Dans un contexte mondial marqué par les transitions énergétiques, le secteur de la distribution d’électricité occupe une position stratégique dans l’économie française. La catégorie 35.13Z de la Nomenclature des Activités Françaises encadre les entreprises spécialisées dans l’acheminement de l’électricité des unités de production vers les consommateurs finaux. Ce maillon essentiel du système électrique national garantit l’approvisionnement de millions de foyers et d’entreprises, tout en s’adaptant aux nouveaux défis de décentralisation et d’intégration des énergies renouvelables. Entre monopole historique et ouverture progressive à la concurrence, cette classification recouvre des activités hautement régulées qui représentent un enjeu économique et sociétal majeur pour la souveraineté énergétique française.
Panorama économique du secteur de la distribution d’électricité
Le secteur de la distribution d’électricité (code NAF 35.13Z) constitue l’un des piliers fondamentaux de l’infrastructure énergétique française. Cette nomenclature désigne spécifiquement les entités responsables de l’exploitation des systèmes de distribution qui acheminent l’électricité depuis le réseau de transport haute tension vers les consommateurs finals, qu’ils soient résidentiels, commerciaux ou industriels.
Dans la hiérarchie de la nomenclature INSEE, cette activité s’inscrit dans la division 35 (Production et distribution d’électricité, de gaz, de vapeur et d’air conditionné), le groupe 35.1 (Production, transport et distribution d’électricité), et la classe 35.13 qui correspond précisément à la distribution d’électricité.
Un secteur stratégique en pleine mutation
Contrairement à d’autres classifications NAF, celle-ci présente la particularité de couvrir une activité historiquement organisée en monopole territorial, avec Enedis (anciennement ERDF) qui gère environ 95% du réseau de distribution sur le territoire métropolitain continental, complété par environ 160 entreprises locales de distribution (ELD) sur certaines zones géographiques spécifiques.
Ce secteur se distingue également par son modèle économique singulier : les opérateurs ne vendent pas directement l’électricité aux consommateurs (activité relevant du code NAF 35.14Z), mais se rémunèrent via le Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité (TURPE), fixé par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE).
Définition et classification précise du code 35.13Z
Le code NAF 35.13Z englobe spécifiquement l’exploitation des systèmes de distribution d’électricité, qui comprend l’ensemble des infrastructures (lignes, poteaux, compteurs, transformateurs) permettant d’acheminer l’énergie électrique des postes sources connectés au réseau de transport jusqu’aux points de livraison des utilisateurs finaux.
Cette classification couvre plusieurs dimensions techniques et commerciales :
- La gestion technique des réseaux moyenne et basse tension (HTA/BT)
- Le développement, l’entretien et l’exploitation des infrastructures de distribution
- Le raccordement des clients et des producteurs décentralisés
- La gestion des flux d’électricité et l’équilibrage local du réseau
- Le comptage et la relève des consommations
- La gestion des interventions techniques chez les clients
Il est important de noter que cette classification exclut expressément :
- La production d’électricité (codes 35.11Z)
- Le transport d’électricité sur le réseau haute et très haute tension (code 35.12Z)
- Le commerce d’électricité, incluant la vente aux consommateurs finals (code 35.14Z)
- L’installation électrique dans les bâtiments par des artisans électriciens (code 43.21A)
Activités principales et secondaires du code 35.13Z
Missions fondamentales des distributeurs d’électricité
Les entreprises classées sous le code NAF 35.13Z assurent plusieurs fonctions essentielles au sein du système électrique national :
- Exploitation et maintenance du réseau : gestion quotidienne des 1,4 million de kilomètres de lignes électriques moyenne et basse tension, des 800 000 postes de transformation, et intervention en cas de panne ou d’incident.
- Construction et renforcement des infrastructures : développement du réseau pour accompagner l’évolution des besoins en électricité et l’intégration des énergies renouvelables.
- Raccordement des utilisateurs : connexion au réseau des nouveaux consommateurs et producteurs d’électricité décentralisés (panneaux photovoltaïques, éoliennes).
- Comptage et relève : installation et gestion des dispositifs de comptage, collecte des données de consommation et mise à disposition de ces informations aux fournisseurs pour la facturation.
Avec le déploiement des compteurs communicants Linky, cette dimension de gestion des données énergétiques prend une importance croissante dans l’activité des distributeurs.
Services complémentaires et évolutions récentes
Les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) développent également des services additionnels :
- Pilotage des flexibilités locales pour optimiser l’équilibre offre-demande territorial
- Accompagnement des collectivités dans leur transition énergétique
- Modernisation des réseaux vers des “smart grids” (réseaux intelligents)
- Supervision et gestion des infrastructures de recharge pour véhicules électriques
Ces nouvelles missions témoignent de l’évolution du métier de distributeur d’électricité, qui passe progressivement d’un rôle d’opérateur d’infrastructure à celui de facilitateur de la transition énergétique et de gestionnaire de données.
Tendances et évolutions du marché de la distribution électrique
Le secteur de la distribution d’électricité connaît actuellement des transformations profondes sous l’effet de plusieurs facteurs structurels :
L’impact de la transition énergétique
La décarbonation de l’économie et l’essor des énergies renouvelables bouleversent le modèle historique de distribution électrique. En 2022, plus de 90% des installations de production renouvelable étaient raccordées directement au réseau de distribution, contre moins de 10% il y a vingt ans. Cette décentralisation massive de la production implique une transformation technique du réseau, initialement conçu pour un flux unidirectionnel descendant, vers un système bidirectionnel complexe.
Selon les projections de RTE et d’Enedis, les investissements dans les réseaux de distribution devront doubler d’ici 2035 pour accompagner cette transition, passant d’environ 4 milliards d’euros annuels à plus de 8 milliards.
La numérisation des infrastructures
Le déploiement des compteurs communicants Linky (plus de 35 millions d’unités installées) et des technologies smart grids transforme les réseaux de distribution en plateformes numériques capables de collecter et traiter des volumes considérables de données. Cette évolution permet :
- Une détection plus rapide et précise des pannes
- Une meilleure intégration des énergies intermittentes
- Le développement de nouveaux services énergétiques pour les consommateurs
- L’optimisation des investissements dans le renforcement des réseaux
Le saviez-vous ?
Le réseau de distribution français comprend assez de lignes électriques pour faire 35 fois le tour de la Terre. Avec 1,4 million de kilomètres de câbles, c’est l’un des plus étendus d’Europe, reflétant la dispersion géographique de l’habitat en France comparée à d’autres pays européens.
Environnement réglementaire spécifique à la distribution d’électricité
Les entreprises classées sous le code NAF 35.13Z évoluent dans un cadre juridique particulièrement dense et sophistiqué, qui reflète l’importance stratégique de cette activité.
Cadre juridique fondamental
L’activité de distribution d’électricité est encadrée par :
- Le Code de l’énergie, notamment ses articles L.111-52 à L.111-56 qui définissent le statut des gestionnaires de réseaux de distribution
- La loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité
- La loi du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz
- La loi de transition énergétique pour la croissance verte du 17 août 2015
- La loi Énergie-Climat du 8 novembre 2019
Ces textes consacrent notamment le principe des concessions de distribution publique d’électricité, par lesquelles les collectivités territoriales (autorités concédantes) délèguent la gestion du réseau à un opérateur (concessionnaire).
Régulation économique et technique
La Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) joue un rôle central dans la régulation du secteur. Elle :
- Définit le tarif d’utilisation des réseaux (TURPE), qui constitue l’essentiel des revenus des distributeurs
- Supervise les investissements des gestionnaires de réseau
- Contrôle l’indépendance des distributeurs vis-à-vis des autres activités de la chaîne énergétique
- Valide les procédures de raccordement et les règles techniques d’exploitation
Par ailleurs, les distributeurs doivent respecter de nombreuses obligations de service public, notamment en termes de qualité d’approvisionnement, de délais d’intervention et d’égalité de traitement des utilisateurs du réseau.
Évolutions récentes du cadre réglementaire
Plusieurs évolutions marquantes ont récemment impacté ce secteur :
- Le Paquet législatif européen « Fit for 55 » qui renforce les obligations en matière d’efficacité énergétique des réseaux
- La loi du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique qui accélère l’intégration des énergies renouvelables
- La réforme de la régulation incitative introduite dans le TURPE 6, favorisant l’innovation et la qualité de service
Ces évolutions illustrent la tendance réglementaire à faire des distributeurs d’électricité des acteurs clés de la transition énergétique, au-delà de leur mission historique d’acheminement de l’énergie.
Codes NAF connexes et différences avec le 35.13Z
Pour bien positionner l’activité de distribution d’électricité dans l’écosystème énergétique, il est essentiel de comprendre les distinctions avec les codes NAF apparentés :
| Code NAF | Intitulé | Principales différences avec le 35.13Z |
|---|---|---|
| 35.11Z | Production d’électricité | Concerne la génération d’électricité dans des centrales (nucléaires, thermiques, hydrauliques, éoliennes, solaires, etc.), non son acheminement |
| 35.12Z | Transport d’électricité | Couvre l’exploitation des réseaux haute et très haute tension (HTB) qui acheminent l’électricité sur de longues distances, avant la distribution locale |
| 35.14Z | Commerce d’électricité | Concerne la vente d’électricité aux clients finaux et les activités des intermédiaires, sans gestion physique du réseau |
| 43.21A | Travaux d’installation électrique dans tous locaux | Couvre les travaux d’installation électrique à l’intérieur des bâtiments, après le point de livraison géré par le distributeur |
| 71.12B | Ingénierie, études techniques | Inclut la conception et le conseil pour les réseaux électriques, mais pas leur exploitation directe |
Ces distinctions reflètent l’organisation du secteur électrique en segments fonctionnels distincts, imposée notamment par les directives européennes sur l’ouverture à la concurrence du marché de l’énergie.
Stratégies de prospection B2B dans le secteur de la distribution électrique
Écosystème d’affaires spécifique
Le marché de la distribution d’électricité présente des caractéristiques particulières pour la prospection B2B :
- Un nombre limité d’acteurs principaux, dominé par Enedis qui gère 95% du réseau métropolitain continental
- Environ 160 entreprises locales de distribution (ELD) de taille variable, opérant sur des territoires spécifiques
- Un important écosystème de sous-traitants et fournisseurs qui interviennent pour le compte des gestionnaires de réseau
Cette structure oligopolistique nécessite des approches commerciales adaptées, ciblant non seulement les distributeurs eux-mêmes mais aussi leur chaîne de valeur étendue.
Segments stratégiques à cibler
Une segmentation efficace pour prospecter ce marché comprend :
- Les grands gestionnaires nationaux : Principalement Enedis, avec des structures d’achat centralisées et des directions régionales disposant d’une autonomie variable selon les domaines
- Les ELD de taille moyenne : Comme Strasbourg Électricité Réseaux, GreenAlp (Grenoble), ou Gérédis (Deux-Sèvres), qui gèrent des réseaux conséquents à l’échelle départementale ou métropolitaine
- Les petites régies municipales : Souvent rattachées à des communes ou des syndicats intercommunaux, avec des processus décisionnels spécifiques
- Les prestataires techniques : Entreprises de travaux, maintenance, études et services qui travaillent pour les gestionnaires de réseau
Chacun de ces segments requiert une approche commerciale différenciée, tenant compte des cycles d’achat, des contraintes réglementaires et des priorités stratégiques propres.
Approches commerciales recommandées
Pour aborder efficacement ce secteur, plusieurs stratégies peuvent être déployées :
- Participer aux salons spécialisés comme Smart Energies, Smart Grid Expo ou les événements organisés par l’UFE (Union Française de l’Électricité)
- S’inscrire sur les plateformes d’appels d’offres comme la place des marchés d’Enedis ou veiller aux publications au BOAMP pour les ELD
- Intégrer des pôles de compétitivité ou clusters liés aux smart grids et aux réseaux énergétiques
- Participer aux groupes de travail sectoriels sur les évolutions techniques et réglementaires
L’utilisation de solutions de Datapult.ai pour identifier les acteurs pertinents et leurs caractéristiques (taille du réseau géré, territoire de concession, projets en cours…) peut considérablement renforcer l’efficacité de ces démarches commerciales.
Répartition géographique et territorialisation de la distribution électrique
La distribution d’électricité en France présente une organisation territoriale spécifique, avec des implications importantes pour les stratégies commerciales et l’analyse sectorielle.
Cartographie des acteurs par territoire
Le territoire national est découpé en zones de desserte exclusives, attribuées aux gestionnaires de réseau de distribution par voie de concession :
- Enedis (anciennement ERDF) gère environ 95% du territoire métropolitain continental, avec une présence dans 95 départements
- Environ 160 Entreprises Locales de Distribution (ELD) opèrent sur des territoires spécifiques, principalement dans l’Est (Alsace, Moselle), dans certaines zones alpines, et dans quelques grandes villes comme Grenoble, Strasbourg ou Metz
- SEI (Systèmes Énergétiques Insulaires), filiale d’EDF, est responsable des réseaux dans les territoires d’outre-mer
Cette répartition résulte de l’histoire de l’électrification du territoire français et des choix politiques locaux en matière de gestion des services publics énergétiques.
Ciblage B2B par région et profil d’entreprise
Pour une prospection efficace dans ce secteur, il convient d’adapter son approche aux spécificités régionales :
- Grand Est et Rhône-Alpes : Ces régions concentrent la majorité des ELD de taille significative, avec des modèles de gouvernance souvent liés aux collectivités locales
- Île-de-France : Territoire stratégique où sont concentrés les sièges sociaux d’Enedis et de nombreuses directions nationales
- Zones rurales vs urbaines : Les problématiques techniques, les investissements et les priorités diffèrent considérablement entre ces territoires
En complément de l’approche géographique, une segmentation par taille d’entreprise est pertinente :
- Grands opérateurs (>1000 salariés) : Structures complexes avec des processus d’achat formalisés et des cycles de décision longs
- ELD moyennes (100-1000 salariés) : Plus agiles, souvent plus ouvertes à l’innovation mais avec des ressources limitées
- Petites régies (<100 salariés) : Processus décisionnels courts mais capacités d’investissement restreintes
Une approche méthodique combinant ciblage géographique et segmentation par taille permet d’optimiser les efforts commerciaux dans ce secteur très structuré.
Exploitez les données sectorielles pour votre développement commercial
Le secteur de la distribution d’électricité (code NAF 35.13Z) présente des caractéristiques distinctives qui en font un marché à la fois concentré et exigeant. Pour développer efficacement votre portefeuille clients dans cet écosystème, une approche fondée sur les données sectorielles précises s’avère déterminante.
Les gestionnaires de réseaux de distribution investissent massivement dans la modernisation de leurs infrastructures, avec une enveloppe annuelle dépassant les 4 milliards d’euros. Ces investissements se concentrent particulièrement sur les smart grids, la résilience des réseaux face aux aléas climatiques, et l’adaptation aux nouveaux usages électriques comme la mobilité ou l’autoconsommation collective.
Pour maximiser vos chances de succès commercial auprès des acteurs de ce code NAF, privilégiez une stratégie qui combine l’expertise sectorielle, la connaissance des cycles de décision spécifiques aux concessions de service public, et l’utilisation d’outils d’intelligence économique vous permettant d’identifier précisément les caractéristiques territoriales de chaque opérateur.
Que vous proposiez des équipements, des services ou des solutions logicielles pour ce secteur, la maîtrise des données de qualification vous permettra d’affiner votre ciblage et d’adapter votre discours commercial aux enjeux spécifiques de chaque distributeur d’électricité, dans un contexte de transition énergétique qui transforme profondément les modèles opérationnels traditionnels.
