Prochain tarif d'utilisation des réseaux publics de transport d'électricité (TURPE 6 HTB)

Les articles L. 341-2, L. 341-3 et L. 341-4 du code de l’énergie donnent compétence à la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour fixer la méthode d’établissement des tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) pour les utilisateurs raccordés en haute tension B (HTB). La CRE procède aux modifications de niveau et de structure des tarifs qu'elle estime justifiées au vu notamment de l'analyse de la comptabilité des opérateurs, de l'évolution prévisible de leurs charges de fonctionnement et d'investissements ou encore de l’évolution des usages des réseaux. Ces sujets sont particulièrement importants en période de transition écologique pour laquelle les réseaux ont un rôle majeur à jouer dans un contexte de renforcement de la place de l’électricité dans le mix énergétique et d’émergence de nouvelles flexibilités telles que le stockage.  

Le tarif actuel d’utilisation des réseaux publics d’électricité dans le domaine de tension HTB, dit TURPE 5 HTB, est entré en vigueur le 1er août 2017, en application de la délibération du 17 novembre 2016[1], pour une durée de quatre ans environ. Le nouveau tarif d’utilisation des réseaux de transport d’électricité, dit TURPE 6 HTB, doit rentrer en vigueur le 1er août 2021 pour une durée de quatre ans environ.

Compte tenu de la visibilité indispensable pour les acteurs de marché et de la complexité des sujets à traiter, la CRE a d’ores et déjà organisé quatre consultations publiques, dans le cadre des travaux préparatoires au TURPE 6 HTB :

  • la première, en date du 14 février 2019[2], concernait le cadre de régulation applicable aux opérateurs d’infrastructures régulées pour la prochaine génération de tarifs. 41 réponses ont été reçues ;
  • la deuxième, en date du 23 mai 2019[3], portait principalement sur les principes et enjeux de la structure des tarifs TURPE 6 HTB et TURPE 6 HTA-BT et comprenait en particulier de premières orientations relatives à la composante de gestion, la composante de comptage, la forme des grilles de soutirage et la tarification de l’injection. 37 réponses ont été reçues ;
  • la troisième, en date du 17 octobre 2019[4], visait à recueillir l’avis des acteurs sur la qualité de service et les actions des gestionnaires de réseaux en faveur de l’innovation des acteurs pour le secteur de l’électricité. 33 réponses ont été reçues ;
  • la quatrième, en date du 19 mars 2020[5], avait pour principal objectif de recueillir l’avis des acteurs sur les évolutions de la composante de soutirage envisagées par la CRE. 38 réponses ont été reçues.

Toutes les réponses ont été publiées, le cas échéant, dans une version occultant les éléments confidentiels, sur le site de la CRE.

Par ailleurs, la CRE a publié une consultation publique, en date du 9 juillet 2020[6], portant sur les signaux économiques envoyés aux producteurs d’électricité et sur l’opportunité d’une tarification des injections, en indiquant cependant que les évolutions envisagées n’avaient pas vocation à être mises en œuvre dès le TURPE 6 HTB, mais éventuellement ultérieurement.

La présente consultation publique expose la demande tarifaire de RTE et décrit les orientations préliminaires de la CRE concernant le niveau des charges à couvrir pour la période du TURPE 6 HTB. Elle vise également à présenter, sur la base des analyses effectuées et des consultations publiques précédentes, les orientations envisagées par la CRE concernant les propositions présentées dans les précédentes consultations publiques susmentionnées, s’agissant du cadre de régulation et de la structure tarifaire.

La CRE souhaite, dans le cadre de la présente consultation publique, recueillir l’avis des acteurs de marché, en vue de l’adoption, au début de l’année 2021, de la délibération portant décision sur le TURPE 6 HTB. Chacun peut donc noter l’importance de ces consultations publiques. Il appartient à la CRE de fixer le TURPE. Elle ne saurait le faire de manière isolée : elle le fait avec les acteurs du système énergétique.

Il s’agit de la dernière consultation publique avant l’adoption du projet de décision tarifaire de la CRE qui sera soumise à l’avis du Conseil Supérieur de l’Energie (CSE).

Pour formuler les propositions figurant dans la présente consultation publique, la CRE a pris en compte, conformément aux dispositions de l’article L. 341-3 du code de l’énergie, les orientations de politique énergétique transmises par la ministre de la transition écologique et solidaire, par courrier reçu en date du 19 juin 2020. Ces orientations sont publiées sur le site de la CRE[7].

La présente consultation est ouverte jusqu’au 12 novembre 2020.

Consulter la note technique et les annexes

Principaux enjeux du TURPE 6 HTB

La transition énergétique

La prochaine période tarifaire (2021-2024) s’inscrit dans un contexte d’accélération de la transition énergétique, avec une augmentation massive de la production d’électricité renouvelable (EnR). RTE sera directement concerné par le raccordement des parcs éoliens en mer et des autres centrales ENR de grande taille. En tant que gestionnaire du système électrique, RTE sera confronté aussi à l’arrêt des centrales au charbon et à la forte croissance de la production décentralisée et de la mobilité électrique, qui modifieront profondément les flux sur le réseau de transport d’électricité.

La maîtrise des investissements

Dans son Schéma Décennal de Développement du Réseau (SDDR), récemment soumis à l’examen par la CRE[8], RTE prévoit une forte hausse de ses investissements : 33 Md€ sur 15 ans auxquels s’ajoutent 3 Md€ pour l’immobilier, les systèmes d’information, la logistique et les véhicules. Ces investissements sont évidemment liés à la transition énergétique mais aussi au vieillissement progressif du réseau qui nécessite un effort accru pour le renouvellement des infrastructures afin de garantir un niveau de qualité et de sécurité d’alimentation élevé.

L’enjeu pour RTE sera aussi de réaliser les investissements nécessaires tout en maitrisant leur coût.

La qualité d’alimentation et la sécurité des approvisionnements

La qualité d’alimentation et la sécurité des approvisionnements sont des missions essentielles du gestionnaire de réseau de transport. Elles sont aujourd’hui à un niveau satisfaisant sur le réseau de RTE. Des améliorations doivent toujours être recherchées, mais fixer des objectifs trop ambitieux conduirait à des hausses excessives des coûts. Pour le présent TURPE, l’enjeu principal sera de conserver les performances actuelles, malgré les transformations importantes du mix électrique en France et chez nos voisins européens. 

L’ère de la flexibilité

Les évolutions technologiques (comptage évolué, stockage, numérique, etc.) créent un potentiel important de nouvelles sources de flexibilité, au moment où la transition énergétique va générer des besoins supplémentaires de flexibilité et où notre pays supporte de moins en moins une aggravation de notre empreinte environnementale.

L’enjeu pour RTE sera de mobiliser les sources de flexibilité nouvelles (écrêtement de la production, stockage, effacement, agrégation de flexibilités décentralisées) pour maintenir la qualité d’alimentation et la sécurité des approvisionnements, tout en limitant au strict nécessaire les renforcements de réseau.

Transformation et modernisation

RTE doit se transformer, se moderniser et innover pour demeurer un opérateur de référence parmi les gestionnaires de réseau de transport d’électricité en Europe et dans le monde, alors que le secteur énergétique se transforme à grande vitesse.

Le tarif accompagne l’opérateur dans cette transformation, en en tenant compte pour la fixation des trajectoires de charges d’exploitation et d’investissements. Cet effort de modernisation doit se traduire concrètement par des résultats, qu’il s’agisse du recours effectif à des solutions innovantes et aux flexibilités, de la mise en œuvre d’actions prioritaires dans les délais pour favoriser l’innovation de l’ensemble du secteur ou du maintien de la qualité de service. La régulation incitative de RTE sera renforcée à cette fin.

Le niveau et la structure du tarif

RTE demande à bénéficier d’un tarif en forte hausse, pour couvrir notamment la hausse des dépenses d’investissements et de la politique de gestion des actifs dans un contexte de vieillissement progressif des ouvrages.

Dans un contexte de crise sanitaire et possiblement de crise économique à venir, la CRE attache la plus haute importance à ce que toute hausse tarifaire soit justifiée par des hausses de coûts non évitables et limitée au strict nécessaire. Le taux de rémunération des actifs doit en outre refléter la baisse des taux sur les marchés et l’évolution de l’impôt sur les sociétés.

En outre, la structure tarifaire adresse aux utilisateurs des réseaux des signaux économiques pour optimiser à moyen terme le coût global du système électrique. Ainsi, la tarification selon les saisons et les heures de la journée contribue à la maîtrise de la pointe de la demande électrique hivernale. A ce titre, l’évolution de la structure envisagée par la CRE, fondée sur les coûts marginaux de long terme des réseaux, améliore ces signaux.

 

Niveau tarifaire

Dans ce cadre, RTE a formulé une demande d’évolution tarifaire exposant ses coûts prévisionnels pour la période 2021-2024 ainsi que ses demandes relatives au cadre de régulation.

La prise en compte des éléments du dossier de demande tarifaire et de sa mise à jour adressés à la CRE par RTE conduirait à une hausse du tarif unitaire moyen de + 6,25 % au 1er août 2021 et chaque année sur toute la durée du tarif (incluant une hypothèse d’évolution moyenne de +1,6 % d’inflation par an). C’est cette demande que la CRE analyse.

Charges à couvrir

La demande de RTE est fondée sur trois postes de charges :

  • ses charges de capital, en légère baisse de 0,5 % en 2021 par rapport au niveau réalisé en 2019, puis en hausse soutenue de 4,7 % par an en moyenne entre 2021 et 2024 ; en effet, RTE propose une baisse de son taux de rémunération, à 5,35 % (contre 6,125 % retenu au cours de la période du TURPE 5 HTB) et prévoit d’investir 2,2 Md€ par an en moyenne pendant la période du TURPE 6 HTB, contre moins d’1,5 Md€ en 2019 ; en conséquence, la base d’actifs régulés (BAR) de RTE au 31 décembre 2024 pourrait atteindre 17,7 Mds€, en hausse de 23 % par rapport à la BAR constatée au 31 décembre 2019 ;
  • ses achats liés à l’exploitation du système électrique, en hausse de + 21,6 % en 2021 par rapport au niveau réalisé en 2019, puis en hausse contenue de 0,8 % par an en moyenne entre 2021 et 2024 ; RTE explique cette évolution notamment par la hausse des prix de marché et de capacité, ainsi que des coûts de congestion du fait de la montée en puissance du recours aux flexibilités ;
  • ses charges d’exploitation hors charges liées à l’exploitation du système électrique, en hausse de + 13,4 % en 2021 par rapport au niveau réalisé en 2019, puis en hausse de 2,5 % par an en moyenne entre 2021 et 2024 ; RTE explique cette évolution par la mise en œuvre de sa politique de gestion des actifs et par l’adaptation de l’entreprise nécessaire pour accompagner la hausse des investissements.

La CRE a procédé à une première analyse de la demande de RTE et s’est également appuyée sur des études de consultants externes, dont les conclusions sont publiées en même temps que la présente consultation publique. Ces études portent sur les sujets suivants :

  • un audit de la demande relative aux charges d’exploitation de RTE (hors achats liés à l’exploitation du système électrique) pour la période 2021-2024 ;
  • un audit de la demande du taux de rémunération des actifs régulés des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution d’électricité.

A ce stade, la CRE envisage :

  • d’analyser avec attention la hausse des charges nettes d’exploitation et des investissements « hors réseaux » de RTE. Afin de donner un cadre à la consultation, la CRE a choisi de présenter les ajustements résultant de l’audit du consultant externe et de l’analyse des achats liés à l’exploitation du système comme une borne basse et la demande de RTE comme une borne haute ;
  • de retenir un taux de rémunération des actifs régulés inférieur à la demande de RTE, dans une fourchette comprise entre 4,2 % et 4,7 % avant impôts. Ce niveau prend notamment en compte la baisse des taux constatés sur les marchés financiers et à la baisse prévue de l’impôt sur les sociétés.

Effet volume lié à l’évolution des soutirages et des puissances souscrites, ainsi que des injections

L’évolution du tarif dépend non seulement des charges à couvrir, mais également de l’effet volume lié à l’évolution des soutirages et des puissances souscrites, ainsi que des injections en HTB 2 et 3.

Entre la période 2017-2019 et la période 2021-2024, RTE prévoit, dans son scénario de référence :

  • une baisse (-4,1 %) des soutirages en énergie, qui s’explique en particulier par l’amélioration de l’efficacité énergétique et par le développement de la production décentralisée, dont une partie de la production est consommée sur le réseau de distribution et diminue donc les soutirages depuis le réseau de transport ;
  • une stabilité (-0,2 %) des puissances souscrites du fait de la constance de la pointe de soutirage ;
  • une baisse (-3,5 %) des injections par la production centralisée raccordée aux réseaux HTB 2 et HTB 3, en raison du développement de la production décentralisée, qui vient se substituer, progressivement, à la production centralisée ;
  • une très forte progression (+44,9 %) des refoulements des réseaux de distribution vers le réseau de transport (y compris HTB2) et de la production raccordée en HTB 1, qui s’explique par le développement de la production à partir d’énergies renouvelables.

Ce scénario de référence ne prend toutefois pas en compte les impacts que la crise liée au COVID-19 pourrait avoir au-delà de 2020.

La CRE a procédé à une analyse préliminaire de ces prévisions. Elle note que, conformément à sa demande, RTE s’est coordonné avec Enedis pour proposer une vision conjointe des flux d’énergie entre le réseau de transport et les réseaux de distribution. Elle considère, à ce stade, que les trajectoires présentées par RTE sont cohérentes avec les évolutions prévisibles du système électrique. Les quantités d’énergie soutirées depuis le réseau de transport sont globalement orientées à la baisse, ce qui a un effet à la hausse sur le tarif unitaire.

S’agissant de la crise liée au COVID-19, les analyses se poursuivent pour évaluer au mieux les impacts de cette crise sur la période du TURPE 6 HTB (2021-2024) et seront finalisées pour la décision tarifaire.

Evolution du niveau tarifaire

A titre purement illustratif, selon les principes rappelés ci-dessus, l’évolution du TURPE 6 HTB pourrait s’établir, en borne basse, autour de 1,5 % en moyenne par an (en prenant en compte l’ensemble des ajustements proposés par l’auditeur sur les charges nettes d’exploitation et les investissements « hors réseaux » et envisagés par la CRE sur les achats liés à l’exploitation du système, ainsi qu’un taux de rémunération de 4,2 %) et, en borne haute, autour de 5,1 % en moyenne par an (en prenant en compte la demande de RTE et en appliquant un taux de rémunération de 4,7 %).

 

Cadre de régulation tarifaire

La CRE envisage de reconduire, pour le TURPE 6 HTB, les principaux mécanismes de régulation incitative en vigueur : régulation incitative à la maîtrise des charges d’exploitation et des dépenses d’investissements, régulation incitative de la qualité d’alimentation et de la recherche et développement, couverture a posteriori de certains écarts via le compte de régularisation des charges et des produits (CRCP). Les acteurs de marché s’y sont montrés favorables dans leurs réponses à la consultation publique du 14 février 2019.

Dans un contexte marqué par une forte hausse des investissements de RTE, la CRE envisage l’introduction d’un mécanisme visant à inciter RTE à maitriser et à prioriser ses dépenses d’investissements de réseau. Ce mécanisme consisterait à définir une enveloppe pluriannuelle qui constituerait un plafond au-delà duquel les coûts d’investissements engagés ne seraient pas entièrement couverts.

Par ailleurs, dans le cadre de l’examen du SDDR de RTE, la CRE s’est montrée favorable à la politique de gestion des actifs proposée par RTE et visant à prolonger la durée de vie des actifs afin de limiter les dépenses d’investissement. Cette politique se traduit par une hausse sensible des charges opérationnelles de l’opérateur. Dans ce contexte, la CRE envisage d’introduire un dispositif ad hoc permettant de s'assurer du respect de l'exécution des volumes de travaux et d’activités ayant servi à la construction de la trajectoire tarifaire.

S’agissant des achats liés à l’exploitation du système électrique, la CRE envisage :

  • de maintenir le principe du mécanisme actuel de régulation incitative des charges liées à la compensation des pertes et de renforcer ce mécanisme en augmentant le taux d’incitation portant sur le volume de pertes de 10 % à 20 %, en cohérence avec le niveau d’incitation applicable aux autres opérateurs d’infrastructures régulées ;
  • de renforcer le dispositif incitatif portant sur les coûts d’équilibrage et d’ajustement : si le dispositif existant au cours de la période du TURPE 5 HTB visait à inciter RTE à maitriser le volume de ses réserves d’équilibrage, le nouveau dispositif envisagé par la CRE aurait pour objectif d’inciter RTE sur l’ensemble des coûts de contractualisation de ces réserves ;
  • d’aligner l’incitation portant sur les coûts de congestions nationales et internationales et de l’adapter à la politique de dimensionnement optimal des réseaux, en appliquant un taux d’incitation de 20 % sur l’ensemble de ces coûts.

La CRE envisage enfin de renforcer le dispositif de suivi et de régulation incitative de la qualité de service, en introduisant, notamment, une régulation incitative à l’innovation, portant principalement sur la qualité des données transmises par RTE aux acteurs de marché et le rôle de RTE de facilitateur de l’innovation à l’externe, dans le cadre de ses missions de service public.

 

Structure tarifaire

La transition énergétique et numérique et l’évolution des usages renforcent la nécessité d'envoyer aux utilisateurs de réseaux des signaux tarifaires pertinents en matière d’utilisation du réseau et d’investissements, qu’il s’agisse d’équipements (tels que le véhicule électrique), d’isolation et de dépenses d’efficacité énergétique, ou de stockage et de production décentralisée, potentiellement autoconsommée.

Les évolutions envisagées par la CRE, en étroite collaboration avec les gestionnaires de réseaux, visent à améliorer la méthodologie d’élaboration de la composante de soutirage de façon à véhiculer des signaux-prix reflétant, dans le respect du principe de péréquation tarifaire, les coûts que génère, pour la collectivité, leur utilisation des réseaux. Il importe en effet d’assurer, tout particulièrement, que la forme des grilles tarifaires soit robuste et adaptée à l’évolution des usages associée au contexte actuel de double transition, énergétique et numérique. En ce sens, l’instauration d’une tarification fondée sur les coûts marginaux de long terme des réseaux reflète mieux la concentration des coûts induits par les usages en période hivernale ainsi que le coût de la desserte.

Les acteurs de marché se sont montrés globalement favorables aux propositions d’évolution de la structure des tarifs de distribution d’électricité dans leurs réponses aux consultations publiques du 23 mai 2019 et du 19 mars 2020.

La CRE présente donc, dans la présente consultation publique, ses orientations finales, tenant compte des consultations publiques précédentes. Ces évolutions ne changent pas les principes généraux proposés précédemment, mais améliorent le paramétrage technique de la méthodologie de façon, notamment, à mieux refléter les coûts générés par les utilisateurs ayant une courte utilisation.

 

 

 

Cette dernière consultation publique sur l’élaboration du TURPE 6 HTB est importante : c’est un TURPE de la transition écologique qu’il convient de mettre en place.

 

[1] Délibération de la CRE du 17 novembre 2016 portant décision sur les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité dans le domaine de tension HTB (https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Decision/turpe-htb3

[2] Consultation publique du 14 février 2019 n°2019-003 relative au cadre de régulation tarifaire applicable aux opérateurs d'infrastructures régulées en France (https://www.cre.fr/Documents/Consultations-publiques/Cadre-de-regulation-tarifaire-applicable-aux-operateurs-d-infrastructures-regulees-en-France)

[3] Consultation publique n°2019-011 du 23 mai 2019 relative à la structure des prochains tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité « TURPE 6 » (https://www.cre.fr/Documents/Consultations-publiques/Structure-des-prochains-tarifs-d-utilisation-des-reseaux-publics-d-electricite-TURPE-6)

[4] Consultation publique n°2019-019 du 17 octobre 2019 relative à la qualité de service et aux actions des gestionnaires de réseaux en faveur de l'innovation des acteurs pour le secteur de l'électricité (https://www.cre.fr/Documents/Consultations-publiques/qualite-de-service-et-aux-actions-des-gestionnaires-de-reseaux-en-faveur-de-l-innovation-des-acteurs-pour-le-secteur-de-l-electricite)

[5] Consultation publique n°2020-007 du 19 mars 2020 relative à la composante de soutirage des prochains tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité « TURPE 6 » (https://www.cre.fr/Documents/Consultations-publiques/composante-de-soutirage-des-prochains-tarifs-d-utilisation-des-reseaux-publics-d-electricite-turpe-6)

[6] Consultation publique n°2020-011 du 9 juillet 2020 relative aux signaux économiques envoyés aux producteurs d'électricité (https://www.cre.fr/Documents/Consultations-publiques/consultation-publique-relative-aux-signaux-economiques-envoyes-aux-producteurs-d-electricite)

[8] Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 23 juillet 2020 portant examen du Schéma Décennal de Développement du Réseau de transport de RTE élaboré en 2019 (https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Decision/examen-du-schema-decennal-de-developpement-du-reseau-de-transport-de-rte-elabore-en-2019)

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