EXAMEN DES ARTICLES
Article 1er
Pouvoirs du préfet en matière de
priorisation
du raccordement des installations de production
d'énergies renouvelables
Cet article vise à donner des pouvoirs aux préfets en matière de priorisation du raccordement des installations de production d'énergies renouvelables aux réseaux d'électricité, afin de désengorger les files d'attente.
La commission considère qu'une telle disposition, si elle est mal encadrée sur le plan juridique, pourrait être contestée devant la justice administrative et s'avérer contre-productive.
La commission n'a pas adopté l'article.
I. La situation actuelle - Les files d'attente sont encombrées, notamment par la présence de projets peu matures
A. Le parc solaire a fortement crû ces dernières années
1) Une croissance que les gestionnaires de réseaux ont su accompagner...
Notre parc solaire a connu une forte progression ces dernières années. En effet, sa puissance installée est passée de 10,4 gigawatts (GW) en 2020 à 30,4 GW en 2025, soit un triplement en l'espace de cinq ans. La nouvelle programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE3) fixe un objectif de 48 GW en 2030, et un objectif compris entre 55 et 80 GW pour 2035.
Source : RTE, gestionnaire du réseau public de transport d'électricité
Jusqu'en 2028, les appels d'offres et arrêtés tarifaires seront attribués dans la limite d'un plafond de 2,9 GW par an de puissance soutenue supplémentaire. À compter de 2029, les volumes appelés pourront être ajustés suivant l'évolution des différents dispositifs de soutien ; des décisions seront prises à l'aune du rythme de développement des projets et de l'évolution de la consommation d'électricité.
2) ... mais la demande ne cesse de croître, ce qui génère des goulots d'étranglement dans certains territoires
Les installations de production d'électricité sont raccordées :
- soit au réseau de transport, géré par RTE lorsqu'il s'agit de projets importants ;
- soit au réseau de distribution géré par Enedis sur 95 % du territoire national et par les entreprises locales de distribution (ELD) sur les 5 % restants, pour les projets de taille plus modeste.
Pour être raccordés, les porteurs de projets doivent entrer en file d'attente de raccordement. Pour ce faire, des conditions d'avancement administratif ou financier sont prises en compte, qui diffèrent selon le réseau concerné.
Aux termes de l'article D. 342-23 du code de l'énergie, « les conditions et l'ordre de traitement des demandes de raccordement des installations de production d'électricité à partir de sources d'énergies renouvelables aux ouvrages du schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables s'effectuent selon les documentations techniques de référence et les procédures de traitement des demandes publiées sur le site internet des gestionnaires de réseaux publics ».
Sur le réseau de distribution, l'entrée en file d'attente est conditionnée à l'obtention d'une autorisation, à savoir un permis de construire ou une autorisation environnementale, qui constitue une preuve solide de la faisabilité du projet.
Source : Enedis
S'agissant du photovoltaïque raccordé à ce réseau, environ 10 % des projets entrés en file d'attente ne voient jamais le jour, pour des raisons économiques ou administratives. Néanmoins, Enedis est en mesure de retirer des projets de la file s'ils ne respectent pas les différents délais prévus par la procédure de raccordement, afin de décongestionner les files d'attente dans les zones saturées.
Ainsi, à ce jour, 1 864 projets ont fait l'objet d'une suspension d'émission d'offre de raccordement en application de l'article D. 342-23 du code de l'énergie.
D'après le gestionnaire du réseau de distribution, plusieurs régions sont concernées par ces saturations, comme la Nouvelle-Aquitaine ou le Centre-Val de Loire. Ce phénomène est notamment dû au succès rencontré par le guichet ouvert, dit « S21 » : il s'agit d'un dispositif qui ouvre droit, pour toute installation éligible, à un soutien de l'État, sans être candidate à un appel d'offres. Des agriculteurs y ont notamment recours pour compléter leurs revenus à travers l'agrivoltaïsme. Mais certains acteurs économiques vendent des installations dans des régions qu'ils savent saturées, reportant ainsi le risque financier sur les agriculteurs qui attendent leur raccordement pour commencer à rentabiliser leur investissement.
S'agissant enfin du réseau de transport, l'entrée en file d'attente est subordonnée à un niveau minimal de maturité, plus faible que sur le réseau de distribution. Le porteur de projets doit fournir annuellement des preuves concrètes d'avancement telles que la maturité technique, la crédibilité financière ou encore l'avancement administratif. À défaut, le projet peut lui aussi être retiré.
Source : RTE
B. Les difficultés rencontrées sont notamment dues à un manque d'infrastructures et de priorisation des dossiers
1) Les capacités des postes sources sont insuffisantes dans certains territoires
Les installations photovoltaïques doivent se connecter physiquement au réseau électrique via un poste source. La localisation de ces postes est déterminée par les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (« S3REnR »), élaborés par RTE.
Ces schémas constituent un outil d'aménagement du territoire qui visent à apporter de la visibilité, pour une période de 10 à 15 ans, sur les capacités d'accueil des énergies renouvelables par poste de raccordement, les ouvrages à renforcer ou à créer, ainsi que sur le calendrier prévisionnel des travaux.
Lorsque les critères de révision d'un S3REnR sont atteints, ou à la demande du préfet, RTE établit un projet de schéma en concertation avec les gestionnaires de réseaux de distribution et les territoires.
Aujourd'hui, dans certaines zones géographiques, les capacités de raccordement prévues par ces schémas sont quasiment toutes attribuées, soit physiquement, soit administrativement à travers la réservation dans la file d'attente.
2) Les files d'attente sont congestionnées par la présence de « projets fantômes »
Aujourd'hui, l'ordre de raccordement des installations suit la règle du « premier arrivé, premier servi », c'est-à-dire l'ordre d'arrivée dans la file d'attente. Cela conduit à une congestion des files d'attente due à la présence de projets qui ne verront jamais le jour (projets fantômes).
D'après le tableau de bord du service des données et études statistiques (SDES) pour le quatrième trimestre 2025, la puissance des projets photovoltaïques en file d'attente de raccordement s'établit à 36,9 GW, dont 8,3 GW bénéficient d'une convention de raccordement signée1(*). Il est intéressant de relever que la puissance en attente de raccordement permettrait à elle seule de remplir l'objectif fixé pour 2035 par la PPE3 ; autrement dit, si l'ensemble de ces projets venaient à se concrétiser, peu de nouveaux projets pourraient être acceptés, sauf à relever l'objectif défini par la nouvelle programmation.
Selon la direction générale de l'énergie et du climat, les délais de raccordement sont très hétérogènes suivant la zone géographique, le niveau de tension de raccordement et l'état du réseau faisant l'objet de la demande. En moyenne, deux ans s'écoulent entre le dépôt du dossier et le raccordement effectif sur une ligne HTA2(*).
C. Les évolutions introduites par la loi « Aper » de 2023
Certaines dispositions de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l'accélération de la production d'énergies renouvelables - dite loi « Aper » - tendaient à résoudre les difficultés liées au développement des énergies renouvelables (EnR).
1) Le référent préfectoral à l'instruction des projets d'énergies renouvelables
L'article 6 de la loi Aper, codifié à l'article L. 181-28-10 du code de l'environnement, dispose qu'« un référent à l'instruction des projets de développement des énergies renouvelables et des projets industriels nécessaires à la transition énergétique est nommé par le représentant de l'État dans le département, parmi les sous-préfets. [...] Il est chargé de faciliter les démarches administratives des pétitionnaires, de coordonner les travaux des services chargés de l'instruction des autorisations et de faire un bilan annuel de l'instruction des projets sur son territoire. Il est également chargé de fournir un appui aux collectivités territoriales dans leurs démarches de planification de la transition énergétique. »
Les missions du référent ont été précisées par une circulaire en date du 28 novembre 2023.
Pour l'exercice de leurs missions d'accompagnement et de revue des projets, les sous-préfets référents aux énergies renouvelables ont mis en place, dans certains départements, un pôle départemental des énergies renouvelables (pôle EnR) qu'ils président. Ce « guichet unique » est destiné tant aux élus qu'aux porteurs de projets, quelle que soit la filière concernée ; il constitue une instance de consultation au cours de laquelle les intéressés présentent aux services de l'État et aux acteurs départementaux leur projet de développement des énergies renouvelables, en amont de toute procédure d'autorisation réglementaire.
L'objectif de cette initiative est de faciliter l'avancée des projets, en cohérence avec les orientations stratégiques de développement maîtrisé des énergies renouvelables. Cela contribue à consolider la faisabilité des projets avant leur instruction.
2) Les pouvoirs du préfet pour prioriser le raccordement de certains projets industriels
À son article 28, la loi Aper prévoit une exception au principe de traitement non discriminatoire par le gestionnaire de réseau.
En effet, aux termes de cet article, les préfets peuvent intervenir dans la priorisation des demandes de raccordement pour les demandes en soutirage3(*) d'industriels ayant des projets de décarbonation dans de grandes zones industrielles, et pour lesquels le délai de raccordement est supérieur à cinq ans.
Le retour d'expérience de la mise en oeuvre de cette disposition montre que l'opération de reclassement, même sur un nombre limité de projets, est très chronophage pour les services de l'État. Surtout, cette priorisation est source de contentieux, qui portent principalement sur les critères retenus par les préfets pour juger de la maturité ou de la faisabilité d'un projet ; se pose donc la question de l'objectivité et de la transparence des décisions.
II. Le dispositif envisagé - Donner des pouvoirs aux préfets pour revoir l'ordre de priorité de raccordement des installations de production d'électricité d'origine renouvelable
Le présent article propose de désengorger les files d'attente en confiant aux préfets le pouvoir de donner la priorité à certains projets.
À cet égard, il est proposé de compléter l'article L. 342-8 du code de l'énergie, inséré à la section 3 du chapitre II du titre IV du livre III ayant trait aux délais de raccordement et à l'indemnisation des retards et des dysfonctionnements.
Aux termes de ces dispositions, chaque préfet pourrait définir lui-même les projets qu'il juge prioritaires au regard de plusieurs critères, comme la maturité du projet, sa faisabilité, son impact paysager ou encore son intérêt pour le territoire.
Le cas échéant, la décision préfectorale viendrait modifier le classement établi par les gestionnaires de réseaux au regard des règles définies par leurs documentations techniques de référence et leurs procédures de traitement des demandes.
III. La position de la commission - Une telle disposition pourrait être source de contentieux si elle est mal encadrée sur le plan juridique
A. Les dispositions proposées ne semblent pas les mieux adaptées à la problématique
Si l'auteur de la proposition a parfaitement identifié les difficultés rencontrées, d'ailleurs unanimement reconnues par les professionnels du secteur, les solutions qu'il propose ne sont pas nécessairement les plus adaptées à la situation.
En effet, le retour d'expérience de la mise en oeuvre de l'article 28 de la loi Aper montre que l'opération de reclassement, même sur un nombre limité de projets, est très chronophage pour les services de l'État. Surtout, cette priorisation est source de contentieux, qui portent notamment sur les critères retenus par le préfet pour juger de la maturité ou de la faisabilité d'un projet ; se pose alors la question de l'objectivité et de la transparence des décisions. Une telle mesure pourrait donc être contestée devant la justice administrative et s'avérer contre-productive.
La direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) estime, à ce titre, qu'il est « préférable de définir des critères objectifs applicables à tous, prévus dans la documentation technique du gestionnaire, plutôt qu'à l'appréciation du préfet ».
Le CRE « s'interroge sur la pertinence de ce dispositif en distribution compte tenu des difficultés qu'il a pu poser en transport et du nombre significatif des demandes de raccordement notamment de producteurs EnR ».
Le syndicat des énergies renouvelables (SER) considère, quant à lui, que « les critères relatifs à l'impact paysager et à l'intérêt du projet pour les territoires proposés sont problématiques. Leur caractère subjectif, combiné à leur absence de lien direct avec les conditions de raccordement, les rend inadaptés à un mécanisme de priorisation technique. Aussi, ils présentent un risque contentieux élevé en raison de leur imprécision et de l'absence de cadre d'appréciation objectif. Enfin, le choix du préfet comme autorité compétente pour assurer la priorisation interroge. Il conviendrait d'en expliciter les fondements : quelle est la justification de ce choix, et en quoi cette autorité serait-elle plus légitime que les gestionnaires de réseau eux-mêmes, au regard de leur expertise technique et de leur rôle central dans le processus de raccordement ? »
Enfin, Enedis « soutient la mise en place d'un ordre de mérite entre les projets. Cet ordre de mérite devrait permettre d'éviter de devoir recourir à un « arbitrage » à la main d'une autorité, comme proposé à l'article 1er, qui peut s'avérer complexe à mettre en oeuvre ».
B. Plusieurs axes d'amélioration n'appellent pas l'intervention du législateur
Plusieurs axes d'amélioration pourraient être envisagées pour résoudre les difficultés rencontrées.
La première piste est d'ordre technique : elle consiste en la construction d'outils d'aide à la décision fiables et accessibles, destinés à éclairer au mieux les porteurs de projets. Des développements sont en cours en ce domaine, notamment chez Enedis qui finalise l'élaboration d'une cartographie des délais de raccordement par zone, reposant sur un code couleur. Cet outil pourrait être utile aux projets de taille modeste, en rendant l'information plus facilement accessible. Encore faudra-t-il veiller à la mise à jour des données afin qu'elles soient vraiment utiles aux porteurs de projets.
La deuxième piste est liée aux investissements à réaliser dans les infrastructures, en particulier dans la construction de postes sources. Cette question est renvoyée aux gestionnaires de réseaux qui doivent planifier et financer ces travaux ; à cet égard, RTE a élaboré un schéma décennal de développement du réseau (SDDR) qui décrit sa stratégie pour l'évolution du réseau public de transport d'électricité. 100 milliards d'euros seront investis d'ici à 2040 pour répondre à plus de 21 GW de projets en attente de raccordement.
RTE envisage la mise en place d'un programme priorisé dans le but d'atteindre, sans toutefois les dépasser, les objectifs de l'État pour les parcs solaire et éolien terrestre. Cette stratégie conduit le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité à ne pas construire les infrastructures répondant à l'ensemble des remontées des producteurs (340 GW).
Source : RTE
Ce plan d'investissements mesure l'écart entre les capacités déjà disponibles et celles qui seront nécessaires à l'atteinte des objectifs de la nouvelle programmation pluriannuelle de l'énergie. Comme l'indique le schéma ci-dessous, l'ensemble des capacités réservées par les S3REnR dépassent les objectifs de la PPE3.
Source : RTE
En ce qui concerne le réseau de distribution, Enedis envisage de créer plus de 100 postes sources d'ici à 2030, dont 80 % seront consacrés aux énergies renouvelables ; en moyenne, 25 postes seront créés chaque année jusqu'en 2040. Le tableau ci-dessous présente les différents postes d'investissements réalisés sur ce réseau entre 2021 et 2024, ainsi que les prévisions pour 2025 et 2026.
Source : comité du système de distribution publique d'électricité (CSDPE)
La troisième piste concerne la définition de critères objectifs et opérants qui permettront de mieux prioriser les projets candidats à un raccordement. À cet égard, RTE a engagé une réforme pour s'orienter vers un principe de « premier prêt, premier servi » : une consultation publique a été lancée afin d'alimenter sa réflexion et lui permettre de proposer à la Commission de régulation de l'énergie, la CRE, en septembre prochain, une nouvelle procédure.
Cette dernière piste mériterait d'être attentivement étudiée dans la perspective de l'examen de la proposition de loi en séance publique. En effet, bien que ces dispositions soient d'ordre réglementaire, la commission estime que les pouvoirs publics doivent mieux encadrer le dispositif de raccordement des installations de production d'électricité compte tenu de ses incidences sur le développement des énergies renouvelables et la conduite de notre politique énergétique. Aussi conviendra-t-il de s'interroger sur la pertinence de définir un dispositif par voie réglementaire, en veillant à sa sécurité juridique.
La commission n'a pas adopté l'article.
Article 2
Conduite d'une étude exploratoire
préalable
au raccordement d'une installation d'énergie renouvelable
Cet article vise à instaurer une étude exploratoire destinée à éclairer le demandeur sur la faisabilité de son projet et son coût, ainsi que sur le délai de raccordement de son installation.
La commission considère que cette solution risquerait, d'une part, d'encombrer les services d'études des gestionnaires de réseaux et, d'autre part, d'allonger la durée totale de raccordement sans garantie de plus-value pour les intéressés, ces études étant rapidement obsolètes.
La commission n'a pas adopté l'article.
I. La situation actuelle - Des études exploratoires sont déjà réalisées par les gestionnaires de réseaux
La société RTE, gestionnaire du réseau public de transport d'électricité, publie les données de raccordement sur le site « Caparéseau » (capacités d'accueil sur le réseau). En outre, l'outil « Simuracco » (simulateur de raccordement) permet de livrer, au stade exploratoire, des indications sur les conditions de raccordement.
Par ailleurs, RTE réalise des études exploratoires gratuites pour les porteurs de projets : en 2025, 1 027 études ont ainsi été réalisées pour le segment « producteurs » ; 763 d'entre elles ont été financées par les porteurs de projets eux-mêmes.
Source : RTE
En moyenne, les conclusions de ces études sont remises dans un délai de 10 à 11 semaines, alors que le gestionnaire s'est engagé à les communiquer sous 6 semaines (cf. premier point de l'infographie ci-dessous).
Source : RTE
L'étude exploratoire n'est pas engageante pour RTE : le coût et le délai de raccordement du projet sont déterminés par la proposition technique et financière (PTF) acceptée par le client.
Pour la production des énergies renouvelables terrestres, 4 à 5 ans s'écoulent en moyenne entre la remise des conclusions de l'étude exploratoire et le raccordement de l'installation. Le gestionnaire du réseau public de transport constate que la majorité des demandeurs décalent leur projet, notamment du fait de retard dans l'obtention de leur autorisation ou de leur financement.
S'agissant des gestionnaires de réseaux de distribution4(*), Enedis affirme réaliser chaque année plus de 25 000 études électriques et de réalisation pour les grands producteurs d'électricité d'origine renouvelable. À ce titre, 500 agents travaillent au quotidien pour la qualification des dossiers et la réalisation desdites études.
Le délai réglementaire fixé pour la réalisation d'une étude au profit d'un grand producteur d'EnR est de 3 mois ; cette durée peut néanmoins être dépassée suivant la complexité du dossier.
II. Le dispositif envisagé - Une étude exploratoire, rendue obligatoire, comme outil d'aide à la décision
Le présent article 2 vise à instaurer une étude obligatoire destinée à éclairer le demandeur sur la faisabilité de son projet, son coût et sur le délai de raccordement de son installation.
À cet effet, il est proposé de créer un nouvel article au sein de la section 5 du chapitre II du titre IV du livre III du code de l'énergie qui a trait aux règles générales applicables aux conventions de raccordement aux réseaux publics.
Ce nouvel article prévoit la réalisation d'une étude exploratoire avant l'établissement de la convention ou du protocole de raccordement (cf. supra) liant le gestionnaire de réseau au demandeur. Cette étude a pour objet de renseigner le porteur de projet sur la faisabilité, le coût et le délai de raccordement de son installation de production d'électricité.
Lorsqu'une étude a déjà été réalisée dans le cadre du même projet, le demandeur pourrait alors demander au gestionnaire du réseau concerné si les conclusions qui lui ont été communiquées demeurent d'actualité, s'agissant notamment de la solution de raccordement initialement identifiée :
- le cas échéant, le gestionnaire disposerait de 15 jours pour confirmer au demandeur le maintien de la solution. En outre, il l'informerait de l'existence d'une ou plusieurs offres concurrentes susceptibles d'avoir des incidences sur son projet ou son délai d'instruction ;
- en revanche, si la solution ne peut pas être maintenue, le gestionnaire informerait alors le demandeur des évolutions intervenues depuis la remise de l'étude exploratoire, qui empêchent le maintien de la solution précédemment envisagée.
Enfin, il est précisé que les modèles utilisés à cette fin par les gestionnaires de réseaux sont transmis à la Commission de régulation de l'énergie avant leur publication. Ces modèles pourraient faire l'objet d'une révision à l'initiative des gestionnaires ou de l'autorité de régulation.
III. La position de la commission - Ces études ne présentent qu'un intérêt limité et circonscrit dans le temps
La direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) estime que « la mesure visant à ajouter une étape supplémentaire d'étude préalable ne nous paraît ainsi pas souhaitable, car une telle obligation conduirait mécaniquement à un engorgement des services d'études, en région comme au niveau national, sans garantie d'un bénéfice réel pour les porteurs de projets. De plus, cet ajout complexifierait le processus de demande de raccordement, et augmenterait les coûts des porteurs de projet, qui seraient répercutés dans les tarifs de soutien de l'État. »
Cette position est partagée par les acteurs concernés, à savoir :
- RTE, qui « souhaite limiter le nombre d'études exploratoires, dont le traitement (5 000 aujourd'hui) représente un engagement de ressources conséquent avec un retour sur investissement faible pour RTE et dont la “durée de vie” est très limitée. Un travail est en cours avec Enedis et l'administration pour fournir des éléments cartographiques sur les postes où il n'y a plus de raccordement possible à court terme (et la date des éventuels travaux pour augmenter les capacités) » ;
- Enedis, qui considère qu'« une étude systématique porte un risque fort d'engorgement des agences chargées du raccordement. La mise à disposition d'informations cartographiques en lien avec RTE est clairement à privilégier » ;
- la Commission de régulation de l'énergie (CRE), qui indique n'être « pas favorable aux dispositions prévues par cet article. En effet, ces dispositions relèvent de la procédure de raccordement qui est aujourd'hui une compétence de la CRE. Ajouter des dispositions législatives ou réglementaires pourrait faire perdre en réactivité, comme cela est nécessaire dans les modifications de procédures en cours par exemple. Par ailleurs, les études exploratoires existent déjà chez RTE, elles sont encadrées et intégrées à un process de raccordement validé par la CRE. Rien n'interdit aux producteurs de les demander, ils sont même incités à le faire, et il est déjà prévu une étape où RTE confirme les résultats de l'étude exploratoire avant la demande de PTF. Reprendre ces dispositions dans le code de l'énergie n'apparaît pas nécessaire. Côté réseau de distribution, il existe les Prac5(*) [...] qui peuvent être demandées avant la PTF » ;
- et le syndicat des énergies renouvelables (SER), qui préconise la suppression de cet article au motif qu'il « apparaît peu utile pour réduire les délais ou désengorger les files d'attente, et demeure en grande partie redondant avec des dispositifs existants (le principe d'une étude exploratoire n'étant pas nouveau : il a déjà été testé chez Enedis et existe par ailleurs chez RTE) ».
La commission, à la suite du rapporteur, a été convaincue par les arguments avancés par les acteurs précités. Elle note par ailleurs que le délai moyen de raccordement est de :
- 58 mois sur le réseau de transport, entre l'acceptation de la proposition technique et financière et la mise en service6(*) ;
- 11 mois sur le réseau de distribution s'agissant des grands producteurs d'électricité (basse tension supérieure à 36 kilovoltampères)7(*).
Ces délais semblent déjà suffisamment longs ; il serait donc imprudent de les allonger davantage par l'ajout d'une procédure visiblement peu utile ou dissuasive pour les porteurs de projets. En outre, la société Enedis est confrontée aujourd'hui à des difficultés de recrutement qui l'empêcherait de réaliser davantage d'études exploratoires.
Enfin, la commission relève que les projets de production d'énergies renouvelables sont nombreux à travers le territoire, alors que plusieurs régions sont confrontées à des saturations des capacités de leurs postes sources. Cet élément conduit lui aussi à faire preuve de modération en matière de procédures de raccordement.
Source : RTE
La commission n'a pas adopté l'article.
Article 3
Gage
Cet article consiste en un « gage » visant à compenser les éventuelles conséquences financières de la proposition de loi pour l'État.
Ce gage n'appelle pas d'observation ou de modification, mais la commission ayant rejeté les deux articles précédents, la commission n'a pas adopté l'article.
I. La situation actuelle - Un gage destiné à compenser les éventuelles conséquences financières de la proposition de loi
L'article 3 consiste en un « gage » destiné à compenser les éventuelles conséquences financières résultant de la proposition de loi pour l'État. Conformément à la pratique, les conséquences financières pour l'État sont gagées, à due concurrence, par une augmentation des droits sur le tabac.
II. Le dispositif envisagé - Un gage n'appelant pas d'observation ou de modification
Le gage n'appelle pas d'observation ou de modification, mais la commission ayant rejeté les deux articles précédents, elle n'a pas adopté celui-ci.
La commission n'a pas adopté l'article.
* 1 Cela correspond aux demandes de raccordement transmises aux gestionnaires de réseaux, et non aux volumes qui seront effectivement mis en service, le taux d'abandon étant élevé et dépendant des volumes soutenus par l'État.
* 2 Ligne de moyenne tension.
* 3 C'est-à-dire en consommation, par opposition à l'injection (production d'électricité).
* 4 Enedis couvre 95 % du territoire national. Les 5 % restants sont couverts par les entreprises locales de distribution (ELD).
* 5 Lors de la demande de raccordement, plusieurs documents sont demandés, dont une autorisation d'urbanisme. En l'absence de cette autorisation, il est malgré tout possible d'effectuer une demande anticipée de raccordement (DAR) ; cela permet, dans le cas d'un projet d'envergure, d'obtenir une estimation du coût de raccordement avant de lancer toutes les démarches nécessaires. Le cas échéant, Enedis délivre une proposition de raccordement avant complétude (Prac), qui est payante car le projet est susceptible de ne pas aboutir ; cela permet également de réguler la demande en la matière.
* 6 Source : RTE.
* 7 Source : Enedis.