Un TURPE 7 témoin d’un besoin d’accélération de la transformation des réseaux
Le 11 octobre 2024, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) a ouvert une consultation publique pour définir les prochains tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) sur la période 2025-2028. Cette période sera marquée par une électrification croissante des usages, le déploiement accéléré des énergies renouvelables (EnR) et la nécessité de renforcer la résilience du réseau face aux effets du changement climatique. Ces défis, combinés aux attentes en matière d’innovation technologique et de gestion des flexibilités, imposent des transformations majeures des réseaux électriques. Le TURPE est la clef de voûte du financement de ces transformations.
Le TURPE fixe la trajectoire des recettes et des charges des gestionnaires de réseaux
Les recettes de RTE et Enedis résultent pour l’essentiel du TURPE (hormis les prestations directement payées par les utilisateurs, comme les contributions aux coûts de raccordement ou autres services fournis par les opérateurs). Ces tarifs d’utilisation du réseau public de transport (TURPE HTB) et des réseaux publics de distribution (TURPE HTA-BT) sont fixés par la CRE, conformément au Code de l’énergie1. Ils sont établis de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l’ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de réseaux dans la mesure où ils correspondent aux coûts d’opérateurs efficaces. Ils assurent aussi une rémunération normale des capitaux engagés dans le renouvellement, le développement et la modernisation des réseaux, conformément aux orientations de la politique énergétique française.
Des besoins d’investissement sans précédent
Les besoins d’investissement dans les réseaux électriques atteignent des niveaux sans précédent, reflétant l’ampleur des défis à relever pour accompagner la transition énergétique. Pour RTE, les investissements devraient tripler, passant de 2,1 Md€ en 2023 à 6,4 Md€ en 2028, pour un total de l’ordre de 100 Md€ entre 2025 et 2040. Ces sommes sont notamment destinées à financer le raccordement des parcs éoliens en mer et des industries à électrifier pour les décarboner ainsi que le renouvellement des infrastructures vieillissantes. Enedis prévoit également une augmentation substantielle de ses investissements, passant de 4,9 Md€ en 2023 à 7 Md€ en 2028, pour accompagner le développement des énergies renouvelables, le raccordement des infrastructures de recharge pour les véhicules électriques et la modernisation du réseau de distribution.
Un équilibre délicat à trouver
La CRE doit trouver un équilibre entre la nécessité de financer ces investissements majeurs et la maîtrise des tarifs pour les consommateurs finaux. Il faut en outre parvenir à concilier contraintes budgétaires d’une part, performance opérationnelle et qualité de service, d’autre part. Ces équilibres sont ainsi déclinés au travers des trois composantes du TURPE : (A) le cadre de régulation tarifaire, qui fixe les objectifs de performance des opérateurs, (B) le niveau de couverture de leurs coûts et enfin (C) la structure tarifaire, qui répartit ces coûts entre les usagers des réseaux.
Cet article vise à apporter un décryptage et un éclairage sur ces sujets complexes, sur les évolutions possibles pour la période TURPE 7 et sur certains des enjeux que sous-tendent ces évolutions.
Propositions et évolutions envisagées par la CRE
Cadre de régulation tarifaire – Une poursuite du renforcement de la régulation incitative
Le cadre de régulation tarifaire vise précisément à atteindre un équilibre entre ces objectifs potentiellement contradictoires : la nécessaire sécurisation économique d’opérateurs d’infrastructures vitales, en premier lieu ; l’incitation à la performance économique et à la maîtrise des coûts, d’autre part ; et enfin, l’incitation à la performance opérationnelle et à la qualité de service.
Le cadre de régulation repose sur des mécanismes de régulation incitative. Dans le TURPE 6, les incitations financières portaient notamment sur la qualité de service, le respect de coûts unitaires standard des investissements et la réduction des pertes techniques sur les réseaux. Pour le TURPE 7, la proposition de la CRE maintient ces principes fondamentaux et les complète pour intégrer de nouveaux objectifs liés au contexte de transition énergétique.
Vers un renforcement de la régulation incitative en matière de raccordement
L’une des principales nouveautés pourrait concerner l’amélioration de la performance des opérateurs en matière de raccordement et de qualité de service. La CRE propose d’introduire des incitations financières pour garantir un service fiable et réactif face à la demande croissante d’accès au réseau. La régulation incitative pourrait porter sur de nouveaux critères de qualité, tels que le traitement des réclamations, le respect des durées prévisionnelles de travaux et les délais de réalisation des raccordements.
En ce qui concerne les raccordements, la régulation incitative porterait notamment sur les propositions techniques et financières (PTF), la réalisation des études d’insertion et sur les conventions de raccordement. Cela se traduirait par des objectifs rehaussés pour le respect des délais de remise des PTF et par l’introduction d’incitations pour les délais de remise des études exploratoires. L’objectif est de faciliter et d’accélérer l’insertion des EnR sur les réseaux.
La régulation incitative comme facteur d’accélération des flexibilités électriques
Un autre axe d’évolution de la régulation incitative concernerait le développement des flexibilités pour la gestion des réseaux, un enjeu commun à RTE et Enedis. La CRE souhaite encourager l’utilisation de solutions telles que la modulation de la demande et de la production et le stockage d’énergie, en réponse aux enjeux de réduction des délais d’accès au réseau et de maîtrise des investissements en évitant le surdimensionnement des ouvrages. Ces flexibilités doivent également faciliter la gestion des fluctuations de production des EnR variables, comme l’éolien et le solaire, en optimisant l’utilisation des capacités existantes et en diminuant la production perdue par écrêtement.
Réalisation des ouvrages prioritaires
La régulation incitative pourrait d’autre part être étendue à la réalisation des ouvrages prioritaires. La CRE met en avant la nécessité d’accélérer certains projets stratégiques, tels que les infrastructures indispensables au raccordement des nouvelles capacités de production d’EnR ou au renforcement des zones du réseau les plus sollicitées. Ces ouvrages prioritaires bénéficieraient de régulations incitatives adaptées, avec des mécanismes de suivi renforcés pour garantir leur mise en œuvre rapide et leur alignement avec les objectifs de la transition énergétique. Ces propositions visent à assurer que les investissements soient réalisés de manière optimale et dans les délais requis pour répondre aux enjeux critiques du système électrique.
Adaptations du compte de régularisation des charges et produits
Le Compte de Régularisation des Charges et des Produits (CRCP) peut s’interpréter comme un mécanisme assurantiel : il couvre les gestionnaires de réseaux contre certains risques (ou opportunités) économiques. Il a ainsi pour objet d’ajuster les écarts entre certaines prévisions de recettes et de dépenses des opérateurs et les montants constatés ex post. Ces écarts peuvent provenir de divers aléas, tels que l’effet de la météo sur les volumes de consommation, le coût de compensation des pertes électriques sur les réseaux, les coûts de réserves d’équilibrage, les recettes d’allocation des capacités d’interconnexions, les bonus et malus de la régulation incitative, etc.
Ces différents écarts sont imputés au CRCP. Si son solde correspond à un manque à gagner global pour le gestionnaire de réseau, il peut alors s’interpréter comme une créance virtuelle sur les utilisateurs. Inversement, un solde de CRCP en excédent global de revenu peut s’interpréter comme une dette virtuelle de l’opérateur vis-à-vis des usagers. Le solde du CRCP est ensuite apuré, c’est-à-dire « remboursé », soit aux opérateurs, soit aux utilisateurs des réseaux. Cet apurement se fait par des mouvements tarifaires : un CRCP débiteur a un effet haussier sur le prochain mouvement tarifaire, un CRCP créditeur a un effet baissier.
Le processus d’apurement du CRCP est lissé dans le temps afin d’éviter des variations brutales des tarifs pour les utilisateurs au sein de la période tarifaire en cours – l’impact du CRCP sur les mouvements du TURPE est ainsi plafonné à plus ou moins 2% dans le TURPE 6. Par ailleurs, à la fin de chaque période tarifaire, le solde du CRCP cumulé sur la période passée est apuré sur la période suivante.
Dans sa consultation publique, la CRE envisage de maintenir cette méthode d’apurement. Concernant le solde de CRCP cumulé en fin de période TURPE 6, l’apurement se fera par annuités constantes sur la période de quatre ans du TURPE 7. Néanmoins, plusieurs évolutions sont envisagées pour améliorer la prévisibilité et la flexibilité du mécanisme. Par ailleurs, le relèvement du plafond du facteur d’ajustement des écarts, qui devrait passer de +/-2 % à +/-3 %, pourrait offrir une plus grande souplesse pour gérer les variations importantes.
Enfin, de nouveaux éléments, tels que les coûts des études exploratoires et les frais d’abandon de projets techniques, devraient être intégrés au CRCP. Cette extension vise à couvrir les opérateurs contre les aléas de ces charges, liées à des activités stratégiques mais souvent imprévisibles.
Niveau tarifaire – Les perspectives de hausse tarifaire sans précédent reflètent les besoins d’investissements dans les réseaux liés aux transformations du système électrique
Le niveau du tarif correspond à l’addition des coûts des opérateurs de réseaux : les charges nettes d’exploitation (CNE) et les charges de capital dites normatives (CCN), qui représentent le coût des investissements. Outre l’évolution des charges nettes d’exploitation (CNE) et des charges de capital normatives (CCN), les variations annuelles du TURPE intègrent aussi les effets de l’apurement du CRCP.
Le niveau du TURPE doit à la fois garantir un financement robuste pour les réseaux et couvrir au plus juste « les coûts d’un opérateur efficace », afin de limiter les hausses tarifaires pour les utilisateurs.
Si le TURPE 6 avait préservé une relative stabilité tarifaire, on peut s’attendre pour le TURPE 7 à une hausse majeure. Par comparaison à la période TURPE 6, les gestionnaires de réseaux estiment la hausse de leurs charges à respectivement 12,2 % pour RTE et 18,9 % pour Enedis. Même si l’évolution finalement accordée par la CRE devrait être en retrait par rapport aux demandes des opérateurs, ces estimations augurent de niveaux de hausse sans précédent.
Une hausse s’expliquant en partie par une augmentation des charges nettes d’exploitation…
Ces charges couvrent l’ensemble des coûts nécessaires au bon fonctionnement et à l’entretien des infrastructures. Pour Enedis, ces charges sont partiellement compensées par des recettes extratarifaires, comprenant les contributions de raccordement et les recettes générées par des prestations annexes.
La CRE prévoit de réévaluer les charges nettes d’exploitation de RTE et d’Enedis afin d’intégrer les nouvelles priorités du système électrique, notamment le raccordement des producteurs EnR, le renouvellement des infrastructures vieillissantes, etc. Ces ajustements prennent en compte les spécificités des opérateurs.
Du côté de RTE, ces charges nettes d’exploitation doivent être distinguées entre les charges directement liées à l’exploitation du système (par ex. : coûts de compensation des pertes électriques, constitution des réserves d’équilibrage, résolution des congestions réseaux, ou encore compensations inter-GRT) et les autres charges d’exploitation (personnels, achats de matériels et taxes). Les premières sont en grande partie couvertes par le CRCP, ce qui prémunit largement RTE contre des aléas économiques tels que la variation du coût d’achat de l’énergie pour compenser les pertes en ligne – une couverture appréciable dans le contexte de flambée des prix de l’électricité en 2022. Les autres charges d’exploitation sont en revanche réputées « maîtrisables », ce qui n’est pas toujours fidèle à la réalité. Pour ces dernières l’enveloppe allouée par la CRE n’est pas susceptible d’ajustement, à l’exception des effets de l’inflation. Ce principe est qualifié de régulation incitative de la maîtrise des charges d’exploitation.
Pour Enedis, les charges nettes d’exploitation se répartissent également entre celles liées au système électrique (par ex : coûts de compensation des pertes électriques, péage d’accès au réseau de RTE, coûts de raccordement des postes source au réseau public de transport) et celles non liées au système (par ex : charges de personnel, impôts et taxes, recettes extratarifaires, principalement composées des contributions de raccordement et charges liées aux prestataires externes et à la main d’œuvre affectée aux projets d’investissement). Ici encore, la première famille de charges est en grande partie couverte par le CRCP tandis que la deuxième famille est soumise à la régulation incitative.
La CRE envisage une évolution des charges en fort écart avec les demandes des opérateurs, que ces derniers justifient notamment par l’inflation ou des obligations réglementaires plus contraignantes ; par ailleurs, la hausse des investissements génère aussi des OPEX pour accompagner le développement et la transformation des réseaux dans un contexte d’accélération de la transition énergétique.
Suite à un audit des charges des opérateurs, la CRE donne ainsi à titre illustratif des bornes encadrantes pour les charges d’exploitation d’Enedis et RTE qui pourraient être retenues pour la période TURPE 7, à comparer avec la moyenne de la période 2021-2023 et des demandes des opérateurs :
Dans l’ensemble, la CRE propose des bornes hautes alignées avec les demandes des opérateurs mais des bornes basses en net retrait, en moyenne de 8 % et 11 % plus basses que les demandes formulées respectivement par Enedis et RTE.
… ainsi que des dépenses d’investissements et les charges de capital normatives qui en découlent, en nette évolution
Les charges de capital normatives représentent le coût des investissements. Elles se décomposent en deux termes : les dotations aux amortissements comptables des investissements, d’une part ; la rémunération des capitaux engagés pour financer ces investissements, d’autre part. Dans la mécanique du TURPE, les capitaux investis correspondent à la Base d’Actifs Régulés (BAR). A quelques corrections près, la BAR correspond à un actif net comptable des opérateurs (au périmètre des activités régulées, hors filiales).
La rémunération financière des capitaux investis dépend à la fois du montant de la BAR et de la façon dont cette BAR a été financée, c’est-à-dire de la répartition entre endettement et financement sur fonds propres.
Pour la période TURPE 7, les dépenses d’investissement des opérateurs devraient augmenter de manière significative. Ces investissements incluent principalement les dépenses de raccordement (pour la part non couverte par les contributions des utilisateurs), le renforcement et le renouvellement des réseaux. Pour RTE en particulier, une part importante des besoins d’investissements réseau est liée au développement de l’éolien en mer.
Enedis prévoit une hausse de 40 % de ses dépenses annuelles sur la période du TURPE 7 par rapport à la période précédente, portant ainsi ses dépenses annuelles moyennes à 6 398 M€. RTE, quant à lui, prévoit des investissements en forte hausse, avec des dépenses moyennes de 4 900 M€ par an, soit une multiplication par près de trois par rapport à la période précédente.
Ces dynamiques d’investissement devraient se traduire par une augmentation significative des charges de capital normatives (CCN).
Une évolution de la rémunération des actifs pour tenir compte de la conjoncture économique et des besoins d’investissements des gestionnaires de réseaux
La rémunération totale des actifs de RTE et celle des capitaux propres régulés (taux des capitaux propres régulés et marge sur actifs) d’Enedis devrait évoluer.
La CRE propose de réévaluer le taux de rémunération des actifs de RTE pour mieux refléter les conditions économiques actuelles, en particulier la remontée des taux d’intérêt à court terme. Cette prise en compte semble opportune dans un contexte où se conjuguent une forte accélération des investissements et de hausse de la BAR conjuguées à une remontée récente des taux d’intérêt. Pour ce faire, la CRE envisage d’appliquer des taux de CMPC2 différenciés pour les actifs les plus anciens et les investissements à venir de la période TURPE 7.
Une attention particulière devrait être portée aux projets complexes, en l’occurrence ceux relatifs à l’éolien en mer, nécessitant des financements plus importants et une rentabilité appropriée. La CRE prévoit de modifier la méthode de calcul du coût moyen pondéré du capital (CMPC). Cette nouvelle approche permettrait de distinguer les actifs récents, plus risqués et directement liés aux énergies renouvelables, des actifs historiques, moins exposés. Le CMPC devrait être fixé entre 4,6 % et 5,1 %, reflétant les écarts de risque et les défis spécifiques des nouveaux projets.
Par ailleurs, la CRE envisage d’approuver la création d’un compte dédié aux excédents de recettes d’interconnexions, au-delà des prévisions du TURPE. Ce compte permettrait de financer une partie des investissements futurs de RTE. En principe, ces recettes viennent en déduction des charges à couvrir de RTE et bénéficient donc aux utilisateurs du réseau au travers du CRCP (voir ci-dessous). Le fait d’affecter ces recettes à des investissements équivaudrait ainsi pour RTE à contracter une dette auprès des utilisateurs, tout en allégeant le besoin de faire appel au marché obligataire.
S’agissant d’Enedis, la CRE propose également une augmentation de la rémunération des capitaux propres régulés. Cette révision conduirait à une rémunération totale des capitaux propres régulés comprise entre 4,9 % et 5,7 %.
Structure tarifaire – Vers une modernisation de la structure tarifaire pour optimiser les flexibilités de la consommation et le fonctionnement du système électrique
Le TURPE repose sur une structure tarifaire destinée à répartir les coûts des réseaux entre leurs différents utilisateurs.
Le principe fondamental est de faire supporter à chaque utilisateur les charges générées par sa propre utilisation des réseaux. Mais la structure du TURPE doit aussi générer des incitations à moduler les usages en fonction des contraintes du système, par exemple à travers le principe d’horo-saisonnalité (heures pleines heures creuse, pointe fixe ou mobile…)3. La répartition du tarif entre des termes fixes et des termes proportionnels à l’énergie soutirée génère aussi des incitations économiques (un tarif fortement proportionnel à l’énergie soutirée incite à la sobriété).
Les différentes options tarifaires consistent en l’addition de plusieurs termes, qui comprennent la gestion, le comptage, les pertes, les réserves et les autres coûts d’exploitation. La structure tarifaire comprend des composantes fixes (pour la gestion et le comptage), une composante de soutirage calculée sur la base de la puissance souscrite et de l’énergie consommée et des frais d’injection pour les différents niveaux de tension. Des frais supplémentaires peuvent également être appliqués pour l’énergie réactive ou les dépassements de puissance.
Pour le TURPE 7, la proposition de la CRE maintient ces principes et propose des ajustements adaptés aux enjeux de chaque opérateur. Pour RTE, les modifications devraient cibler une meilleure gestion des pointes d’injection des énergies renouvelables et le renforcement de la robustesse du réseau face aux nouveaux flux électriques. Du côté d’Enedis, les évolutions de structure devraient être axées sur le soutien aux nouveaux usages comme les bornes de recharge pour véhicules électriques et les communautés d’énergie, avec des signaux économiques renforcés pour favoriser une consommation flexible, notamment en heures creuses.
Un autre changement notable concernerait la saisonnalisation des heures creuses et la révision de leur placement pour généraliser les heures creuses en journée, notamment l’après-midi en été, pour maximiser l’utilisation de la production photovoltaïque. Cette mesure, qui pourrait toucher 85 % des usagers d’ici 2027, s’appliquerait progressivement à partir d’août 2025. Une distinction des plages horaires d’heures pleines et d’heures creuses est également envisagée pour tenir compte des particularités locales notamment en HTB, avec une priorité donnée aux heures creuses en journée dans les régions Nouvelle-Aquitaine et Occitanie, du fait du fort déploiement du solaire PV dans ces régions.
La CRE propose enfin une tarification optionnelle pour les sites de stockage. Ces installations, capables d’injecter ou de soutirer l’électricité en fonction des besoins du réseau, pourraient recevoir des incitations à un fonctionnement contracyclique. Cela permettrait d’optimiser leur exploitation, en reflétant les coûts réels et en renforçant la flexibilité du réseau électrique.
Calendrier et modalités d’entrée en vigueur du TURPE
La CRE étudie la possibilité d’avancer l’entrée en vigueur des TURPE 7 HTA-BT et HTB au 1er février 2025, plutôt qu’au 1er août 2025. Cette réflexion s’appuie sur une baisse significative des prix de gros de l’électricité attendue en 2025, qui devrait se traduire par une baisse de la facture pour de nombreux consommateurs, notamment les PME, les clients aux tarifs réglementés de vente (TRVE) et ceux disposant d’un contrat indexé.
Un ajustement tarifaire anticipé au 1er février 2025 permettrait d’éviter des fluctuations opposées des prix de l’électricité en 2025, ce qui assurerait une plus grande lisibilité pour les consommateurs. Dans ce scénario, la CRE prévoit que les tarifs n’évolueront plus en août 2025 et que le prochain ajustement aura lieu en août 2026. Cette approche vise à harmoniser les évolutions tarifaires avec les tendances du marché de l’énergie tout en limitant l’impact des variations pour les utilisateurs de réseaux.
Les modalités soumises à la consultation publique concernant les TURPE 7 HTA-BT et HTB feront l’objet d’une délibération de la CRE entre fin 2024 et début 2025.
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1 Code de l’énergie, Articles L341-2 et L341-3
2 CMPC : coût moyen pondéré du capital, mesurant le niveau de rémunération financière des capitaux investis. Le CMPC doit correspondre à la rémunération « normative » des apporteurs de capital, c’est-à-dire les créanciers et les actionnaires.
3 Code de l’énergie, Article L341-4
Rédacteurs : Abdeljelil KHALSI, Allassane KARAMOKO, Fabrice CRESTE
Référent : Thibault Janvier
