de production à raccorder, les nouveaux besoins de consommation, les besoins en flexibilité ainsi que les aléas climatiques à venir.
Le plan présente également la politique d’investissement du gestionnaire de réseau, notamment en matière de dimensionnement, de renouvellement et de sécurisation des réseaux, de raccordement des installations de production et des sites de consommation, d’efficacité énergétique, de recours aux flexibilités et de stratégie environnementale.
À cette présentation s’ajoutent des trajectoires annuelles d’investissements à cinq et dix ans, portant notamment sur les raccordements, la performance et la modernisation du réseau ainsi que les investissements répondant à des exigences environnementales. Ces trajectoires comprennent les investissements sous maîtrise d’ouvrage tant des gestionnaires de réseau que des autorités concédantes. S’agissant des investissements réalisés sous maîtrise d’ouvrage des autorités concédantes, le décret précise que ce sont les associations représentatives des autorités concédantes qui sont chargées de transmettre au gestionnaire de réseau les trajectoires consolidées d’investissements sous maîtrise d’ouvrage des autorités concédantes.
Enfin, le plan doit présenter les enjeux industriels associés à la réalisation de ces investissements, notamment au regard de la provenance des approvisionnements en matériels.
Par ailleurs, le décret précise la procédure précédant la publication du plan. À cet égard, à l’issue de la consultation prévue par l’article L. 322-11 du Code de l’énergie, celui-ci est notamment soumis à la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui dispose d’un délai de quatre mois pour en demander la modification. Lorsque les modifications demandées sont de nature à modifier significativement les prévisions du gestionnaire de réseau, le plan modifié doit faire l’objet d’une nouvelle consultation.
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