L’essentiel
Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) rémunèrent les gestionnaires de réseaux publics pour compenser les charges qu’ils engagent pour l’exploitation, le développement et l’entretien des réseaux.Le coût de l’utilisation du réseau est facturé au fournisseur par le gestionnaire de réseau auquel est raccordé le consommateur. Ce coût figure sur la facture du consommateur, dont il représente environ 46 %.La CRE élabore les tarifs d’accès aux réseaux avec le souci de donner aux gestionnaires de réseaux les moyens d’accomplir au mieux leurs missions de service public et de s’assurer d’une maîtrise raisonnable des coûts pour ne pas alourdir excessivement les charges pesant sur les consommateurs.La tarification de l’accès au réseau répond à trois grands principes : la tarification « timbre poste » (même tarif quelle que soit la distance parcourue par l’énergie électrique), la péréquation tarifaire (tarifs identiques sur l’ensemble du territoire) et la couverture des coûts engagés par les gestionnaires de réseaux.Les tarifs TURPE 3 sont entrés en vigueur le 1er août 2009 et sont prévus pour s’appliquer jusqu’en 2013.
Description générale
A quoi servent les tarifs d’accès ?
Conformément aux dispositions de l’article L. 341-2 du code de l’énergie , les tarifs d’accès aux réseaux, appelés également tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) ou tarifs d’acheminement, ont pour but de garantir à l’ensemble des consommateurs et des producteurs d’électricité un accès transparent et non discriminatoire aux réseaux publics afin de permettre une concurrence non faussée entre les fournisseurs d’électricité.Pour ce faire, des opérateurs indépendants des fournisseurs d’électricité – les gestionnaires de réseaux publics – sont chargés de l’exploitation et de l’entretien de ces réseaux. Ils sont également responsables de leur développement afin de permettre le raccordement des producteurs et des consommateurs. Pour accomplir ces missions, les gestionnaires de réseaux perçoivent, auprès des utilisateurs du réseau, les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE).A noter que, s’agissant des consommateurs résidentiels et des petits professionnels, l’accès au réseau est généralement facturé par le gestionnaire de réseau aux fournisseurs, ces derniers refacturant les montants correspondants à leurs clients dans le cadre du contrat dit unique. La part de la facture d’électricité correspondant à l’utilisation des réseaux, dont le montant doit apparaître sur la facture, est donc identique quel que soit le fournisseur d’électricité.
Le rôle de la CRE
Conformément aux dispositions de l’article L. 341-3 du code de l’énergie , les tarifs d’accès aux réseaux sont élaborés par la CRE pour être ensuite transmis aux ministres chargés de l’économie et de l’énergie pour publication au Journal officiel de la République française. Dans un délai de deux mois à compter de cette transmission, le gouvernement peut, s’il estime que la délibération de la CRE ne tient pas compte des orientations de politique énergétique, demander une nouvelle délibération par décision motivée publiée au Journal officiel de la République française.Dans le cadre de l’élaboration des tarifs, la CRE prend en compte les orientations de politique énergétique indiquées par le gouvernement. Elle informe régulièrement le gouvernement lors de la phase d'élaboration des tarifs. Elle procède, selon les modalités qu'elle détermine, à la consultation des acteurs du marché de l'énergie.
Les grands principes tarifaires
Tarification « timbre poste »
Conformément aux dispositions du 1 de l’article 14 du règlement (CE) n° 714/2009 , la tarification de l’accès au réseau est indépendante de la distance parcourue par l’énergie électrique. Ce type de tarification est dit « timbre poste ».
Péréquation tarifaire
Les tarifs d’accès sont, en outre, identiques sur l’ensemble du territoire. Ils s’appliquent à l’ensemble des gestionnaires de réseaux, ce qui entraîne une péréquation géographique des tarifs conforme au principe d’égalité prévu à l’article L. 121-1 du code de l’énergie .
Couverture des coûts
Les tarifs d’accès couvrent les coûts effectivement engagés par les gestionnaires de réseaux pour accomplir leurs missions dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseaux efficace.A chaque nouvelle proposition tarifaire, le gestionnaire du réseau public de transport ( RTE ) et le principal gestionnaire de réseaux publics de distribution ( ERDF ) soumettent à la CRE, pour analyse, les trajectoires prévisionnelles des charges d’exploitation et de capital qui justifieront le niveau des tarifs pour la période à venir.Les charges d’exploitation concourent notamment à l’exploitation et à la maintenance des réseaux, à la compensation des pertes sur les réseaux, à la relève des compteurs et à la réalisation des interventions techniques telles que les mises en services.Les charges de capital couvrent, quant à elles, les investissements réalisés par les gestionnaires de réseaux. Elles comprennent, d’une part, l’amortissement industriel des biens et, d’autre part, la rémunération des capitaux immobilisés (appelés « Base d’actifs régulée » (BAR)) à un taux représentatif du coût du capital des gestionnaires de réseaux. La BAR est déterminée à partir de la valeur nette comptable des actifs. Elle progresse au rythme des nouveaux investissements et diminue du montant des dotations aux amortissements couvertes par le tarif.
3èmes tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE 3)
Les 3èmes tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE 3) sont entrées en vigueur le 1er août 2009 suite à la décision ministérielle du 5 juin 2009 . Ces tarifs ont été proposés par la CRE le 26 février 2009 et sont prévus pour s’appliquer pendant quatre ans.
Les principales orientations retenues par la CRE
Dans sa proposition tarifaire la CRE a poursuivi deux objectifs.
Donner aux gestionnaires de réseaux les moyens d’accomplir au mieux leurs missions de service public
Ces missions s’exercent aujourd’hui dans un contexte de forte augmentation des coûts, liée à plusieurs facteurs :
- une nécessaire amélioration de la qualité pour faire face à l’augmentation de la durée moyenne de coupure constatée sur les réseaux de distribution. Cette situation appelle un important effort d’investissements ;
- des besoins de raccordement et de renforcement des réseaux de transport et de distribution consécutifs au nouveau cycle d’investissements dans la production d’électricité ;
- la construction de nouvelles infrastructures d’interconnexion pour renforcer l’intégration des marchés électriques en Europe ;
- l’engagement des distributeurs dans des démarches de modernisation des réseaux qui leur sont concédés, concernant en particulier les dispositifs de comptage, pour répondre aux enjeux liés à l’ouverture des marchés, au développement de la production décentralisée et à la maîtrise de l’énergie.
Sur le moyen terme, ces projets d’investissements devraient bénéficier au consommateur final.Afin de relever ces défis, les gestionnaires de réseaux doivent disposer de ressources tarifaires supplémentaires.
S’assurer d’une maîtrise raisonnable des coûts pour ne pas alourdir excessivement les charges pesant sur les consommateurs
La CRE est confrontée à un double défi. Elle doit, d’une part, s’assurer de couvrir les coûts des gestionnaires de réseaux. Elle doit, d’autre part, veiller à ce que les utilisateurs de réseaux ne financent pas leurs éventuelles inefficacités de gestion.La CRE a par conséquent opté pour un schéma privilégiant le dialogue avec les gestionnaires de réseaux tout en les incitant à mettre en œuvre leurs meilleurs efforts pour maîtriser le niveau de leurs charges.Parallèlement, pour éviter des gains de productivité au détriment du niveau de qualité, des mécanismes de régulation incitant financièrement les gestionnaires de réseaux à améliorer la qualité offerte aux utilisateurs ont été mis en place. Si le niveau de qualité atteint est supérieur au niveau cible, le gestionnaire de réseaux sera récompensé financièrement ; dans le cas contraire, il subira une pénalité.
Le niveau des tarifs et leur ajustement annuel
Sur le période couverte par TURPE 3, le niveau de charges à recouvrer par les tarifs pour chaque opérateur est le suivant :
| Moyenne TURPE 3 (en M€) | Charges d’exploitation nettes | Charges de capital | Revenu tarifaire |
| RTE | 2 983 | 1 423 | 4 019 |
| ERDF | 8 341 | 3 265 | 11 375 |
Nota bene : le calcul des charges de capital de RTE et d’ERDF est basé sur un taux de rémunération de 7,25 % nominal avant impôt.Pour ce faire, au 1er août 2009, les tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution ont respectivement augmentés de 2 % et 3 %.Puis de 2010 à 2012, ces tarifs évolueront annuellement chaque 1er août selon les formules suivantes :
- Evolution du tarif de transport = Inflation + 0,4 % + K
- Evolution du tarif de distribution = Inflation + 1,3 % + K’
Les coefficients K et K’ permettent d’apurer le solde du compte de régulation des charges et des produits (CRCP ; voir description ci-dessous) de RTE et d’ERDF dans la limite d’un impact sur le TURPE de ± 2 %.Au 1er août 2010, les tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution ont respectivement augmentés de 2,50 % (= 0,10 % + 0,40 % + 2,00 %) et 3,40 % (= 0,10 % + 1,30 % + 2,00 %).Au 1er août 2011, les tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution ont respectivement augmentés de 2,56 % (= 1,74 % + 0,40 % + 0,42 %) et 3,94 % (= 1,74 % + 1,30 % + 0,90 %).Au 1er août 2012, les tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution ont respectivement augmentés de 2,79 % (= 2,29 % + 0,40 % + 0,10 %) et 1,80 % (= 2,29 % + 1,30 % - 1,79 %).
Le cadre de régulation
Compte de régulation des charges et des produits (CRCP)
Le CRCP est un compte extracomptable, mis en place dans le cadre du TURPE 2, qui permet de mesurer et de compenser, pour des postes préalablement identifiés, les écarts entre les réalisations et les prévisions pris en compte lors de l’élaboration des tarifs.Les principaux postes de charge ou de produit inclus dans le périmètre du CRCP sont :
- le coût d’achat des pertes ;
- les charges de capital ;
- les recettes tarifaires (couverture du risque volume) ;
- les droits de raccordement ;
- les recettes issues des prestations annexes ;
- les recettes issues des mécanismes de gestion des congestions aux interconnexions du réseau de transport avec les pays voisins.
Régulation incitative
Afin que les gestionnaires de réseaux améliorent l’efficacité technico-économique de leur activité, tout en veillant au respect des missions de service public qui leur ont été confiées, la CRE a instauré des incitations à la maîtrise des coûts et à l’amélioration de la qualité.
Incitation à la maîtrise des charges d’exploitation
Dans le cadre du TURPE 3, la CRE a mis en place des incitations à la maîtrise des charges d’exploitation.À cet effet, les trajectoires du revenu autorisé de RTE et d’ERDF intègrent les objectifs de productivité proposés par ces opérateurs.Ils sont par ailleurs incités à réaliser des efforts de productivité additionnels au cours de la période tarifaire. En effet, si le montant effectivement réalisé de charges d’exploitation maîtrisables d’une année est inférieur au montant défini ex ante réévalué en fonction de l’inflation observée, la productivité supplémentaire dégagée est partagée à parts égales entre le gestionnaire de réseau et les consommateurs.Ces dispositions sont accompagnées d’un schéma de régulation incitant les gestionnaires de réseaux à améliorer la qualité offerte aux utilisateurs afin qu’ils ne réalisent des gains de productivité au détriment du niveau de qualité.
Incitation à la minimisation du coût d’achat des pertes
L’achat des pertes en ligne par les gestionnaires de réseaux a un impact significatif sur le niveau du tarif. Les volumes annuels moyens de pertes en ligne sur les réseaux de RTE et d’ERDF représentent près de 33 TWh. À partir des prévisions à long terme (plus de trois ans à l’avance) du volume des pertes, le gestionnaire de réseaux contractualise, sur le marché à terme, des produits annuels, trimestriels et mensuels. La contractualisation de ces produits à terme représente l’essentiel des achats liés à la compensation des pertes (environ 95 % du coût total).Les écarts entre les montants prévisionnels et réalisés de ce poste de charges sont reportés au solde du CRCP. Toutefois, la CRE s’assure que RTE et ERDF mettent en œuvre tous les efforts nécessaires à la minimisation de ce poste de coût. Dans cette optique, la CRE a mis en place des incitations à la minimisation du coût d’achat des produits à terme.Un coût d’achat cible des produits à terme sera établi annuellement pour refléter les conditions d’achat d’un gestionnaire de réseau de référence. Il est calculé sur la base de la moyenne arithmétique non pondérée des cotations quotidiennes (Daily Settlement Price) observées ex post sur le marché organisé des produits à termes en France (Powernext® Futures) et des volumes d’énergie que déclare le gestionnaire de réseau pour chacun des produits à terme nécessaires à la couverture de ses besoins prévisionnels de l’année.La différence entre le coût d’achat des produits à terme réalisé et le coût cible est partagée en part égale entre les utilisateurs et le gestionnaire de réseaux. Néanmoins, le coût supporté par les utilisateurs d’une mauvaise performance du gestionnaire de réseaux (coût d’achat supérieur au coût cible) ne peut être supérieur à 20 M€ pour RTE et 40 M€ pour ERDF. Ces planchers sont destinés à protéger les utilisateurs contre l’augmentation excessive des charges due à une contre-performance du gestionnaire de réseau et sont justifiés par le fait que les gestionnaires de réseaux peuvent contrôler leur niveau de risque en modifiant leur politique d’achat.
Incitation à l’amélioration de la continuité d’alimentation
Dans le cadre du TURPE 3, la CRE a introduit un mécanisme de régulation de la qualité d’alimentation. À ce stade, seule la durée annuelle moyenne de coupure sur incident (hors événement exceptionnel) est soumise à incitations financières (bonus/malus).Les analyses statistiques menées dans le cadre d’une étude externe ont mis en évidence le caractère dissymétrique de l’aléa climatique portant sur la durée moyenne annuelle de coupure. Il est ainsi plus probable statistiquement d’avoir une mauvaise année climatique (synonyme de nombreuses coupures) plutôt qu’une bonne année en terme de durée moyenne annuelle de coupure.Pour compenser ce phénomène de dissymétrie, la CRE a mis en œuvre un schéma incitatif progressif, dont la forme est représentée par la figure ci-dessous. Ainsi, pour une durée moyenne annuelle de coupure de référence de 60 minutes, si la durée réalisée est de 50 minutes, le GRD bénéficiera d’un bonus supérieur au malus qu’il devrait payer si cette durée était de 70 minutes.
Afin de réduire le risque financier pour le gestionnaire de réseau et pour les utilisateurs, la CRE a retenu un plafonnement du montant des incitations financières (qu’elles soient positives ou négatives) à 20 M€ pour RTE et à 50 M€ pour ERDF. Ces valeurs correspondent à environ 0,5 % des chiffres d’affaires respectifs de ces gestionnaires de réseaux.La forme de l’incitation financière a été calibrée de telle façon qu’au point d’équilibre (bonus/malus = 0 M€) la valorisation marginale de la minute de coupure soit équivalente à :
- pour RTE : 9,6 M€/minute. Cette valeur correspond à une valorisation de l’énergie non distribuée d’environ 12 €/kWh ;
- pour ERDF : 4 M€/minute. Cette valeur correspond à une valorisation de l’énergie non distribuée d’environ 6 €/kWh.
- S’agissant de la durée moyenne annuelle de coupure de référence, la CRE a retenu les valeurs suivantes :
- pour RTE : 2,4 minutes. Cette valeur correspond à la moyenne géométrique des durées moyennes de coupure sur les années 2002 à 2007 ;
- pour ERDF : 55 minutes en 2009 et 2010, 54 minutes en 2011 et 52 minutes en 2012. Ces valeurs correspondent à un arrêt de la dégradation, puis à l’engagement de son redressement.
Incitation à l’amélioration de la qualité de service
Le mécanisme portant sur la qualité d’alimentation est complété par une régulation incitative de la qualité de service constitué de deux types d’indicateurs :
- des indicateurs faisant l’objet d’un suivi et assortis d’une incitation financière afin de vérifier si les objectifs sont atteints ou non, ou encore dépassés. Ces incitations financières prennent la forme soit de bonus/malus imputés au CRCP, soit de compensations financières versées directement par ERDF aux utilisateurs qui en font la demande ;
- des indicateurs faisant uniquement l’objet d’un suivi.
- Ainsi, depuis le 1er août 2009, deux critères de qualité de service ont été soumis à des compensations financières directes :
- le respect des rendez-vous planifiés : en cas de rendez-vous planifié non respecté par ERDF, l’utilisateur peut demander une compensation financière forfaitaire (23,89 € dans le cas d’un utilisateur BT ≤ 36 kVA) ;
- le respect des délais d’envoi des propositions techniques et financières de raccordement : en cas de non respect des délais (10 jours pour un branchement simple), l’utilisateur peut demander une compensation financière forfaitaire (30 € dans le cas d’un raccordement individuel en BT ≤ 36 kVA).
Parmi les indicateurs soumis à incitation financière sous forme de bonus/malus imputés au CRCP, figurent notamment le taux de réponses aux réclamations dans les 30 jours et le taux de disponibilité du portail de gestion des échanges entre ERDF et les fournisseurs.Enfin, le suivi de la qualité de service d’ERDF se compose d’indicateurs relatifs :
- aux prestations annexes : délais de réalisation des prestations de mise en service, de résiliation et de changement de fournisseur ;
- aux relations avec les utilisateurs : nombre des réclamations et taux de réponses dans les 30 jours par nature et par catégorie d’utilisateurs ;
- à la relève et à la facturation : taux de compteurs BT ≤ 36 kVA avec au minimum un relevé sur index réel dans l’année, taux de données de relève et de facturation publiées dans les délais, etc. ;
- aux raccordements : délais de transmission des propositions techniques et financières et délais de réalisation des raccordements.
Le suivi de la qualité de service d’ERDF sur la période d’août 2009 à juin 2010 a fait l’objet d’un rapport publié par la CRE.
Structure et règles tarifaires
Afin de mieux refléter les coûts effectivement engagés par les gestionnaires de réseaux, le montant facturé au titre de l’acheminement est composé de plusieurs items.Les trois principales composantes du TURPE sont la composante de gestion, la composante de comptage et la composante de soutirage.
La composante de gestion
Afin que les tarifs reflètent les coûts de gestion clientèle supportés par les gestionnaires de réseaux, ces coûts sont facturés, explicitement, sous la forme d’un terme fixe appliqué à tous les utilisateurs (producteurs, consommateurs et gestionnaires de réseaux avals) en fonction de leur domaine de tension de raccordement.Ce dispositif différencie, en outre, les utilisateurs disposant d’un contrat d’accès au réseau séparé de leur contrat de fourniture d’énergie et ceux disposant d’un contrat unique avec leur fournisseur. En effet, pour ces derniers, les coûts de gestion supportés par les gestionnaires de réseaux de distribution sont réduits parce qu’une large part des activités de gestion est réalisée par les fournisseurs qui en répercutent le coût à leurs clients dans un cadre concurrentiel.Les coûts de gestion des contrats sont constitués des coûts liés à l’accueil des utilisateurs de réseaux, à la gestion des dossiers des utilisateurs, à la facturation, au recouvrement et aux impayés.
La composante de comptage
Afin de permettre aux utilisateurs de choisir librement leurs dispositifs de comptage et de pouvoir bénéficier ainsi d’offres de fourniture adaptées à leur consommation, tous les utilisateurs se voient facturer une composante de comptage en fonction des prestations qu’ils ont souhaitées (compteur à index ou à courbe de mesure, contrôle de la puissance, etc.).Cette composante ne dépend, ni du modèle de compteur installé, ni du mode de relève (relève à pied, télérelève par le réseau téléphonique commuté, par courants porteurs en ligne ou par GSM, etc.), dans la mesure où ces caractéristiques relèvent de choix techniques et managériaux des gestionnaires de réseaux publics et sont sans impact sur la précision des données de comptage.Les données de comptage sont transmises à l’utilisateur, ou à un tiers autorisé par l’utilisateur, selon une fréquence minimale définie en fonction du domaine de tension et de la puissance de soutirage qu’il a souscrite et/ou de la puissance maximale d’injection du point de connexion.
La composante de soutirage
La composante de soutirage comprend une part fonction de la puissance souscrite et une part fonction de la quantité d'énergie soutirée au réseau.
Elle couvre principalement les charges d’exploitation et de capital liées aux infrastructures de réseau ainsi que le coût d’achat des pertes.Elle dépend du domaine de tension de raccordement, dans la mesure où, plus ce domaine de tension est élevé, plus la quantité moyenne d'ouvrages de réseau sollicités est réduite, et plus le tarif unitaire du soutirage est faible.Suivant le domaine de tension, les utilisateurs peuvent choisir entre plusieurs options tarifaires. Certaines de ces options présentent des tarifs différenciés suivants la saison (hiver/été) ou l’heure de la journée (heure pleine/heure creuse). Ces tarifs sont dits à différenciation temporelle et les différentes périodes sont appelées classes temporelles.Les utilisateurs raccordés au domaine de tension HTA ont le choix entre trois options tarifaires : sans différenciation temporelle, avec différenciation temporelle à cinq classes et avec différenciation temporelle à huit classes.Les utilisateurs raccordés au domaine de tension BT et dont la puissance souscrite est strictement supérieure à 36 kVA peuvent choisir entre deux options à différenciation temporelle : moyenne utilisation et longue utilisation.Les utilisateurs raccordés au domaine de tension BT et dont la puissance souscrite est inférieure ou égale à 36 kVA peuvent choisir entre quatre options : courte utilisation, moyenne utilisation, moyenne utilisation avec différenciation temporelle et longue utilisation.
Les règles tarifaires actuellement en vigueur
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Prestations annexes
Les prestations réalisées par les gestionnaires de réseaux sont réparties selon quatre catégories :
- les prestations de base qui sont couvertes par le TURPE ;
- les prestations annexes réalisées sous le monopole des gestionnaires de réseaux telles que les mises en service, les modifications de puissance souscrite, … qui sont généralement facturées à l’acte. Les prix de ces prestations sont fixés par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie sur proposition de la CRE. La décision ministérielle est réputée acquise, sauf opposition de l’un des ministres dans un délai de deux mois suivant la réception de la proposition de la CRE. ;
- les prestations annexes réalisées par les gestionnaires de réseaux publics dans un contexte concurrentiel. Les prix de ces prestations sont librement fixés par les gestionnaires de réseaux ;
- les prestations de raccordement aux réseaux dont les tarifs sont régies des dispositions législatives et règlementaires spécifiques.
Dans ce cadre, depuis le 1er septembre 2009 les tarifs des prestations annexes réalisées sous le monopole des gestionnaires de réseaux ont été uniformisés et réactualisés. A cette occasion, ces tarifs dont la grande majorité était restée inchangée depuis avril 2006, ont été réévalués de 5,4 %. Depuis 2010, ces tarifs évoluent chaque 1er septembre en fonction de l’inflation.
Ces évolutions sont intervenues suite à la décision ministérielle du 7 août 2009 prise sur proposition de la CRE.
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Conformément aux dispositions de l’article L. 341-3 du code de l’énergie , les tarifs d’accès aux réseaux sont élaborés par la CRE pour être ensuite transmis aux ministres chargés de l’économie et de l’énergie pour publication au Journal officiel de la République française. Dans un délai de deux mois à compter de cette transmission, le gouvernement peut, s’il estime que la délibération de la CRE ne tient pas compte des orientations de politique énergétique, demander une nouvelle délibération par décision motivée publiée au Journal officiel de la République française.
