Énergie produite et importée (en TWh, 2003). Totale : 547,7 dont production intérieure 540,7 [nucléaire (injections nettes mesurées par RTE aux bornes de son réseau) 419,8 ; thermique classique 59,7 ; hydraulique 64,2 (indice de productibilité annuel 1,03)], importations physiques 7. Consommée : totale 547,7 dont consommation intérieure 467,3 (clients raccordés au réseau RTE 94,9, aux réseaux distributeurs 330,3, autoconsommation sur tous réseaux 10,4, consommation nette 435,6, pertes sur tous réseaux 31,7), énergie absorbée pour le pompage 7,3, exportations physiques 73,1.
PRODUCTION TOTALE (en TWh)
Année Total Thermique (nucléaire/classique) Hydraulique Solde échanges
1938 20,7 - 10,4 10,3 0,404
1950 33,2 - 17 16,2 0,365
1960 72,3 0,13 31,64 40,5 0,098
1970 140,7 5,15 78,95 56,6 0,506
1975 178,5 17,45 101,17 59,8 2,5
1980 245,8 57,94 118,84 69,8 3,09
1985 265,1 213,1 52,1 63,4 23,4
1990 399,5 297,9 45,2 57 45,7
1995 471,4 358,8 36,8 75,8 69,8
2000 517 395 50 72 72,7
2001 526,7 401,3 46,1 79,3 72,6
2002 532,9 415,5 52,9 64,5 80,6
2003 540,7 419,8 56,7 64,2 73,1
2004 547,6 427,7 54,7 65,2 62
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Part des autres producteurs qu'EDF (en 1997) : 27,5 (dont thermique classique 21,5 ; hydraulique 6 ; solde importé 0,2 (en 1995) ; en 1994 : 13,9 fournis à l'EDF et 12,5 directement consommés.
Ressources (en TWh). Production totale (brute) : 1973 : 182,4 ; 2001 : 549,8 ; 2002 : 559,2 ; 2003 : 566,9 ; 2004 : 572,2 dont thermique nucléaire 448,2, classique 58 (charbon 24,4, fioul 4,5, gaz naturel 17,5), hydraulique, éolien et photovoltaïque 66. Utilisations (non corrigée du climat, en TWh, 2004) : consommation intérieure 478,2 dont sidérurgie 11,7, industrie 127,8, résidentiel et tertiaire 263,5, pertes de réseau 32,1 ; des auxiliaires + pompages 32 ; soldes des échanges 62. Consommation finale par secteur (en TWh, 2003) : sidérurgie 10,4, industrie 182,2, résidentiel et tertiaire 261,11, agriculture 2,8, transports 10,7. Total 413,21.
Nota : (1) Corrigée du climat.
Équipement (au 31-12-2003) Réseau de transport : lignes de transport HTB/HTA (en km) 400 kV : 21 000, 225 kV : 26 400, autres : 58 480 ; transformateurs de réseau (MVA) : 400 kV : 124 520, 225 kV : 119 350. De distribution : lignes (en km) : HTA 626 441, BT 689 647. Production : puissance maximale possible (en MW) : thermique nucléaire 63 400, classique (y compris énergies renouvelables hors hydraulique) 27 600, hydraulique 25 400.
ÉLECTRICITÉ THERMIQUE
Besoins en eau des centrales thermiques réfrigérées en circuit ouvert selon la puissance nominale des tranches. Débit traversant le conducteur en m3/s, échauffement de l'eau en oC, volume prélevé par kWh produit, en litres. Classiques : 125 MW : 5,5 m3/s, 7 oC, 158 l. 250 MW : 10 m3/s, 7 oC, 144 l. 600 MW : 24 m3/s, 7 oC, 144 l. Nucléaires : PWR 900 MW : 41 m3/s, 10,8 oC, 164 l. PWR 1 300 MW : 45 m3/s, 13,8 oC, 130 l.
Production thermique (TWh net) Combustibles utilisés (en %)
[Charbon 1 Fioul Gaz naturel Divers 2 Uranium]
1950 16,9 80,6 6,2 - 13,2 -
1955 24,1 77,1 7,6 - 15,3 -
1960 31,8 66,2 7,8 11,2 14,4 0,4
1965 55,0 65,9 18,4 5,5 8,6 1,6
1970 84,1 45,0 34,1 7,4 7,4 6,1
1975 118,6 25,7 44,0 9,6 6,0 14,7
1980 176,8 15,3 25,5 3,3 4,3 32,8
1985 265,2 14,4 2,0 1,1 2,1 80,4
1990 343,0 8,5 2,1 0,8 1,7 86,9
1995 395,5 5,8 1,5 0,8 1,5 90,8
2000 445,0 5,8 0,5 5,0 - 88,8
2004 482,1 4,7 0,4 - 6,4 88,5
Nota : (1) Combustibles minéraux solides. (2) Autres combustibles et gaz de hauts-fourneaux, hors lignite. Source : RTE.
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Coefficient de disponibilité du parc EDF (en %). Total thermique EDF (nucléaire + classique) à partir de la mise en service industriel : 1985 : 76,2 ; 90 : 71,9 ; 91 : 71,4 ; 92 : 69,6 ; 93 : 78,4 ; 94 : 79,4 ; 95 : 81,1 ; 2001 : 91,5.
Principales centrales thermiques. Production 1999 (en GWh) et, entre parenthèses, puissance maximale possible (en MW). Centrales classiques : Émile-Huchet (Carling, Moselle) 5 418 (1 159) 1. Cordemais (L.-A.) 2 894 (3 020). Blénod (M.-et-M.) 2 229 (1 000). Havre (Le) (S.-M.) 3 274 (2 000). Gardanne (B.-du-Rh.) 1 698 (825) 1. Maxe (La) (Moselle) 1 222 (500). Dunkerque (Nord) 1 555 (234). Richemont (Moselle) 487 (384). Vitry-sur-Seine (V.-de-M.) 918 (1 120) 1. Vaires (S.-et-M.) 586 (480). Pont-de-Claix (Isère) 587 (166) 1. Lucy III (S.-et-L.) 573 (247) 1. Hornaing (Nord) 506 (240) 1. Audience (B.-du-Rh.) 617 (96) 1. Pont-sur-Sambre (Nord) 313 (250). Albi (Tarn) 270 (250). Port-Jérôme (S.-M.) 392 (55) 1. Berre (B.-du-Rh.) 348 (62) 1. Gonfreville (S.-M.) 348 (65) 1. Centrales nucléaires (voir p. 1556 a et 1557 c).
Nota : (1) En 1994.
ÉLECTRICITÉ HYDRAULIQUE
Avantages. Longévité des ouvrages, modicité d'entretien, souplesse de fonctionnement, possibilité d'associer la production à d'autres usages (écrêtement ou laminage des crues, soutien des étiages, alimentation urbaine, etc.), source nationale, renouvelable et propre.
Inconvénients. Barrages empêchant les migrations des poissons et provoquant un réchauffement des eaux [la construction de microcentrales est interdite sur une centaine de rivières à poissons (Loire, Canche, bassin de l'Adour, rivières normandes, bretonnes)] ; les descentes en canoë sont gênées (sur Vézère, Auvezère, Dordogne), l'environnement peut en souffrir (exemple : gorges du Verdon).
Potentiel français. 1re haute chute équipée : 1880 près de Grenoble par Aristide Bergès, qui, le 1er, parla de houille blanche. Petites chutes aménageables : 300 000 (hauteur moyenne annuelle des précipitations 315 mm, soit 173 milliards de m3) ; pour produire 1 kWh, 1 m3 d'eau douce doit tomber de 365 m. Altitude moyenne de chute : environ 560 m (soit 1,53 fois 365 m). Potentiel : théorique : défini à partir de 265 TWh (88 Mtec) ; équipable : 100 TWh ; économique utilisable : 72 TWh (24 Mtec).
Courant fourni. En année normale : 62 TWh (21 Mtec), soit en puissance 18 500 MW.
Catégories d'usines. Lac : usines ayant un réservoir dont le temps de remplissage, égal ou supérieur à 400 h, permet de stocker les apports en période de hautes eaux pour les libérer en période de pointes de consommation. Parfois de haute chute, demandent au moins 400 m pour que leur réserve atteigne la cote normale. Exemple : dans les Alpes, La Bathie Roselend, puissance maximale 546 MW (productibilité annuelle 1 080 GWh). Usines au fil de l'eau, de basse chute : réservoir à temps de remplissage inférieur ou égal à 2 h et utilisant le débit tel qu'il se présente. Exemple : Bollène sur le Rhône (335 MW, 2 110 GWh). Les hautes chutes mobilisent leur puissance aux heures de pointe et aux heures pleines d'hiver, soit environ 1/5 de l'année. Éclusée : réservoir entre 2 et 400 h, stocke de l'eau la nuit pour turbiner aux heures de forte charge. Exemples : Éguzon sur la Creuse (70,6 MW, 105 GWh) ou Génissiat sur le Rhône (405 MW, 1 700 GWh). Pompage : disposent de 2 réservoirs, un supérieur et un inférieur, reliés par des pompes, pour remonter l'eau, et des turbines pour produire de l'énergie. Pompage pur : apports naturels dans le réservoir supérieur négligeables (productibilité nulle). Exemple : Revin près de la Meuse, 1re grande installation de ce type (1976 ; 800 MW) ; mixte : apports naturels, dits gravitaires, productibilité certaine. Mobilisables au moment voulu moyennant une perte physique de 1/3 compensée par un gain : le kWh turbiné le matin ou le soir vaut en hiver jusqu'à 2 fois celui du refoulement à minuit. Puissance totale des sites recensés en France : 18 500 MW ou plus.
Statistiques (au 31-12-2002). Puissance installée nominale [générateurs principaux d'énergie électrique (sauf des auxiliaires)] dont, entre parenthèses, part d'EDF (en GW) : 25,4 (23,1) dont fil de l'eau 7,5 (6,1), éclusée 4,3 (3,5), lac 9,3 (8,8), pompage 4,3. Production (en TWh, 2003) 64,2 dont au fil de l'eau 30,6, éclusée 12,6, lac 14,5, pompage 6,5. Par régions (en 1997) : Alpes 47 (44,7), Centre 14,5 (12,5), Pyrénées 8 (5,7). Productibilité et, entre parenthèses, quantité annuelle moyenne d'énergie que les apports permettraient de produire ou de stocker durant l'année, en l'absence de toute indisponibilité de matériel et de toute contrainte d'exploitation [en TWh, 2000] : 72 (65) dont fil de l'eau 37,4 (31,8), éclusées 13,9 (12,9), lac 17,3 (16,7), pompage mixte 1,2 (1,2).
Réservoirs saisonniers. Remplissage en général à partir de la fonte des neiges (mai-juin), le maximum étant atteint en automne. Capacité en énergie (quantité produite dans l'ensemble des usines de tête et aval si on vidait le réservoir totalement plein) : total en 1996 : 9 832 (EDF 9 267) dont centrales de tête 4 686 (4 264), centrales aval 5 146 (5 003) ; Alpes 67 % de la capacité.
Principaux réservoirs (capacité en GWh). Alpes : Serre-Ponçon 1 677, Mont-Cenis 1 063, Tignes 665, Roselend 639, Grand-Maison 451, Émosson 372, Ste-Croix 297. Pyrénées : Cap-de-Long 299, Lanoux 257, Naguilhès 114. Centre : Bort-les-Orgues 313, Grandval 271, Sarrans 251, Pareloup 234.
Principaux aménagements hydrauliques (au 31-12-1996). Production et, entre parenthèses, productibilité annuelle moyenne (en GWh) ; puissance maximale possible, en italique, de 1 h : somme des puissances maximales nettes réalisables par chaque usine en service continu, quand chacune de ses installations principales et annexes est en état de marche et quand les conditions de débit, de réserve et de hauteur de chute sont optimale (en MW) : Bollène (Vaucluse, canal du Rhône) 1 857 (2 100) 345. Génissiat (Ain, haut Rhône, inauguré 21-1-1948) 1 457 (1 700) 405. Châteauneuf-du-Rhône (Drôme, dérivation du Rhône) 1 473 (1 640) 285. Logis-Neuf (Drôme, dérivation du Rhône) 1 100 (1 227) 211. Beaucaire (Gard, Rhône) 1 188 (1 280) 210. Beauchastel (Ardèche, Rhône) 1 093 (1 226) 223. Brommat (Aveyron, Truyère) 932 (900) 416. La Bathie (Savoie, Isère) 1 221 (1 080) 546. Bourg-lès-Valence (Drôme, Rhône) 971 (1 090) 186. Fessenheim 859 (1 030) 176 et Ottmarsheim (Ht-Rhin, canal d'Alsace) 888 (990) 153. Rhinau (Bas-Rhin, Rhin) 993 (935,7) 160,8. Kembs (Ht-Rhin, dérivation du Rhin) 833 (938) 150. Sablons (Isère) 991 (850) 160,7. Avignon-Sauveterre (Vaucluse, Rhône) 968 (890) 160. Caderousse (Vaucluse, dérivation du Rhône) 955 (840) 156. Sisteron (A.-Hte-Pr., Durance) 940 (680) 214. Marckolsheim 939 (928) 156 et Strasbourg (Bas-Rhin, Rhin) 936 (868) 131. Villarodin (Savoie, réservoir Mt-Cenis) 918 (790) 484. Oraison (A.-Hte-Pr., Durance) 858 (754) 192. Serre-Ponçon (A.-Hte-Pr., Durance) 896 (700) 385 [en service à partir de 1960 ; hauteur digue 123 m, plus grand barrage en terre (ou « barrage poids ») d'Europe, superficie 2 800 ha, 1,2 milliard de m3 d'eau, dont 1 milliard pour production d'électricité (4 turbines de 100 MW chacune). Il y a 15 centrales le long du canal de la Durance qui se jette dans l'étang de Berre (à 250 km en aval). 200 millions de m3 d'eau réservés à l'irrigation de 100 000 ha de cultures dans la basse vallée de la Durance. Alimente Marseille et Sisteron en eau potable]. St-Estève (B.-du-Rh., Durance) 854 (690) 136. Vogelgrun (Ht-Rhin, grand canal d'Alsace) 855 (800) 130. Montézic (Aveyron, Truyère) 1 494 (0) 967. Gerstheim (Bas-Rhin, dérivation du Rhin) 836 (818,5) 130,1. Le Cheylas (Isère, Arc) 794 (680) 485. L'Aigle (Cantal, Dordogne) 787 (500) 360. Grand-Maison (Isère, l'Eau Dolle) 1 462 (215) 1 690. Malgovert (Savoie, Isère) 752 (660) 297. Gervans (Drôme, dérivation de la Drôme) 721 (680) 116. Le Chastang (Corrèze, Dordogne) 714 (500) 290. Monteynard (Isère, Drac) 592 (480) 364. Randens (Savoie, Isère) 565 (476,1) 124,2. Rance (C.-d'Armor, estuaire) 554 (540) 240. La Saussaz II (Savoie, Arc) 539 (460) 146. Curbans (A.-Hte-Pr.) 536 (445) 139. Revin (Ardennes, Meuse) 527 (0) 800. Bort (Corrèze, Dordogne) 513 (310) 232,8. Pierre-Bénite (Rhône) 506 (525) 80,8.
La sécheresse de 1989 a occasionné pour EDF un déficit de 19 milliards de kWh hydrauliques, surcoût 2 milliards de F. Parallèlement, EDF a consenti 160 millions de m3 de lâchers d'eau supplémentaires (au-delà de ceux normalement prévus) par les ouvrages à buts multiples (exemple : retenue de Serre-Ponçon). Le 1-9-1990, les lacs d'EDF étaient, en moyenne, remplis à 73 % de leur capacité ; Alpes du Sud 50 %. En 2001, production exceptionnelle ; au 30-6 les barrages avaient fourni 10 300 GWh. Part de l'hydroélectricité passée de 15 à 20 %. La neige étant tombée en abondance spécialement dans Alpes du Sud, le bassin versant de la Durance a reccueilli 6 milliards de m3 d'eau (2 fois plus qu'en année normale).
Eau de fonte de la Mer de glace (Hte-Savoie) captée à 1 490 m d'alt., amenée par galerie souterraine de 1 720 m dans vallée de Chamonix 1 060 m (dénivelé 430 m) : centrale des Bois (120 GWh/an) ; coût du kWh 0,02 € (20 % de + que pour centrale hydraulique classique).
EDF
Statut. Origine : 1946, il y avait en France 86 centrales thermiques réparties entre 54 Stés et 300 centrales hydrauliques appartenant à 100 Stés. Transport partagé entre 86 Stés, distribution entre 1 150. La loi de nationalisation du 8-4-1946 transfèra à Électricité de France, pour des raisons politiques, sociales et économiques, les biens des entreprises de production, de transport et de distribution d'électricité. Furent exclus : entreprises de production d'électricité à la production annuelle moyenne (1942 et 1943) de - de 12 millions de kWh ; ouvrages de production d'électricité appartenant à SNCF et Houillères nationales ; concessions de distribution d'électricité gérées par des Régies ou des Syndicats d'intérêt collectif agricole (Sica). Ces organismes, d'un intérêt local, étaient d'ailleurs alimentés dans la plupart des cas en haute tension par EDF et distribuaient principalement en basse tension. Les œuvres sociales d'EDF sont financées par un prélèvement de 1 % sur le chiffre d'affaires.
Réforme en 2004 : 1o) changement de statut : EDF et GDF (Epic : établissements publics industriels et commerciaux) seront transformés en Stés anonymes restant soumises à des missions de service public. 2o) EDF pourra proposer du gaz à ses clients et GDF de l'électricité aux siens. 3o) maintien du statut des agents. 4o) régime des retraites : rattaché au régime de droit commun. 5o) transport : 4 entités créées : EDF Transport et GDF Transport (100 % publics), EDF Réseau de Distribution et GDF Réseau de Distribution. Manifestations d'opposants syndicaux à la réforme : 8/22-4, 27-5, 15/24/29-6 coupures d'électricité (28-6 : 350 trains annulés à Paris), rétablissement de l'électricité aux familles privées faute de paiement des factures, baisse de charge dans certaines centrales nucléaires et thermiques.
Monopole : EDF avait le monopole de la distribution, mais pas celui de la production. En janvier 1994, la Commission de Bruxelles a saisi la Cour de Luxembourg pour exiger la disparition des monopoles d'importation et d'exportation d'EDF (et GDF), comme contrevenant aux art. 85 et 87 du traité de Rome sur la libre concurrence. Une directive européenne sur l'électricité du 20-6-1996 a prévu l'ouverture progressive du marché. Les grands consommateurs (« clients éligibles à partir de 100 GWh ») pourront choisir leur fournisseur à partir du 19-2-1999, à l'exception de la distribution. Le 10-2-2000, l'Assemblée nationale adopte une loi ouvrant le marché français à la concurrence. En 2003 : avant 10-2, seuil 16 GWh (1 300 sites éligibles), dep. 10-2, seuil 7 (3 300 sites) ; 2004-1-7 professionnels (3,5 millions de clients) ; 2007-1-7 ouverture totale (30 millions de clients). EDF reste un établissement public d'État. Réseau de transport d'électricité (RTE), voir p. 1548 b.
Commission de régulation de l'électricité (CRE). Créée par la loi du 10-2-2000 pour contrôler le respect des règles de la concurrence. 6 membres nommés pour 6 ans dont 3 par l'État et 3 par les Pts de l'Assemblée, du Sénat et du Conseil économique et social. Pt : Jean Syrota (né 9-2-1937). Budget (en 2000) : 50 millions de F.
Quelques chiffres. EDF-Groupe : autour de la société mère, 75 filiales et participations dont Europe 28 (dont EDF-Trading, London Electricity, EnBW, ISE, Graninge, ECK, Demasz), France 20 et reste du monde 27. Chiffre d'affaires (en milliards d'€). 1998 : 29,49 ; 1999 : 32,04 ; 2000 : 34,42 ; 2001 : 40,72 ; 2002 : 41,82 ; 2003 : 44,92 ; 2004 : 46,93 ; par zone (en 2004). France 29,6, G.-B. 5,22, All. 4,86, Amérique latine 1,76, EDF-Trading 0,29, divers 4,38 ; répartition du chiffre d'affaires Sté mère et, entre parenthèses, filiales (en %). 2000 : 81 (19) ; 01 : 69 (31) ; 02 : 57,5 (42,5). Chiffre d'affaires hors de France (en %) : 2000 : 25 ; 2001 : 35 ; 2002 : 45 ; 2004 : 37,2 ; 2005 (objectif) : 50. Excédent brut d'exploitation (en milliards d'€) : 2000 : 9,68 ; 01 : 9,52 ; 02 : 10,6 ; 03 : 11,03 ; 04 : 12,1 ; résultat d'exploitation : 2001 : 2,68 ; 2002 : 5,15 ; 2003 : 6,83 ; 2004 : 5,65 ; résultat net (part du groupe) : 2000 : 1,14 ; 2001 : 1,327 ; 2002 : 0,481 ; 2003 : 0,857 ; 2004 : 1,341. Endettement financier net : 1998 : 19,4 ; 1999 : 17,4 ; 2000 : 17,6 ; 2001 : 22,2 ; 2002 : 26,9 ; 2003 : 24 ; 2004 : 19,7. Capitaux propres du groupe (en milliards d'€) : 1998 : 11,7 ; 1999 : 12,6 ; 2000 : 13,5 ; 2001 : 13,7 ; 2002 : 13,8 ; 2003 : 19,3 ; 2004 : 18,9. Effectifs (groupe). 2000 : 135 520 ; 2002 : 171 995 (Sté mère 112 728) ; 2003 : 167 309 (110 089). Clients (en millions). 2001 : 42, 9 ; 2002 : 46,7 ; 2003 : 41,6. Exportations (en TWh). 1999 : 72,1 ; 2000 : 77,3 ; 2001 : 83,9 ; 2002 : 93,7. Compte de résultats 2002 (en millions d'€). Chiffre d'affaires 48,3. Production stockée et immobilisée 1,38. Production de l'exercice 49,7. Consommations externes - 26,9. Charges de personnel - 9,18. Impôts, taxes et subventions d'exploitation - 2,36. Excédent brut d'exploitation 11,2. Amortissement - 5,43. Provisions - 0,17. Autres produits et charges d'exploitation - 0,42. Résultat d'exploitation 5,17. Résultat financier - 3,51. Résultat courant avant impôts 1,66. Charges et produits exceptionnels 0,42. Impôts sur les résultats - 0,98. Stés mises en équivalence 0,025. Amortissements des écarts d'acquisition - 0,71. Résultat net part du groupe 0,481.
Société mère. Puissance installée (en MW). 2001 : 101 160 ; 2002 : 101 255 dont nucléaire 63 040, hydraulique 20 655, thermique 17 560. Production par filière (en TWh) : 2001 : 481,5 ; 2002 : 486,4 dont nucléaire 416,5, hydraulique 45,2, thermique 24,2. Ventes (en TWh, 2002) : 528,5 dont clientèle et entreprises locales de distribution en France 393,5 (clients tarif bleu 155,3, autres clients 238,2), consommation propre et pertes 25, enchères 17, en Europe 93. Clients (en millions, 2002) 26,6 dont particuliers 23,6, Corse et DOM 0,7, professionnels 2,1, collectivités locales 0,036, divers 0,14. Exportations (Sté mère et EDF-Trading, en TWh). 1999 : 72,1 ; 2000 : 77,3 ; 2001 : 83,9 ; 2002 : 93,7.
EDF en Europe. Puissance installée en MW (e : électricité, th : thermique) et, entre parenthèses, clients (en millions) : chiffre consolidés 117 462 e, 8 312 th (40,903). France EDF Sté mère 101 255 e (32,2), autres filiales (Électricité de Strasbourg, SIIF Energies, TIRU...) 535 e, 1 171 th (0,442). All. EnBW 6 234 e (2,22). Belgique Semobis 481 e. G.-B. London Electricity Group 5 196 e (5,2). Hongrie Demasz (0,74) ; BERt 250 e ; 2 550 th. Italie Fenice 282 e. Pologne ECK 460 e, 1 460 th ; EcW 350 e, 1 500 th ; Kogeneracja 360 e, 1 420 th ; Rybnik 1 760 e. Suède Graninge (présente en Suède et Finlande) 299 e ; 211 th (0,1). Hors d'Europe. Chiffres consolidée 3 673 e (5,85) dont Argentine (2,58) ; Brésil 852 e (3,27) ; Chine 720 e ; Côte d'Ivoire 99 e ; Égypte 683 e ; Mexique 1 238 e ; USA 81 e.
Depuis le 1-2-2002, EDF est organisée en 7 branches (production d'énergie, commercialisation, développement mondial, Europe centrale, Europe de l'Ouest et Afrique, Amériques, Asie-Pacifique) et dirigée par le Comex (comité exécutif). Powernext : créé juillet 2001. Ouverture 26-11-2001. Bourse fr. de l'électricité organisée par Euronext (gestionnaire des bourses de Paris, Amsterdam et Bruxelles) et RTE. Pt : Pierre Bornard. Capital (en %, 2001) : Euronext 34, Holding GRT [RTE : Elia (belge) et Tennet (P.-Bas)] 17, BNP Paribas 7,8, EDF 7,8, Electrabel 7,8, Sté générale 7,8, Total Fina Elf 7,8, Atel 5, Endesq 5. Permet de négocier des blocs d'électricité de + de 1 MWh. Prévisions transactions (en milliards de kWh) : 2007 : 100.
Domaine d'EDF. Privé 435 km2, concédé 1 300 km2. Les sols survolés par les lignes de transport ne sont pas concédés mais frappés de servitude.