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Signaux économiques envoyés aux producteurs d'électricité

Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité actuels, dits « TURPE 5 HTB » pour le réseau de transport et « TURPE 5 bis HTA-BT » pour les réseaux de distribution, sont entrés en vigueur respectivement le 1er août 2017 et le 1er août 2018 pour une durée d’application de 4 ans et 3 ans respectivement. La formulation générale « TURPE 5 » dans la suite de la présente consultation publique se réfère aux principes en vigueur à la fois dans la délibération TURPE 5 HTB et dans la délibération TURPE 5 bis HTA-BT.

Compte tenu du besoin de visibilité exprimé par les acteurs de marché, de la complexité des sujets à traiter et des délais nécessaires pour adapter les systèmes d’information des opérateurs de réseaux et des acteurs de marché, la CRE a engagé dès 2018 ses travaux relatifs à l’élaboration des prochains tarifs, dits « TURPE 6 », en vue de leur entrée en vigueur au 1er août 2021.

Leur élaboration doit prendre en compte le contexte de transformation rapide du système énergétique, notamment :

  • le développement rapide de la production renouvelable décentralisée : les parcs de production éoliens et solaires, en grande majorité raccordés aux réseaux de distribution, ont augmenté de près de 10% en 2019, pour atteindre respectivement une puissance installée de 16,5 GW et 9,4 GW ;
  • le développement des bornes de recharge de véhicules électriques : le nombre et la puissance installée de ces points de recharge ont pratiquement doublé entre fin 2017 et fin 2019 : 276 000 bornes, totalisant une puissance de 1,87 GVA en septembre 2019, à comparer à 156 000 bornes et 1,01 GVA en septembre 2017 ;
  • l’autoconsommation : 431 MW d’installations de production en autoconsommation sont raccordés au réseau exploité par Enedis à la fin du premier trimestre 2020, soit une multiplication par 6 par rapport aux 75 MW raccordés à l’entrée en vigueur du TURPE 5 (mi 2017) ;
  • le développement de l’éolien en mer : six parcs d’éoliennes posées en mer, pour un volume total de 3 GW (AO1 et AO2), seront raccordés au réseau de transport entre 2022 et 2025, ainsi que les premiers parcs pilotes d’éoliennes flottantes à partir de 2021.

Ces transformations du système électrique auront des conséquences majeures pour les réseaux qui, en plus de leur nécessaire renouvellement, devront accompagner et faciliter la transition énergétique, qu’il s’agisse du raccordement de ces nouveaux moyens de production et de stockage ou de l’adaptation des réseaux qui en découlera.

La structure tarifaire correspond à la façon dont les coûts des gestionnaires de réseaux sont affectés auprès des différents types d’utilisateurs, au travers de différentes composantes tarifaires. Cette allocation vise à envoyer les bons signaux économiques aux différentes catégories d’utilisateurs pour optimiser les coûts des réseaux, à court et à long terme. La structure tarifaire est ainsi fondée sur un principe de reflet des coûts. Cette approche permet d’éviter les subventions entre catégories d’utilisateurs et les effets néfastes qui pourraient en découler. Il s’agit de répercuter à chaque utilisateur les coûts qu’il génère sur les réseaux en fonction de ses caractéristiques d’utilisation des réseaux, et de faire en sorte que celui qui adapte son comportement en sollicitant moins le réseau constate une économie de facture cohérente avec les baisses de coûts qu’il permet.

L’envoi de signaux économiques pertinents est particulièrement nécessaire dans les périodes de transformation au cours desquelles les utilisateurs sont amenés à faire des choix d’investissements structurants pour les réseaux, notamment en termes de localisation et de dimensionnement des installations. Un des enjeux majeurs de la structure des tarifs est de permettre une coordination entre les choix des gestionnaires des réseaux et de leurs utilisateurs, consommateurs comme producteurs.

Dans ce contexte, la CRE a mené en mai 2019 une première consultation publique sur la structure du futur tarif de réseaux TURPE 6. Cette consultation portait principalement sur les principes et enjeux des différentes composantes du tarif (composante de gestion, composante de comptage, forme des grilles de soutirage et tarification de l’injection). 37 réponses ont été reçues et publiées, le cas échéant dans une version occultant les éléments confidentiels, sur le site de la CRE. La majorité des réponses sont défavorables à une tarification de l'injection. Pour autant, compte tenu des enjeux majeurs en termes de transition énergétique et de coût de l'électricité pour le consommateur, la CRE a depuis lors poursuivi ses réflexions qui ont conduit à la présente consultation.

Une seconde consultation publique s’est déroulée entre mars et juin 2020. Elle présentait notamment les évolutions de méthode envisagées par la CRE pour construire la composante de soutirage du TURPE 6 ainsi que les grilles tarifaires qui en découleraient. 38 réponses ont été reçues et sont publiées, le cas échéant dans une version occultant les éléments confidentiels, sur le site de la CRE.

La CRE publie aujourd’hui une troisième consultation publique centrée sur les signaux économiques envoyés aux producteurs. L’insertion de la production renouvelable est aujourd’hui l’un des premiers facteurs de l’évolution des coûts de réseaux. À court terme, des tarifs de raccordement réduits et un tarif d’injection nul pour les producteurs renouvelables peuvent sembler aider un développement plus rapide des projets. Or, cette approche risque de poser problème à moyen terme et long terme : des projets placés sans prendre en compte les conséquences pour les réseaux et injectant au mauvais moment risquent de freiner le raccordement des projets suivants. En effet, le raccordement de nouvelles installations sera alors conditionné à des investissements de réseaux de plus en plus coûteux mais aussi longs à réaliser.

Pour s’en prémunir, l’envoi de signaux économiques pertinents est nécessaire pour garantir que producteurs et opérateurs de stockage prendront en compte dans leurs décisions les coûts qu’engendre leur utilisation du réseau, au bénéfice de la collectivité et de la transition énergétique. Dans cet objectif, la CRE présente dans cette consultation publique l’état de ses réflexions sur les signaux économiques qui pourraient leur être envoyés.

Pour rappel, les signaux économiques peuvent être transmis :

  • lors du raccordement : la facturation des ouvrages propres et de la quote-part des Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Énergies Renouvelables (S3REnR) au titre des créations d’ouvrages mutualisés sur les réseaux amont, constitue un signal à la localisation important, répercutant aux producteurs une partie des coûts de réseau que génère leur installation en rapport avec leur localisation. Ce signal est toutefois amoindri du fait de la mutualisation importante des coûts dans la quote-part définie à la maille régionale.
  • tout au long de la durée de vie des projets, au travers du tarif d’utilisation des réseaux qui peut être, d’une part, différencié géographiquement pour compléter le signal à la localisation transmis lors du raccordement et, d’autre part, différencié temporellement, à l’instar de la composante de soutirage, pour véhiculer un signal relatif aux coûts générés par les décisions d’exploitation des moyens de production. Aucun signal n’est à ce jour envoyé aux producteurs : l’utilisation du réseau est gratuite, à l’exception des niveaux de tension les plus élevés.

La présente consultation présente notamment les enjeux pour les réseaux liés au développement de la production décentralisée et l’intérêt de signaux de tarification adaptés lors du raccordement comme en phase d’exploitation. Elle expose ensuite la méthode envisagée par la CRE pour construire la composante d’injection ainsi que les grilles tarifaires illustratives qui en découleraient pour les utilisateurs raccordés en HTA.

La méthode d’élaboration de la composante d’injection envisagée par la CRE est conçue en cohérence avec celle utilisée pour élaborer la composante de soutirage. Les caractéristiques les plus notables de la composante d’injection seraient les suivantes :

  • elle reflèterait le coût marginal des infrastructures de réseau induit par les injections et qui n’a pas été payé lors du raccordement par les utilisateurs concernés. Il s’agirait en particulier des coûts d’exploitation du réseau nécessaires aux injections, hors pertes ;
  • elle serait différenciée géographiquement, afin d’inciter les producteurs à investir de préférence dans les zones ne nécessitant pas de renforcement de réseau. En HTA, trois tarifs différents sont ainsi envisagés selon la localisation du site d’injection. Dans les zones de desserte sans pointe liée à l’injection (zones « vertes »), le tarif serait nul. Dans les zones où la pointe est en partie due aux injections, et en partie aux soutirages (zones « oranges »), le tarif serait intermédiaire, reflétant la contribution partielle des injections aux coûts d’exploitation du réseau. Dans les zones où la pointe est uniquement due aux injections (zones « rouges »), le tarif reflèterait la plus forte contribution des injections aux coûts d’exploitation du réseau ;
  • elle comporterait également une différenciation temporelle entre les saisons et entre les heures de la journée, comme la tarification du soutirage, pour inciter les installations de production et de stockage à piloter dans le temps leurs injections en prenant en compte les contraintes des réseaux afin de les décongestionner pendant les pointes. A ce stade, la CRE envisage de retenir les mêmes plages temporelles que pour le tarif de soutirage. 

La CRE est attentive aux conséquences que la composante d’injection aurait sur les factures payées par les utilisateurs de réseau, qu’il s’agisse de producteurs ou de stockeurs. Une analyse de ces conséquences est également présentée dans cette consultation publique.

A la suite de la présente consultation, la CRE entend approfondir ses analyses et le processus de concertation avec les acteurs avant toute mise œuvre d’un tarif d’injection. Les sujets qui seront abordés lors des prochains travaux incluront notamment :

  • la présentation d’un nouveau tarif d’injection transport, y compris en HTB 1. A ce stade, la CRE n’envisage pas d’introduire un tarif d’injection pour les producteurs en basse tension ;
  • l’ajustement des paramètres du tarif d’injection HTA en fonction des réponses à la présente consultation et de la prise en compte des coûts transport.

Compte tenu de l’importance des évolutions envisagées et des travaux qui restent à mener, la CRE n’envisage pas de mettre en œuvre ces évolutions dès l’entrée en vigueur du TURPE 6. Celle-ci pourrait être envisagée au cours de la période du TURPE 6 ou à un horizon TURPE 7 (2025), afin de laisser le temps nécessaire à la concertation avec les parties prenantes et de réaliser des travaux complémentaires.  

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