Délibération du 17 novembre 2016 portant décision sur les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dans le domaine de tension HTB

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Participaient à la séance : Philippe de LADOUCETTE, président, Christine CHAUVET, Catherine EDWIGE, Hélène GASSIN, Yann PADOVA et Jean-Pierre SOTURA, commissaires.
Les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dits " TURPE HTB " s'appliquent aux utilisateurs raccordés aux réseaux de haute et très haute tension. Le nouveau TURPE 5 HTB s'appliquera à compter du 1er août 2017, de façon synchronisée avec le TURPE 5 HTA-BT (qui s'applique aux utilisateurs raccordés en moyenne et basse tension), pour une durée d'environ quatre ans. Il a été adopté après une large consultation des parties prenantes concernées et à la suite d'études rendues publiques.
Le TURPE 5 HTB donne à l'ensemble des parties prenantes de la visibilité sur l'évolution du tarif entre 2017 et 2021 et incite RTE à améliorer son efficacité tant du point de vue de la maîtrise de ses coûts que de la continuité d'alimentation et de la qualité du service rendu aux utilisateurs de ses réseaux.
Le TURPE 5 HTB prépare l'avenir en donnant au gestionnaire de réseaux de transport tous les moyens nécessaires pour répondre aux enjeux de la transition énergétique
Le TURPE 5 HTB intègre la totalité des programmes d'investissement et de recherche et développement présentés par RTE. Il introduit la possibilité pour RTE d'obtenir des budgets supplémentaires en cours de période tarifaire pour financer des Smart grids.
Le TURPE 5 HTB présente une hausse significative des charges nettes d'exploitation et des charges de capital par rapport au niveau réalisé en 2015. Ce tarif donne à RTE les moyens nécessaires pour répondre aux enjeux de la transition énergétique, de la transformation numérique et de l'architecture des marchés de l'électricité.
La structure tarifaire du TURPE 5 HTB se fonde sur les prévisions d'évolution des flux d'électricité sur les réseaux transmises par RTE pour la période 2017-2020. Elle prévoit un renforcement du signal horo-saisonnier, c'est-à-dire de la différence de tarif entre les heures de pointe et celles de moindre charge sur les réseaux, favorable aux actions de maîtrise de la pointe de consommation.
Compte tenu de ces enjeux, le TURPE HTB connaît une hausse maîtrisée et comporte des incitations renforcées à la performance de RTE
Le TURPE HTB augmentera de 6,76 % au 1er août 2017 et évoluera ensuite selon l'inflation au 1er août de chaque année (hors effets correctifs du compte de régularisation des charges et des produits). Cette évolution résulte notamment de facteurs exogènes à la couverture des charges de RTE : fin de la compensation des trop-perçus de la période du TURPE 2 et 3, couverture de l'abattement de facture pour les électro-intensifs, transfert des charges d'équilibrage (soit + 1,2 %) qui n'étaient jusqu'alors pas couvertes par le TURPE.
Les incitations à la performance de RTE sont renforcées : introduction d'une incitation sur les coûts des principaux projets de développement de réseaux et sur les charges de capital " hors réseaux ", introduction d'une incitation à la maîtrise des coûts des pertes électriques, renforcement des incitations sur la continuité d'alimentation.
Les tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport d'électricité actuels, dits " TURPE 4 HTB " pour les utilisateurs raccordés au domaine de tension HTB, sont entrés en vigueur le 1er août 2013 pour une durée d'application d'environ quatre ans, en application de la délibération de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) du 3 avril 2013 (1).

Cadre juridique

L'article L. 341-2 du code de l'énergie prévoit que " les tarifs d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés de manière transparente et non discriminatoire, afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace ".
L'article L. 341-3 du même code dispose que " [la CRE] peut prévoir un encadrement pluriannuel d'évolution des tarifs et des mesures incitatives appropriées, tant à court terme qu'à long terme, pour encourager les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution à améliorer leurs performances, notamment en ce qui concerne la qualité de l'électricité, à favoriser l'intégration du marché intérieur de l'électricité et la sécurité de l'approvisionnement et à rechercher des efforts de productivité ".
L'article L. 341-4 du même code dispose que " La structure et le niveau des tarifs d'utilisation des réseaux de transport et de distribution d'électricité sont fixés afin d'inciter les clients à limiter leur consommation aux périodes où la consommation de l'ensemble des consommateurs est la plus élevée au niveau national. Ils peuvent également inciter les clients à limiter leur consommation aux périodes de pointe au niveau local. A cet effet, la structure et le niveau des tarifs d'utilisation des réseaux de transport et de distribution peuvent, sous réserve d'assurer la couverture de l'ensemble des coûts prévue à l'article L. 341-2 et de manière proportionnée à l'objectif de maîtrise des pointes électriques, s'écarter pour un consommateur de la stricte couverture des coûts de réseau qu'il engendre ".
En application de ces articles, la présente délibération définit les nouveaux tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport d'électricité, dits " TURPE 5 HTB ", pour les utilisateurs raccordés au domaine de tension HTB, conçus pour s'appliquer pour une durée d'environ quatre ans, à compter du 1er août 2017.

Processus d'élaboration du TURPE 5

Les travaux d'élaboration du " TURPE 5 " ont commencé au début de l'année 2015, compte tenu du besoin de visibilité exprimé par les parties prenantes, de la complexité des sujets à traiter et des délais nécessaires pour adapter les systèmes d'information des gestionnaires de réseaux et des parties prenantes.
La CRE a mené une très large concertation avec l'ensemble des parties prenantes. Elle a réalisé trois consultations publiques et a procédé à de multiples auditions et tables rondes. Elle a adopté, le 18 février 2016, une délibération portant orientations sur la structure du TURPE 5. Elle a transmis un rapport au Parlement en juin 2016 présentant ces orientations.
Ce calendrier et cette large concertation ont donné à toutes les parties concernées la visibilité et la capacité d'anticipation nécessaires au bon fonctionnement du marché de l'électricité.
Les études externes commandées par la CRE dans le cadre de l'élaboration du TURPE 5 sont publiées sur le site internet de la CRE.

Date d'entrée en vigueur et durée d'application du TURPE 5 HTB

Le TURPE 5 HTB entrera en vigueur le 1er août 2017, de façon synchronisée avec le TURPE 5 HTA-BT. Cette évolution est plébiscitée par l'ensemble des parties prenantes. Il s'appliquera pour une durée d'environ quatre ans.

Orientations de politique énergétique

En application des dispositions de l'article L. 341-3 du code de l'énergie, la CRE a pris en compte les orientations de politique énergétique transmises par la ministre de l'environnement, de l'énergie et de la mer, en charge des relations internationales sur le climat, par lettres du 22 février 2016 et du 24 juin 2016. Pour le transport, ces orientations portent sur les enjeux de maîtrise des pointes électriques, sur l'attention à porter à tout éventuel rééquilibrage entre les parts puissance et énergie qui devrait être mesuré, ainsi que sur le cadre de régulation du raccordement des éoliennes en mer. Ces orientations peuvent être consultées sur le site internet de la CRE.

Une structure et un cadre de régulation qui s'adaptent aux évolutions liées à la transition énergétique

En ce qui concerne la structure du tarif et les signaux adressés aux utilisateurs de réseaux, la CRE a pris en compte les prévisions d'évolution des flux d'électricité sur les réseaux transmises par RTE pour la période 2017-2020. Ainsi, les anticipations des gestionnaires de réseaux concernant l'utilisation des réseaux et les évolutions liées à la transition énergétique (telles que le développement de la production renouvelable décentralisée et celui des mesures d'efficacité énergétique) sont prises en compte.
Du fait de ces évolutions de flux, les coûts portés par le domaine de tension HTB 1 augmentent alors que ceux portés par le domaine de tension HTB 3 baissent. En outre, le signal horo-saisonnier est renforcé pour les domaines de tension HTB 1 et HTB 2. Ces évolutions ont pour conséquence des baisses de facture significatives pour les utilisateurs raccordés aux domaines de tension HTB 1 et HTB 2 peu présents pendant les 300 heures les plus chargées de l'année.
En revanche, le dimensionnement des réseaux du domaine de tension HTB 3 n'étant pas directement lié aux pointes de soutirage, la CRE maintient un tarif sans différenciation temporelle pour ce domaine de tension.
La CRE a choisi de ne pas augmenter de façon artificielle la part puissance des recettes tarifaires. Une telle évolution entraînerait des hausses de facture significatives pour certains utilisateurs et réduirait l'incitation à la maîtrise de la consommation. La CRE considère qu'une évolution significative de la part puissance doit reposer sur l'observation ou l'anticipation d'évolutions majeures dans les modes d'utilisation des réseaux, ce qui n'est pas le cas aujourd'hui au vu de l'ensemble des données transmises par RTE pour la période 2017-2020.
Dans un contexte d'évolutions du paysage énergétique, la CRE introduit une clause de rendez-vous, permettant, le cas échéant, d'adapter la structure des tarifs à l'issue de deux ans de mise en œuvre du TURPE 5 HTB, soit à l'été 2019. Cette clause de rendez-vous ne sera activée que si les données reçues par la CRE permettent de constater ou d'anticiper d'éventuels changements importants dans les modes d'utilisation des réseaux ou dans les méthodes de dimensionnement des réseaux. Le cas échéant, la CRE veillera à adapter la structure tarifaire afin d'assurer la pertinence des signaux économiques qu'elle transmet.
La CRE veillera, dans l'application éventuelle de cette clause de rendez-vous, à maintenir la continuité et la prévisibilité des tarifs nécessaires au bon fonctionnement du marché de l'électricité.
En ce qui concerne le cadre de régulation, le TURPE 5 HTB donnera la possibilité à RTE d'obtenir des budgets supplémentaires en cours de période tarifaire pour financer des projets relevant des réseaux intelligents, sous réserve que l'analyse coûts-bénéfices soit favorable.

Une hausse du tarif en partie liée à des facteurs exogènes à RTE

RTE a transmis à la CRE, par courrier en date du 8 mars 2016, une demande tarifaire exposant ses coûts prévisionnels pour la période 2017-2020 ainsi que ses demandes relatives au cadre de régulation. RTE demandait une hausse du TURPE HTB de + 8,9 % le 1er août 2017, suivie d'une indexation annuelle selon l'inflation sur les années 2018 à 2020. RTE a mis à jour sa demande tarifaire en juillet 2016. La nouvelle demande tarifaire fait apparaître une hausse du TURPE HTB de + 11,7 % à la date d'entrée en vigueur du TURPE 5 HTB, suivie d'une indexation annuelle selon l'inflation.
La CRE retient les principaux ajustements suivants par rapport à la demande de RTE :

- la révision des hypothèses retenues par RTE concernant certains postes de charges afin, notamment, de mieux prendre en compte les gains de productivité réalisés au cours de la période du TURPE 4 HTB (soit un ajustement total de - 115 M€ par an en moyenne) ;
- sur cette base de charges ajustée, la CRE ne retient pas d'ajustement additionnel au titre de l'efficience par rapport à la demande mise à jour de RTE, qui intègre un effort de productivité ;
- un taux de rémunération (inférieur de 57,5 points de base à la demande de RTE) qui prend en compte la baisse des taux sur les marchés financiers et qui conduit à un ajustement par rapport à la demande de RTE de - 96 M€ par an en moyenne.

En conséquence, le TURPE HTB augmentera en moyenne de + 6,76 % au 1er août 2017 et évoluera ensuite selon l'inflation au 1er aout de chaque année (hors effets correctifs du compte de régularisation des charges et des produits, ci-après CRCP).
La hausse tarifaire retenue pour 2017 résulte de divers facteurs, dont plusieurs sont exogènes à RTE :

- une quasi-stabilité des charges de capital liée à la baisse du taux de rémunération, compensée par l'augmentation de la BAR (+ 11 % environ au cours de la période du TURPE 5 HTB) du fait de la poursuite du programme d'investissements ambitieux initié par RTE depuis la période du TURPE 4 HTB pour accompagner la transition énergétique ;
- une hausse des charges nettes d'exploitation de + 5,7 % (dont + 2,7 % hors interruptibilité) entre le réalisé 2015 et les charges prévisionnelles couvertes par le tarif en 2017 permettant à RTE de s'adapter à la transition énergétique et à la transformation numérique (mise à disposition des données, développement des réseaux intelligents ou adaptation des réseaux au développement des installations de production décentralisée). Cette hausse des charges d'exploitation est en partie compensée par la fin du programme de sécurisation mécanique à la fin de l'année 2017 ;
- la prise en compte du manque à gagner lié au dispositif d'abattement de factures introduit par l'article L. 341-4-2 du code de l'énergie ;
- la fin du sous-calage du TURPE 4 HTB lié à l'apurement des comptes de régulation (CRCP et CRFI) de la période du TURPE 2 et 3 ;
- une baisse des soutirages sur le réseau public de transport (ci-après RPT) ;
- l'intégration des coûts de contractualisation des réserves rapide et complémentaire ainsi que des coûts additionnels engendrés par l'activation d'une offre d'ajustement en dehors de la préséance économique pour reconstituer les marges (+ 1,2 %). Cette hausse est globalement neutre en termes de coûts du système électrique puisque cela se traduira par une baisse équivalente des coûts supportés par les fournisseurs.

Un cadre tarifaire renforçant les incitations à la performance de RTE

Les principes généraux du cadre de régulation applicable à RTE sont conservés. Ce cadre de régulation donne aux parties prenantes de la visibilité sur l'évolution du TURPE 5 HTB entre 2017 et 2020. Il incite RTE à améliorer son efficacité, tant du point de vue de la maîtrise de ses coûts que de la continuité d'alimentation et de la qualité du service rendu aux utilisateurs de ses réseaux. Il protège également RTE des risques liés notamment à l'inflation et aux aléas climatiques influant les volumes de soutirage.
Les incitations à la performance de RTE sont renforcées :

- introduction d'une incitation sur les coûts d'investissement portant sur les grands projets de développement de réseaux et sur les investissements " hors réseaux " ;
- introduction d'une incitation sur le coût d'achat des pertes électriques, avec un taux d'incitation plus faible sur le volume de pertes que sur le prix d'achat ;
- renforcement des incitations sur la continuité d'alimentation : rééquilibrage des cibles de durée et de fréquence de coupure, augmentation de la force de l'incitation et du plafond des gains et des pénalités, introduction d'une obligation pour RTE d'indemniser les GRD pour les coupures de plus de cinq heures affectant les clients finals.

Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision tarifaire, a rendu son avis le 10 novembre 2016.
Avis du Conseil supérieur de l'énergie sur la délibération de la CRE du 19 octobre 2016 portant projet de décision sur les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dans le domaine de tension HTB
Le Conseil supérieur de l'énergie (CSE), consulté par la CRE sur le projet de décision tarifaire, a rendu un avis favorable sous réserve de la prise en compte de certaines observations le 10 novembre 2016.
Certains des membres du CSE estiment que les coûts permettant au gestionnaire de réseau de répondre aux enjeux de qualité et aux enjeux de la transition énergétique, aux nouveaux usages, aux évolutions numériques et à l'intégration des énergies renouvelables au réseau ne sont pas totalement couverts par le projet de décision tarifaire HTB.
Certains membres regrettent en particulier que la totalité du montant du Crédit d'impôts pour la compétitivité et l'emploi (CICE) vienne en déduction des charges à couvrir par le tarif.
En outre, certains membres souhaiteraient plus de transparence sur les différences entre les tarifs HTB et HTA-BT ainsi que sur celles avec les tarifs gaz, notamment en ce qui concerne la rémunération du capital.

La CRE rappelle que les dispositions législatives nationales et européennes prévoient que les tarifs couvrent l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace.
La CRE a analysé les trajectoires de charges d'exploitation et les charges de capital prévisionnelles dont RTE demande la couverture pour la période 2017-2020. La CRE a mené une large concertation sur le niveau et le cadre de régulation du tarif HTB : elle a réalisé une consultation publique après avoir publié l'ensemble des études externes qu'elle avait commandées, elle a organisé une table ronde réunissant les fournisseurs et les associations de consommateurs, et a auditionné RTE et son actionnaire. Sur la base de ses analyses, détaillées dans la délibération, elle a retenu un niveau de charges nettes d'exploitation en hausse de 5,7 % en 2017 (dont 2,7 % hors interruptibilité) par rapport au niveau de charges réalisé en 2015. Cette hausse des charges d'exploitation est en partie compensée par la fin du programme de sécurisation mécanique à la fin de l'année 2017. Concernant les charges de capital, la rémunération retenue prend en considération l'évolution du périmètre d'intervention de RTE, notamment en lien avec le raccordement des parcs éoliens en mer, et l'évolution de son rôle dans la gestion du système électrique.
Au vu des éléments dont elle dispose, la CRE considère que la hausse des charges qu'elle retient donne à RTE les moyens nécessaires pour faire face à ses missions de service public et aux évolutions induites notamment par la transition énergétique.
Concernant le CICE, la CRE rappelle qu'il s'agit d'une réduction de charges sociales, venant donc diminuer les charges de personnel supportées par RTE. Ainsi, la CRE considère, à l'instar de ce qu'elle a décidé pour le tarif ATRD 5 de GRDF, qu'il est pertinent que le produit du CICE soit déduit du niveau des charges à couvrir par le TURPE 5 HTB.

La majorité des membres du CSE conteste la création d'une incitation portant sur le volume d'achats des pertes, dans la mesure où les leviers de contrôle à disposition de RTE sont faibles par rapport aux effets des aléas externes. Certains membres s'interrogent sur la complexité et la pertinence des régulations incitatives.

La performance de RTE dans le court terme peut en effet être soumise à des aléas, au pas horaire notamment, et RTE n'a pas une maîtrise complète des volumes des pertes. Pour autant, RTE dispose de marges de manœuvre et l'objectif fixé par la CRE, déterminé à la maille annuelle, et avec un taux d'incitation réduit à 10 %, modère les risques pour RTE. En outre, les dispositions de l'article L. 321-6-1 du code de l'énergie, telles qu'elles ont été introduites par la loi de transition énergétique, prévoient que RTE est notamment chargé de mettre en œuvre des " actions d'efficacité énergétique ". La réduction du volume des pertes participe de cet objectif.

Le CSE souhaite des évolutions de structure des grilles tarifaires, et engage la CRE à débuter dès à présent les travaux en vue de la clause de rendez-vous.
Enfin, certains membres du CSE demandent que le dispositif d'écrêtement grand froid soit maintenu tel quel.

La CRE rappelle qu'elle a également mené une très large concertation sur les questions de structure tarifaire depuis le début de l'année 2015. Elle a ainsi réalisé deux consultations publiques, organisé deux tables rondes et a auditionné à plusieurs reprises les gestionnaires de réseaux. Par ailleurs, la CRE s'est fondée pour la construction de la structure du tarif, sur les prévisions d'évolutions des flux sur les réseaux transmises par RTE pour la période 2017-2020. Ainsi, les anticipations du gestionnaire de réseau sont prises en compte. En revanche, la CRE a choisi de ne pas augmenter de façon artificielle la part puissance des recettes tarifaires, une telle évolution pouvant entraîner des hausses de factures significatives pour certains utilisateurs et réduire l'incitation à la maîtrise de la consommation. Dans un contexte d'évolutions du paysage énergétique, elle a retenu le principe d'une clause de rendez-vous à mi-parcours du TURPE 5 permettant, le cas échéant, de prendre en compte des éventuels changements importants dans les modes d'utilisation des réseaux ou dans les méthodes de dimensionnement des réseaux. La CRE veillera également, dans ce cadre, à maintenir la continuité et la prévisibilité des tarifs nécessaires au bon fonctionnement du marché de l'électricité.
Concernant le dispositif d'écrêtement grand froid, la CRE avait présenté ses premières orientations dans le cadre de la consultation de mai 2016. La majorité des parties prenantes ayant répondu sur ce point a souligné la complexité d'une partie des dispositions envisagées par la CRE. La CRE maintient son analyse initiale concernant la nécessité de recentrer le dispositif sur le traitement des situations de froid rigoureux mais a décidé de ne pas mettre en œuvre sa proposition initiale visant à limiter l'application du dispositif aux seules situations de froid rigoureux où l'aléa climatique supporté par un gestionnaire de réseau de distribution est localement plus fort qu'au niveau national.
Au vu de l'ensemble de ces éléments, la CRE n'apporte pas d'évolution, en termes de niveau ou de structure du tarif, par rapport au projet de décision tarifaire du 19 octobre 2016 soumis à l'avis du CSE.

(1) http://www.cre.fr/documents/deliberations/decision/turpe-4-htb2


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