RAPPORT D’ACTIVITÉ 2004...02 RTE - Rapport d'activité 2004 L’année 2004 a été marquée par d’excellents résultats techniques et finan-ciers pour notre entreprise. Elle

2004R A P P O RT D ’A C T I V I T É

SommaireProfil 01

Message du Directeur 02

01UNE ENTREPRISE DE SERVICE PUBLIC RECONNUE 04

Panorama de l’année 2004 06

L’organisation de RTE 10

2004, année charnière pour RTE 12

Les faits marquants de l’année 2004 14

022004, UNE ANNÉE TRÈS POSITIVE 16

01 Un marché plus ouvert, des clients mieux servis 19

02 Un outil industriel robuste et performant 25

03 L’environnement respecté, dans le dialogue 35

04 Des équipes préparées aux évolutions 41

05 Une activité internationale en développement 45

06 Des résultats financiers supérieurs aux objectifs 49

03DOCUMENTS SOCIAUX 54

04GLOSSAIRE 92

RTE - Rapport d'activité 2004 01

ProfilCréé le 1er juillet 2000, RTE est le gestionnaire du réseau français detransport d’électricité, qu’il exploite, entretient et développe.S’appuyant sur le réseau le plus important d’Europe avec 100000 kmde circuits à haute et très haute tension et 44 lignes transfrontalièresainsi que sur sa situation géographique centrale, RTE contribue demanière déterminante au développement du marché européen del’électricitéEntreprise de service public, RTE est garant du bon fonctionnement etde la sûreté du système électrique français. Il assure un accès libre etéquitable à tous les utilisateurs du réseau et constitue, au sein duGroupe EDF, une entreprise indépendante avec une gestion managé-riale, comptable et financière dissociée. Sa filialisation, en 2005, doitencore mieux marquer cette dissociation, base de sa neutralité au ser-vice de tous les acteurs du marché de l’électricité.

1er réseau européen de transport d’électricité

8 300 salariés

4 milliards d’euros de chiffre d’affaires

Une entreprise de service public au cœur du marchéde l’électricité

02 RTE - Rapport d'activité 2004

L’année 2004 a été marquée par d’excellents résultats techniques et finan-ciers pour notre entreprise. Elle s’affirme aussi comme une année charnièreavec le vote de la loi du 9 août 2004 qui prévoit la transformation de RTEen une société anonyme.

Notre première fierté tient à l’amélioration de la satisfaction de nos clients.Le taux de satisfaction, déjà élevé lors de l’enquête de 2002, progresse de5 points en 2004, pour s’établir à près de 95 %. Les sociétés de négoce, quipeuvent nous comparer en permanence avec les autres gestionnaires deréseaux européens, sont les premières à nous décerner un satisfecit.J’y vois le témoignage d’une confiance des utilisateurs du réseau dansnotre impartialité et notre sens du service, principes qui ont présidé à lacréation de RTE en 2000.

J’y vois aussi la reconnaissance de notre rôle pour faciliter le développe-ment du marché de l’électricité en France et en Europe. Un rôle confirméen 2004 par la réussite de l’ouverture du marché en France à plus de2,5 millions de clients - entreprises, professionnels et collectivités locales -reliés aux réseaux de distribution. Ce passage s’est opéré correctement ettous ceux qui le souhaitaient ont pu changer de fournisseur sans difficultétechnique majeure. C’est le résultat d’une longue préparation menée avecles gestionnaires des réseaux de distribution pour adapter nos systèmesd’information et élaborer des procédures de comptage intégrant chacun deces clients.

De même, les outils que nous avons mis en place pour favoriser la dyna-mique du marché ont montré toute leur efficacité et ont dû eux-mêmesévoluer en 2004. Ainsi le nombre des responsables d’équilibre, créés dèsoctobre 2000, a encore augmenté et leurs échanges de blocs d’énergie, enhausse de 36 %, atteignent 180 TWh. Les volumes négociés sur la boursede l’électricité Powernext, ouverte en novembre 2001, ont presque doubléen un an pour s’établir à 14 TWh fin 2004. Notre mécanisme d’ajustement,mis en place en 2003 pour équilibrer l’offre et la demande en faisant appelau marché, a remarquablement fonctionné.

Message du Directeur

Nous l’avons affiné cette année et rendu accessible aux marchés espagnol et britannique, après l’avoir ouvert àla Suisse. Facilités par le mécanisme de compensation élaboré avec les autres gestionnaires de réseaux européensdans le cadre d’ETSO, les échanges aux frontières sont passés de 113 TWh en 2003 à 119 TWh en 2004.

Notre réseau a fait face sans difficulté majeure à la croissance soutenue de la consommation française d’électri-cité (+ 10 TWh).Nos clients peuvent en effet se féliciter d’une qualité de fourniture en amélioration sensible par rapport à 2003.Alors que plusieurs pannes électriques ont eu lieu en Europe, RTE s’en est prémuni et a pu maintenir ses indica-teurs de sûreté du système électrique français à un très bon niveau.

Ces résultats s’appuient notamment sur notre capacité à développer nos infrastructures pour accompagner lacroissance de la consommation. C’est ainsi qu’en Bretagne, région qui ne produit que 5 % de l’électricité qu’elleconsomme, nous avons installé des condensateurs qui ont permis au réseau de résister pendant les pointes dedécembre. L’achèvement de la ligne Amiens-Arras est venu sécuriser l’alimentation des régions Picardie et Nord-Pas-de-Calais. Par ailleurs, diverses procédures de concertation ont abouti, laissant espérer l’obtention desDéclarations d’utilité publique (DUP) en 2005 pour des projets essentiels à la sécurisation des régions PACA,Rhône-Alpes et Alsace. Dès 2004, nous avons lancé l’étude pour la construction de la ligne qui transportera l’élec-tricité produite, à partir de 2012, par le réacteur EPR* projeté par EDF à Flamanville. Toutes ces actions, qui visentà parvenir à des solutions partagées, s’inscrivent dans une concertation renforcée avec les parties prenantes etintègrent les plus hautes exigences environnementales.

Nos efforts pour faciliter les échanges aux frontières et résoudre les problèmes de congestion commencent àporter leurs fruits. Pour optimiser l’existant, nous avons mis en place un système d’enchères des capacités dispo-nibles avec l’Italie. Par ailleurs, les travaux de renforcement des infrastructures du réseau pour doubler la capa-cité d’échange avec la Belgique en 2005 ont débuté. Pour la liaison avec l’Espagne, encore très isolée du reste del’Europe, nous avons pu élaborer avec Red Eléctrica de Espana une solution qui tient compte des demandes dudébat public et qui a été soumise aux deux gouvernements.

Ce réseau qui se développe est aussi un réseau qui se modernise. Nous poursuivons notre programme de sécuri-sation engagé après les tempêtes de 1999. Nous avons achevé la réorganisation de nos mailles d’exploitation etnous déployons notre réseau de fibres optiques pour mieux sécuriser la circulation des informations nécessairesà leur conduite et à leur surveillance.Dans cette activité croissante, nous avons eu la satisfaction d’enregistrer des résultats de sécurité au travail ennette progression, récompensant un effort important pour atteindre notre objectif de réduire de moitié les acci-dents avec arrêt de travail entre 2000 et 2004. C’est le résultat d’une forte mobilisation de tous et d’une implica-tion sans faille des managers sur la sécurité et, plus largement, sur les ambitions d’un projet d’entreprisefédérateur et partagé.

Supérieurs aux objectifs, les résultats financiers traduisent cet engagement de toutes les équipes pour faire pro-gresser les performances de RTE tout en diminuant les coûts. Ainsi, malgré la hausse des prix de l’énergie, lesdépenses ont été bien maîtrisées. Le résultat net après impôt s’établit à 347 M€, en hausse de près de 26 % par rap-port à 2003, et notre rentabilité financière après impôt atteint 8,4 %.

En quatre ans, nos équipes ont ainsi construit une véritable entreprise. Dans la perspective de sa transformationen société anonyme, prévue par la loi du 9 août 2004, RTE s’est doté début 2004, d’un nouveau projet d’entreprisepour 2004-2006, partagé avec tous ses collaborateurs. Ce projet inscrit résolument RTE dans la dynamique de l’ou-verture du marché européen de l’électricité, en maintenant ses valeurs de service public fondées sur l’excellencetechnique au service de tous.

Année charnière, 2004 marque un nouveau point de départ pour notre entreprise.

André MerlinDirecteur de RTE


*European Pressurized Reactor


Une entreprise de servicepublic reconnue

01

L’année 2004 marque une étape décisive dans l’évolution de RTE.Créé en 2000 au sein d’EDF comme une direction dotée de l’indépen-dance de gestion et de management, RTE a pu traiter tous les utilisateursdu réseau de transport avec la plus grande neutralité. La loi du 9 août2004 lui confère un statut d’entreprise à part entière et prévoit saconstitution en société anonyme dans le courant de l’année 2005.Elle demeurera une entreprise à capitaux 100 % publics.


Pylône Roseau, conçu par l’architecte MarcMimram, sur la ligne 400 kV Amiens-Arras

2004200320022001

4 0294 0273 6573 711

2004200320022001

1 099936

861901

2004200320022001

8,0 %8,2 %

4,4 %

6,3 %

2004200320022001

1 6471 5851 356

1 547

2004200320022001

538535616651

2004200320022001

8,4 %7,2 %

2,9 %

6,5 %

2004200320022001

347

276

105

222

2004200320022001

7 4467 8538 2018 376

2004200320022001

1,71,92,12,2


Les résultats nets 2001 et 2002 ont été retraités pour tenir compte du changement de méthode comptable intervenu dèsl’exercice 2003.

Les résultats financiers

01 PANORAMA - PRÉSENTATION

Chiffre d’affaires(en mill ions d’euros)

Résultat net(en mill ions d’euros)

Excédent brutd’exploitation

(en mill ions d’euros)

Capacité d’auto-financement (CAF)

(en mill ions d’euros)

Dette nette(en mill ions d’euros)

Investissements(en mill ions d’euros)

Rentabil i té économiqueavant impôt

(ROCE)

Dettes f inancières/Capitaux propres

(Gearing)

Rentabil i té f inancière(ROE)

Panorama de l’année 2004

Les clients de RTE

En 2004, les clients qui ont utilisé le réseau de RTE et ont bénéficié de ses services se répartissent en quatre groupes principaux.1. En amont, les producteurs injectent l’énergie sur le réseau. Ce sont:

- les quatre principaux producteurs thermiques et hydrauliques (CNR, EDF, SHEM, LA SNET),- les autres producteurs (unités de cogénérations, usines d’incinération d’ordures ménagères, autres installations

d’énergies renouvelables comme les éoliennes…).2. En aval du réseau, les distributeurs soutirent l’électricité pour la livrer aux consommateurs qui leur sont

raccordés (particuliers, collectivités, PME, PMI). Ils représentent 2350 points de livraison. On peut distinguer:- 22 entreprises locales de distribution (ELD),- EDF Réseau de Distribution.

3. En aval également, 570 sites industriels soutirent l’électricité HT et THT pour leur consommation.4. Enfin, près de 70 sociétés de commercialisation, composées majoritairement de « traders » européens, négocient

l’achat et la vente d’énergie, soit sur le seul marché de gros pour environ 80 % d’entre elles, soit aussi sur le marchédu client final pour les autres.


RTE, trait d’union entre tous les acteurs du marché de l’électricité

RTE est responsable de l’équilibre des flux d’électricité sur le réseau de transport, ajustant en permanence l’offred’électricité des producteurs et la demande des consommateurs. Il agit sous le contrôle de la Commission de régula-tion de l’énergie (CRE). Interlocuteur privilégié des acteurs du marché de l’électricité, il contribue, par les services four-nis à ses clients et par la mise en place de mécanismes économiques et financiers, à la construction opérationnelle dece marché. Il est donc bien placé pour collecter et agréger toutes les données techniques relatives à la circulation desflux sur son réseau, dans le respect de la confidentialité des informations commerciales. Il s’appuie sur un système decomptage performant qui mesure les injections (entrées) et les soutirages (sorties) aux points de raccordement de sesclients.Pour garantir l’équilibre du système électrique à long terme, RTE établit tous les deux ans, comme le prévoit la loi, unbilan prévisionnel, diagnostic prospectif de l’évolution de l’offre et de la demande d’électricité.

Caractéristiques techniques du réseau de RTE

Les effectifs au 31 décembre 2004

* Les chiffres relatifs aux postes et aux transformateurs correspondent au réseau de transport, exploité pendant l’année 2004, par RTE. En application des nouvelles règlesdéfinissant les limites respectives du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution, un certain nombre de transformateurs et d’équipements constitu-tifs des postes électriques sont dorénavant rattachés aux réseaux publics de distribution.

8276 agents 1459 femmes (17,6 %) 6817 hommes (82,4 %)

Répartition par collège

Exécution: 565 Maîtrise: 4499 Cadres: 3212

400 kV 225 kV 150 kV 90 kV 63 kV Total

Files de pylônes (km) 13198 21212 1124 12710 29239 77483

400 kV 225 kV 150 kV 90 kV 63 kV

Circuits: Total 21005 26264 1149 15418 35622 99458

Aérien, longueur (km) 21003 25343 1148 15051 33738 96283

Souterrain, longueur (km) 2 921 1 367 1884 3175

Postes* nombre 125 508 27 534 1250 2444

Transformateurs* nombre 263 1175 45 40 35 1558

puissance (MVA) 119571 107830 1823 1588 942 231754


L’évolution du marché de l’électricité


Les volumes d’échanges contractuels sur leslignes d’interconnexion

Le volume cumulé des transactions d’exportation etd’importation augmente de 5,5 milliards de kWh en2004 par rapport à 2003 et s’approche ainsi du volumerecord contractualisé en 2001.La hausse du volume des transactions concerne leséchanges avec l’Angleterre, l’Espagne et l’ensemblecomposé des pays frontaliers de l’Europe continentale(Allemagne, Belgique, Suisse, Italie).En 2004,par rapport à 2003, le volume d’énergie contractualiséen exportation est quasiment stable tandis que le volumecontractualisé en importation est en hausse de 20 %.

RTE a complété le dispositif d’accès aux interconnexions en créant de nouveaux services sur la liaison France -Angleterre début 2004 et en modifiant, fin 2004, les modalités d’accès à l’interconnexion italienne, en lien avec les auto-rités de régulation des deux pays et le gestionnaire de réseau italien.

Le nombre de titulaires de contrats d’adhésion aux règles d’accès au réseau public de transport pour des importationset des exportations a augmenté de 13 % en 2004. Parallèlement, le nombre de transactions contractualisées en importa-tion comme en exportation a augmenté d’environ 8 %.Les échanges de blocs d’énergie entre responsables d’équilibre sur le marché français ont poursuivi leur développe-ment en 2004. Par rapport à 2003, le volume d’énergie échangé a progressé de 36 % et les notifications d’échanges deblocs de 10 %. Le nombre de responsables d’équilibre a atteint 79 à fin décembre 2004 (huit de plus par rapport à l’an-née précédente).

Mis en place au 1er avril 2003, le mécanisme d’ajustement est un outil de marché qui permet à RTE de disposer, à toutmoment, de réserves de puissances mobilisables dès qu’un déséquilibre entre l’offre et la demande se produit. En 2004,le dispositif a montré sa robustesse face aux aléas et RTE l’a perfectionné: ouverture de plages horaires de soumissiondes offres supplémentaires, ouverture de plages de prix supplémentaires et ouverture du mécanisme aux frontières avecl’Espagne et l’Angleterre.Le 31 décembre 2004, 18 acteurs d’ajustement étaient déclarés. Entre avril et décembre 2004 par rapport à la mêmepériode de l’année précédente, le volume d’ajustement appelé à la hausse diminue d’un peu plus de 30 % tandis que levolume d’ajustement appelé à la baisse reste pratiquement stable.

2003 2004

Accès aux liaisons internationalesNombre de contrats d’adhésion aux règles d’accès au réseau public 105 119Nombre de transactions d’importations 299 322Nombre de transactions d’exportations 824 884

Responsables d’équilibreNombre de responsables d’équilibre 71 79Nombre de notifications d’échanges de blocs 1118 1231Volumes d’énergie échangée entre responsables d’équilibre (en milliards de kWh) 133 180

Acteurs de l’ajustement 16 18

Volume d’ajustement appelé par RTE à la hausse (en milliards de kWh) 4,5* 4,2

Volume d’ajustement appelé par RTE à la baisse (en milliards de KWh) - 5,1* - 7,8

En milliardsde kWh 2000 2001 2002 2003 2004

Importations 11,8 25,9 15,9 24,3 29,2Exportations 80,8 93,7 91,9 89,0 89,6

Cumul 92,6 119,6 107,8 113,3 118,8

Les acteurs

* Volume calculé sur période avril-décembre 2003.

Nombre de contrats en cours (au 31 décembre)

La qualité de l’électricité

Les principaux indicateurs de la qualité de fournitured’électricité aux clients de RTE sont la fréquence decoupure longue, la fréquence de coupure brève, letemps de coupure équivalent.• La fréquence de coupure est égale au nombre de cou-pures enregistrées aux points de livraison d’électricitéde RTE à ses clients, industriels et distributeurs, rap-porté au nombre de sites ou de points de livraison des-servis.• Le temps de coupure équivalent est égal à la quan-tité d’énergie électrique non distribuée aux clients deRTE, du fait de coupures longues sur le réseau detransport, ramenée à la puissance moyenne annuelletransitée vers les clients.Le calcul de ces indicateurs, hors événements excep-tionnels (exemples: tempêtes de 1999, inondations deseptembre 2002 dans le Sud-Est, épisode neigeux surles régions Ouest et Normandie en février 2004, grè-ves du second trimestre 2004, tempête dans le nordde la France en décembre 2004), permet de mesurerl’évolution structurelle des résultats sur plusieursannées.

En raison d’une activité orageuse plus intense, la fré-quence de coupure brève se rapproche de celles desannées 2000-2001 après de meilleurs résultatsen 2002 et 2003.Les indicateurs liés aux coupures longues traduisentune nette amélioration de la qualité de fourniture en2004 par rapport à 2003. Pour la fréquence de coupurelongue comme pour le temps de coupure équivalent,les valeurs de l’année 2004 sont comparables à cellesde la période 2001-2002.En 2004, l’énergie totale non distribuée résulte decoupures ayant principalement pour origine lesconditions atmosphériques (30 % de l’énergie nondistribuée), des avaries de matériel (30 % de l’énergienon distribuée) et des causes extérieures au réseauélectrique ou au réseau de transport (32 % de l’éner-gie non distribuée). D’autre part, 4 % des incidentssont responsables de presque 40 % de l’énergie totalenon distribuée.


PANORAMA - PRÉSENTATION 01

0 10

-0.03

0.04

0

0.11

0.18

0.25

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004(Provisoire)

1997

0,08 0,11

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004(Provisoire)

1997

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0,66 0,68

165

1998

0246

1999 2000 2001 2002 2003 2004(Provisoire)

1997

2’26

”4’

44”

Hors événements exceptionnelsAvec événements exceptionnels

Hors événements exceptionnelsAvec événements exceptionnels

Les liaisons transfrontalières

270 cc* 400 kV 225 kV 150 kV 90 kV 63 kV Total

Nombre de circuits 4 16 12 4 2 6 44

* courant continu

Les mises en services 2004

12 nouveaux postes dont 3 postes sources

400 kV 225 kV 90 kV 63 kV Total

Nombre de postes 0 3 2 7 12

437 km de circuits neufs ou renouvelés en 2004

400 kV 225 kV 90 kV 63 kV Total

Longueur de circuits 86 56 148 147 437

Fréquence de coupure longue

Fréquence de coupure brève

Temps de coupure équivalent (minutes/secondes)



Deux divisions opérationnelles

L’activité de RTE s’organise autour de deux grandsmétiers, la gestion du système électrique et le trans-port d’électricité, exercés par deux divisions opération-nelles organisées selon un modèle similaire.

La division Système Électrique assure la gestion desflux sur le réseau, les relations commerciales et l’accèsdes utilisateurs au réseau de transport et aux intercon-nexions, la sûreté du système électrique et la maîtrised’ouvrage du développement du réseau.Elle comprend:• Le Centre National d’Exploitation du Système (CNES)gérant les flux sur le réseau 400 kV, l’équilibre nationaloffre/demande en temps réel et l’accès aux réseauxeuropéens.• Le Service Grands Comptes (SGC) qui a en charge lesrelations avec les clients grands comptes de RTE.• Sept Unités régionales Système Électrique gérant lesflux sur le réseau 225 kV, 90 kV et 63 kV, l’accès auréseau pour les sites des clients implantés en France etle développement du réseau régional.

La division Transport Électricité assure la gestion etl’exploitation des infrastructures du réseau, sa mainte-nance et l’ingénierie de son développement.Elle comprend:• Le Centre National d’Expertise du Réseau (CNER) encharge des politiques et méthodes pour le développe-ment, l’exploitation et la maintenance du réseau.• Sept Unités régionales Transport Électricité qui assu-rent la maintenance opérationnelle et l’exploitationdes ouvrages ainsi que l’ingénierie des projets tou-chant au développement du réseau.

Deux divisions fonctionnelles

La division Économie Gestion Finances élabore la poli-tique économique et financière de RTE. Elle est encharge également de la comptabilité, du contrôle degestion, des achats et des statistiques de RTE.La division Ressources Humaines, Juridique,AdministrationGénérale définit et coordonne les politiques ressourceshumaines de RTE, veille à la qualité des relationssociales, intègre la dimension juridique dans le proces-sus de décision de l’entreprise et apporte l’appui juri-dique opérationnel aux unités. Elle gère les moyenscentraux et la politique immobilière de RTE.

Les fonctions internes et externes

Les fonctions externes regroupent la Délégation à laCommunication et aux Relations Extérieures et laMission International.Les fonctions internes comptent le Systèmed’Information et le Centre National d’Ingénierie del’Information (CN2I), la Mission Management QualitéSécurité Environnement, la Mission SécuritéConfidentialité, la Mission Centrale des Marchés et laMission Audit.

L’organisation de RTERTE est une entreprise de service public à forte implantation régionale. Tenu à la plus granderéactivité et animé de l’ambition de favoriser les échanges indispensables à l’ouverture réelle dumarché de l’électricité, RTE a adopté une organisation et un mode de management qui allientcohérence globale, proximité et rapidité.

Une organisation centrée sur le métier



7 UNITES REGIONALES SYSTEME ELECTRIQUE 7 UNITES REGIONALES TRANSPORT ELECTRICITE

FONCTIONSEXTERNES

DIVISION RHJURIDIQUEADMINISTRATIONGÉNÉRALE

DIVISIONSYSTÈMEÉLECTRIQUE

FONCTIONSINTERNES

DIVISIONÉCONOMIESGESTIONFINANCES

DIVISIONTRANSPORTÉLECTRICITÉ

CENTRENATIONALD'EXPERTISEDU RÉSEAU

CENTRENATIONALD'EXPLOITATIONDU SYSTÈME

SERVICEGRANDSCOMPTES

DIRECTEUR

• • • • • • • • • •• • • • • • • • • •

• • • • • • • • • •• • • • • • • • • •

• • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • •

• • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • •

• • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • •

Les membres du COMEX

André Merlin,Directeur de RTE

Pierre Bornard,Directeur de la division Système

Électrique

Jean-Yves Broyelle,Directeur de la division Transport

Électrique

Alain Cavret,Directeur de la division Économie

Gestion Finances

Gérard Dupiellet,Directeur de la division Ressources

Humaines Juridique Administration

Générale

François Hemmer,Conseiller pour les Affaires Internes

Hervé Mignon,Directeur de Cabinet

Sept régions

Normandie - Paris

Ouest

Sud-OuestSud-Est

Nord-Est

Est

Rhône-AlpesAuvergne



2004, année charnière pour RTELa loi du 9 août 2004 relative au service public de l'électricité et du gaz et aux entreprises électriqueset gazières représente un nouvel acte fondateur pour RTE, dont elle prévoit la transformation ensociété anonyme à capitaux publics, filiale d’EDF. Ces nouvelles dispositions constituentl’aboutissement d'une évolution.

Une évolution d’entreprise préparée delongue date

Depuis 2000, RTE constitue, au sein d’EDF, l’entreprisegestionnaire du réseau public de transport d'électri-cité. RTE, en quatre ans, a su se forger une solide répu-tation de neutralité, garantissant une parfaite égalitéde traitement à tous les utilisateurs du réseau françaisde transport d’électricité.La clarté de sa gestion, la transparence de ses liensavec le reste du groupe EDF, contractualisés sous formede protocoles, constituent aux yeux de tous une appli-cation exemplaire des directives européennes. La loidu 9 août 2004, en accordant à RTE une véritable per-sonnalité morale, lui donne une pleine visibilité.

La loi garantit la neutralité de la nou-velle société

Le titre II, dans l’esprit des directives européennes,souligne l'obligation d'indépendance de RTE vis-à-visdes activités productives et commerciales du groupeEDF. RTE rédigera un code de bonne conduite. Il indi-quera clairement les dispositions prises pour prévenirles risques de pratique discriminatoire en matièred'accès des tiers au réseau. L'application de ce codefera l'objet d'un rapport annuel établi par l’entreprisepour la Commission de régulation de l'énergie (CRE).Chaque année, celle-ci établira un rapport sur le res-pect de ce code de bonne conduite et évaluera l'indé-pendance du gestionnaire de réseau.

Sur les huit titres de la loi,le deuxième est dédié

aux gestionnaires de réseau detransport (GRT) d'électricité

et de gaz. Transposant les directives

européennes, il organisel'indépendance juridique de ces GRT.

La loi du 9 août 2004 réorganise lesecteur électrique et gazier français

Elle transforme les établissements publics EDF et Gazde France en sociétés anonymes (dont l'État conser-vera au minimum 70 % du capital) pour les mettre enposition d’évoluer sur un marché ouvert à la concur-rence. Plus spécifiquement, le texte, dans son titre II,organise la neutralité de gestion des réseaux de trans-port, nécessaire au bon fonctionnement du marché. Illes maintient au sein des groupes EDF ou Gaz deFrance. Dans cet esprit, RTE devient une société à partentière, filiale d'EDF SA.

Plusieurs dispositions garantissentl'indépendance des dirigeants del’entreprise

RTE sera doté des organes exécutifs propres à toutesociété anonyme, sous la forme soit d'une société àconseil d'administration, soit d'une société à conseilde surveillance et directoire. Étant une entreprisepublique, son conseil d'administration, ou son conseilde surveillance, comportera un tiers de représentantsdes salariés, un tiers au plus de représentants del'État nommés par décret, le complément étant com-posé de représentants de ses actionnaires.Toutefois, par dérogation au droit commun des socié-tés anonymes, son directeur général, ou le présidentde son directoire, ne sera nommé par son conseild'administration ou son conseil de surveillancequ’après accord du ministre chargé de l'énergie. Il nepourra être révoqué sans avis motivé préalable de laCRE. De plus, les personnes assurant des activités dedirection au sein de l’entreprise ne pourront exercerdes responsabilités dans les activités de productionou de fourniture d'électricité ou de gaz.

Tous les contrats seront transférés telsquels à la nouvelle société

Il en va ainsi des contrats commerciaux et aussi ducontrat de travail de chaque salarié, avec tous les élé-ments qui le composent (ancienneté, rémunération etavantages sociaux). Les salariés garderont leur statutnational de la branche des Industries électriques etgazières.

Les principales dispositions de la loi

• Le gestionnaire du réseau de transport cessera d’êtreun service d’EDF pour devenir une personne morale àpart entière, sous la forme d’une société anonyme filialedu groupe EDF.

• Son capital restera détenu « par EDF, l’État ou d’autresentreprises ou organismes appartenant au secteurpublic ».

• L’entreprise conservera la mission de l’entretien, del’exploitation et du développement du réseau de trans-port d’électricité.

• Elle deviendra propriétaire de son outil industriel.

• Sa structure juridique sera définie par décret en 2005.





13 JUILLETÉgalité salariale, formation,

recrutement, évolution des

mentalités: un important

accord pour l’égalité entre les

femmes et les hommes de

l’entreprise est signé avec

toutes les organisations

syndicales représentatives.

1ER JUILLETRTE présente aux pouvoirs

publics le bilan de l’accord

2001-2003 « Réseaux

électriques et environnement »

signé avec l’État, et obtient leur

satisfecit. La présentation du

bilan a permis d’examiner les

conditions de renouvellement

de l’accord, dont les

dispositions restent dans

l’attente applicables.

27 FÉVRIERUne chute de neige collante touche

24 lignes haute tension en Bretagne,

dans la région nantaise et en

Normandie. Les équipes lignes

Atlantique et Bretagne se mobilisent

pour réduire les coupures qui n’excé-

deront jamais la demi-journée pour

les 120000 clients finaux touchés.

1ER JUILLETLe marché français de l’électricité s’ouvre à la

concurrence pour plus de 2,5 millions de clients

professionnels, PME et PMI, collectivités. RTE a

préparé cette échéance avec les gestionnaires des

réseaux de distribution auxquels sont raccordés

ces clients et adapté ses outils informatiques.

15 JUILLETLes équipes de RTE participent, avec

celles d’EDF, de LA SNET et d’Électricité

de Strasbourg, à l’exercice national de

crise « canicule » organisé par les

pouvoirs publics sur la base du retour

d’expérience établi par RTE en 2003.

JANVIERLancement du Projet

d’entreprise RTE 2004-2006:

de nouveaux objectifs, de

nouvelles ambitions au

service des utilisateurs du

réseau de transport et pour

le développement du marché

de l’électricité.

Les faits marquants de l’année 2004



23 OCTOBRELa ligne à très haute tension

reliant Amiens et Arras est

inaugurée. Elle sécurise

l’alimentation de la Picardie

et du Nord-Pas-de-Calais.

DÉCEMBRESignature d’un contrat d’assistance

technique pour aider la Serbie à

développer un marché ouvert avec un

gestionnaire de transport d’électricité

indépendant.

17 DÉCEMBREInauguration de ROSE, réseau de

fibres optiques de RTE, en

Bretagne Sud et lancement de

l'offre nationale haut débit de

RTE via sa filiale @rtéria.

NOVEMBRELe Mécanisme d’Ajustement, créé en 2003 pour

équilibrer l’offre et la demande sur le réseau de

RTE en faisant appel aux ressources du marché,

est ouvert à l’Angleterre et à l’Espagne.

12 OCTOBREAndré Merlin est réélu à la présidence

du Forum européen de l’énergie et des

transports, organisme consultatif auprès

de la Direction générale de l’énergie et des

transports de la Commission européenne.9 AOÛTLa loi relative au service public de l'électricité et du

gaz et aux entreprises électriques et gazières est

promulguée. Elle prévoit la constitution de RTE en

société anonyme, filiale d’EDF, et instaure des

dispositifs pour garantir son indépendance.


2004, une année très positive 02RTE a progressé de manière significative sur tous les registres de sonactivité. Son action commerciale recueille des indices de satisfactionen hausse sensible. Son outil a servi sans défaillir une consommationen hausse; il s’est renforcé et s’est développé dans le respect de l’envi-ronnement et dans le dialogue avec les riverains. La sécurité des sala-riés s’est encore améliorée. L’action internationale prend une nouvelleampleur.Les résultats financiers dépassent les objectifs. Cette dynamiqued’entreprise de service public s’inscrit dans un projet d’entreprise2004-2006, connu et partagé par tous les agents de RTE, visant à enfaire le GRT de référence en Europe.


Ligne 400 kV Baixas-Vich (Pyrénées-Orientales)

01 CHAPITRE CLIENTS



Un marché plus ouvert, des clients mieux servis

Une politique commerciale répondant aux attentes de tous les clients

Dans son projet d’entreprise 2004-2006, RTE articule sapolitique autour de cinq priorités.

Bien connaître ses clients dans leur spécificité pourbien les servir dans une approche personnalisée, selonune segmentation judicieuse.

Mesurer leur satisfaction et appréhender leurs atten-tes par des enquêtes, des analyses et en utilisant tou-tes les occasions de contact.

Répondre à leurs attentes par une offre de serviceconnue et partagée dans RTE, centrée sur l’accès auréseau national et aux interconnexions, sur les servi-ces d’équilibre, l’accès à l’information, la formation.

Progresser dans la qualité du geste professionnel et laperformance technique, qu’ils concernent la qualité defourniture, les relations, la gestion des contrats ou lescomptages.

Améliorer le système d’information, outil essentiel desrelations avec les clients, pour déployer de nouveauxservices et moyens de comptage.

L’année 2004 marque des progrès notables sur tous cespoints.

Sur un marché de l’électricité qui a connu en 2004 une nouvelle étape décisive d’ouver-ture à la concurrence, RTE entend répondre aux attentes de tous les acteurs du marchéet fait évoluer ses services. Son ambition : continuer, comme en 2004, à recueillir leursatisfaction et leur confiance.

Attentivement écoutés, les clients marquent leur satisfaction

RTE a mené sa troisième enquête de satisfaction auprèsde ses quatre catégories de clients: industriels, producteurs,distributeurs et sociétés de commercialisation (traders).Objectifs: mesurer, globalement et par offre de service,leur satisfaction ainsi que l’image de l’entreprise.

L’étude 2004, réalisée entre septembre et novembre parl’institut TNS Sofres, repose sur une enquête quantita-tive à partir de 550 interviews téléphoniques et sur uneenquête qualitative via 31 entretiens individuels.Comme en 2001 et 2002, elle a été très bien accueillie :82 % des clients ont accepté de répondre à l’enquêtequantitative (6 points de plus qu’en 2002) et 100 % àl’enquête qualitative.

De façon globale, le taux de satisfaction a fortementprogressé entre 2002 et 2004: près de 95 % de clients sedéclarent satisfaits (+ 5 points), dont 22 % très satisfaits(+ 7 points). L’attitude d’écoute et d’information de RTEest jugée d’autant plus remarquable que l’entreprise esten situation de monopole.

01

01 CHAPITRE CLIENTS


70 %du marché français de l’électricité, ouvert à la concurrence depuis le 1er juillet 2004

très satisfaits

satisfaits

Plutôt pas satisfait

Pas du tout satisfait

Niveau de satisfaction par catégorie de clients

Producteurs Consommateurs Traders Distributeurs

24 % 23 % 13 %

3 %

1 %

8 %

16 %

21 %

3 %

76 % 72 % 69 % 71 %

La qualité de la relation progresse encore, notammentpour les clients industriels qui apprécient la disponibi-lité de leurs interlocuteurs et les performances globa-les des services rendus dans le cadre de leur contratd’accès. La satisfaction des producteurs augmente sur-tout pour la stabilisation du dispositif contractuel quioffre plus de lisibilité. Les traders sont sensibles àl’amélioration de l’information, en particulier sur lesite Internet, et au rôle de RTE en Europe pour amélio-rer l’accès aux interconnexions. La satisfaction des dis-tributeurs reste stable par rapport à 2002.

L’image de RTE continue d’évoluer positivement. Sesvaleurs d’indépendance, de respect de la confidentia-lité, d’égalité de traitement et ses capacités d’écoutesont reconnues par ses clients, qui lui marquent ainsileur confiance.

À la rencontre des clients

RTE est allé au-devant de ses clients en organisant desforums régionaux et nationaux. Il a notamment proposéà tous ses clients industriels des réunions d’informationsur l’actualité du secteur électrique et les évolutions deses services. Avec les traders, fournisseurs et intermédiai-res, il a tenu des réunions d’information et d’échangessur les évolutions des services d’équilibre (mécanismed’ajustement, responsable d’équilibre) et d’accès auxinterconnexions. Les forts taux de participation et lehaut niveau de satisfaction vis-à-vis de ces réunionsd’information et d’échanges attestent l’intérêt porté àces rencontres par tous les clients de RTE.

La concertation s’est également poursuivie dans lecadre du CURTE (Comité des utilisateurs du réseau detransport d’électricité) et des commissions associées :Fonctionnement du mécanisme d’ajustement, Accèsaux interconnexions, Référentiel technique pour leraccordement.

Les équipes commerciales ont été très présentesauprès des clients, lors des événements sociaux quiont fortement perturbé l’alimentation de nombreuxsites en juin 2004. Cette proximité, qui a aidé à sur-monter des difficultés, a été soulignée par plusieursclients lors des entretiens qualitatifs de l’enquête : « Je pense que c’est quelque chose de courageux et quia été très bien perçu. »


RTE a facilité l’ouverture du marchéaux clients professionnels

L’année 2004 a été marquée par l’ouverture du marchéfrançais de l’électricité à plus de 2,5 millions de clientsprofessionnels, PME, PMI et collectivités territoriales.70 % du marché est désormais ouvert à la concurrence.Pour maîtriser ce changement très important, RTE aadapté son système d’information et automatisé leséchanges d’information avec les gestionnaires deréseaux de distribution, afin de garantir la robustessede son mécanisme de règlement des écarts. Le nou-veau système a été présenté en détail aux 160 ELD etaux fédérations qui les représentent lors de six forumsrégionaux. Un comité de gouvernance associant distribu-teurs et responsables d’équilibre a aussi été créé. Ilconduira le retour d’expérience du dispositif et défi-nira ses évolutions.

Pour assurer l’intégration de ces nouveaux clients éligi-bles, RTE a adapté le dispositif de responsables d’équilibreen mettant en place une nouvelle organisation avec lesdistributeurs. Par ce dispositif, clé de voûte du marchéde l’électricité, les acteurs mutualisent les risquesfinanciers liés à leurs écarts entre approvisionnementet consommation. Les responsables d’équilibre peuventdésormais intégrer dans leur périmètre les sites detous ces nouveaux clients éligibles, dont la consom-mation est en grande partie estimée par profilage.Les données issues des profilages sont recalées a poste-riori par comparaison aux livraisons physiques effectivesaux 2128 postes sources.

Interconnection France-Angleterre, poste de transformation électrique. Site des Mandarinsà Bonningues-lès-Calais (Pas-de-Calais).

Une année clé pour le développement des services

En 2004, RTE a consolidé le mécanisme d’ajustementcréé en 2003 et contribué à la réussite de la nouvelleétape d’ouverture du marché en France.

Le mécanisme d’ajustement est renforcé

Mis en place le 1er avril 2003, le mécanisme d’ajuste-ment est un outil de marché avec lequel RTE disposede réserves de puissance mobilisables dès que se pro-duit un déséquilibre entre l'offre et la demande.Participent à ce mécanisme des producteurs quioffrent leur souplesse de production, de grandsconsommateurs prêts à diminuer leur consommationainsi que des producteurs situés hors de France(Suisse, Espagne et Royaume-Uni) pour des échangesaux frontières. Au 31 décembre 2004, 18 acteurs d’ajus-tement étaient déclarés et le volume d’ajustementappelé par RTE avait atteint 12 TWh (7,8 TWh à labaisse et 4,2 TWh à la hausse).

Ce mécanisme a montré sa robustesse face aux aléas.RTE l’a perfectionné en s’appuyant sur une concerta-tion renforcée au sein de la commission de Fonction-nement du mécanisme d’ajustement, qui réunit tousles acteurs impliqués, et en tirant les conclusions destravaux des 5 sous-groupes de cette commission, pilo-tés chacun par un de ces acteurs (EDF, SNET, Electrabel,Total et UEM). C’est ainsi qu’un nouveau guichet pourla soumission des offres a été créé à minuit et que leguichet J-1 de 20 heures a été déplacé à 21 heures, afind’offrir aux acteurs davantage de temps pour réévaluerleurs périmètres et redimensionner leurs programmes.Deux plages de prix supplémentaires pour les offresont également été créées. Les six plages ainsi réamé-nagées correspondent mieux aux variations journaliè-res des prix du marché.

De plus, en complément de l’ouverture de la frontièresuisse, le mécanisme d’ajustement s’est élargi auxfrontières avec la Grande-Bretagne et l’Espagne.

Toutes ces améliorations ont contribué à une baisse ducoût des écarts négatifs et à une stabilisation desécarts positifs pour tous les acteurs du marché.

01 CHAPITRE CLIENTS


De nouvelles facilités d’accès aux interconnexions

Après avoir créé de nouveaux services sur la liaisonFrance-Angleterre, RTE a modifié fin 2004 et mis en placele 1er janvier 2005, les modalités d’accès à l’intercon-nexion italienne, en coopération avec les autorités derégulation des deux pays, la CRE et l’AEEG, ainsi qu’avecson homologue italien GRTN. Le mécanisme d'allocationde la capacité mis en place par RTE du côté français, pourla moitié de la capacité totale disponible, repose sur unmécanisme d’enchère explicite.

RTE a aussi complété l’éventail de ses services en organi-sant pour ses clients traders deux sessions d’informationde deux jours sur la gestion des interconnexions.

Son site web s’est particulièrement étoffé, avec desinformations et des explications sur les interconnexions,les coûts de congestion et les différentes méthodes d’al-location.

Des données enrichies et plus facilement accessibles

Le service Data@rte s’est enrichi de nouvelles fonctionna-lités. Les clients industriels, distributeurs et producteurspeuvent, pour chacun de leurs sites, accéder à leurs courbesde charge journalière, à leurs consommations ajustées etaux paramètres de leur facture. Les distributeurs y trouventles informations pour reconstituer leurs flux. Data@rteinforme sur la position prévisionnelle de chaque respon-sable d’équilibre.Le comptage progresse également. RTE entend déployerun palier technique dont l’architecture standard estsimilaire à celle qui est utilisée à l’international pourles clients importants, avec deux compteurs redon-dants télérelevables. Ce déploiement ne peut cepen-dant se faire que dans le cadre d’un accompagnementdes clients afin que le service rendu ne soit pas altéré.La télérelève par les clients finaux nécessitant parexemple l’acquisition de logiciels spécifiques, RTE aélaboré une solution facilitant l’accès aux données àdistance à partir d’un PC : CLIP (Contrôleur local surInternet protocole).

Face au vieillissement de certains matériels de comp-tage, RTE souhaite engager un programme de renou-vellement notamment pour les clients industriels,chez qui seront installés des comptages répondant auxspécifications les plus récentes. Offrant des donnéesplus fiables, ce renouvellement sera mené en concer-tation avec chaque client concerné afin de tenircompte de ses contraintes.

Par ailleurs, tout en s’attachant à garantir le fonction-nement de l’actuel système de mesure de la qualité,RTE a étudié de nouvelles solutions et choisi un sys-tème standard, disponible sur le marché. Expérimentédans deux régions en 2004, il devrait être déployé en2005 pour les clients qui ont souscrit un contrat qua-lité avec engagement sur les creux de tension, avantd’être étendu progressivement à tous les autres.

180 TWh,c’est, le volume échangé

entre responsables d’équilibre. Il augmente de 36 % par rapport à 2003et le nombre de responsables d’équilibre

est passé de 71 à 79.


CHAPITRE CLIENTS 01

Une croissance de la consommation française d’électri-cité, un marché européen plus fluide

La consommation intérieure française d’électricité aprogressé de 2,2 % en 2004 pour atteindre 477,2 TWh,soit 10,4 TWh de plus qu’en 2003. Corrigée des aléasclimatiques et de l’effet année bissextile, la consom-mation intérieure française d’électricité affiche unecroissance de +1,7 % par rapport à 2003, confirmant latendance observée depuis plusieurs années.

La hausse réelle des consommations est très sensible(+ 2,7 %) pour les clients raccordés aux réseaux de dis-tribution (clientèle domestique, PME, PMI). Mais lareprise de la demande des grands industriels est elleaussi notable (+1,9 %), d’autant plus qu’elle est homo-gène, contrairement à 2003, où la croissance observéene concernait que le secteur énergie, les autres sec-teurs étant en recul.

La somme des échanges contractuels transfrontaliersaugmente de près de 5 % pour atteindre 119 TWh,traduisant la vitalité accrue du marché européen del’électricité. Le niveau des exportations se maintientpar rapport à 2003, tandis que l’on observe une haussesensible des importations (+ 20 %). Le volume de ces échan-ges augmente notamment avec l’Angleterre (+ 2 TWh),l’Espagne (+ 0,9 TWh) et les autres pays voisins (+ 2,6 TWh).La production française d’électricité affiche une hausse de1,1 % (+ 6,1 TWh) en 2004.

Les études prospectives sur l’équilibre entre l’offre etla demande d’électricité réalisées en 2003 par RTE pourson bilan prévisionnel révélaient un risque croissantde situations d'insuffisance de l'offre d'électricité, sur-tout lors des pics hivernaux de consommation. Cesétudes montraient que la mise en service de capacitésnouvelles de production, pour satisfaire la demande depointe, serait donc nécessaire dès 2008. Les résultatsde 2004 relatifs à la croissance de la consommationd’électricité en France ne font que conforter ce diag-nostic. RTE prépare un nouveau bilan prévisionnel etle présentera aux pouvoirs publics au cours du pre-mier semestre 2005.

L’augmentation des échanges d’énergie aux intercon-nexions, pour l’importation comme pour l’exportation,montre le dynamisme du marché européen. De même,le marché de gros français enregistre une activité sou-tenue dont témoignent l’importance des échanges deblocs d’énergie entre responsables d’équilibre et lacroissance constante des transactions sur la boursefrançaise de l’électricité, Powernext. Les outils de mar-ché et les services développés par RTE ont largementcontribué à ce dynamisme.

Milliards de kWh 2001 2002 2003 2004*

Énergie soutirée en France 431,2 432,5 449,7 459,8(y compris pertes et énergie soutirée pour le pompage)

Solde exportateur 68,2 77,0 66,1 61,9

Énergie produite en France 499,4 509,5 515,8 521,7

* Chiffres provisoires.

Bilan simplifié des flux énergétiques sur le réseau de RTE

02 CHAPITRE OUTIL INDUSTRIEL

Poste de transformation électrique de Lingostièreà Nice.



Une démarche axée sur la sûreté du système et l’optimisation des moyens

Dans son projet d’entreprise 2004-2006, RTE retientplusieurs priorités pour la maîtrise de son outil indus-triel. Il entend notamment parfaire la connaissance deson patrimoine pour mieux l'exploiter. Le projet metaussi l’accent sur l’amélioration de la sûreté du sys-tème et de la sécurité des hommes. Il marque lavolonté d’accroître la performance globale du réseaupar une maintenance plus efficace et par un dévelop-pement qui respecte l’environnement et s'appuie surun dialogue renforcé avec les parties prenantes.Il compte sur le retour d’expérience, le partage desmeilleures pratiques et l’utilisation des technologiesde l’information et de la communication pour amélio-rer encore l’exploitation et la maintenance.

Un patrimoine bien inventorié

Pour accroître la qualité de l'exploitation, RTE consolidela description de ses ouvrages et de leur environne-ment et la rend consultable à tout moment par leséquipes d’exploitation. Les bases de données décrivantce patrimoine technique ont été précisées et complétées.En outre, une équipe de projet est mobilisée sur unnouveau programme, « Outil industriel », destiné à faireévoluer la description du patrimoine: il contribuera auchoix des outils informatiques qui, d'ici deux ans, rem-placeront ou compléteront les outils actuels pourmieux prendre en compte les exigences de la gestionet de l'exploitation.

Un outil industriel robuste et performant

Centre névralgique de la continuité d’alimentation électrique du pays, le réseau de trans-port d’électricité français a assuré sa mission sans incident majeur, dans un contexte decroissance de la consommation et des échanges. Pour garantir à ses clients un service dequalité, RTE renforce la performance économique de son outil industriel et sa sûreté.

02



Une maintenance et une exploitation optimisées

RTE a poursuivi la réduction des coûts de mainte-nance, tout en conservant un bon niveau de sûreté etde qualité de service.L’Optimisation de la maintenance par la fiabilité (OMF),déjà mise en œuvre sur les matériels des postes, a étédéployée sur les lignes aériennes ; les principes del'OMF ont également été définis et leur mise en œuvrea débuté pour les lignes souterraines avec un objectifd’économies de 15 %. RTE a aussi complété la défini-tion de ses politiques de renouvellement de matérielhaute tension et de maintenance des installationsdans un souci constant de maîtrise des coûts etd'amélioration des performances.

Le programme de mise en place des nouvelles maillesd'exploitation, les « groupements de postes », s’estpoursuivi avec l’installation de 12 nouveaux pupitresPEXI d’exploitation informatisés. 75 PEXI sont en ser-vice et 65 groupements de postes fonctionnent selon lanouvelle organisation. Un retour d’expérience nationala été organisé pour les groupements de postes recon-figurés depuis plus d’un an.

S’appuyant sur le retour d’expérience, RTE a revu lapolitique de traitement de certaines situations d'inci-dent de façon à favoriser une prise de décision au plusprès du terrain pour une remise en service rapide, entoute sécurité.

Une logistique réorganisée et moins coûteuse

La logistique industrielle a été réorganisée pour enaméliorer l’efficacité opérationnelle et économique.Elle passe d’une logique de stocks à une logique deflux tout en respectant les délais de service pour cha-que type de matériel. Les stocks ont été ordonnés etredimensionnés en distinguant les stocks destinés auxchantiers programmés, dépendant du service achat etlocalisés chez les fournisseurs, des stocks de sécuritépour les dépannages, relevant des unités opérationnel-les. Les modalités d’approvisionnement ont été préci-sées et le système d’information modifié pour traitertoute la chaîne de la logistique industrielle. Ainsi, unmodule informatique optimise les niveaux de stocks,dont la valeur est passée de 250 M€ à 120 M€. Cetteréduction a entraîné un gain annuel d'exploitation de8 M€ et le nombre des références est passé de 23000 à8 000. Un premier retour d’expérience a identifié fin2004 les actions de progrès encore nécessaires.

Un réseau sécurisé

RTE a tiré toutes les leçons des tempêtes de décem-bre 1999 tant pour ses équipements que pour son orga-nisation. Il a engagé un programme de 1700 M€ sur 15ans pour renforcer la tenue mécanique du réseau. Déjà3 400 pylônes anticascade étaient implantés fin 2004.Avec des partenaires spécialisés et en s'appuyant surdes techniques innovantes et économiques, RTE ren-force la tenue des fondations des pylônes.

Les groupes d’intervention prioritaires (GIP) créés enrégions pour les réparations urgentes, conformément àl’organisation de crise de RTE, s’entraînent régulière-ment et RTE peut, en 24 heures, mobiliser 600 de sesagents et 1000 agents d’entreprises prestataires.Pour les travaux de sécurisation, deux nouvelles techni-ques ont été mises au point pour limiter l’indisponibilitédes ouvrages. La première a été testée lors de l’installationde 6 pylônes anticascade sur la ligne THT Baixas-Gaudière,liaison essentielle d’interconnexion entre la France etl’Espagne et principale source d’alimentation de la région:elle utilise, en relais, la ligne provisoire de dépannage400 kV développée avec la société américaine Lindsey.La seconde, plus simple et moins coûteuse, a été élaboréeen interne et expérimentée sur la ligne Granzay-Jumeaux:elle consiste à installer dans un pylône à sécuriser une« béquille » métallique provisoire qui permet de procéderaux travaux sans mettre la ligne totalement hors ten-sion.

Après la canicule exceptionnelle de l’été 2003 ayant conduit à une

situation très tendue pour l'équilibre offre/demande,

RTE a élaboré un plan qui prévoit notamment

des exercices de crise réguliers. Le 15 juillet 2004, RTE,

EDF, LA SNET et Électricité de Strasbourg

participaient à un exercice organisé avec les pouvoirs

publics : près de 250 personnes et 39 cellules de crise

mobilisées dans la France entière, ont contribué au

succès de cet exercice.


CHAPITRE OUTIL INDUSTRIEL 02



Une végétation bien maîtriséeaux abords des lignes

La sécurité du réseau passe aussi par la prévention deschutes d’arbres sur les lignes électriques et par lemaintien de tranchées forestières bien dimensionnéesà leur voisinage. Près d’un tiers du réseau de transporttraverse des forêts et RTE consacre chaque année20 M€ à l’entretien des tranchées forestières et à l'éla-gage. À l’aide d'outils informatiques s’appuyant surdes modèles de pousse des végétaux, les équipes pla-nifient les chantiers d'élagage à réaliser en y affectantles priorités nécessaires.Pour l’élagage, RTE a testé une nouvelle machine quiévite d’abattre des arbres de haute futaie au voisinagedes ouvrages, ce qui permet de laisser la ligne en ser-vice durant l’intervention et une réduction notable ducoût de revient.

Après appel d’offres,RTE a confié la réalisation clefs en main

de la liaison 63 kV (Plouay-Locmalo en Bretagne)

à Pirelli qui recourt à une technique innovante

de tirage de câbles, réduisant de moitié

le nombre de jonctions, donc les coûts.

Les fibres optiquespour des télécommunications sécurisées

Pour renforcer la sûreté d’exploitation, RTE transfèreses télécommunications de sécurité sur un réseau decâbles à fibres optiques : c'est l’objet du programmeROSE, Réseau optique de sécurité. D’ici 2009, 9000 kilo-mètres de câbles optiques s’ajouteront aux 4000 kilo-mètres déjà en service. Pour donner le coup d’envoi duprogramme dans le Grand Ouest, RTE a choisi la ligne400 kV qui relie Nantes à Brest.En moins de trois mois, près de 400 km de fibres opti-ques ont été déployés: 200 intervenants répartis en 12équipes ont utilisé une quarantaine de grues, des héli-coptères, des nacelles et des robots télécommandésinnovants avec, pour priorités absolues, la sécurité, lamaîtrise des coûts et des délais, le respect de l’environ-nement.

RTE renouvelle aussi les moyens radio utilisés pour les liaisons internes en période de crise. Une solutionsimple et peu coûteuse, associant liaisons par satelliteet liaisons locales par talkies-walkies, a été expérimen-tée avec succès et sera généralisée en 2005.



Un réseau développé pour répondre aux besoins

Le développement du réseau répond à la croissance dela consommation électrique française et renforce larésistance aux aléas susceptibles de conduire à desblack-out. Il accompagne aussi le développement denouveaux moyens de production et contribue à l’essordes échanges d’électricité en Europe.

Plusieurs projets ont abouti durant l’année. Après plu-sieurs années de procédures, concertations et travaux,le dernier tronçon de la l igne aérienne 400 kVArgœuves-Chevalet-Gavrelle reliant Amiens à Arras aété mis en service. Cet axe à deux circuits, qui rem-place une ligne à un circuit, sécurise l’alimentationélectrique des régions Picardie et Nord-Pas-de-Calais.

Dans le Nord, les travaux pour augmenter de 1500 MWla capacité de l’interconnexion avec la Belgique ont étéengagés.

Dans l’Ouest, afin de lever les contraintes de tensiondues au déficit de production de la Bretagne, qui neproduit que 5 % de sa consommation, RTE a mis enservice quatorze condensateurs haute tension. Cetinvestissement, qui permet d’exploiter le réseau aumaximum de ses possibilités, a prouvé son efficacitédès cet hiver, lors d'une période de très forte consom-mation. En 2005, deux compensateurs statiques depuissance réactive compléteront le dispositif.

À Paris, en région lyonnaise et en Artois, la mise enservice de 3 nouveaux postes 225 kV est venue renfor-cer la sécurité d’alimentation.



Depuis 1999, le projet de remplacement de la ligne400 kV entre Lyon et Chambéry a été soumis à laconcertation et à un débat public. Préparé avec les éluset associations sous l’égide de la préfecture de l'Isèreentre mars 2003 et avril 2004, le dossier de demandede DUP propose de créer une ligne 400 kV à 2 circuitsentre les postes du Chaffard à l'est de Lyon, et deGrande-Ile au sud de Chambéry, puis de déposer l’ac-tuelle ligne 400 kV à 1 circuit. Ce projet, qui garantiral’alimentation électrique de la région Rhône-Alpes etpermettra d’utiliser pleinement la production hydrau-lique, s'accompagne de la dépose de plus de 84 km delignes 400 kV et 63 kV ainsi que de l'enfouissement de3 km de ligne 63 kV.

L’alimentation électrique du futur TGV Est a aussidonné lieu à de larges concertations avec les éluslocaux, les représentants agricoles, les associations etles services de l'État, en particulier pour les projets deraccordement électrique des sous-stations ferroviairesde Cuperly et Rêle au réseau 225 kV et de celle dePenchard au réseau 400 kV.

@rteria : le haut débit à portée de tous

La capacité de transmission disponible sur les câblesoptiques du réseau de RTE peut contribuer à réduire lesinégalités dans l’accès au haut débit. Sa filiale @rteria, créée fin 2002, a pour mission de valoriser cescapacités pour le service de tous ; elle propose descontrats de longue durée aux collectivités territoriales,opérateurs de télécommunications ou industriels. Les 250000 pylônes de RTE peuvent en outre accueillir deséquipements radioélectriques de type GSM, UMTS, etc.,connectables à la fibre optique. Un progrès dans larésorption des « zones blanches » de téléphonie mobileet des « zones grises » d’accès à Internet. Ces solutionspeuvent être combinées pour créer des réseaux locaux.Plusieurs réalisations ont déjà vu le jour, dans la Loire, laManche, le Maine-et-Loire ou l’Oise, et de nombreuxchantiers sont prévus en 2005 dans l’Hérault, le Loiret,les Pyrénées-Atlantiques et la région Alsace notamment.

La concertation à la base de tous les projets

Plusieurs projets ayant fait l’objet de débats publics cesdernières années sont parvenus en 2004 au stade del’enquête publique. Le projet de renforcement de l’ali-mentation de Cahors, remodelé après le débat publicde 2002, a obtenu la Déclaration d’utilité publique (DUP).Dans le Sud, l’enquête publique pour le projet de ligne400 kV Boutre-Broc-Carros, s’est déroulée fin 2004 dans27 communes des Alpes-de-Haute-Provence, du Var etdes Alpes-Maritimes. Cet ouvrage, d'un montantestimé à 180 M€, sécurisera l’approvisionnement élec-trique de la région PACA. La concertation a sensible-ment fait évoluer le projet : 100 km de lignes neuves400 kV remplaceront 170 km de l ignes 150 et 225 kV, 210 pylônes seront construits et 430 déposés.Le tracé du projet a été amélioré par rapport à celuides lignes actuelles, avec une recherche d’intégrationmaximale de l’ouvrage dans l’environnement. Associéà la ligne, un programme de maîtrise de demanded’électricité sur l’est de la région PACA a été lancé.

La ligne Amiens-Arras en chiffres:70 km de lignes très haute tension

67 km de lignes THT et HT démontées

48 communes traversées

80 millions d’euros



Mise en œuvre d’une ligne provisoire400 kV à Camplong d’Aude (Aude)



Les nouvelles infrastructures en 2004

En 2004, 12 nouveaux postes ont été raccordés au réseau de RTE: 3 postes en 225 kV

• Avesnes-le-Comte (Pas-de-Calais), Berthollet (Val-de-Marne), postes sources• Cailloux-sur-Fontaines (Rhône), poste transport

2 postes en 90 kV • Darse (Seine-Maritime), pour le raccordement d’un client• Goulaine (Loire-Atlantique), poste source

7 postes en 63 kV• Eysselle (Bouches-du-Rhône), poste transport • Les Guignons (Aube), Langley (Vosges), Laneuvelotte (Meurthe-et-Moselle), Montjoyer (Drôme), Moyenmoutier(Vosges), Quatre-Croix (Loiret), pour le raccordement de clients.

14 condensateurs ont été mis en service dans les régions Bretagne et Pays-de-Loire, pour une puissance totale de442,2 MVAR, afin de lever les contraintes de tenue de tension sur le réseau Ouest.

Principales lignes mises en service en 2004

437 km de circuits neufs ou renouvelés ont été mis enservice sur le réseau de RTE en 2004, se répartissantcomme suit : 147 km en 63 kV, 148 km en 90 kV, 56 kmen 225 kV et 86 km en 400 kV.

En très haute tension - 400 kV• Les lignes aériennes Argœuves-Chevalet 1 et 2, d’unelongueur de 45 km, en remplacement de la précédenteligne à un circuit, pour répondre aux besoins de qualitéet de sécurité d’alimentation de la Somme et du Pas-de-Calais (août).La mise en service des lignes aériennes Chevalet-Gavrelle 1 et 2 avait été effectuée en octobre 2003.

En très haute tension - 225 kV• Le raccordement du poste d’Avesnes-le-Comte enpiquage sur la ligne aérienne Amiens-Montcroisetteafin d’améliorer la qualité d’alimentation et répondreaux perspectives de développement de la région dusud-ouest d’Arras (juillet)• L’entrée en coupure du câble Alésia-Chevilly au postede Berthollet et le câble Berthollet-Crétaine, au total 5,1 km, pour remplacer le réseau 63 kV vétuste de lazone Arcueil-Chevilly dans le Val-de-Marne (juillet, aoûtet septembre)• La reconstruction partielle des lignes aérosouterrainesreliant Montpellier à Peyrou, sur 2,8 km, dans le cadredes travaux préparatoires à la création du futur poste225 kV de Saumade pour résoudre les contraintes élec-triques de cette zone dans l’Hérault (juillet, octobre)• La ligne aérienne Rolampont-dérivation Pont-la-Ville,en Haute-Marne, après changement des conducteurssur 35,1 km (août)

• La ligne aérienne La Boisse-Cailloux-sur-Fontaines,d’une longueur de 10,6 km, et la reconstruction partiellede la ligne aérienne La Boisse-Les Meunières sur 1,8 km,dans le cadre du renforcement de l’alimentation de lazone nord de Lyon (décembre)

En haute tension - 90 et 63 kV• La liaison souterraine 63 kV Courtenay-Quatre-Croix,1 km, pour le raccordement d’un client dans le Loiret(février)• La ligne aérienne 63 kV Bezaumont-Millery 2 et lareconstruction partielle de la ligne aérienne 63 kVAvrima-Bezaumont, au total 0,9 km pour une dépose de13,4 km, dans le cadre de la restructuration du réseaulocal en Meurthe-et-Moselle (février)• La liaison souterraine 90 kV Darse-Port-Jérôme, 0,4 km,pour le raccordement d’un client en Seine-Maritime(avril)• La liaison souterraine 63 kV Petit Bernard-Romelet,4 km, pour l’alimentation de l’agglomération dijonnaise(avril)• La ligne aérienne 63 kV Gerstheim-Rhinau, 15 km, enremplacement de la ligne existante obsolète dans leBas-Rhin (juin)• La reconstruction partielle de la ligne aérienne 63 kVMouthier-Pontarlier, au total 4,4 km dont 1,2 km en sou-terrain, dans le Doubs (juin)• La liaison souterraine 90 kV Aytre-Les Minimes,7,1 km, pour assurer la garantie de l’alimentation duposte source Les Minimes en Charente-Maritime(juillet)• Le raccordement du poste 90 kV de Goulaine depuis leposte de Vertou, par une liaison souterraine 90 kV de4,2 km, dans le cadre de l’évolution de la zone Vertou-Lion d’Or en Loire-Atlantique (juillet)



• Les liaisons souterraines 63 kV Colomiers-Leguevin 1et 2, au total 18 km, en remplacement des lignes aérien-nes existantes et pour améliorer la sécurité d’alimenta-tion de l’agglomération toulousaine (juillet et août)• La ligne aérosouterraine 63 kV Le Chaffard-Jallieu,17,2 km, et la reconstruction partielle des lignes aériennes63 kV Le Chaffard-Isle d’Abeau et Aoste-Isle d’Abeau, sur4,4 km, pour maintenir et améliorer la qualité d’alimen-tation de la zone de Bourgoin-Jallieu dans l’Isère (août)• La reconstruction partielle des lignes aériennes 63 kVLes Ancizes-Les Fades et Queuille-dérivation Montfermy,sur 3 km, dans le Puy-de-Dôme (août)• La ligne aérosouterraine 90 kV Chabanais-Loubert,après reconstruction de 10,7 km, en Charente (août)• La reconstruction partielle de la ligne aérienne 90 kVFléac-Rabion 2, sur 1,5 km, en Charente (septembre)• La ligne aérienne 90 kV Aube-Vimoutiers, dans l’Orne,après changement des conducteurs sur 33,3 km (septembre)• La ligne aérienne 90 kV Aubigné-Doué-La-Fontaine-Distré, reconstruite en double terne sur une longueurtotale de 35,6 km, et la l igne aérienne 90 kVBlanchardière-Chemillé, au total 7,9 km, dans le cadredu renouvellement et du renforcement du réseau 90 kValimentant le sud du Maine-et-Loire (septembre, novembre)• La ligne aérienne 63 kV Rostrenen-St-Nicolas, 18 km,pour le renouvellement du réseau 63 kV de cette zonedans les Côtes-d’Armor (septembre)• La ligne aérosouterraine 63 kV Essey-Laneuvelotte-Laneuveville, au total 0,5 km, pour le raccordement d’unclient en Meurthe-et-Moselle (septembre)• La ligne aérosouterraine 63 kV Carquefou-Lion d’Or,après construction de 6,3 km en souterrain, et l’entrée encoupure au poste de St-Joseph de la ligne aérienne 63 kVBlottereau-Gesvres, pour la garantie d’alimentation duposte de Carquefou en Loire-Atlantique (septembre)• L’entrée en coupure au poste 63 kV de Saint-Privat-desVieux de la ligne aérosouterraine 63 kV Brouzen-Viradel,au total 6,1 km, dans le Gard (septembre)

• Le raccordement du poste 63 kV Les Guignons, enpiquage sur la ligne aérienne 63 kV Barbuise-Nogent-sur-Seine, au total 3,2 km, pour l’alimentation d’unclient dans l’Aube (octobre)• L’entrée en coupure au poste 63 kV de Cailloux-sur-Fontaines de la ligne aérienne 63 kV Genay-Quincieux,au total 13,2 km, et la mise en service de la ligne aéro-souterraine 63 kV La Boisse-Cailloux-sur-Fontainesd’une longueur totale de 10,9 km, dans le cadre du ren-forcement de l’alimentation de la zone nord de Lyon (octobre, décembre)• L’entrée en coupure au poste 63 kV de Montjoyer de laligne aérienne 63 kV Châteauneuf-du-Rhône-Fugerolles,pour le raccordement d’un producteur éolien dans laDrôme (octobre)• L’entrée en coupure au poste 63 kV d’Eysselle de laligne aérienne 63 kV Port-Saint-Louis-du-Rhône-Salinsde Giraud, pour le raccordement d’un producteur éoliendans les Bouches-du-Rhône (octobre)• Les liaisons souterraines 63 kV Etival-Moyenmoutier 1et 2, au total 0,6 km, pour le raccordement d’une sous-station SNCF dans les Vosges (novembre)• Les liaisons souterraines 63 kV Langley-Vincey 1 et 2,pour le raccordement d’une sous-station SNCF dans lesVosges (novembre)• La reconstruction partielle de la ligne aérienne 90 kVLa Corbière-La Roseraie-dérivation Juigné-sur-Loire, sur7,6 km, dans le Maine-et-Loire (novembre)• L’enfouissement de la ligne aérienne 90 kV Cognac-Nicerie sur 3,3 km, pour le renforcement de l’alimenta-tion de la zone de Cognac (décembre)

Poste de transformation électriquearchitecturé et paysager du Bouscat (Gironde)


03 CHAPITRE ENVIRONNEMENT

Nichée de cigognes en haut d’un pylône,sur la ligne 225 kV Livière-Saint-Vincent(Languedoc-Roussillon).


Une politique pour l’environnement

RTE a engagé en 2001 une politique environnementalerésolue, qui dépasse le simple respect de la réglemen-tation et s’organise autour de quatre axes : le respectdes milieux naturels et des paysages, le renforcementde la concertation, la promotion d’actions de R&D,l’obtention de la certification environnementale 14001.Cette certification a été décernée à RTE fin 2002 parl’Association française pour l’assurance de la qualité(AFAQ), après l’audit réalisé dans deux régions pilotes.Elle a été étendue avec succès à toutes les régions en 2004.

L’accord Réseaux électriques et Environnement 2001-2003 :des engagements tenus

RTE a présenté le 1er juillet 2004 aux pouvoirs publicsle bilan de l’accord Réseaux électriques et Environne-ment 2001-2003 et obtenu leur satisfecit. Signé avecl’État, l’accord formalise les engagements de RTE pourmieux insérer ses réseaux dans l’environnement etparvenir par la concertation à des solutions partagées.La présentation du bilan a permis d’examiner lesconditions de renouvellement de l’accord, dont les dis-positions restent, dans l’attente, applicables.

Dans le cadre de cet accord, RTE s’était engagé à nepas augmenter la longueur du réseau aérien et àenfouir 25 % des nouvelles lignes haute tension (HT).Engagements tenus, voire dépassés : entre 2001et 2003, le réseau aérien a diminué de 512 km et 28,5 %des nouvelles lignes HT ont été réalisées en techniquesouterraine.

L’environnement respecté, dans le dialogue

Le réseau électrique transporte d’énormes quantités d’énergie sans émettre de pollution.De plus, en mutualisant les installations de production, il en limite le nombre et réduit lerecours à des moyens de pointe, souvent polluants. RTE s’attache à réduire ses impactssur l’environnement, en particulier sur les paysages et l’avifaune.

03

95 %des sollicitations reçues en 2004

par les équipes de RTE ont reçu

une réponse en moins de 30 jours



Des partenariats renforcés

Pour promouvoir et partager les actions de progrès,RTE développe ses partenariats avec toutes les partiesprenantes : industriels du secteur, pouvoirs publics,associations de préservation de l’environnement.RTE a ainsi conclu en 2004 avec GIMELEC, Groupementdes industries de l'équipement électrique, l’ADEME etle ministère de l’Environnement et du Développementdurable, un accord sur la maîtrise des émissionsd’hexafluorure de soufre (SF6), un gaz à effet de serreutilisé comme isolant dans les disjoncteurs et les pos-tes sous enveloppe métallique. Cet accord reprendl’objectif de ramener en 2010 les émissions de SF6 dusecteur électrique à leur niveau de 1995.

En 2004, la longueur du réseau aérien a diminué de51 km*, et 26,5 % des nouvelles lignes HT ont étéconstruites en technique souterraine. Pour limiter lacréation de nouveaux ouvrages, RTE a optimisé leréseau existant et réduit les congestions avec, parexemple, deux dispositifs de régulation des flux auxpostes de La Rance (Ille-et-Vilaine) en 2001 et de LaPraz (Savoie) en 2002.Le renforcement de la concertation était aussi un axefort de l’accord. En 2003, avec le concours des acteurslocaux, RTE a élaboré, dans chaque région administra-tive, le premier schéma de développement du réseaude transport et en a présenté la synthèse nationaleaux pouvoirs publics. Par ailleurs, trois débats publicsont été organisés entre 2001 et 2003 pour l’alimenta-tion du Lot et les projets des liaisons Lyon-Chambéryet France-Espagne. L’accord aménage aussi un disposi-tif financier, le Programme d’accompagnement desprojets (PAP), mobilisable pour des mesures esthéti-ques ou en faveur du développement durable: fin 2003,une cinquantaine de programmes étaient en cours. En2004, 92 % des autorisations de passage nécessaires àla réalisation des projets ont résulté d’accords amiables.L’engagement de RTE s’est également traduit par lamise en place d’un Système de management environ-nemental, qui a conduit à la certification ISO 14001, etpar les actions de R&D sur les câbles souterrains et leschamps électromagnétiques.

Investissements annuels liés à la mise en œuvre des mesuresprévues par l’accord « Réseaux électriques et Environnement »

En millions d’euros 2001 2002 2003 2004

Mesures de réduction d’impact 19,0 56,5 29,8 10,6

Liaisons aériennes (pylônes particuliers, avifaune etc.) 5,1 6,4 20,9 2,9

Liaisons souterraines (surcoût par rapport à l’aérien) 3,6 23,5 2,9 5,8

Postes (aménagements paysagers) 10,3 26,6 6,0 1,9

Mesures de compensations sur d’autres réseaux 14,4 16,2 20,3 10,0

Dépose THT - HT 9,9 14,1 16,5 9,9

Enfouissement, dépose MT - BT 4,5 2,1 3,8 0,1

Mesures d’accompagnement 1,9 10,2 11,0 1,9

Indemnisation préjudice visuel 0,4 5,5 1,4 0,3

Fonds d’aménagement des réseaux (FAR),Programmes d’accompagnement de projet (PAP) et Programmes locaux environnement emploi

1,5 4,7 9,6 1,6

Total 35,3 82,9 61,1 22,5

La baisse des investissements environnementaux en 2004 s’explique par la réduction de la longueur des lignes mises en service.

* Hors lignes 63000 volts du réseau des Houillères du Bassin de Lorraine, racheté par RTE en 2004.


CHAPITRE ENVIRONNEMENT 03

Avec l’Association nationale des élus de montagne(ANEM), RTE a engagé un partenariat pour la préserva-tion du paysage, le développement économique par letourisme, le haut débit et la téléphonie mobile. L’ANEMréunit 240 parlementaires et regroupe 4200 communesdans 42 départements. Ce partenariat s’appuie sur laconcertation et les Programmes d’accompagnement deprojets des nouvelles lignes.

Avec la fédération France nature environnement et laLigue de la protection des oiseaux, RTE et EDF ont crééun Comité national avifaune (CNA). Ce comité permetà RTE de recueillir l’avis des associations et d’amélio-rer l’efficacité de ses actions dans des domaines trèsdivers, par exemple pour réaliser ses opérations d’éla-gage hors de la période de reproduction des espècesprotégées, procéder aux inventaires des nids de rapacessur ses ouvrages, sensibiliser ses techniciens de main-tenance à leur préservation, ou encore cartographierles zones pour mieux cibler les efforts. Le CNA consti-tuera un réseau d’interlocuteurs régionaux et faciliteral’échange des bonnes pratiques. Deux rencontres ontdéjà réuni en régions les représentants de RTE, d’EDFet du monde associatif, sous le slogan Partager ensem-ble le ciel de France.

Les lignes électriquesne sont pas une cause majeure de mortalité pour

un grand nombre d’oiseaux, néanmoins certaines

espèces peuvent être exposées. Pour préserver

les espèces protégées ou menacées, RTE équipe

de balises les tronçons de lignes susceptibles

de présenter un risque significatif.



En Auvergne, RTE a confié à un fournisseur le projet deconstruction clefs en main d’une ligne 225 kV traver-sant une partie du parc des volcans (Ancizes-Volvic)avec pour objectif de conjuguer la meilleure insertionpaysagère et l’innovation.

En région PACA, l’augmentation de 300 à 800 MW de lacapacité de la ligne Boutre-Coudon, en remplaçant leconducteur simple par un faisceau double portée, estle premier chantier conduit selon la démarcheISO 14001. Il a fait l’objet d’études environnementalestrès rigoureuses et d’un cahier des charges précis pourminimiser l’impact sur la faune et la flore: 500 espècesvégétales et 6 espèces protégées ont été identifiéesautour des pylônes et les itinéraires d’accès sontconçus selon cet inventaire. Les 111 pylônes, peintspour mieux s’intégrer dans le paysage, ont donné lieuà une nouvelle convention et le taux d’accords amia-bles a atteint 92 %. Le nouveau câble Azalée à écono-mie d’énergie en faisceau double 225 kV a été installépour la première fois sur ce chantier.

Une démarche globalepour des solutions durables

Plusieurs réalisations ou projets de l’année 2004 illus-trent la démarche appliquée par RTE pour tous sesprojets de développement.

Neuf ans de concertation ont, depuis 1993, précédé lamise en chantier de la ligne 400 kV Amiens-Arrasinaugurée en 2004. Près de 200 réunions ont été néces-saires pour aboutir à la solution la plus satisfaisantesur le plan environnemental, technique et économique.Un Programme local environnement a accompagné laconstruction de la ligne pour un montant de 1,8 M€ decofinancement à des projets locaux ayant abouti à lacréation d’une cinquantaine d’emplois. Conçus parl’architecte Marc Mimram, 11 pylônes Roseau, les pre-miers en France, ont été installés.

Dans les Alpes, la future ligne 225 kV Contamine-Grand Cœur, sera créée en reconstruisant, sur une par-tie du tracé, la ligne 150 kV entre Grand Cœur etMalgovert et en réutilisant partiellement la ligne225 kV entre Contamine et Malgovert. Les travaux pro-jetés s'accompagnent de la suppression de 19 km delignes. Quant au futur poste de Montagny-les-Lanches,qui sécurisera l’alimentation électrique du bassinannecien, il a fait l'objet d'un concours d'architectes.Son emprise au sol sera limitée et il sera masqué pardes écrans végétaux. En outre, la partie de la ligne400 kV longeant Montagny-les-Lanches sera déposée.


Une priorité :la sécurité des riverains

RTE a renouvelé en 2004 la campagne « Sous les lignes,prudence, restons à distance » menée avec EDF. Dépliants,affiches et annonces dans la presse ont sensibilisé lesagriculteurs, les professionnels du BTP, les pêcheurs àla ligne et les adeptes de sports et de loisirs en pleinair, sur les précautions à prendre aux abords desouvrages électriques. En 2004, aucun accident mortelavec des ouvrages de transport d’électricité n’a eu lieu.

CHAPITRE ENVIRONNEMENT 03

RTE a organisé avec les sapeurs-pompiers du Havre

(Seine-Maritime), en mars 2004, un exercice

de crise pour apprécier une situation d’urgence

environnementale, en l’occurrence

un court-circuit sur un transformateur

225/15 kV dans la zone industrielle de Port-Jérôme.

Pose héliportée de balises avifaunes

04 CHAPITRE RESSOURCES HUMAINES


Des équipes préparées aux évolutions

Consolider, anticiper

Diffusé à tous les salariés, le projet d’entreprise RTE2004-2006 fixe quatre objectifs à l’animation des res-sources humaines.Le premier est de consolider l’acquis, en renforçantl’appui des filières métiers au management, en rap-prochant le système de management du terrain eten mettant l’accent sur la sécurité.Le deuxième est d’enraciner la culture de RTE, endonnant à chacun la possibilité d’inscrire son actiondans un projet partagé, avec ses valeurs, ses échéan-ces, ses objectifs chiffrés et en modernisant le mana-gement de terrain.Le troisième est de développer une politique deRessources humaines propre à RTE, tout en mainte-nant les parcours alternés avec EDF.Le quatrième est de poursuivre et intensifier laconstruction de relations sociales de qualité, par ledialogue avec des représentants du personnel pro-pres à l’entreprise. L’année 2004 a marqué la pre-mière étape de réalisation de ce projet.

Dialogue social enrichi, gestion des ressources humaines renforcée, organisation redéfinie : RTE a poursuivi en 2004 la préparation des adaptations liées à sa filialisation en 2005.Devenir une entreprise à part entière, avec un rôle clé de service public dans l’ouverture du marché,tel est l’enjeu qui mobilise ses salariés autour de son projet d’entreprise 2004-2006.

Préparer la création de la nouvelle société

Le dialogue avec les partenaires sociaux s’est inten-sifié pour préparer les adaptations liées à la filialisa-tion en 2005. Des négociations ont été engagées pourun accord de principe visant à garantir le maintiendes droits collectifs et individuels des agents. Les tra-vaux ont aussi porté sur la mise en place d’un sys-tème de représentation du personnel propre à lafuture filiale.

Les outils informatiques ont évolué pour assurer l’af-filiation indépendante de la nouvelle entreprise auxorganismes externes (Fisc, URSSAF, IRCANTEC, etc.),tant pour la communication des informations quepour les procédures de gestion comptables et finan-cières. Juristes, comptables, financiers, informaticiensont été mis à contribution et le département desRessources humaines s’est renforcé en compétences,notamment sur le droit social et les rémunérations.

L’organisation des Ressources humaines a suivi lamême logique. Sept agences RH régionales ont étécréées le 1er janvier 2004 pour gérer notamment lescontrats de travail du personnel de RTE, une activitéauparavant assurée par EDF. Les 130 agents qui enétaient chargés ont été transférés à RTE.

04



04 CHAPITRE RESSOURCES HUMAINES

Santé et sécurité au travail : une priorité absolue

La politique sécurité de RTE vise à procurer un hautniveau de protection à ses agents en les associantétroitement à la prévention des risques. L’entrepriseveille aussi à la sécurité des salariés de ses prestataires.En 2000, RTE s’était fixé pour objectif de diviser pardeux, en 2004, les accidents avec arrêt de travail.Résultat en ligne: 37 accidents en 2004 au lieu de 65 en2000. Les groupes d'exploitation, où les risques sont lesplus nombreux, ont totalement relevé le défi en faisantpasser leur nombre d’accidents de 60 en 2000 à 28 en2004.Après deux années 2001 et 2002 de fort progrès, puisun fléchissement en 2003, l’année 2004 a repris sur unrythme encourageant. Cette amélioration résulte d’unemobilisation à partir du retour d’expérience de 2003.C’est ainsi que face au nombre excessif d’accidentsavec arrêt dans les groupes d’exploitation en 2003, unemission a analysé les pratiques sur le terrain. De nou-velles initiatives ont renforcé l'implication du manage-ment, l’animation et la formation dans le domaine dela sécurité et de la prévention. La prévention des risquesmajeurs, surtout électriques, reste une voie de progrèsprioritaire.La prévention des risques chimiques a également pro-gressé. Un inventaire des produits utilisés en exploita-tion a été réalisé pour éliminer les produits classésCMR (cancérogène, mutagènes, toxiques pour la repro-duction). Le nombre des produits utilisés est ainsipassé de 700 à 100 et les achats ont été centralisés, cequi a aussi entraîné une réduction des coûts.

Renforcer et développer les compétences par l’intégration et la formation

Chacun des salariés de RTE doit pouvoir s’épanouirdans son métier, évoluer avec lui et être reconnu pourson professionnalisme.

En 2004, RTE a embauché 159 personnes, dont 83cadres, 41 agents de maîtrise et 35 agents d’exécution.Plus d’un quart de ces nouveaux agents sont des fem-mes. Celles-ci représentent plus de 17,6 % de l’effectiftotal. Elles sont pleinement concernées par l’accordsur l’égalité professionnelle entre les femmes et leshommes conclu en 2004 à EDF et Gaz de France avectous les syndicats représentatifs. Cet accord prévoit,outre un rattrapage salarial, des mesures concrètes deprogrès. Sa mise en œuvre s’appuiera sur le déploie-ment d’un plan d’action propre à RTE.

Ces nouveaux embauchés ont bénéficié du dispositifd’intégration mis en place dans toutes les unités pourleur faire mieux connaître leur entreprise, leur unité etleur métier. En outre, 143 jeunes cadres embauchésdepuis mars 2002 ont participé, en octobre, à un sémi-naire d’intégration au cours duquel ils ont dialoguéavec les dirigeants de l’entreprise.

La politique de formation vise à renforcer les compé-tences dans les métiers historiques et à en déployer denouvelles, notamment dans la qualité, l’environne-ment ou les technologies de l’information. Elle s’atta-che aussi à professionnaliser les managers. De nouvel-les formations se sont adressées aux managers depremière ligne, sous forme de séminaires centrés surles principes fondamentaux de leur fonction : rôle,relation individuelle, animation et motivation deséquipes, etc. Des actions de tutorat facilitent le pas-sage à la pratique. Les managers de deuxième ligneont aussi bénéficié de nouvelles sessions, dont deuxstages en Angleterre, l’un sur l’évolution du secteurélectrique britannique, l’autre sur l’organisation desprincipaux systèmes électriques en Europe. Autres thè-mes nouveaux: le management comptable et financieret la communication. L’objectif de cette approche cul-turelle élargie est d’apporter aux managers une visionglobale de leur métier.

APACH, une approche pour maîtriserles défaillances d'origine humaineNouveau progrès pour la sécurité et la maîtrise

du geste professionnel : le projet innovant baptisé

« APACH », Amélioration des performances

associées aux causes humaines a été

mis au point en 2004. Il vise à limiter

le nombre et les effets des erreurs dommageables

pour les hommes et pour la sûreté du réseau.

Deux régions pilotes le mettront en œuvre en 2005,

pour une généralisation à partir 2006.


Les effectifs de RTE au 31 décembre 2004

8276 agents, dont 33,3 % à temps partiel1459 femmes (17,6 %)6817 hommes (82,4 %)

La sécurité chez les partenaires encoresource de préoccupations

Chez les sous-traitants de RTE, un accident mortel està déplorer dans l’équipe d’une entreprise d’élagage.Il assombrit un bilan qui présentait des progrès sensi-bles. Globalement, le nombre d’accidents avec arrêt,une soixantaine, est en diminution par rapport à 2003.Les actions de partenariat, comme les visites communesde sécurité lancées, notamment avec le SERCE, sem-blent commencer à porter leurs fruits ; elles serontpoursuivies.

Système Transport Fonctions TotalÉlectrique Électrique Centrales

Exécution 10 543 12 565

Maîtrise 404 3727 368 4499

Cadres 1274 1576 362 3212

Total 1688 5846 742 8276

Répartition par fonction

Moins de 21 à 25 26 à 30 31 à 35 36 à 40 41 à 45 46 à 50 51 à 55 Plus de21 ans ans ans ans ans ans ans ans 55 ans

0,2 % 4,3 % 10,5 % 12,7 % 15,5 % 23,3 % 20,9 % 11,1 % 1,5 %

Répartition par âge

Accidents Total Taux Tauxen service accidents de de fréquenceavec arrêt en service fréquence* élargi**

2004 2004 2003 2004 2003

Transport Électricité 36 81 4,4 5,2 9,9 10,9

Système Électrique 0 8 0,0 0,5 3,8 1,4

Entités Fonctionnelles 1 5 0,7 0,00 3,7 0,0

Total 37 94 3,2 3,8 8,1 8,1

* Taux de fréquence: nombre d’accidents en service avec arrêt de travail / millions d’heures travaillées.** Taux de fréquence élargi: nombre total des accidents en service / millions d’heures travaillées.

La sécurité au travail

05 CHAPITRE INTERNATIONAL

Lignes 400 kV Baixas-Vich (Pyrénées-Orientales)


Une activité internationale en développement

Participant déjà au développement de la gestion coordonnée du système électrique européen, RTEentend mieux valoriser encore l’expertise et le savoir-faire français face à la croissance des besoinsd’équipement et de prestation dans le secteur du transport d’électricité en Europe et dans le monde.Son projet d’entreprise 2004-2006 prévoit ainsi d’élargir le champ de ses activités internationales.

Des ventes de prestations

En 2004, RTE a proposé ses services pour une cin-quantaine de prestations dans des domaines éten-dus liés à l’ingénierie du système et du transport, àla consultance organisationnelle, aux études deréseaux et à la formation.C’est ainsi que l’Agence européenne de reconstruc-tion a retenu le consortium mené par RTE, avec lecabinet d’ingénierie BCEOM et la bourse française del’électricité Powernext, pour effectuer une assistancetechnique auprès d’EPS, la compagnie nationaleintégrée de Serbie. Objectif: créer, comme en France,les conditions d’un marché ouvert avec un gestion-naire de transport indépendant. Pour ce contrat, laplupart des métiers de RTE seront sollicités pendant18 mois.Ainsi encore, un autre consortium mené par RTE aété retenu par la société Sonelgaz, opérateur histori-que de l’électricité et du gaz en Algérie, pour l’étudede l’organisation d’une de ses filiales. Cette étude sedéroulera en quatre phases sur une durée de 3 moiset demi.

05


L’international : un axe de développement

Dans son projet d’entreprise 2004-2006, RTE exprimesa volonté de développer ses activités à l’internatio-nal, en commençant par augmenter ses ventes deprestations. Celles-ci valorisent les savoir-faire de seséquipes tout en en favorisant la synergie industrielleentre opérateurs de réseaux. RTE dispose à cet égardde nombreux atouts: le professionnalisme et la com-pétence reconnus de son personnel, sa taille, saréussite en France et en Europe. Un vivier de 350 col-laborateurs volontaires est déjà identifié. En 2004,l’activité hors de France métropolitaine a mobiliséenviron 225 hommes/mois.En 2006, ce total devrait doubler. Pour maîtriser cedéveloppement un comité des engagements a étécréé. Sur la base des notes établies par la MissionInternational, il choisit les affaires sur lesquelles RTEpeut s’engager.


05 CHAPITRE INTERNATIONAL

La valorisation des outils logiciels

RTE a poursuivi en 2004 la commercialisation de modè-les et plates-formes logicielles de planification, gestionprévisionnelle et conduite des réseaux, qu’il a dévelop-pés seul ou avec des partenaires européens. Une quin-zaine de GRT et d’universités européennes utilisentdéjà ces logiciels, comme la plate-forme d’études sta-tistiques de réseau Assess, le modèle d’optimisationtechnico-économique des réseaux Tropic, ou Astre etEurostag modèles de simulation dynamique.

Les coopérations pour construirel’Europe

La coopération a été, depuis le début de l’industrieélectrique, l’un des principaux facteurs de progrèspour les gestionnaires de réseaux. Elle est à l’originedu grand réseau synchrone européen, qui rend possi-ble le développement du marché unique de l’électri-cité. RTE en est un acteur central. Membre actif etbénévole des grandes associations internationales(ETSO, UCTE, CIGRE.), il leur apporte son expertise.

RTE participe activement aux travaux d’ETSO (EuropeanElectricity Transmission Operators). Avec 37 membres,ETSO est la seule association de gestionnaires deréseaux de transport d’électricité à l’échelle euro-péenne. Créée en 1999 à l’initiative de la Commissioneuropéenne, elle a notablement contribué, sous la pré-sidence d’André Merlin, au développement du marchéintérieur de l’électricité, tout en assurant la sécuritéd’approvisionnement, conformément à sa mission.

Sa réalisation la plus marquante est le fonds européende compensation entre gestionnaires de réseaux detransport d’électricité, mis en place en 2002 afin d’évi-ter l’empilement des péages à chaque passage d’unréseau à l’autre lors des échanges transfrontaliers. Cesystème a continué de se développer en 2004 avecl’adhésion des pays scandinaves et de la Pologne.

Lors du 11e Forum de Florence en 2004, ETSO etEuroPEX (l’association européenne des bourses del’électricité) ont présenté leurs travaux communs. Leprincipe de créer sept miniforums, correspondant auxprincipaux marchés régionaux en Europe, a par ailleursété retenu. RTE participe à quatre de ces instances.

Des dispatchers tunisiens à Lyon Une première : le service Formation centralisée à

l'exploitation du système, basé à Lyon,

a dispensé trois sessions de formation aux agents

chargés de la conduite du réseau de la Société

tunisienne de l'électricité et du gaz.

Objectif :

apporter des connaissances théoriques et pratiques

sur la résolution d'incident de grande ampleur,

comme la reconstitution du réseau suite

à un black-out.


L a v i t a l i t é d e s c o o p é r a t i o n s h o r sd’Europe

En coopérant, les GRT échangent leurs bonnes pratiques.Ces coopérations maintiennent le contact avec le mar-ché et peuvent déboucher sur des ventes de prestations.En 2004, les coopérations ont porté sur l’entretien desréseaux et les problèmes environnementaux. RTE asigné deux nouveaux accords, l’un avec la société japo-naise KANSAI, l’autre avec la société tunisienne STEG,qui a débouché sur des ventes de services. Ces deuxaccords de coopération complètent ceux passés avecTEPCO et KYUSHU au Japon, PJM, le plus grand ges-tionnaire de système indépendant aux États-Unis,EnBW en Allemagne, ONE au Maroc, KEPCO en Coréeet Transelectrica en Roumanie.

RTE a reçu 52 délégations étrangères en 2004.Le modèle mis en place en France suscite un intérêtcroissant de la part des pays qui, réformant leur sec-teur électrique, désirent voir comment RTE constitueun gestionnaire de réseau indépendant, offrant auxacteurs du marché de l’électricité un accès non discri-minatoire au réseau de transport ainsi que tous lesservices utiles à leur métier. Ainsi des responsables dutransport de TEPCO (Tokyo Electric Power Corporation),qui exploite 35 000 km de lignes THT/HT, sont venusrecueillir des informations sur la maintenance à RTE etsur les leviers d’optimisation des coûts.

En 2004, ETSO a également été l’un des principauxcontributeurs à l’élaboration de la future troisièmedirective européenne concernant la sécurité d’approvi-sionnement.

RTE s’est fortement impliqué dans les travaux qui ontabouti à la resynchronisation des deux zones de l’UCTE:le réseau européen fonctionne désormais à la mêmefréquence de Lisbonne à Sofia. RTE a aussi participé àplusieurs études de l’UCTE pour l’extension du réseausynchrone européen: connexion de la Turquie, exten-sion du réseau à l’est de la Tunisie vers la Libye,l’Égypte, la Jordanie et la Syrie, liaisons avec les répu-bliques indépendantes de l’ex-Union soviétique.

L’influence et la réputation de RTE en Europe se mesu-rent à la réélection d’André Merlin à la présidence duForum européen de l’énergie et des transports le12 octobre 2004. Créé par la Commission européenne,cet organe consultatif la conseille et l’assiste dans lesuivi des débats et actions lancés notamment dans lecadre du Livre Vert sur la sécurité d'approvisionne-ment énergétique de l'Union et du Livre Blanc sur lapolitique commune des transports à l'horizon 2010.

Pour sa 40esession, la conférence

du CIGRE, à laquelle participait RTE,

a réuni à Paris plus de 2000 ingénieurs,

chercheurs et experts des gestionnaires de

réseaux et des autorités de régulation,

représentant 80 nationalités.

En vedette à BucarestICOLIM 2004, 7e Conférence internationale

des travaux sous tension, a réuni à Bucarest

plus d’une centaine d’entreprises d’électricité

du monde entier. RTE s’est distingué

avec une démonstration de placement

de chantier sur un ouvrage 400 kV,

qui a obtenu le 1er prix ICOLIM 2004.

CHAPITRE INTERNATIONAL 05

06 CHAPITRE PERFORMANCES FINANCIÈRES


Des résultats financiers supérieurs aux objectifs

Analyse des points clés

En 2004, RTE a réalisé un Chiffre d’affaires de 4029 M€

contre 4 027 M€ en 2003 à périmètre constant(1). Cetteapparente stabilité traduit de fait deux effets antagonistes:Les recettes d’accès aux réseaux progressent de 20 M€ du fait:• d’une augmentation des soutirages (+ 50 M€) liée àune forte croissance de la consommation (+ 2,2 %),notamment celle des clients liés aux réseaux de distri-bution (+ 2,7 %),• de l’effet combiné d’un réexamen par de nombreuxclients, à la lumière de l’expérience de 2003, de leurs puis-sances souscrites (+ 26 M€) et en conséquence d’unediminution des recettes pour dépassement de puissancesouscrite (- 57 M€); l’année 2004 ayant de surcroît connudes conditions climatiques moins contrastées;• les recettes liées aux prestations régressent de 18 M€ du fait d’une diminution des prestations demaintenance et d’ingénierie assurées par RTE pour leDistributeur.

L’exercice 2004 s’achève sur des performances financières très satisfaisantes avec un résultat net quis’établit à 347 M€ et un désendettement de 402 millions d’euros.

Les charges d’exploitation atteignent 3224 M€, contre 3239 M€ en 2003 à périmètre constant.

Elles se décomposent ainsi:Les achats liés à l’exploitation du système électri-

que, 700 M€, comprennent:• les achats d’énergie pour compensation des pertes surle réseau, qui font l’objet d’une procédure de consultationà laquelle participent de nombreux acteurs européens;• les achats de services système(2), fournis pour l’essen-tiel par EDF, dans des conditions économiques approu-vées par la Commission de régulation de l’énergie;• les coûts de congestion, qui correspondent aux coûtsdes ajustements de production imposés par des con-traintes d’exploitation sur le réseau;• le solde du compte « Ajustement – Écart » qui enregistrel’ensemble des charges et produits destinés à assurerl’équilibre « offre – demande » du système électrique,• la contribution de RTE au mécanisme de compensa-tion, entre gestionnaires de réseaux de pays euro-péens(3), des coûts d’usage des réseaux liés aux transitstransfrontaliers.

06


(1) Pour raisonner à périmètre constant, le chiffre d’affaires 2003 (4035 M€) a étéminoré du montant (8 M€) des ventes de contraintes système à NCG qui sontintégrées, à partir de 2004, dans le compte « Ajustement - Écart ». Le solde dece compte a été ajusté en conséquence.(2) Réservation de capacités de production nécessaires à la sûreté et à la stabilité du système électrique.(3) 20 pays à fin 2004.



des investissements, des gains de productivité et desbaisses liées à l’internalisation au sein de RTE de pres-tations fournies auparavant par EDF.

Les impôts et taxes s’élèvent à 429 M€ au lieu de 396 M€ en 2003. Cette augmentation est due essentiel-lement à la taxe professionnelle (+ 18 M€) et à la haussede 6,7 % du taux d’imposition de la taxe sur les pylônes(+ 10 M€).

Les dotations aux amortissements et provisionsd’exploitation(5) passent de 597 M€ en 2003 à 636 M€ en2004. Cette augmentation résulte essentiellement de laprise en compte de la provision pour litige avecl’URSSAF concernant l’avantage en nature énergie(16 M€) et de provisions liées aux avantages long termeaccordés au personnel (14 M€).Compte tenu de ces éléments, le résultat d’exploitationde RTE s’établit à 933 M€ pour 2004 contre 940 M€ en2003.La rentabilité économique(6) brute, obtenue en rappor-tant le résultat d’exploitation aux capitaux mobiliséspar RTE pour son activité, est égale à 8 % en 2004 contre8,2 % en 2003. Corrigée des effets climatiques et d’au-tres éléments exceptionnels(7), elle s’établit à 7,1 % en2004, niveau identique à celui obtenu en 2003.

En 2003, le total de ces achats représentait 796 M€ àpérimètre d’activité constant. La diminution en 2004(- 96 M€) provient principalement:

• d’une diminution (- 33 M€) des achats de pertes,conséquence d’une baisse des volumes liée à un plande production plus favorable qu’en 2003 ainsi qu’à uneamélioration sensible du processus de comptageappuyées sur une politique d’achats anticipés qui a per-mis de modérer les effets de l’augmentation importantedes prix de l’énergie,• d’une diminution (- 14 M€) des coûts de congestionsdu fait de la mise en service de nouveaux ouvragesmais également du plan de production plus favorablequ’en 2003,• d’un excédent (- 23 M€) conjoncturel du compte« ajustement – écart », ce compte ayant vocation à êtreproche de l’équilibre,• d’une diminution (- 24 M€) de la contribution de RTEau mécanisme de compensation entre GRT européensdue à une baisse des exportations couplée à une modi-fication des échanges dans l’ensemble des pays partici-pant à ce mécanisme ainsi qu’à un changement desconditions contractuelles.

Les charges de personnel s’établissent à 612 M€

contre 582 M€ en 2003 en raison des mesures salarialesdécidées au sein de la branche professionnelle, de l’évo-lution des charges de retraites et d’une progression(4) deseffectifs qui passent de 8164 personnes fin 2003 à 8276fin 2004.

Les autres charges d’exploitation (achats de maté-riels et prestations…) s’élèvent à 847 M€ (868 M€ en2003). Leur évolution en 2004 traduit essentiellementune moindre consommation de matériel liée à la baisse

(4) Cette progression résulte de l’intégration dans RTE de 156 personnes assu-rant des prestations précédemment fournies par EDF (gestion du contrat detravail et achats généraux notamment).(5) Nettes des reprises(6) ou ROCE.(7) Notamment décision de Bruxelles en 2003 (voir note ci-après).


Évolution du CTK sur la période 2000-2004Les gains de productivité dégagés par RTE s’apprécientglobalement au travers de l’évolution du coût detransport du kWh (CTK) qui, sur la période 2000-2004, adiminué en moyenne annuelle de près de 5 %.

Les charges financières nettes s’établissent à 325 M€

(456 M€ en 2003). Elles correspondent pour l’essentielaux intérêts sur la dette affectée à RTE dans le cadre dela dissociation comptable, qui diminuent sous l’effetconjugué de la baisse des taux, du désendettement etde la prise en compte, en 2003, de 89 M€ d’intérêts sup-plémentaires liés à la contribution de RTE au rembour-sement à l’État par EDF, de l’avantage assimilé à uneaide d’État par la Commission européenne(8).Le résultat courant de RTE atteint ainsi 608 M€ (484 M€

en 2003). Cette augmentation du résultat courantdécoule directement de la diminution des chargesfinancières.Le résultat exceptionnel est de - 61 M€ contre - 38 M€

en 2003.Compte tenu de ces différents éléments et de l’impôtsur les sociétés, le résultat net après impôt se monte à347 M€ contre 276 M€ en 2003.La rentabilité financière, obtenue en rapportant cerésultat net aux capitaux propres, atteint ainsi 8,4 %, àcomparer à 7,2 % en 2003(9).

Les équilibres financiers de RTE restent fondamentalement sains

La Capacité d’autofinancenement (CAF) passe de936 M€ en 2003 à 1099 M€ en 2004, une hausse essentiel-lement liée à la baisse des charges décaissées.

Les investissements, de 538 M€, se situent dans l’en-veloppe autorisée par la CRE et marquent une légère aug-mentation par rapport à ceux de 2003 (535 M€).

Le besoin en fonds de roulement augmente de 110 M€, alors qu’il avait diminué de 478 M€ en 2003.

RTE a versé en 2004 un dividende de 106 M€ au titredu résultat 2003.

Le désendettement net qui en résulte est de 402 M€.Le ratio dettes financières/capitaux propres (Gearing)passe de 1,9 fin 2003 à 1,7 fin 2004.

(8) La Commission européenne a considéré que le non paiement de l’impôt surles sociétés sur une partie des provisions (constituées de 1987 à 1996 pour lerenouvellement du Réseau d’alimentation générale (RAG) devenues sans objetà la suite du transfert par l’État du RAG à EDF constituait une aide d’État. EDF adonc été tenue de rembourser l’avantage en impôt (le principal, évalué à 889M€) et les intérêts calculés sur la période 1997 – 2004 (évalués à 328 M€).La quote-part attribuée à RTE a été fixée dans la délibération de la CRE du26 février 2004.(9) Corrigée de l’impact du remboursement de l’aide d’État, la rentabilité finan-cière de 2003 aurait été de 8,1 %.

CTK (en EUR 2004/MWh)

Variation annuelle (en %)

Objectif annuel cumulé (en EUR 2004/MWh)

En € 2004/MWh

0 %

-1 %

-2 %

-3 %

-4 %

-5 %

-6 %

-7 %

-8 %

-9 %

9,00

8,50

8,00

7,50

7,00

6,50

6,00

2000 2001 2002 2003 2004

-7,9 % -3,0 % -3,9 % -4,9 %

-7,9 %-5,5 %

-5,0 %

-5,0 %

Nota: Cette chronique de CTK prend en compte la nou-velle référence de correction climatique adoptée parRTE et les derniers indices d’évolution du prix du PIB :les valeurs des années précédentes en ont été légère-ment modifiées.

CHAPITRE PERFORMANCES FINANCIÈRES 06



Un nouveau financement des retraites des IEG

La loi du 9 août 2004 prévoit la création, au 1er jan-vier 2005, d’une caisse de retraite des IEG, la CNIEG:Caisse nationale des industries électriques et gaziè-res, qui prend la place des entreprises (dont EDF etRTE) pour gérer les retraites de leurs agents.Un nouveau mécanisme de financement des retrai-tes des IEG est institué. Il prévoit un adossementfinancier de la CNIEG aux régimes légaux (CNAV,ARRCO, AGIRC) pour les « droits de base » couvertspar ces régimes, les entreprises et leurs salariés coti-sant sur la même base que les autres. Pour que ledispositif soit financièrement neutre pour les régi-mes légaux, la CNIEG leur versera une soulte desti-née à corriger les effets de démographie liés à l’inté-gration de la population des IEG.

Pour les droits spécifiques, propres aux IEG, sont dis-tingués ceux qui ont été acquis avant le 31 décembre2004 (« droits spécifiques passés ») et ceux qui leseront ensuite (« droits spécifiques futurs »).

Pour RTE comme pour toute la partie régulée de l’ac-tivité des IEG, les droits spécifiques passés, les soul-tes versées aux régimes légaux ou les droits de basenon repris par ces régimes seront financés par uneContribution tarifaire sur l’acheminement (CTA), cal-culée sur la part fixe des tarifs d’accès aux réseaux(10).

Il est à noter que les tarifs actuels intègrent la tota-lité des charges de retraite. À l’avenir, seules les coti-sations aux régimes légaux et les provisions passéesau titre des droits spécifiques futurs resteront cou-vertes par les tarifs d’accès aux réseaux, le reste descharges de retraite (droits spécifiques passés, soul-tes) étant couvert par la CTA.

Une gestion des stocks améliorée

Une démarche volontaire de gestion de la logistiqueindustrielle déployée par RTE pour optimiser la ges-tion des approvisionnements et des matérielsstockés s’est traduite par d’importantes économies.Les résultats financiers en sont meilleurs que pré-vus. Les valeurs stockées dans les magasins duService Achat ont été réduites à 65 M€, mieux queles 68 M€ attendus, avec un taux de couverture de3,2 mois au lieu des 4 mois visés. La valeur moyennemensuelle des stocks entre 2003 et 2004 a ainsi baisséde 23 M€. Un résultat obtenu en maintenant un hautniveau de qualité et de sécurité, puisque 95 % desbesoins exprimés sont satisfaits dans les délais,conformément à l’objectif.

Le coût du projet, conforme au budget initial, s’estélevé à 7 M€. Les gains, quant à eux, atteignent déjàplus de 8 M€ (pour un objectif initial de 6 M€), ce quifait apparaître un retour sur investissement dès2005 au lieu de 2006 initialement prévu.

Investissements de RTE en 2004 (montants en millions d’euros)

Réseau de grand transport et interconnexions 64,2

Réseaux régionaux – développement 169,5

Acquisition de réseaux de transport 8,7

Réseaux régionaux – renouvellement 151,9

Outils du système électrique 56,9

Outils de gestion et du marché de l'électricité 28,7

Logistique 39,1

Programme d’investissement 519,0

Autres investissements financiers* 19,2

Dépenses d’investissement 538,2

* principalement prêts d’accession à la propriété accordés au personnel.

(10) Cette contribution mise en œuvre au 1er janvier 2005 est sans incidence surle niveau actuel des tarifs d’accès aux réseaux.


Résultats financiers de RTE (montants en millions d’euros)

2001 2002 2003 2004

Compte de résultat1

Chiffre d’affaires2 3711 3657 4027 4029

Valeur ajoutée 2457 2270 2564 2688

Excédent brut d’exploitation 1547 1356 1586 1647

Résultat d’exploitation 886 642 940 933

Résultat net (après impôt sur les sociétés et avant rémunération de l’État) 222 105 276 347

Éléments de bilan3

Total actif immobilisé

Valeur brute 19820 20291 20650 20929

Amortissements4 8358 8883 8613 9032

Valeur nette 11462 11408 12037 11897

Dette nette (corrigée des disponibilités) 8376 8201 7853 7446

Charges financières nettes 414 385 456 325

Rentabilité des capitaux engagés 6,3 % 4,4 % 8,2 % 8,0 %

1 Compte de résultat retraité intégrant le changement de méthodes comptables intervenu dès l’exercice 2003.2 Chiffre d’affaires 2001 et 2002 à périmètre constant; Chiffre d’affaires 2003 pro-forma 2004.3 Avant modification des limites de propriété entre les distributeur et producteur EDF d’une part et RTE d’autre part pour ce qui concerne les actifs des postes sourcesconformément à la loi du 9 août 2004.4 Les amortissements 2001 et 2002 ainsi que les valeurs nettes qui s’en déduisent n’ont pas été retraités de l’impact du changement de méthodes comptables intervenudès l’exercice 2003.

Documents sociauxAU 31 DÉCEMBRE 2004

03


PRÉAMBULE 57

COMPTES SOCIAUX 65

Bilan - Actif -- 66Bilan - Passif -- 67Compte de résultat - Charges -- 68Compte de résultat - Produits -- 69Tableau des soldes intermédiaires de gestion -- 70Tableau de flux de trésorerie -- 71

RÈGLES COMPTABLES ET MÉTHODES D'ÉVALUATION 73

NOTES SUR LES PRINCIPAUX POSTES DES ÉTATS FINANCIERS 79

Note 1 Changement de périmètre comptable -- 80Note 2 Immobilisations incorporelles et corporelles -- 81Note 3 Immobilisations financières -- 81Note 4 Stocks et en-cours de production -- 82Note 5 Créances et comptes rattachés -- 82Note 6 Écarts de conversion – actif et passif -- 82Note 7 Capitaux propres -- 83Note 8 Autres fonds propres -- 83Note 9 Provisions pour risques et charges -- 85Note 10 Emprunts et dettes financières diverses -- 85Note 11 Dettes d’exploitation -- 86Note 12 Charges et produits financiers -- 87Note 13 Charges et produits exceptionnels -- 87Note 14 Protocoles et conventions -- 88Note 15 Engagements hors bilan -- 88Note 16 Effectifs -- 88

N.B. : Les valeurs figurant dans les tableaux sont généralement exprimées en millions d'euros (M€).Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un léger écart au niveau des totaux ou variations.

Sommaire



PRÉAMBULELa séparation des comptes et de la gestion, entre EDFet son activité de Transport (RTE), est une garantied’indépendance et d’impartialité du gestionnaire deréseau à l’égard de tous ses utilisateurs et répond àl’exigence de la Directive européenne du 19 décem-bre 1996 traduite en droit français par la loi du10 février 2000 relative à la modernisation et au déve-loppement du service public de l’Électricité.Depuis 2001, RTE établit ses propres comptes, quireprésentent les comptes de l’activité dissociéeTransport.Afin d’assurer la transparence des échanges entreRTE et les autres entités d’EDF et de garantir leuropposabilité en terme de non discrimination et d’ab-sence de subventions croisées, des protocoles etconventions formalisant ces échanges et définissantleurs modalités de facturation ont été élaborés. Ceséchanges internes font l’objet d’un traitement identi-que aux prestations avec les tiers, tant dans les pro-cédures (commande, réception, facturation) qu’enterme de conditions financières (fréquence de factu-ration, prix, délais de règlement).

1. Faits marquants de l'exercice 2004

Les comptes 2004 sont impactés par les éléments decontexte suivants :

•--> des conditions climatiques moins contrastéesqu'en 2003,

•--> une croissance de la consommation française de 2,2 %,

•--> une évolution des limites de propriété : la loiSPEGEEG du 9 août 2004 et son décret d'application2005-172 du 22 février 2005 fixe le périmètre duréseau public de transport d’électricité qui conduit àune nouvelle affectation des actifs entre RTE, leDistributeur EDF et le Producteur EDF.Les nouvelles limites de propriété entre RTE et EDFtouchent essentiellement les postes sources duDistributeur et certains actifs du Producteur.Ce changement de propriété ainsi que sa traductionen comptabilité ont fait l'objet d'une concertationétroite entre EDF et RTE et d'une validation par laCommission de régulation de l'Énergie.Les opérations de transferts ont été traduites dans lacomptabilité au 31 décembre 2004.

•--> les versements à effectuer auprès des régimesAGIRC et ARRCO (article 29 des conventions financiè-res) afin que l'entrée des Industries Électriques etGazières (IEG) dans ces régimes ne dégradent pas leniveau de leurs réserves techniques. La répartitionentre le secteur régulé et le secteur non régulé estrespectivement de 57 % et de 43 %. Ce versement doitintervenir pour 90 % en février 2005 et le solde auplus tard le 1er mars 2006 et n'est pas couvert par laCTA (Contribution tarifaire sur l'acheminement del'électricité et du gaz). Compte tenu des engagementspris vis-à-vis de l'AGIRC et l'ARRCO dans le cadre desnégociations, les montants ont été enregistrés dansles comptes 2004 de RTE (quote-part RTE nette d'im-pôt : 30,6 M€).

2. Compte de résultat

Les commentaires qui suivent s’attachent à faire res-sortir les composantes essentielles de ce compte et àprésenter une analyse des principales variations parrapport au compte de résultat 2003.

2.1 Produits

2.1.1 Chiffre d’affaires (4029 M€, 95 % de l’ensembledes produits du compte de résultat)

DOCUMENTS SOCIAUX - PRÉAMBULE


Autres prestations56 millions (1 %)

Interconnexions45 millions (1 %)

Redevance de transformation183 millions (5 %)

Accès réseaudes autres utilisateurs835 millions (21 %)

Accès réseautransport des Distributeurs2 910 millions (72 %)

(en M€)

Chiffre d’affaires 2003 2004 ÉcartÉnergie soutirée et injectée 2005 2055 + 50Puissance souscrite (part fixe) 1491 1517 + 26Dépassements de puissance souscrite 215 158 - 57Autres (1) 242 243 + 1Total "accès au réseau" 3953 3973 + 20Autres prestations 74 56 - 18

TOTAL Chiffre d'affaires 4027 4029 + 2Ventes de contraintes Système (2) 8 - 8TOTAL publié 4035 4029 - 6

(1) Autres produits accès au réseau: essentiellement la redevance detransformation facturée au Distributeur EDF (183 M€) et les recettestirées de l'accès aux interconnexions et de l'accès au réseau pourimports/exports (45 M€).(2) Comptabilisées en 2003 en prestations de services et en 2004 enminoration des achats liés au système électrique.



L'évolution du Chiffre d’affaires par rapport à 2003se décompose de la façon suivante :

Les recettes d'accès au réseau sont marquées en2004 par :•--> une augmentation des soutirages (+ 50 M€,+ 2,5 %), liée à une forte croissance de la consomma-tion (+ 2,7 %) des clients raccordés aux réseaux dedistribution et des clients industriels raccordés auréseau de transport (+ 1,9 %),•--> une hausse des puissances souscrites (+ 26 M€,+ 1,7 %), en lien avec l'augmentation tendancielle desconsommations corrigée des aléas climatiques,•--> une forte diminution des dépassements de puis-sance souscrite (- 57 M€), conséquence du point pré-cédent, l'année 2004 ayant de plus connu des condi-tions climatiques moins contrastées qu'en 2003.

Les autres prestations sont en régression de 18 M€,cette évolution concernant essentiellement les opé-rations de maintenance et d'ingénierie assurées parRTE pour EDF.

Rappel de la composition de chacune des rubriquesdu Chiffre d’affaires :

•--> l’accès au réseau injection/soutirage (énergie,puissance et dépassements) : 3730 M€, 93 % du CA,

•--> la redevance de transformation: 183 M€ soit 5 %du CA. Cette redevance facturée au Distributeur EDFdécoule du fait que RTE a dans son actif et entretientdes postes de transformation utilisés exclusivementpar ce Distributeur. Ces postes sont assimilables auxouvrages que les clients finals directement raccordésà RTE financent en totalité (« postes clients »). Le coûtde ces ouvrages a donc lieu d’être facturé auDistributeur via une redevance spécifique, et non viale tarif d’accès au réseau appliqué à tous les clients.

•--> les interconnexions: 45 M€, soit 1 % du CA.Cette composante recouvre les produits issus demécanismes d’allocation des capacités sur les inter-connexions (France-Angleterre et France-Italie) etl’accès au réseau pour des exportations/importations(congestions).

•--> autres prestations: 56 M€, soit 1 % du CA.Ce poste regroupe d’une part les prestations faitesaux autres entités EDF, à hauteur de 50 M€, essentiel-lement des prestations de maintenance et d’ingénie-rie, et d’autre part les autres produits réalisés sur lestiers externes (22 M€, déplacements d’ouvrages à lademande de tiers, loyers des logements agents, ven-tes de produits résiduels).

2.1.2 Production immobilisée (3 % de l’ensemble desproduits du compte de résultat)La « production immobilisée » s'élève à 128,2 M€, ellerenvoie principalement à la réalisation d’ouvrages deréseau (94 %) mais également de logiciels d’informa-tique industrielle ou de gestion (5 %) par des moyenspropres (main-d’œuvre, sorties de stocks).La diminution de 23 M€ par rapport à 2003 (151,4 M€)est liée à la baisse des investissements transport de2004.

2.1.3 Autres produits d'exploitation, provisions ettransferts de charges (0,9 % de l’ensemble des pro-duits du compte de résultat)

Les autres produits d'exploitation (39,4 M€) recou-vrent principalement :

•--> Les reprises de provisions pour charges et dépré-ciations d’éléments d’actifs (19,4 M€ contre 22,8 en2003) essentiellement opérées au titre :- de la dépréciation de créances clients,- des charges de personnel enregistrées en 2004(abondement de l’intéressement, médaille du travail,avantages à long terme),- de la révision périodique des hélicoptères et grossesréparations.

La variation (- 3,4 M€) provient principalement de larésolution de litiges clients importants en 2003, com-pensée par l'augmentation des reprises de provisionssur charges de personnel.

•--> Les transferts de charges d’exploitation etautres produits pour 20 M€ (contre 15 M€ en 2003)regroupent essentiellement :- les frais de gestion facturés aux Responsablesd'Équilibre,- les dédits et pénalités perçus sur achats et ventes,- les transferts de charges sur frais d'émission d'em-prunt,- les indemnités suite à sinistres,- divers produits de gestion courante.

2.1.4 Produits financiers (0,5 % de l’ensemble desproduits du compte de résultat)

Les composantes des produits financiers (20,2 M€

contre 32 M€ en 2003) sont :•--> les gains de change et agios (7 M€),•--> les intérêts des comptes courants (4,3 M€),•--> la reprise sur provision pour pertes de change(4,1 M€),•--> les amortissements des primes d'émission desemprunts (4,1 M€),•--> les reprises de soultes sur swaps dénoués (0,7M€).

La variation (- 11,8 M€) résulte principalement de laforte remontée en 2003 du cours de l'euro face aufranc suisse, qui avait occasionné une reprise impor-tante de provision pour perte de change.

2.1.5 Produits exceptionnels (0,6 % de l’ensembledes produits du compte de résultat)

Les opérations classées en produits exceptionnels(24,3 M€ contre 19,5 M€ en 2003) sont :

•--> la reprise de l’écart de réévaluation 1976 desimmobilisations (12,5 M€),•--> la reprise au compte de résultat des subventionsd’investissements reçues (9,1 M€).•--> les produits de cession des éléments d’actif (2,6 M€)

2.2 Charges

Au sein des charges d’exploitation sont identifiéesles composantes suivantes :

2.2.1 les consommations de matières et services enprovenance de tiers pour 1469 M€ (contre 1623 M€

en 2003) représentent 39,8 % du total des charges etse décomposent ainsi :

La baisse des consommations et des prestations enprovenance de tiers par rapport à 2003 (- 146 M€)s’explique par :

•--> Une diminution des achats liés au Système Électrique (- 96 M€) portant sur :- les achats d’énergie pour compenser les pertes duréseau de transport (342 M€ contre 375 M€ en 2003,soit - 33 M€). L'évolution par rapport à la fin décem-bre 2003 traduit une baisse des volumes liée à unplan de production plus favorable en 2004 ainsi qu'àune amélioration du processus de comptages.- les congestions (contractualisation amont et sur-coût des ajustements pour motif Réseau) (56 M€

contre 70 M€ en 2003). La baisse de 14 M€ résulteessentiellement de la mise en service de nouveauxouvrages,- les charges liées au mécanisme ajustement-écarts(- 31 M€ contre - 8 M€ en 2003). L'évolution traduitun excédent conjoncturel (23 M€) du compte « ajus-tement-écarts », ce compte ayant vocation à être pro-che de l'équilibre,- la compensation entre GRT (57 M€ contre 81 M€ en2003). La diminution de 24 M€ résulte en grande par-tie de la modification des échanges observés entrel’ensemble des GRT européens participant au méca-nisme. Les modalités financières du nouveau contrat2004 sont également plus favorables à RTE,- les charges de services Système (276 M€ contre278 M€ en 2003) demeurent stables.

•--> Une baisse des consommations de stocks et desautres services extérieurs (- 50 M€), en lien avec :- la baisse déjà évoquée des productions internes (- 23 M€) se traduisant par de moindres consomma-tions de stocks,- un moindre recours à tiers concernant les presta-tions réalisées pour EDF (en lien avec la baisse desprestations d'ingénierie et de maintenance déjà évo-quées) (- 13 M€),- des gains de productivité (- 9 M€).

Pour mémoire, les « autres services extérieurs » (688 M€)sont composés :• d’achats de matériels non stockés (41 M€) ;• de prestations de tiers externes (548 M€) concernantessentiellement :

- l’entretien et la réparation d’ouvrages,- la maintenance et l’évolution des applications informa-tiques,- les loyers et charges locatives,- les télécommunications,- les charges d’assurance (externalisation des charges deretraite) ;



(en M€)

Nature 2003 2004 ÉcartAchats liés au Système Électrique 796 700 - 96Consommations de stocks 124 81 - 43Autres services extérieurs 695 688 - 7TOTAL 1615 1469 - 146Ventes de contraintes système (1) 8 - 8TOTAL publié 1623 1469 - 154

(1) comptabilisées en 2003 en prestations de services et en 2004 enminoration des achats liés au système électrique.


• de prestations de tiers internes (99 M€) ayant traitnotamment :

- au domaine études et recherches,- à la formation,- au domaine tertiaire (logistique générale, charges géné-rales d’entreprise…),- aux assurances (véhicules, responsabilité civile),- aux frais liés à la gestion de la dette long terme.

2.2.2 Les impôts, taxes et versements assimilés pro-gressent de 8,5 % (429 M€ en 2004 contre 396 M€ en2003). Ils représentent 11,7 % du total général descharges, et sont constitués principalement par :

•--> La taxe professionnelle et les taxes annexes 225 M€ (+ 18 M€ par rapport à 2003 suite à un grandnombre de mises en service d’immobilisations effec-tuées en 2003 et prises en compte dans l’assiette decalcul en 2004),•--> La taxe sur les pylônes : 158 M€ (+ 10 M€, consé-quence de l'augmentation du taux d'imposition de6,7 %),•--> Les taxes foncières et autres taxes en augmenta-tion de 12,5 % (45 M€ en 2004 contre 40 M€ en 2003)pour moitié due à la taxe foncière.

2.2.3 Les charges de personnel (612 M€, contre 582 M€

fin décembre 2003) représentent 16,6 % du total descharges, et se décomposent ainsi :

Les charges de personnel croissent de 30 M€ (+ 5,1 %par rapport à 2003) avec :

•--> un effet « volume » (+ 1,5 %) lié à l’intégration ausein de RTE d’activités auparavant réalisées par EDF(gestion du contrat de travail, achats),•--> un effet « prix » (+ 3,6 %) induit par l’évolution dusalaire national de base, la progression du taux deGlissement vieillesse technicité (GVT) et la hausse dutaux de cotisation Retraite.

Remarque: le coefficient GVT traduit l’évolution de lamasse salariale, toutes choses égales par ailleurs, dufait :- d’une part, du vieillissement de la population et deson évolution professionnelle, facteur d’accroissementde la masse salariale,

- d’autre part, du fait que le flux de jeunes embau-chés en contrepartie du flux de retraités a un impactà la baisse sur le niveau moyen de rémunération, fac-teur de diminution de la masse salariale.

2.2.4 Les dotations aux amortissements et provi-sions d'exploitation pour 655,1 M€ (contre 620,0 M€

en 2003) représentent 17,7 % du total général descharges et concernent principalement :

•--> les dotations aux amortissements des immobili-sations (601,6 M€) représentant la seule part linéaire,•--> l'amortissement des frais d'émission des emprunts(2,8 M€ contre 1,6 M€ en 2003),•--> les dotations aux provisions (50,7 M€), avecnotamment :- la dépréciation des clients litigieux (6,9 M€ contre6,1 M€ en 2003),- la dépréciation des stocks et autres approvisionne-ments (0,2 M€ contre 4,4 M€ en 2003),- les autres provisions liées aux charges de personnel(42,4 M€ contre 8,2 M€ en 2003) correspondant prin-cipalement à l’abondement versé par l’entreprise autitre de l’intéressement, à la médaille du travail, aurisque encouru suite au contrôle URSSAF, aux avan-tages à long terme,- la provision pour révision périodique des hélicoptè-res et grosses réparations (1,2 M€ contre 1,2 M€ en2003).

La variation par rapport à la fin décembre 2004(+ 35,1 M€) est surtout due à l’enregistrement de laprovision liée au litige avec l'URSSAF (+ 14,9 M€) etaux avantages à long terme (+ 15,9 M€). Concernantces dernières provisions, la prise en compte des nou-velles normes de valorisation a conduit, pour des rai-sons de déductibilité fiscale, à annuler les provisionsconstituées antérieurement et à les recalculer avecles nouvelles règles. La dotation nette des reprisess'élève à 9 M€.

2.2.5 Les autres charges (98,3 M€, 2,7 % du total descharges) recouvrent notamment la valeur nettecomptable des immobilisations démolies, le tarifparticulier, l’abondement de l’intéressement desagents et d’autres charges diverses (redevancesd’utilisation de logiciel, pénalités sur marché…).

La variation (+ 34,9 M€) résulte principalement de lavaleur nette comptable des immobilisations démo-lies (+ 34 M€) en raison des mises à jour de l'inven-taire comptable sur les lignes et postes réalisés en2004.

• de prestations de tiers internes (99 M€) ayant traitnotamment :

- au domaine études et recherches,- à la formation,- au domaine tertiaire (logistique générale, charges géné-rales d’entreprise…),- aux assurances (véhicules, responsabilité civile),- aux frais liés à la gestion de la dette long terme.

2.2.2 Les impôts, taxes et versements assimilés pro-gressent de 8,5 % (429 M€ en 2004 contre 396 M€ en2003). Ils représentent 11,7 % du total général descharges, et sont constitués principalement par :

•--> La taxe professionnelle et les taxes annexes 225 M€ (+ 18 M€ par rapport à 2003 suite à un grandnombre de mises en service d’immobilisations effec-tuées en 2003 et prises en compte dans l’assiette decalcul en 2004),•--> La taxe sur les pylônes : 158 M€ (+ 10 M€, consé-quence de l'augmentation du taux d'imposition de6,7 %),•--> Les taxes foncières et autres taxes en augmenta-tion de 12,5 % (45 M€ en 2004 contre 40 M€ en 2003)pour moitié due à la taxe foncière.

2.2.3 Les charges de personnel (612 M€, contre 582 M€

fin décembre 2003) représentent 16,6 % du total descharges, et se décomposent ainsi :

Les charges de personnel croissent de 30 M€ (+ 5,1 %par rapport à 2003) avec :

•--> un effet « volume » (+ 1,5 %) lié à l’intégration ausein de RTE d’activités auparavant réalisées par EDF(gestion du contrat de travail, achats),•--> un effet « prix » (+ 3,6 %) induit par l’évolution dusalaire national de base, la progression du taux deGlissement vieillesse technicité (GVT) et la hausse dutaux de cotisation Retraite.

Remarque: le coefficient GVT traduit l’évolution de lamasse salariale, toutes choses égales par ailleurs, dufait :- d’une part, du vieillissement de la population et deson évolution professionnelle, facteur d’accroissementde la masse salariale,

- d’autre part, du fait que le flux de jeunes embau-chés en contrepartie du flux de retraités a un impactà la baisse sur le niveau moyen de rémunération, fac-teur de diminution de la masse salariale.

2.2.4 Les dotations aux amortissements et provi-sions d'exploitation pour 655,1 M€ (contre 620,0 M€

en 2003) représentent 17,7 % du total général descharges et concernent principalement :

•--> les dotations aux amortissements des immobili-sations (601,6 M€) représentant la seule part linéaire,•--> l'amortissement des frais d'émission des emprunts(2,8 M€ contre 1,6 M€ en 2003),•--> les dotations aux provisions (50,7 M€), avecnotamment :- la dépréciation des clients litigieux (6,9 M€ contre6,1 M€ en 2003),- la dépréciation des stocks et autres approvisionne-ments (0,2 M€ contre 4,4 M€ en 2003),- les autres provisions liées aux charges de personnel(42,4 M€ contre 8,2 M€ en 2003) correspondant prin-cipalement à l’abondement versé par l’entreprise autitre de l’intéressement, à la médaille du travail, aurisque encouru suite au contrôle URSSAF, aux avan-tages à long terme,- la provision pour révision périodique des hélicoptè-res et grosses réparations (1,2 M€ contre 1,2 M€ en2003).

La variation par rapport à la fin décembre 2004(+ 35,1 M€) est surtout due à l’enregistrement de laprovision liée au litige avec l'URSSAF (+ 14,9 M€) etaux avantages à long terme (+ 15,9 M€). Concernantces dernières provisions, la prise en compte des nou-velles normes de valorisation a conduit, pour des rai-sons de déductibilité fiscale, à annuler les provisionsconstituées antérieurement et à les recalculer avecles nouvelles règles. La dotation nette des reprisess'élève à 9 M€.

2.2.5 Les autres charges (98,3 M€, 2,7 % du total descharges) recouvrent notamment la valeur nettecomptable des immobilisations démolies, le tarifparticulier, l’abondement de l’intéressement desagents et d’autres charges diverses (redevancesd’utilisation de logiciel, pénalités sur marché…).

La variation (+ 34,9 M€) résulte principalement de lavaleur nette comptable des immobilisations démo-lies (+ 34 M€) en raison des mises à jour de l'inven-taire comptable sur les lignes et postes réalisés en2004.


12/2003 12/2004 ÉcartRémunérations 325 339 + 14Charges sociales (incluant les cotisations retraite) 257 273 + 16TOTAL 582 612 + 30

2.2.6 Les charges financières (345,1 M€, 9,3 % dutotal des charges) correspondent essentiellement :

•--> à la charge d’intérêt au titre de la dette finan-cière de RTE (330,8 M€),•--> à la charge d’intérêt au titre des comptes cou-rants (7,0 M€),•--> aux dotations (4,7 M€) concernant les amortis-sements des primes de remboursements des obliga-tions.

L'évolution par rapport à 2003 (- 143 M€) s'expliquepar :

• la quote-part de charge d'intérêts affectée à RTE en2003 et liée à la décision de Bruxelles relative au nonpaiement par EDF de l'impôt sur les sociétés sur unepartie des provisions du RAG (- 89 M€),• la baisse des taux long terme et court terme, et del'encours moyen de dette (- 50 M€),• de moindres dotations d'amortissements des pri-mes de remboursement d'emprunt (- 5 M€) suite auremboursement des emprunts concernés en 2004.

2.2.7 Les charges exceptionnelles (85,4 M€, 2,3 % dutotal des charges) sont constituées :

•--> du complément d'amortissement dégressif,enregistré en dotation aux amortissements déroga-toires (46,7 M€),•--> de l'amortissement dérogatoire des logicielsinformatiques mis en service sur 2004 (37,7 M€),•--> de la valeur nette comptable des immobilisa-tions cédées (1,0 M€).

La variation résulte principalement de l'option prisepour la première fois en 2004 d'amortir totalementles logiciels mis en service dans l'année.

2.2.8 La charge d’Impôt sur les sociétés (200,6 M€)est calculée :

•--> en réintégrant dans le résultat brut :• les provisions et charges comptables non déducti-bles fiscalement : notamment, 16 M€ d’amortisse-ments irrégulièrement différés, 9,3 M€ de provisionsnon déductibles,• ou les éléments constituant fiscalement des pro-duits de l’exercice même s’ils ne sont pas inclus dansle résultat comptable : 12,3 M€ de subventions d’in-vestissements reçues ;

•--> en déduisant du résultat brut :• les produits comptables non fiscalement taxables(quote-part de subvention reprise au compte derésultat pour 11,2 M€),

• les reprises de provisions non déductibles à l'ori-gine (13 M€),• la contribution de RTE aux réserves d'AGIRC/ARRCO(30,6 M€).

Le taux apparent d'impôt sur les sociétés pour 2004est ainsi de 36,65 % (rapport de l'impôt sur le résultatbrut) pour un taux légal de 35,43 %.

Le résultat de l’exercice après impôts et avant rému-nération de l’État s’établit à 346,7 M€.

3. Marge brute d'autofinancenement et tableau des flux de trésorerie

La marge brute d'autofinancenement dégagée en2004 (1099 M€) a permis à RTE de couvrir les inves-tissements de l’année (538 M€), de payer des dividen-des (106 M€), de se désendetter à hauteur de 255 M€

et d'améliorer les disponibilités (147 M€).

4. Bilan

Le total du bilan atteint 12232 M€ (contre 13112 M€

au 31 décembre 2003).

4.1 Actif

Actif immobiliséL’actif immobilisé s’élève à 11106 M€ et représente90,8 % de l’actif :•--> Le montant net des immobilisations incorporel-les (97,2 M€) est essentiellement constitué d’applica-tions informatiques destinées à la conduite du sys-tème, à l’ouverture du marché de l’électricité et à lagestion.•--> Les immobilisations corporelles terminées pren-nent en compte les mises en et hors service de l’exer-cice. Leur valeur nette s’élève à 10556,6 M€ et repré-sente 55,6 % de leur valeur brute.Elles se composent pour plus de 90 % des installa-tions techniques et des matériels industriels, tels queles lignes aériennes et souterraines et les postes detransformation.•--> Les immobilisations (corporelles et incorporel-les) en cours, d’une valeur de 442,5 M€, tiennentcompte de l’évolution des chantiers de constructiondes ouvrages. Leur montant est à rapprocher de celuides investissements de l’exercice, 538 M€. La varia-tion 2004 par rapport à 2003 (- 70,5 M€) s'explique parla poursuite de l’effort engagé depuis 2002 pourréduire le délai entre la date de mise en service tech-nique et celle de mise à l’inventaire comptable.





•--> Les immobilisations financières, d’un montantde 10 M€, se composent principalement de prêts aupersonnel et de participations dans les filiales.

La variation conséquente observée sur les immobili-sations corporelles (- 944 M€ sur la valeur d'actifbrute) est liée au transfert d'actifs vers le DistributeurEDF, conformément aux dispositions législatives (cf.Notes 1).

Actif circulantLes stocks et en-cours, constitués uniquement dematières et matériels d’exploitation destinés à unusage interne, sont évalués, en valeur nette, à 80,9 M€.La baisse de 10,8 M€ par rapport à 2003 s'expliquepar la nouvelle politique d’achats appliquée aux pro-jets bien identifiés pour lesquels les achats de maté-riels techniques ne transitent plus par les stocksmais sont directement livrés sur chantiers et comp-tabilisés selon leur aboutissement final.

Les créances clients et comptes rattachés représen-tent 764 M€ (contre 771 M€ en 2003), nettes d’uneprovision pour dépréciation de 8,4 M€. Elles incluentnotamment les créances relatives aux prestations deRTE pour les autres entités EDF.

4.2 Passif

Capitaux propresLes capitaux propres se montent à 4034,4 M€, soit33 % du passif, contre 4048,6 M€ à fin 2003. Cettevariation de - 14,2 M€ est essentiellement couvertepar :•--> l'impact des changements de périmètres inter-venus entre RTE, le Distributeur et le Producteur (- 316,8 M€),•--> la distribution de dividendes relatifs au résultat2003 (- 106 M€),•--> le résultat 2004 (346,7 M€),•--> l'enregistrement en minoration des capitauxpropres du montant à verser aux régimes de retraiteAGIRC/ARRCO, au titre du maintien de l'équilibre desréserves de ces régimes avec l'entrée des IEG (quote-part RTE nette d'impôt : - 30,6 M€),•--> la hausse des provisions réglementées (+ 71,9 M€

avant impact des transferts d'actifs vers leDistributeur EDF), suite à la dotation aux amortisse-ments dérogatoire de l'exercice relative aux immobi-lisations corporelles et de la décision d'amortir dansl'exercice les logiciels acquis ou créés en 2004,•--> l'augmentation des subventions d'investisse-ments reçues (+ 20,7 M€).

DettesLes dettes financières et les dettes d’exploitationreprésentent 8164,4 M€ (contre 9033,5 M€ en 2003),soit 66,7 % du passif.Les dettes financières à long terme et à court termes’élèvent à 7163,6 M€, en diminution de 434,5 M€ parrapport au 31/12/2003. Au 31 décembre 2004, la dette« historique » de RTE envers EDF a été transposée enune « dette synthétique » en perspective de la filialisa-tion de RTE, avec une valeur nominale et une valeur demarché similaire. Cette dette « synthétique » a recueillil'aval de la Commission de régulation de l'énergie.La baisse significative des dettes d'exploitation, quis'élèvent à 939 M€ (- 441 M€ par rapport à 2003) pro-vient majoritairement de l'impact en 2003 de ladécision de Bruxelles (quote-part affectée à RTE duprincipal et des intérêts, - 330 M€) et la baisse desdettes relatives aux achats liés au Système Électrique(- 115 M€).


COMPTES SOCIAUX

Notesen

annexe

Brut31.12.2004

Amortissementset provisions31.12.2004

Net31.12.2004

Net31.12.2003

IMMOBILISATIONS INCORPORELLES 2 248,2 151,0 97,2 71,1

IMMOBILISATIONS CORPORELLES: 2

--> Terrains et agencements 126,0 33,0 93,0 161,7

--> Constructions 1594,8 730,3 864,5 1308,5

--> Installations techniques, matériels et outillages industriels 17037,4 7491,5 9545,9 9919,3

--> Autres immobilisations corporelles 235,5 182,3 53,2 51,0

Sous-total immobilisations corporelles 18993,7 8437,1 10556,6 11440,5

IMMOBILISATIONS INCORPORELLES EN COURS: 2

Applications informatiques 61,8 61,8 74,6

IMMOBILISATIONS CORPORELLES EN COURS: 2

Travaux en cours 372,9 372,9 435,9

Avances et acomptes versés 7,8 7,8 2,5

Sous-total immobilisations corporelles en cours 380,7 380,7 438,4

IMMOBILISATIONS FINANCIÈRES 3

Participations et créances rattachées 1,8 1,8 1,6

Prêts et autres immobilisations financières 8,2 0,1 8,1 10,8

Sous-total immobilisations financières 10,0 0,1 9,9 12,4

ACTIF IMMOBILISÉ 19694,4 8588,2 11106,2 12037,0

STOCKS ET EN-COURS 4 101,3 20,4 80,9 91,7

AVANCES ET ACOMPTES VERSÉS SUR COMMANDES 5 2,4 2,4 3,9

CRÉANCES CLIENTS ET COMPTES RATTACHÉS 5 772,7 8,4 764,3 771,0

AUTRES CRÉANCES D'EXPLOITATION 5 82,5 2,0 80,5 85,4

DISPONIBILITÉS 191,0 191,0 44,1

ACTIF CIRCULANT 1149,9 30,8 1119,1 996,1

CHARGES CONSTATÉES D'AVANCES 5 6,9 6,9 31,5

CHARGES A RÉPARTIR SUR PLUSIEURS EXERCICES 5 13,3

PRIMES DE REMBOURSEMENTS DES OBLIGATIONS 26,6

ÉCARTS DE CONVERSION - ACTIF 6 0,1 0,1 7,8

TOTAL DE L'ACTIF 20851,3 8619,0 12232,3 13111,7

COMPTES SOCIAUX


Bilan - actif(en M€)

Les notes annexes font partie intégrante des états financiers.


COMPTES SOCIAUX

Bilan - passif(en M€)

Notes en annexe 31.12.2004 31.12.2003

CAPITAL 103,5

DOTATIONS EN CAPITAL 2028,7

CAPITAL SOCIAL 2132,3

ÉCARTS DE RÉÉVALUATION: 8

--> Réserve spéciale - Loi du 28.12.59 205,6 209,1

--> Réserve réglementée - Loi du 29.12.76 8,8 15,1

RÉSERVES DIVERSES 8 244,4 1240,4

RÉSERVES RÉGLEMENTÉES 7,5 7,6

REPORT A NOUVEAU 8 - 30,6 - 909,0

RÉSULTAT DE L'EXERCICE 8 346,7 276,5

SUBVENTIONS D'INVESTISSEMENTS REÇUES 8 195,9 176,4

PROVISIONS RÉGLEMENTÉES 8 923,8 900,3

CAPITAUX PROPRES 7 444034,4 4048,6

PROVISIONS POUR RISQUES 9 0,1 7,8

PROVISIONS POUR CHARGES 9 50,2 22,0

PROVISIONS POUR RISQUES ET CHARGES 50,3 29,8

DETTES FINANCIERES 10 7163,6 7598,1

AVANCES ET ACOMPTES REÇUS 31,2 31,9

DETTES D'EXPLOITATION, D'INVESTISSEMENT ET DIVERS

--> Fournisseurs et comptes rattachés 11 588,1 681,3

--> Dettes fiscales et sociales 11 273,2 605,9

--> Autres dettes d'exploitation 11 77,7 92,9

Sous-total 939,0 1380,1

PRODUITS CONSTATÉS D'AVANCE 11 13,8 23,2

ÉCARTS DE CONVERSION - PASSIF 6

TOTAL DU PASSIF 12232,3 13111,7


COMPTES SOCIAUX


Compte de résultat - charges(en M€)

CHARGES (hors taxes) 2004 2003

1. CHARGES D'EXPLOITATION

Achats d'approvisionnements stockés :

- Autres approvisionnements 81,1 124,4

Achats d'énergie (dont achat des pertes) 369,8 377,6

Achats non stockés de matières et fournitures 36,8 32,8

Services extérieurs :

- Personnel extérieur 7,1 6,2

- Loyers en crédit-bail 0,2 0,2

- Services systèmes 270,2 259,4

- Autres 704,1 822,7

Consommation de l'exercice en provenance de tiers 1469,3 1623,3

Taxe professionnelle 225,4 206,9

Taxe sur les pylônes 158,5 148,8

Taxe foncière 29,8 27,8

Autres 15,3 12,2

Impôts, taxes et versements assimilés 429,0 395,7

Salaires et traitements 319,4 317,3

Intéressement 9,8 14,0

Charges sociales 282,8 250,8

Charges de personnel 612,0 582,1

Dotations aux amortissements :

- Immobilisations 601,6 597,1

- Charges à répartir sur plusieurs exercices 2,8 1,6

Sous-total : amortissements 604,4 598,7

Dotations aux provisions :

- Sur l'actif circulant 7,1 10,5

- Pour risques et charges 43,6 10,8

Sous-total : provisions 50,7 21,3

Dotations aux amortissements et provisions 655,1 620,0

Autres charges 98,3 63,4

TOTAL 1 3263,7 3284,5

2. CHARGES FINANCIÈRES


Intérêts et charges assimilés 333,5 477,7

Différences négatives de change 4,3 0,0

TOTAL 2 345,1 488,1

3. CHARGES EXCEPTIONNELLES

Éléments immobilisés sortis de l'actif 1,0 0,7


TOTAL 3 85,4 57,0

TOTAL CHARGES (1 à 3) 3694,2 3829,6

4. RÉSULTAT BRUT DE L'EXERCICE 547,3 446,6

5. IMPÔT SUR LES SOCIÉTÉS 200,6 170,1

RÉSULTAT DE L'EXERCICE 346,7 276,5

TOTAL GÉNÉRAL 4 241,5 4276,2


COMPTES SOCIAUX

Compte de résultat - produits(en M€)

PRODUITS (hors taxes) 2004 2003

1. PRODUITS D'EXPLOITATION

Accès au réseau 3973,1 3961,8

Ventes de produits résiduels 1,2 11,6

Autres 55,1 62,1

1.1 Production vendue (chiffre d'affaires) 4029,4 4035,5

1.2 Production immobilisée 128,2 151,4

PRODUCTION DE L'EXERCICE (1.1 à 1.2) 4157,6 4186,9

1.3 Reprises sur provisions 19,4 22,8

1.4 Transferts de charges 3,5 5,5

1.5 Autres produits 16,5 9,5

TOTAL 1 4197,0 4224,7

2. PRODUITS FINANCIERS

Gains de change sur emprunts et swaps 6,7 1,4

Reprises sur provisions 4,1 14,9

Intérêts et produits divers 9,4 15,7

TOTAL 2 20,2 32,0

3. PRODUITS EXCEPTIONNELS

Sur opérations en capital

- Produits des cessions d'éléments d'actif 2,6 1,5

- Subventions d'investissement virées au compte de résultat 9,1 5,9

- Autres 0,1 0,0

Reprises sur amortissements et provisions 12,5 12,1

TOTAL 3 24,3 19,5

TOTAL GÉNÉRAL 4241,5 4276,2

COMPTES SOCIAUX


Tableau des soldes intermédiaires de gestion(en M€)

Notesen annexe

2004 2003

Accès aux réseaux 3973,1 3961,8

Autres produits 56,3 73,7

Chiffre d'affaires 4029,4 4035,5

Production immobilisée 128,2 151,4

Production de l'exercice 4157,6 4186,9

Achats d'approvisionnements stockés - 81,1 - 124,3

Achats non stockés de matières et de fournitures - 406,6 - 410,5

Services Système - 270,2 - 259,4

Autres services extérieurs - 711,4 - 829,1

Consommation de l'exercice en provenance de tiers - 1469,3 - 1623,3

Valeur ajoutée 2688,3 2563,6

Impôts et taxes - 429,0 - 395,7

Charges de personnel - 612,0 - 582,1

Excédent brut d'exploitation 1647,3 1585,8

Dotations nettes aux amortissements - immobilisations - 601,6 - 597,0

Dotations nettes aux amortissements - charges à répartir - 2,8 - 1,6

Dotations aux provisions pour risques et charges - 50,7 - 21,4

Reprises sur amortissements et provisions 19,4 22,8

Transfert de charges et autres produits 19,9 15,0

Autres charges - 98,3 - 63,4

Résultat d'exploitation 933,2 940,2

Résultat financier 12 - 324,9 - 456,1

Résultat courant 608,3 484,1

Résultat exceptionnel 13 - 61,0 - 37,5

Résultat brut de l'exercice 547,3 446,6

Impôt sur les sociétés - 200,6 - 170,1

Résultat net 346,7 276,5



COMPTES SOCIAUX

Tableau des flux de trésorerie(en M€)

(1) En 2003, le désendettement net était constitué :• d’un désendettement structurel de 470 M€,• d’un désendettement net induit par des éléments exceptionnels de BFR 141,6 M€.

2004 2003

FLUX NET DE TRÉSORERIE GÉNÉRÉ PAR L'ACTIVITÉ

Résultat net 346,7 276,5

Amortissements et provisions 700,4 640,6

Résultat net des cessions et démolitions 51,6 18,5

Marge brute d'autofinancenement 1098,7 935,6

Stocks 10,6 22,1

Créances 23,1 - 10,7

Dettes - 143,2 466,5

Variation du besoin en fonds de roulement lié à l'activité - 109,5 477,9

Total Flux net de trésorerie généré par l'activité 989,2 1413,5

FLUX DE TRÉSORERIE LIE AUX OPÉRATIONS D'INVESTISSEMENT

Acquisitions d'immobilisations - 538,1 - 535,0

Charges à répartir sur plusieurs exercices - 3,3

Cessions d'immobilisations 24,2 37,3

Total flux de trésorerie lié aux opérations d'investissement - 513,9 - 501,0

FLUX DE TRÉSORERIE LIE AUX OPÉRATIONS DE FINANCEMENT

Dividendes versés - 106,0 - 61,5

Augmentation des autres fonds propres 33,0 36,0

Remboursement aide d’État (décision de Bruxelles) - 241,1

Désendettement net (1) - 255,4 - 611,6

Total flux de trésorerie lié aux opérations de financement - 328,4 - 878,2

VARIATION DE TRÉSORERIE PAR LES FLUX 146,9 34,3

Trésorerie d'ouverture 44,1 9,8

Trésorerie de clôture 191,0 44,1

VARIATION DE TRÉSORERIE PAR LES SOLDES 146,9 34,3


RÈGLES COMPTABLESET MÉTHODES D’ÉVALUATION

La Directive européenne et la Loi française 2000-108relative à la modernisation et au développement duservice public de l’électricité font obligation auxEntreprises d’électricité intégrées d’établir des comp-tes séparés pour leurs activités de production, detransport, de distribution et autres activités « commeelles devraient le faire si les activités en questionétaient exercées par des entreprises distinctes, envue d’éviter les discriminations, les subventions croi-sées et les distorsions de concurrence » (extrait de laDirective).Par ailleurs, la Loi française stipule que leGestionnaire du réseau public de transport doit êtreindépendant sur le plan de la gestion des autres acti-vités d’EDF, et doit transmettre ses comptes à laCommission de régulation de l’énergie.La dissociation comptable des activités d’EDF esteffective depuis l’examen des comptes de l’année2000 par son Conseil d’Administration du 29 mars2001. Le bilan 2000 de l’activité Transport est devenualors le bilan d’ouverture 2001 de RTE.Les comptes de RTE représentent les comptes de l’ac-tivité dissociée « transport ». Les modalités d’élabora-tion de ces comptes suivent les règles suivantes, enapplication de la délibération de la CRE du 15 février2001 relative aux principes de dissociation compta-ble :

Périmètre de l’activité Transport :

« Le périmètre de l’activité Transport correspond àcelui du gestionnaire du réseau de Transport d’élec-tricité (RTE) constitué au sein d’EDF. Le réseau rele-vant de l’activité Transport comprend l’ensemble desliaisons du réseau métropolitain continental et deses interconnexions dont la tension est égale ousupérieure à 63 kV (hors concessions de distributionaux services publics).

Ce périmètre inclut, jusqu'au 31 décembre 2004, lesactivités :

•--> d’exploitation du système électrique,•--> de gestion des infrastructures de réseau,•--> de conduite et de maintenance des ouvrages,•--> la relève des compteurs et les interventions surles appareils de comptage relevant de la compétencede RTE,•--> les relations avec les utilisateurs du réseau detransport,•--> les prestations de service liées au réseau.

Il comprend en outre les fonctions centrales néces-saires à l’indépendance de RTE. » [extrait de la délibé-ration du 15 février 2001].

Règles d’imputation:

Les règles d’imputation des postes d’actif et de passifet de charges et produits respectent le principe d’im-putation directe chaque fois que cela est possible.Le recours à l’application de clés de répartition n’aété retenu que lorsque l’imputation directe des pos-tes n’était pas possible, notamment pour les chargescentrales (voir note 14 relative aux protocoles).

Bilan:

Les bilans constitués pour chaque activité doiventcomporter tous les éléments d’actif mais égalementde passif relevant de l’activité dissociée.L’actif du bilan de RTE résulte essentiellement d’uneimputation directe.En ce qui concerne le passif, ont été imputés directe-ment :

•--> une partie majoritaire du passif d’exploitation(dettes fournisseurs…),•--> les éléments de passif relatifs aux immobilisa-tions (écart de réévaluation, subventions d’investis-sement reçues, provisions réglementées).

La répartition du passif financier entre les différentesactivités est réalisée de manière à équilibrer le bilande chaque activité. La pondération entre dettesfinancières et fonds propres au sein de chaque acti-vité tient compte de leurs besoins relatifs en fondspropres, en fonction des besoins de financement etdu niveau relatif de risque (voir notes 7 et 10 relativesaux capitaux propres et aux emprunts).

Les comptes sont établis selon les règles en vigueur,en tenant compte de certains principes particuliersappliqués en raison des spécificités d'EDF et enconformité avec le plan comptable national desIndustries électriques et gazières.

1. Immobilisations incorporelles

Les immobilisations incorporelles sont principale-ment constituées de logiciels (informatique indus-trielle de conduite du réseau et logiciels administra-tifs) et sont normalement amorties sur une durée de3 à 15 ans.Une option est néanmoins offerte d'amortir les logi-ciels acquis ou créés dans l'exercice en une seule foisselon un mode dérogatoire (option retenue en 2004par RTE).

RÈGLES COMPTABLES ET M ÉTHODES D’ÉVALUATION




2. Immobilisations corporelles et provisions pour dépréciation

Les immobilisations corporelles de RTE sont compo-sées uniquement de biens propres.

Les immobilisations corporelles figurent à l’actif dubilan à leur coût d’acquisition ou à leur coût derevient, à l’exception des biens ayant fait l'objetd'une réévaluation légale.

Elles sont amorties selon le mode linéaire ou dégressifdérogatoire.

Les durées d’amortissement des principaux ouvragessont les suivantes :•--> Lignes et câbles sur 45 ans,•--> Transformateurs sur 40 ans,•--> Cellules et jeux de barre : sur 45 ans pour les éléments "Haute Tension" et sur 15 ans pour les élé-ments "Basse Tension",•--> Matériel de compensation et auxiliaires sur 45 ans,•--> Matériel de télécommunication/téléconduite sur10 ans.

3. Immobilisations financières

Les titres de participation sont valorisés au coût d’ac-quisition. Si la valeur d'inventaire devenait inférieureau coût d'acquisition, la moins-value devrait fairel'objet d'une provision sans compensation avec lesplus-values latentes.

4. Stocks

Les matériels en stock sont évalués au prix d’achat,frais accessoires inclus mais hors charges financiè-res. La détermination des stocks se fait selon laméthode du coût moyen pondéré.

Les bonis et malis sont constatés en comptabilitéaprès les inventaires.

La provision pour dépréciation des stocks traduit ladiminution de la valeur d’un élément d’actif précisequant à sa nature mais incertaine quant à sa réalisa-tion. La provision pour dépréciation mesure uneperte de la valeur probable, elle est réversible, ets’inscrit en amont du ferraillage ou de la mise aurebut.La provision couvre les risques de détérioration ou denon-utilisation du matériel stocké due à une obsoles-cence technique et la destruction future ou le ferrail-lage du matériel en stock.

5. Créances d’exploitation, trésorerie et provisions afférentes

Les créances d'exploitation incluent, outre les créan-ces sur tiers externes, que les créances relatives auxprestations de RTE pour les autres entités EDF(notamment accès au réseau) dont le montant estdéterminé par l'application des protocoles signésentre RTE et EDF au titre de chacun de ces échanges.Les créances d'exploitation comprennent égalementles produits à recevoir sur les clients externes etinternes au titre du transport d'énergie de décembre.Une provision est par ailleurs constituée pour couvrirle risque de non recouvrement ultérieur.

6. Primes de remboursement des obligations

Les primes de remboursement des obligations sontamorties linéairement sur la durée de chaqueemprunt (ou de chaque tranche d’emprunt en casd’emprunt multi échéance).

7. Conversion des dettes et créances en devises

Les dettes et créances en monnaies étrangères sontévaluées au cours de change de fin d’exercice. L’écartde conversion dégagé est inscrit au bilan sous larubrique « Écart de conversion » (actif ou passif).

8. Provisions pour risques et charges

Les provisions sont notamment destinées à couvrir :

•--> les pertes de change,•--> les charges de révision périodique des hélicoptères,•--> des charges relatives au personnel (médailles dutravail, abondement, longue maladie…)

9. Primes de départ en inactivité

Les engagements d'EDF au titre des droits à prime dedépart acquis par les agents sont couverts par descontrats d'assurance. Le montant des engagementsest calculé selon la méthode actuarielle prospectiveau prorata des droits au terme. Cette méthode,recommandée par l'Ordre des experts comptables,consiste à estimer le montant des droits et évaluer lemontant de l'engagement relatif aux droits passéspar prorata du nombre d'années d'ancienneté sur lenombre d'années que le salarié comptera au momentde son départ à la retraite.

10. Pensions et avantages du personnel

10.1 Réforme du financement du régimespécial de retraites des Industries électri-ques et gazières

Les objectifs de cette réforme sont au nombre detrois :

•--> assurer la pérennité du régime spécial de retraites,•--> adosser celui-ci au régime général et aux régi-mes complémentaires pour les droits couverts parles régimes de droit commun,•--> garantir la neutralité financière du nouveau dis-positif pour l’ensemble des parties.

Les principales mesures de la réforme sont les sui-vantes (articles 16 à 23 de la loi du 9 août 2004) :

10.1.1 Création de la Caisse nationale des Industriesélectriques et gazières (CNIEG)

À compter du 1er janvier 2005, le fonctionnement durégime d’assurance vieillesse, invalidité, décès, acci-dents du travail et maladies professionnelles des IEGest assuré par la Caisse nationale des Industries élec-triques et gazières, organisme paritaire de sécuritésociale de droit privé placé sous la tutelle conjointedes ministres chargés de la sécurité sociale, du bud-get et de l’énergie dont les statuts ont été fixés par ledécret n° 2004-1354 du 10 novembre 2004. L’ensembledes salariés et des retraités ainsi que des employeursde la branche des IEG sont obligatoirement affiliés àcette caisse à compter du 1er janvier 2005.

Les droits à la retraite des salariés relevant de cesindustries restent inchangés. Seules les modalités definancement du régime spécial sont modifiées.

10.1.2 Adossement financier aux régimes de droitcommun

Des conventions financières sont mises en placeentre la CNIEG et les différents régimes de droit com-mun (CNAV, AGIRC, ARRCO) conduisant, dans le cadred’un principe de neutralité financière pour l’ensem-ble des assurés sociaux, à un adossement financier dela CNIEG à ces régimes de droit commun. Les condi-tions et modalités selon lesquelles la CNIEG verse àces régimes les cotisations de retraites et, en contre-partie, selon lesquelles ces mêmes régimes versent àla CNIEG les prestations de retraites sont calquées surles conditions et modalités qui seraient applicables siles personnels affiliés à la CNIEG relevaient respecti-vement du régime général de sécurité sociale ou desrégimes de retraites complémentaires concernés.

Conformément au principe de neutralité financière,les conventions déterminent également les mon-tants et modalités de paiement des contributionsexceptionnelles, forfaitaires et libératoires destinéesà couvrir les charges permanentes ainsi que les char-ges de trésorerie résultant de l’évaluation à la date dela réforme de la situation démographique, financièreet économique respective de ces régimes et durégime des IEG ainsi que du niveau et de la structuredes rémunérations respectifs de leurs affiliés.

Le montant à la charge d’EDF au titre de la contribu-tion exceptionnelle due à la CNAV sera versé pourpartie en 2005. Le solde de cette contribution excep-tionnelle, payé sur 20 ans à compter de 2005 serafinancé par les contributions tarifaires perçues surles prestations de transport et de distribution d’élec-tricité et de gaz naturel.

Le montant de la contribution exceptionnelle due autitre des régimes de retraites complémentairesAGIRC et ARRCO est destiné à couvrir les réserves etle fonds de gestion de ces régimes. La quote-part RTEest de 47 M€ brut avant impôt. Elle sera versée pour90 % en 2005 et le solde en 2006.

Une contribution de maintien de droits a été intégréeaux conventions signées avec les régimes de retraitescomplémentaires (AGIRC et ARRCO). Elle sera défini-tivement fixée en 2010 et portera sur l’évolution de lamasse salariale effective des IEG sur la période 2005-2010. Elle pourrait conduire au versement par laCNIEG d’une contribution plafonnée…Ces conventions ont été approuvées par arrêté endate du 7 février 2005 signé par les ministres chargésde la sécurité sociale, du budget et de l’énergie.

10.1.3 Répartition des droits spécifiques du régimespécial des entreprises des Industries électriques etgazières

Les droits spécifiques du régime spécial d’assurancevieillesse des IEG correspondent aux prestations dece régime non couvertes par les régimes de droitcommun.

La loi du 9 août 2004 et ses décrets d’applicationrépartissent les droits spécifiques relatifs aux pério-des validées au 31 décembre 2004 (« droits spécifi-ques passés ») entre les différentes entreprises desIEG et, pour chaque entreprise, entre d’une part lesdroits afférents à chacune des prestations de trans-port et de distribution d’électricité et de gaz naturel(« droits spécifiques passés régulés ») et d’autre partles droits afférents aux autres activités (« droits spé-cifiques passés non régulés »).





10.1.4 Création de la Contribution tarifaire d'achemi-nement (CTA) sur les prestations de transport et dedistribution d'électricité et de gaz naturel

La loi du 9 août a institué au profit de la CNIEG unecontribution tarifaire sur chacune des prestations detransport et de distribution d’électricité et de gaznaturel. Les contributions tarifaires d’acheminementfinancent les droits spécifiques passés régulés. Ellesfinancent également la quote-part régulée de lacontribution exceptionnelle définie dans la conven-tion avec la CNAV et, le cas échéant, de la contribu-tion exceptionnelle relative à la contribution demaintien de droits intégrée aux conventions avec lesrégimes de retraites complémentaires.Les taux de contribution tarifaire sont périodique-ment fixés par les ministres chargés de l’énergie, dubudget et de la sécurité sociale après avis de laCommission de régulation de l’énergie (CRE).Afin d'assurer la neutralité tarifaire pour les clientsfinals, la mise en œuvre de ces contributions tarifai-res se traduira pour EDF par une baisse des tarifsd’acheminement de l’électricité.

10.1.5 Garantie de l’État

La garantie de l’État sera octroyée à la CNIEG sur l’en-semble des droits spécifiques passés.

10.2 Les autres avantages postérieurs à l’emploi

En complément des retraites, d'autres avantages sontdonnés aux actifs et aux inactifs ; ils comprennent :

•--> les avantages postérieurs à l'emploi (cf. note 15Engagements hors-bilan) :

- l’avantage en nature énergie,- les rentes d’accidents du travail et de maladies pro-

fessionnelles (agents en inactivité),- les indemnités de fin de carrière,- le complément exceptionnel de retraite,- l’indemnité de secours immédiat,- les indemnités de congés exceptionnels,- l’indemnité compensatrice de fin d’études,

•--> les autres avantages à long terme (montantsprovisionnés) :- les rentes d’accidents du travail et de maladies pro-

fessionnelles (agents en inactivité),- les rentes d'invalidité,- les médailles du travail.

La provision constituée au titre de ces avantages àlong terme a été évaluée par EDF.

11. Charges de propre assureur

Les dommages subis sur les biens propres ne sontpas assurés, sauf exceptions dont les plus notablesconcernent les dommages aux véhicules, aux maté-riels en cours de transport et aux immeubles à usagede bureau.

12. Relations avec EDF – Dissociationcomptable

Principes déterminant les relations financières entreactivités :

Conformément à la demande de la Commission derégulation de l’électricité, les échanges internes fontl’objet depuis 2001 d’une contractualisation formali-sée systématique, sous forme de conventions ou deprotocoles. Ainsi, 59 protocoles ont couvert en 2004les échanges financiers, il s’agit :

•--> des protocoles régissant, en application de l’arti-cle 23 de la Loi 2000-108, les conditions d’accès auréseau de transport et d’utilisation de ce réseau parle Distributeur EDF et le Producteur EDF, ainsi que lesconditions d’application de la tarification de l’utilisa-tion des réseaux,

•--> des protocoles régissant, en application de l’arti-cle 15 de la loi 2000-108, les prestations fournies par leProducteur EDF à RTE, nécessaires au fonctionnementet à la sécurité d’exploitation du réseau de Transport(services systèmes, participation au mécanismed’ajustement, gestion prévisionnelle et programma-tion de la production, responsabilité d’équilibre),

•--> des conventions de prestations, en applicationde l’article 25 de la loi 2000-108, comprenant :

• des prestations techniques (maintenance et entre-tien des installations du Distributeur et duProducteur par RTE, prestations de recherche et déve-loppement pour RTE…),• des prestations non techniques faites par EDF (for-mation, médecine du travail, informatique, logisti-que…) ;

•--> des conventions de répartition de charges cen-trales, en application de l’article 25 de la loi 2000-108,au titre de la Présidence et de certaines Entités cen-trales dont l’activité concerne RTE (Direction duPersonnel et des Relations sociales, DivisionComptabilité, Fiscalité, Secrétariat général),

•--> des conventions établissant les principes d’opé-rations de patrimoine.

Tous les échanges internes sont « tracés » dans lesystème d’information de façon similaire aux échan-ges avec l’externe (commande, réception, factura-tion, règlement).Lorsque les conditions appliquées aux tiers décou-lent d’un tarif public ou de la réglementation, cesrègles publiques ont constitué le référentiel de règlesappliquées entre activités dissociées (notamment,application du tarif d’accès au réseau de transport).Dans les autres cas, les prix de facturation des pres-tations sont construits de façon similaire avec ce quise pratique vis-à-vis de l’externe. Ils visent à couvrirles coûts de revient et à générer une rémunérationdes capitaux engagés (lorsque nécessaire), ou se réfè-rent aux prix de marchés lorsqu’ils existent.

Les charges centrales d’Entreprise sont évaluées surla base des coûts des Entités concernées minorés desfacturations faites par l’Entité à l’externe.

La détermination du montant de dettes et créancesinternes à fin décembre 2004 résulte des montantseffectivement dus ou à recevoir, ainsi que des char-ges à payer et produits à recevoir comptabilisés autitre de décembre.




NOTES SUR LES PRINCIPAUX POSTESDES ÉTATS FINANCIERS

Immobilisations(en M€)

Note 1

Impact des changements de périmètre

la loi SPEGEEG du 9 août 2004 et son décret d'application 2005-172 du 22 février 2005 fixe le périmètre duréseau public de transport d’électricité qui conduit à une nouvelle affectation des actifs entre RTE, leDistributeur EDF et le Producteur EDF. Les impacts en sont les suivants :

NOTES SUR LES PRINCIPAUX POSTES DES ÉTATS FINANCIERS


31.12.2004avant changement

de périmètre

Impactchangement de périmètre

31.12.2004après changement

de périmètre

Immobilisations incorporelles 248,2 248,2

Immobilisations incorporelles en cours 61,8 61,8

Immobilisations incorporelles brutes 310,0 0,0 310,0

Immobilisations corporelles 20221,5 - 1227,8 18993,7

Immobilisations corporelles en cours 387,1 - 6,4 380,7

Immobilisations corporelles brutes 20608,6 - 1234,2 19374,4

Amortissements 9031,5 - 443,4 8588,1

Immobilisations corporelles 11887,1 - 790,8 11096,3

Capitaux propres(en M€)

Dettes financières(en M€)


de périmètre

Impactchangementde périmètre


de périmètre

Capital social 2132,3 2132,3

Écarts de réévaluation 224,1 - 9,7 214,4

Réserves diverses 501,9 - 257,5 244,4

Réserves réglementées 7,5 7,5

Report à nouveau -30,6 - 30,6

Résultat de l'exercice 346,7 346,7

Subventions d'investissements reçues 197,1 - 1,2 195,9

Provisions réglementées 972,2 - 48,4 923,8

Capitaux propres 4351,2 - 316,8 4034,4


de périmètre

Impactchangementde périmètre


de périmètre

Dettes financières 7637,6 - 474,0 7163,6



Note 2

Immobilisations incorporelles et corporelles (en M€)

31.12.2003 AugmentationVariation

Diminution 31.12.2004de périmètre

Immobilisations incorporelles 187,0 63,4 2,2 248,2

Immobilisations incorporelles en cours 74,6 41,5 54,3 61,8

Immobilisations incorporelles brutes 261,6 104,9 56,5 310,0

Immobilisations corporelles 19937,9 534,7 - 1227,8 251,1 18993,7

Immobilisations corporelles en cours 438,4 490,0 - 6,4 541,3 380,7

Immobilisations corporelles brutes 20376,3 1024,7 - 1234,2 792,4 19374,4

Amortissements 8613,3 610,3 - 443,4 192,1 8588,1

Immobilisations corporelles et incorporelles nettes 12024,6 519,3 - 790,8 656,8 11096,3

Principales mises en service d’immobilisations corporelles :

Lignes aériennes: 126,3 M€ (ligne 400 kV Argœuves-Chevalet-Gavrelle, ligne 400 kV Tavel-Tricastin, ligne 225 kVBoisse-Cailloux-sur-Fontaines, ligne 225 kV Creney-Rolampont, ligne 225 kV Soleil-Volvon, ligne 90 kVAubigne-Distre, ligne 63 kV Chaffard-Jallieu, ligne 63 kV Eglantier-Ormes, ligne 63 kV Cailloux-sur-Fontaines-Genay, ligne 63 kV Gerstheim-Rhinau, ligne 63 kV Rostrenen-St Nicolas, ligne 63 kV Mouthiers-Pontarlier…),Lignes souterraines : 52,9 M€ (ligne 225 kV Cretaine-Berthollet, ligne 63 kV Colomiers-Leguevin, ligne 63 kVCarquefou-Lion d'Or…),Postes : 198,3 M€ (poste 225 kV de Berthollet, poste 225 kV de Cailloux-sur-Fontaines, poste 225 de Genissiat,poste 225 de Corbière, poste 63 kV de Septernes, poste 225 kV de la Courneuve…),Fibres Optiques et autres liaisons: 24,2 M€,Matériel Télécom: 101,3 M€.

Principaux retraits d’immobilisations corporelles :

Lignes aériennes: 95,1 M€ (démolition ligne 225 kV Chevilly-Villejust, ligne Chooz, ligne Billancourt-Puteaux…),Postes : 43,6 M€ (démolition poste de David, poste de Grande Synthe…),Matériel télécommunication: 32,5 M€,Lignes souterraines : 21,6 M€.

Note 3

Immobilisations financières(en M€)

(1) Constitués :- de la participation détenue dans le capital de la société HGRT pour 1,1 M€.- de la prise de participation en 2002 dans le capital de la société @RTERIA pour 0,6 M€.

(2) Au 31/12/2004, constituées de prêts au personnel pour 2,2 M€ (dont 1,6 M€ d'accession à la propriété transférés au RTE), de dépôts et cautionnements pour 2,3 M€ et de subventions et participations facturées pour 3,7 M€.Les diminutions sont dues à la cession par EDF en 2004 à un Fonds commun de créances des crédits immobiliers consentis à son personnel. La quote-part reve-nant à RTE s’élève à - 18,6 M€.

31.12.2003 Augmentation Diminution 31.12.2004

Titres de participation (1) 1,6 0,2 1,8

Autres immobilisations financières (2) 10,9 19,1 21,8 8,2

Immobilisations financières brutes 12,5 19,3 21,8 10,0

Provisions 0,1 0,1

Immobilisations financières nettes 12,4 19,3 21,8 9,9



Note 4

Stocks et en-cours de production(en M€)

(1) Les stocks sont constitués uniquement de matières et matériels d'exploitation.

Échéancier des créances(en M€)

Note 6

Écarts de conversion - actif et passif

Les écarts de conversion nets se montent à 0,1 M€ et sont constitués pour l'essentiel de pertes sur créancesd'exploitation.

31.12.2003 Variation 31.12.2004

Stocks et en-cours de production brut (1) 111,9 - 10,6 101,3

Provisions 20,2 0,2 20,4

Stocks et en-cours de production nets 91,7 - 10,8 80,9

Note 5

Créances et comptes rattachés(en M€)

(1) Ce poste inclut les créances d'exploitation vis-à-vis d'EDF au titre des prestations effectuées par RTE (650 M€). Le montant est déterminé conformément auxprotocoles.(2) La baisse de ces différents postes s'explique par leur intégration en 2004 dans la nouvelle dette "synthétique" de RTE (cf. note 10).

Valeur bruteau 31.12.2004

À moins d'un an À plus d'un an

Immobilisations financières 10,0 1,0 9,0

Clients et comptes rattachés 772,7 772,7

Autres créances 91,9 91,9

Créances d'exploitation et immobilisations financières 874,6 865,6 9,0

31.12.2003 31.12.2004

Clients et comptes rattachés - valeur brute (1) 775,4 772,7

Provisions sur clients et comptes rattachés 4,4 8,4

Clients et comptes rattachés - valeur nette 771,0 764,3

Avances et acomptes versés 3,9 2,4

Charges constatées d'avance (2) 31,5 6,9

Charges à répartir (2) 13,3

Écarts de conversion - Actif (2) 7,8 0,1

Autres créances 86,9 82,5

Autres créances et comptes de régularisation - valeur brute 143,4 91,9

Amortissements et provisions sur autres créances 1,5 2,0

Autres créances et comptes de régularisation - valeur nette 141,9 89,9

Créances et comptes rattachés - valeur nette 912,9 854,2



Note 7

Capitaux propres

Le montant des capitaux propres alloué à RTE, résultat d'une concertation avec EDF et les Services de la CRE,a été apprécié en fonction des caractéristiques propres à l'activité de transport d'électricité (situation demonopole naturel, activité faiblement risquée, rentabilité assurée par les modalités de fixation des tarifs,conditions de financement favorables de la dette) de manière à assurer la solidité financière de RTE, garantiede son indépendance.

Note 8

Autres fonds propres(en M€)

31.12.2003Affectationrésultat N-1

Distributiondividendes

Résultat del'exercice

Changementde périmètre

AGIRCARCCO

Autres 31.12.2004

Capital social 2132,3 2132,3

Écarts de réévaluation 224,2 - 9,7 - 0,1 214,4

Réserves diverses 1240,4 170,5 - 257,5 - 909,0 244,4

Réserves réglementées 7,6 - 0,1 7,5

Report à nouveau - 909,0 - 30,6 909,0 - 30,6

Résultat de l'exercice 276,5 - 170,5 - 106,0 346,7 346,7

Subventions d'investissements 176,4 - 1,2 20,7 195,9

Provisions réglementées 900,3 - 48,4 71,9 923,8

Capitaux propres 4048,7 - 106,0 346,7 - 316,8 - 30,6 92,4 4034,4

Sont présentées ici les principales composantes.

1. Écart de réévaluation

Les actifs immobilisés ont fait l’objet de 2 réévalua-tions, en 1959 et en 1976-1977.

Réévaluation 1959L’actif brut et les amortissements ont été réévalués defaçon à faire apparaître des valeurs de reconstitutionà neuf (loi du 28 décembre 1959).En contrepartie, une réserve spéciale de réévaluationa été constituée au passif du bilan, représentantl’écart entre les valeurs réévaluées et les valeurscomptables d’origine.La réserve spéciale « loi du 28.12.59 » au 31 décem-bre 2003 (205 M€) correspond:

•--> à l’écart de réévaluation relatif aux immobilisa-tions en service au 01.01.1960 figurant encore à l'ac-tif en 2004 (95 M€),•--> à l’écart de réévaluation relatif aux immobilisa-tions sorties de l’actif (142 M€),•--> aux prélèvements intervenus sur cette réservevenant en minorer le montant (32 M€).

Réévaluation 1976-1977La loi du 29 décembre 1976 a autorisé les entreprisesà réévaluer leurs immobilisations non amortissables(terrains).La réserve réglementée écart de réévaluation « loi du29.12.76 », d’un montant de 9 M€, représente ainsi lemontant des augmentations d’actif constatées lorsde l’opération de réévaluation des terrains.

2. Réserves diverses

Cette réserve, d’un montant à fin 2004 de 244 M€,résulte :•--> du reclassement de la provision pour renouvelle-ment RAG (Réseau d’alimentation général) devenuesans objet en application de la loi du 10 novembre 1997conférant à EDF la propriété du réseau RAG (1086 M€),•--> de l'affectation du résultat de l’activité dissociéeTransport de 2000 (154 M€),•--> de l'affectation du report à nouveau négatif de2003 (- 909 M€),•--> de l'affectation de la part non distribuée durésultat 2003 (171 M€),•--> de l'impact des transferts d'actif entre RTE, leDistributeur et le Producteur (- 258 M€).

3. Report à nouveau

La totalité du report à nouveau négatif de fin 2003 (- 909 M€) a été affectée en réserves diverses sur2004. Le solde (- 30,6 M€) correspond à l'affectationde la dette vis-à-vis des régimes AGIRC / ARRCO.

4. Résultat de l’exercice

Le résultat de l’exercice est de 346,7 M€.

Le résultat 2003 (276,5 M€) a été affecté, pour partieen réserves (- 170,5 M€) et pour partie en distributionde dividendes (- 106 M€).

5. Subventions d’investissements reçues

Les subventions d’investissements reçues de tierss’élèvent en valeur nette fin 2004 à 196 M€, décom-posée en:•--> 176 M€ de subventions relatives à des ouvragesen service,•--> 53 M€ de subventions relatives à des ouvragesen cours de construction,•--> 33 M€ de cumul au 31 décembre des reprises desubventions au compte de résultat venant en mino-ration du premier poste (les subventions relativesaux ouvrages en service faisant l’objet d’une repriseen produits exceptionnels au même rythme quel’amortissement des ouvrages auxquels elles se rap-portent).

La variation globale de 20 M€ par rapport au31 décembre 2003 s’explique par :•--> un accroissement de 33 M€ du montant brut dessubventions reçues, dont les principales opérationsde l’exercice sont :

• protocole lié au raccordement des postes sourcesdu Distributeur EDF (16,8 M€),• raccordement au réseau du client SNCF Sous sta-tion Tonne à Villechetive (12,6 M€),• étude liaison souterraine Resonor au posteWattignies 90 kV pour DALKIA (3,3 M€),• raccordement souterrain de l'usine DK6 au réseauposte de Braek (2,5 M€),• raccordement et renforcement de l'alimentation deUgine au poste de Guarbecque (1,3 M€) ;

•--> compensé par des reprises de subventions aucompte de résultat (12 M€).

6. Provisions réglementées

La variation entre le 31 décembre 2003 le 31/12/2004(+ 23,5 M€) provient :• de la dotation aux amortissements dérogatoires autitre du complément pour dégressif (+ 46,7 M€),• de la dotation aux amortissements dérogatoires autitre des logiciels mis en service sur 2004 (+ 37,7 M€),• de la reprise au compte de résultat de l’écart deréévaluation 1976 (- 12,5 M€),• de l'impact des transferts d'actif entre RTE, leDistributeur et le Producteur (- 48,4 M€).

Rappel relatif à la réévaluation 1976 :La loi du 30 décembre 1977 relative aux immobilisa-tions amortissables a conduit à réévaluer les valeursd’actifs bruts et les amortissements des ouvragesprésents au bilan au 31/12/1976. Une provision régle-mentée a été inscrite en contrepartie au passif, pourl’écart alors constaté. Le solde de la provision régle-mentée « loi du 30.12.1977 » au 31 décembre 2004s’élève à 72 M€.





Note 9

Provisions pour risques et charges(en M€)

Note 10

Emprunts et dettes financières diverses

Tout au long de l’année 2004, l’évolution de la dette long terme de RTE a reflété d’une part, les mouvementsde la dette historique allouée à RTE (remboursements), et d’autre part, les nouveaux besoins de financement.Les comptes de RTE au 31 décembre 2004 devant servir de base au bilan d’ouverture de la future sociétéGestionnaire du réseau de transport (GRT), filiale d’EDF, un accord a été trouvé avec EDF pour réaménager ladette « historique » au 31 décembre en « dette synthétique », selon les principes suivants approuvés par laCommission de régulation de l’énergie :

•--> La dette synthétique conserve la même valeur de marché et la même valeur comptable que la dette his-torique.•--> Les caractéristiques (maturité, taux) des lignes de financement composant cette dette synthétique sontcelles de la dette « historique » figurant dans les comptes au 31/12/2004.•--> La créance d’EDF sur RTE ne devant toutefois pas comporter d’échéance trop longue, les lignesd’échéance 2022 et 2033 ont été supprimées.•--> Le risque de taux de la dette de RTE n’est pas modifié sensiblement (y compris en tenant compte de lasuppression des échéances 2022 et 2033). La répartition taux fixes/taux variables de la dette historique estmaintenue.•--> L’évaluation du montant de dette synthétique intègre, outre la dette historique au 31/12/2004 :

- l’impact des transferts d’actifs vers le gestionnaire de réseau de Distribution EDF et le Producteur EDF (- 474 M€),suite à la loi d’août 2004 et au décret d’application précisant les périmètres des réseaux de Transport et deDistribution,- le refinancement d’une ligne de crédit court terme de 600 M€ accordée par EDF à RTE en 2004 dans le cadrede la convention de trésorerie.

31.12.2003 AugmentationDiminution

31.12.2004Avec réutilisation Sans objet

Pertes de change sur emprunts 7,8 7,7 0,1

Provisions pour risques 7,8 7,7 0,1

Révisions périodiques des hélicoptères 1,2 0,9 0,9 1,2

Abondement sur l'intéressement 6,1 6,5 6,1 6,5

Réparations et installations 0,3 0,2 0,3 0,2

Médaille du travail 9,1 1,7 1,0 9,8

Rentes accident du travail et maladies professionnelles 2,3 2,3

Invalidité 8,1 8,1

Incapacité 3,0 3,0

Longue maladie 3,8 3,8

Litige URSSAF 0,5 16,1 0,5 16,1

Autres charges 0,9 2,1 3,0

Provisions pour charges 21,9 40,9 12,6 50,2

Provisions pour risques et charges 29,7 40,9 12,6 7,7 50,3

Le tableau ci-après retrace l’évolution de la dette « historique » entre le 1er janvier et la 31 décembre 2004,avant transposition en dette « synthétique » :

(1) Autres éléments liés à la dette long terme: recouvrent les intérêts courus non échus au titre des emprunts, ainsi que le montant des intérêts à verser ou à recevoir au titre des swaps de taux d’intérêt.

La dette court terme inclut le montant de chèques émis et non encaissés au 31 décembre de chaque année.Au 31 décembre 2004, l’ensemble des emprunts en devises affecté à RTE (à l’exception des emprunts en francssuisses) est adossé à des swaps de change entre les devises correspondantes et l’euro.

Répartition de la dette long terme par nature de taux (fixe, variable)

Le passage de la dette historique à la dette synthétique, intégrant l’impact des transferts d’actifs vers le Distributeuret le Producteur, et le refinancement de la ligne de crédit court terme, est résumé dans le tableau suivant:

(1) Autres impacts : les éléments d’actifs et de passifs associés à la dette historique (primes de remboursements d’emprunts, frais d’émissions portés en charges àrépartir, primes d’émissions au-dessus du pair…) représentant un montant d’actif net de 29 M€, ont été intégrés pour la détermination de la valeur de la dettesynthétique. Le niveau des intérêts courus non échus a également été revu pour mise en cohérence avec les lignes de la dette synthétique (+ 13 M€).(2) Autres éléments liés à la dette long terme: recouvrent uniquement les intérêts courus non échus au titre des emprunts, après passage à la dette synthétique.



En M€ 31.12.2003Variation

nette 2003Variation EC

actifVariation EC

passifMontant au31.12.2004

Emprunts obligataires en euros 3633 - 1403 2230

Emprunts obligataires en devises 202 - 37 - 2 163

Medium Terms Notes en euros 2984 750 3734

Medium Terms Notes en devises 589 - 29 560

Total dette LT 7408 - 719 - 2 0 6686

Autres éléments liés à la dette long terme (1) 153 - 48 104

Dette court terme 38 825 863

Total 7598 58 - 2 0 7654

Au 31.12.2004

Dette avant swap Dette après swap

Dettes à taux fixes 85 % 72 %

Dettes à taux variables 15 % 28 %

En M€

Dettehistorique

au 31.12.2003

Transfertd’actifs

Refinancementemprunt CT

Autresimpacts(1)

Dettesynthétique

au 31.12.2004

Total dette LT 6686 - 474 600 - 29 6783

Autres éléments liés à la dette long terme (2) 105 13 117

Dette court terme 863 - 600 263

Total 7654 - 474 0 - 16 7164

Note 11

Dettes d’exploitation(en M€)

(1) Ce poste inclut les dettes d'exploitation vis-à-vis d'EDF, au titre des prestations effectuées pour RTE (182 M€). Le montant est déterminé conformément aux protocoles.

31.12.2003 31.12.2004

Fournisseurs et comptes rattachés (1) 681,3 588,1

Avances et acomptes reçus 31,9 31,2

Dettes sociales 85,1 142,6

Dettes fiscales 520,8 130,6

Produits constatés d'avance 23,2 13,8

Autres dettes 92,9 77,7

Autres dettes et comptes de régularisation 753,9 395,9

Dettes d'exploitation 1435,2 984,0



Échéancier des dettes(en M€)

Note 12

Charges et produits financiers(en M€)

(1) En 2003, ce poste est principalement constitué de la charge d'intérêts affectés à RTE et liée à la décision de Bruxelles relative au non-paiement par EDF de l'im-pôt sur les sociétés sur une partie des provisions RAG.

Note 13

Charges et produits exceptionnels(en M€)

• Les cessions d'éléments d'actif ont généré une plus-value de + 1,6 M€ (avec 2,6 M€ de produits, diminuéede la valeur nette comptable pour - 1 M€).

Les dotations nettes aux amortissements et provisions sont constituées :• d'une reprise de provision spéciale de réévaluation pour 12,5 M€,• de la dotation aux amortissements dérogatoires au titre du complément pour dégressif pour 46,7 M€,• de la dotation aux amortissements dérogatoires au titre des logiciels mis en service sur 2004 pour 37,7 M€.

Valeur brute au 31.12.2004

À moinsd'un an

Entre1 et 5 ans

À plusde 5 ans

Emprunts et dettes auprès d'EDF 7163,6 544,3 4741,0 1878,3

Fournisseurs et comptes rattachés 588,1 588,1

Autres dettes et comptes de régularisation 395,9 395,9

Dettes 8147,6 1528,3 4741,0 1878,3

31.12.2003 31.12.2004

Gains et pertes de change 1,4 2,4

Intérêts et charges assimilées - 388,6 - 333,5

Autres charges et produits financiers nets (1) - 73,4 9,4

Charges et produits financiers hors dotations - 460,6 - 321,7

Dotations aux amortissements des primes de remboursement des obligations - 9,8 - 4,7

Dotations aux provisions pour pertes de change - 0,6 - 2,6

Reprises de provisions pour pertes de change 14,9 4,1

Charges et produits financiers - 456,1 - 324,9

31.12.2003 31.12.2004

Résultat net sur cession d'éléments d'actif 0,8 1,6

Subventions d'investissements virées au résultat 5,9 9,2

Autres charges et produits exceptionnels nets 0,1

Charges et produits exceptionnels hors dotations 6,7 10,9

Dotations nettes aux amortissements et provisions - 44,2 - 71,9

Charges et produits exceptionnels - 37,5 - 61,0



Note 14

Protocoles et conventions

59 protocoles ont été signés entre RTE et les autres Entités d’EDF en 2004, représentant :• un montant global de 325 M€ au titre des prestations reçues par RTE,• un montant global de 3311 M€ au titre des prestations fournies par RTE (dont 3076 M€ d'accès au réseaudu distributeur EDF).

Note 15

Engagements hors-bilan

• Les engagements reçus (68 M€) se composent de :- garantie de bonne fin de travaux (5 M€),- garantie de première demande (26 M€),- garantie sur allocation de capacités (29 M€),- engagements liés à des participations sur des travaux de raccordement (8 M€).

• Les engagements donnés (1175 M€) sont constitués pour l'essentiel d'engagements liés aux avantages defin de carrière et postérieurs à l’emploi (233 M€), d’engagements sur des contrats commerciaux (557 M€), decommandes d'immobilisations passées auprès des fournisseurs (218 M€) et de commandes d'exploitation(166 M€).

• Les engagements de crédit-bail mobilier s'analysent de la façon suivante :(en M€)

• Les engagements liés au avantages de fin de carrière et postérieurs à l'emploi :

Le montant de ces engagements a été déterminé par EDF. La clé retenue pour l’affectation à RTE est 7,5 %.

Note 16

Effectifs

Engagements de crédit-bail Immobilisations en crédit-bail

Redevances payées Redevances restant à payerPrix

d’achat résiduel HT

Coûtd’entrée

HT

Dotations aux amortissementsde l’exercice cumulées Jusqu’à

1 anSupérieur

à 1 anTotal à payer

de l’exercice cumulés

0 0,3 0 0 0 0 0,2 0 0,1

Effectifs au 31.12.2003 Effectifs au 31.12.2004

Exécution 586 565

Maîtrise 4428 4499

Encadrement 3150 3212

Total 8164 8276

Avantage en nature énergie 85

Rentes Accidents du Travail et Maladies Professionnelles 50

Indemnités de fin de carrière 37

Complément exceptionnel de retraite 25

Indemnités de secours immédiat 20

Indemnités de congés exceptionnels 13

Indemnité compensatrices de fin d’études 3

Aide bénévole amiante 1

Total des autres avantages de fin de carrière et postérieurs à l’emploi 233


RAPPORT DE L’AUDITEUR INDÉPENDANTExercice clos le 31 décembre 2004

Monsieur André MerlinDirecteurRTE1 Terrasse BelliniTSA 4100092919 LA DÉFENSE CEDEX

Monsieur,

En exécution de la mission qui nous a été confiée, nous vous présentons notre rapport relatif à l'exercice closle 31 décembre 2004 sur le contrôle des comptes annuels de RTE, établis en euros. tels qu'ils sont joints auprésent rapport.

Les comptes annuels ont été arrêtés par la Direction. Il nous appartient, sur la base de notre audit, d'exprimerune opinion sur ces comptes.

Nous avons effectué notre audit selon les normes professionnelles applicables en France, à l'exception dupoint décrit dans le paragraphe suivant ; ces normes requièrent la mise en œuvre de diligences permettantd'obtenir l'assurance raisonnable que les comptes annuels ne comportent pas d'anomalies significatives.Un audit consiste à examiner, par sondages, les éléments probants justifiant les données contenues dans cescomptes. Il consiste également à apprécier les principes comptables suivis et les estimations significativesretenues pour l'arrêté des comptes et à apprécier leur présentation d'ensemble. Nous estimons que nostravaux fournissent une base raisonnable à l'opinion exprimée ci-après :

Les charges centrales hors protocoles d'EDF sont réparties entre les activités dissociées en utilisant,généralement, des clés de répartition. Nous n'avons pas été en mesure de vérifier les assiettes des montantsaffectés à RTE, cette information n'étant pas disponible chez RTE.

RAPPORT DE L'AUDITEUR INDÉPENDANT



RAPPORT DE L'AUDITEUR INDÉPENDANT

Cette limitation s'applique également à la note annexe sur les engagements mentionnés en hors bilan au titredes avantages postérieurs à l'emploi des agents RTE.

Sous cette réserve, nous certifions que les comptes annuels, établis conformément aux principes comptablesgénéralement admis en France, sont réguliers et sincères et donnent une image fidèle du résultat desopérations de l'exercice écoulé ainsi que de la situation financière et du patrimoine de la société à la fin decet exercice.

Sans remettre en cause l'opinion exprimée ci-dessus, nous attirons votre attention sur le point suivant :

Actif immobilisé (annexe note 2)

Suite à la Loi du 9 août 2004 et du Décret d'application y afférant, la consistance du réseau de transportd'électricité a été modifiée par rapport à l'acceptation qui en était faite pour la préparation des comptesantérieurs de RTE. En conséquence, l'actif immobilisé au 31 décembre 2004 a été réduit à 790,8 millionsd’euros en contrepartie des capitaux propres à hauteur de 316,8 millions d’euros et de la dette long terme pour474 millions d’euros.

Le 10 mars 2005

PricewaterhouseCoopers AuditJacques Denizeau

GLOSSAIRE


ADEMEAgence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie.

AEEGAutorita per l’energia elletrica e il gas, autorité italienne derégulation de l’électricité et du gaz.

ANEMAssociation nationale des élus de montagne.

APACHAmélioration des performances associées aux causeshumaines. Nouvelle approche de RTE pour améliorer lasécurité et la maîtrise du geste professionnel.

Bilan prévisionnelDiagnostic prospectif à moyen et long terme de l’équilibreentre l’offre et la demande d’électricité et évaluation desbesoins de nouvelles capacités de production pour assurer,dans la durée, la sécurité d’approvisionnement. L’article 6de la Loi du 10 février 2000 confie à RTE la réalisation de cebilan prévisionnel, tous les deux ans.

CIGREConseil international des grands réseaux électriques.Association fondée en 1921, elle compte cinquante-deuxpays membres. Ses missions : développement des connais-sances techniques, échanges et diffusions d'informations,apport de solutions à des problèmes techniques dans ledomaine des grands réseaux électriques.

CNRCompagnie nationale du Rhône.

CogénérationSystème de production simultanée de chaleur et d'électricité.

COMEXComité exécutif.

ComptageSystème permettant l'enregistrement, en un point donné deconnexion au réseau, des volumes de l'électricité transportéeou distribuée (puissance, fréquence, énergie active et réactive).

CongestionSituation dans laquelle une interconnexion reliant desréseaux de transport nationaux ne peut pas accueillir tousles flux physiques résultant d’échanges internationauxdemandés par les opérateurs du marché, en raison d’unmanque de capacité de l’interconnexion et/ou des réseauxnationaux de transport en cause.

CRECommission de régulation de l'énergie.Autorité administrativeindépendante, instituée par la Loi du 10 février 2000, la CRE apour principale mission de veiller au fonctionnement régulierdu marché de l'électricité et du gaz et à l'absence de toute dis-crimination, subvention croisée ou entrave à la concurrence.

CURTEComité des utilisateurs du réseau de transport d’électricité.Instance de dialogue entre RTE et ses clients.

Directive européenne 96/92/CE du 19 décembre 1996.Elle fixe des règles communes pour le marché intérieur del'électricité dans l'Union et organise le cadre institutionnel

des réformes. Elle met en place les principes en matière deproduction et d'exploitation des réseaux de transport et dedistribution. Elle impose la transparence de la comptabilitédes acteurs et organise les conditions d'accès au réseau.

Directive européenne 2003/54/CE du 26 juin 2003.Cette directive poursuit l’ouverture du marché européen del’électricité engagée par la directive de décembre 1996. Ellestipule qu’à partir du 1er juillet 2004, tous les clients profes-sionnels, entreprises et collectivités doivent être éligibles etque tous les clients le seront à partir du 1er juillet 2007. Elledemande également la séparation juridique des gestionnai-res de réseaux de transport et de distribution des autresactivités des entreprises intégrées.

DUPDéclaration d’utilité publique.

Distribution (réseaux de)

En aval du réseau de transport les réseaux de distribution, àmoyenne et basse tension, desservent les clients finaux(particuliers, collectivités, PME, PMI).

DistributeursResponsables des réseaux de distribution. On peut distin-guer 22 entreprises locales de distribution (ELD) et EDFRéseau Distribution.

ELDEntreprises locales de distribution.

Éligibles (clients)

Les clients sont dits éligibles lorsqu’ils sont libres d’acheterde l’électricité au fournisseur de leur choix. Depuis le1er juillet 2004, toutes les entreprises, tous les professionnelset toutes les collectivités sont éligibles.

ETSOEuropean Transmission System Operators. Association desgestionnaires de réseaux de transport d'électricité euro-péens, créée en juillet 1999.

Fournisseur d’électricitéActeur du marché de l’électricité qui fournit au moins un clientfinal en énergie produite par lui-même ou achetée sur le marché.

GETGroupes d’exploitation transport. Entités locales de RTE encharge de l’exploitation et de la maintenance des ouvragesde transport d’électricité.

Gigawattheure (GWh)

Million de kWh

GIMÉLECGroupement des industries de l'équipement électrique. LeGimélec représente la profession française de l'équipe-ment électrique, du contrôle-commande et des servicesassociés…

GIPGroupes d’intervention prioritaires. À la suite des tempêtesde décembre 1999, RTE a créé les Groupes d’interventionsprioritaires pour les réparations urgentes.

GRTGestionnaire du réseau de transport de l’électricité. En France,RTE.

GRTNGestore della rete di trasmissione nazionale. Gestionnairede réseau de transport italien.

Glossaire04


GLOSSAIRE

HT (ligne à haute tension)

Ligne électrique d'une tension de 63000, 90000 ou 150000volts.

InjectionAction d'alimenter le réseau de transport en électricité.

InterconnexionOuvrage de transport d’électricité qui permet les échangesd’énergie entre des pays différents, en reliant le réseau detransport d’un pays à celui d’un pays limitrophe.

IRCANTECInstitution de retraite complémentaire des agents non titu-laires de l'État et des collectivités publiques.

Kilowattheure (kWh)

Énergie électrique consommée en une heure par un appa-reil d’une puissance de 1000 watts. (1 kWh égale 3600 jou-les).

LA SNETSociété nationale d’électricité et de thermique.

Loi du 10 février 2000La loi 2000-108, du 10 février 2000, sur la modernisation et ledéveloppement du service public de l'électricité, transposeen droit français la Directive européenne 96/92/CE du19 décembre 1996.

Loi du 9 août 2004La loi du 9 août 2004, relative au service public de l’électri-cité et du gaz et aux entreprises électriques et gazièrestranspose en droit français la Directive européenne2003/54/CE du 26 juin 2003. Elle transforme les établisse-ments publics EDF et Gaz de France en sociétés anonymes.RTE devient également une société anonyme, filiale dugroupe EDF.

Mécanisme d’ajustementCréé par RTE le 1er avril 2003, le mécanisme d’ajustement luipermet de disposer de réserves de puissance mobilisablesdès que se produit un déséquilibre entre l'offre et lademande.

Mégawattheure (MWh)

Millier de kWh.

NGTNational Grid Transco, est le gestionnaire de réseau detransport britannique.

PAPLe Programme d’accompagnement de projet est un disposi-tif d'aide à l'émergence et à l'accompagnement de projetslocaux ou régionaux, sur les territoires concernés par le pro-jet de ligne nouvelle.

PEXI (Pupitre d’exploitation informatisé)

Système de conduite et de commande automatisées duréseau électrique de transport, destiné aux groupements depostes de RTE.

PowernextBourse française de l’électricité.

Poste sourceUn poste source est une installation où l’électricité est ache-minée à haute ou très haute tension par le réseau de trans-port de RTE, pour être transformée en moyenne tension envue de son transit dans les réseaux de distribution.

ProfilageLe profilage désigne la méthode utilisée par les gestionnai-res de réseaux de distribution pour estimer la courbe decharge des clients non équipés de compteurs télérelevés.

Qualité de fournitureNiveau de qualité de l'électricité livrée au réseau, évaluéeen fonction de la fréquence et de la durée des coupures lon-gues et brèves.

Référentiel technique de RTELe référentiel technique est établi par RTE en application dudécret de juin 2003 relatif aux prescriptions techniquesgénérales de conception et de fonctionnement auxquellesdoivent satisfaire les installations en vue de leur raccorde-ment au réseau public de transport d'électricité. Il a pourobjet de préciser les principes généraux de gestion et d'uti-lisation de ce réseau, en conformité avec les dispositionslégislatives et réglementaires ainsi qu'avec les décisions dela CRE. RTE élabore ce référentiel technique en concertationavec les utilisateurs du réseau de transport d’électricité.

Réseau de transport d’électricitéRéseau public assurant le transit de l'énergie électrique àhaute et très haute tension des lieux de productionjusqu’aux réseaux de distribution ou des sites industrielsqui lui sont directement raccordés. II comprend le réseau degrand transport et d'interconnexion (400000 volts et 225000volts) et les réseaux régionaux de répartition (225000 volts,150000 volts, 90000 volts et 63000 volts).

Responsable d'équilibreEntreprise avec laquelle RTE passe un contrat pour le finan-cement des écarts entre le prévu et le réalisé dans lesconsommations et les productions d'un portefeuille d'utili-sateurs mutualisés par le responsable d’équilibre, qui joueici un rôle d’assureur en jouant sur l’effet de foisonnementdes écarts à la hausse et à la baisse.

ROSERéseau optique de sécurité. Pour renforcer la sûreté d’ex-ploitation, RTE transfère ses télécommunications de sécu-rité sur ce réseau de câbles à fibres optiques.

SERCESyndicat des entreprises du génie électrique.

SHEMSociété hydroélectrique du Midi.

SoutirageAction de prélever de l’électricité sur le réseau, en un pointde connexion.

THT (Ligne à très haute tension)

Ligne d'une tension de 225000 ou 400000 volts.

Térawattheure (TWh)

Milliard de kWh.

TraderNégociant qui achète et vend de l'électricité.

UCTEUnion pour la coordination du transport d'électricité.Association qui a pour but de coordonner les règles d'ex-ploitation et de développement des réseaux de transportentre pays européens.

UEMUsine d’électricité de Metz.


Crédits photographiques

© Médiathèque RTE.

Laurent Weyl, Michel Monteaux, Damien Charfeddine,

Christophe Gin, Guillaume Zuili, Cédric Faimali,

Gilles Larvor, Loïc Le Louet, Dominique Delpoux,

Lionel Roux, Lionel Rothan, Guillaume Collanges,

Stéphane Harter, Igor Meijer, Wilfrid Esteve,

Gaël Arnaud.

Conseil éditorial et rédaction

Doussot Conseil

Conception et réalisation

133, avenue des Champs-Élysées 75380 Paris Cedex 08

Impression

JPA-Imprimeurs

RTEDÉLÉGATION A LA COMMUNICATION ET AUX RELATIONS EXTÉRIEURESDIVISION ÉCONOMIE GESTION FINANCES1, TERRASSE BELLINI - TSA 4100092919 LA DÉFENSE CEDEX

www.rte-france.com