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 HTA-BT » s'appliquent aux utilisateurs raccordés aux réseaux de distribution en haute tension A (HTA) et en basse tension (BT). Le nouveau TURPE 5 HTA-BT s'appliquera à compter du 1er août 2017, de façon synchronisée avec le TURPE 5 HTB (qui s'applique aux utilisateurs raccordés en haute et très haute tension), pour une durée d'environ quatre ans. Il a été adopté après une large consultation des acteurs concernés et à la suite d'études rendues publiques.
Le TURPE 5 HTA-BT donne à l'ensemble des parties prenantes de la visibilité sur l'évolution du tarif entre 2017 et 2021 et incite Enedis 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 HTA-BT prépare l'avenir en donnant aux gestionnaires de réseaux de distribution tous les moyens nécessaires pour répondre aux enjeux de la transition énergétique
Le TURPE 5 HTA-BT intègre la totalité des programmes d'investissements et de recherche et développement présentés par Enedis. Il prend en compte les effets du déploiement des compteurs évolués « Linky », notamment la réduction des pertes sur les réseaux. Il introduit la possibilité pour Enedis de présenter des projets de smart grids en cours de période tarifaire.
Le TURPE 5 HTA-BT présente une hausse significative des charges d'exploitation et des charges de capital par rapport au niveau réalisé en 2015, permettant à Enedis de faire face à l'évolution de ses métiers dans le contexte de la transition énergétique, de la transformation numérique et de l'architecture des marchés de l'électricité.
La structure tarifaire du TURPE 5 HTA-BT est fondée sur les prévisions d'évolution des flux d'électricité sur les réseaux transmises par RTE et Enedis 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, ainsi qu'au développement de la production renouvelable décentralisée et de l'autoconsommation associées au stockage d'électricité.
Compte tenu de ces enjeux, le TURPE HTA-BT connaît une hausse maîtrisée et comporte des incitations renforcées à la performance des opérateurs
Le TURPE HTA-BT augmentera en moyenne de 2,71 % au 1er août 2017 et évoluera ensuite, en moyenne, selon l'inflation au 1er août de chaque année (hors effets correctifs du compte de régularisation des charges et des produits). Cette évolution modérée résulte de divers facteurs à la hausse (niveau élevé des investissements qui conduit mécaniquement à une hausse de la base d'actifs régulés, hausse des charges d'exploitation liée aux nouveaux projets d'Enedis, hausse du TURPE HTB) et à la baisse (baisse des taux sur les marchés financiers, baisse du coût des pertes, intégration des gains de productivité réalisés pendant la période du TURPE 4).
Les incitations à la performance d'Enedis sont renforcées : introduction d'incitations sur les coûts unitaires des investissements, sur les charges de capital « hors réseaux » et sur les charges liées à la compensation des pertes électriques, renforcement des incitations sur la continuité d'alimentation et sur la qualité de service.
Enfin, le mécanisme de différé tarifaire prévu pour le projet Linky conduit à imputer sur le compte régulé de lissage les effets anticipés sur les charges d'Enedis de ce projet, qui ne pèse donc pas sur le niveau du TURPE 5 HTA-BT.
Les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité actuels, dits « TURPE 4 HTA-BT », pour les utilisateurs raccordés en haute tension A (HTA) et en basse tension (BT), sont entrés en vigueur le 1er janvier 2014 pour une durée d'application d'environ quatre ans, en application de la délibération de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) du 12 décembre 2013 (1) (ci-après dénommée « délibération TURPE 4 HTA-BT »).
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 dispositions, la présente délibération définit les nouveaux tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité, dits « TURPE 5 HTA-BT », pour les utilisateurs raccordés en HTA et en BT, 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 acteurs de marché.
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 (2), qui prévoit l'introduction d'une option tarifaire à quatre plages temporelles en BT, d'une option tarifaire à pointe mobile en HTA et projette une entrée en vigueur des TURPE 5 à l'été 2017. En relation avec la décision d'introduire une option à pointe mobile à l'horizon du TURPE 5, et afin de maintenir une cohérence des signaux tarifaires au cours de l'ensemble de l'année 2017, cette même délibération a défini un dispositif transitoire de pointe mobile en HTA pour la période allant du 1er janvier 2017 à l'entrée en vigueur des TURPE 5. La CRE a transmis un rapport au Parlement en juin 2016 présentant ces orientations.
Ce calendrier et cette large concertation ont donné à tous les acteurs concernés 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.
Date d'entrée en vigueur et durée d'application du TURPE 5 HTA-BT
Le TURPE 5 HTA-BT entrera en vigueur le 1er août 2017, de façon synchronisée avec le TURPE 5 HTB. Cette évolution recueille l'avis favorable de l'ensemble des acteurs. 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 lettre du 22 février 2016. Pour la distribution, ces orientations portent sur les enjeux relatifs à la maîtrise des pointes électriques, qui devrait être favorisée par l'introduction de tarifs d'utilisation des réseaux « à quatre index » et « à pointe mobile », sur l'attention à porter à tout éventuel rééquilibrage entre les parts puissance et énergie qui devrait être mesuré, sur l'importance d'engager une réflexion sur le développement de nouveaux types de profils associés à de nouveaux usages des réseaux, sur la question des installations de stockage pour lesquelles une régulation tarifaire adaptée devrait être envisagée, sur l'importance d'un cadre de régulation favorable à l'investissement, se fondant sur une méthode tarifaire stable et lisible, et enfin sur la priorité que constitue le redressement du niveau de qualité de l'électricité acheminée pour la prochaine période tarifaire. Ces orientations peuvent être consultées sur le site internet de la CRE (3).
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 des réseaux, la CRE a pris en compte les prévisions d'évolution des flux d'électricité sur les réseaux transmises par RTE et Enedis sur 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. Le TURPE 5 prévoit un renforcement du signal horo-saisonnier du tarif, notamment en créant une option tarifaire à pointe mobile dans le domaine de tension HTA et en créant une option tarifaire à quatre plages temporelles pour les utilisateurs en BT équipés d'un compteur le permettant. Ce renforcement de la différence de tarif entre les heures de pointe et celles de moindre charge sur les réseaux sera favorable aux actions de maîtrise de la consommation, ainsi qu'au développement de la production renouvelable décentralisée et de l'autoconsommation associées au stockage d'électricité.
Cette évolution a pour conséquence une hausse de la part des coûts attribuables aux utilisateurs raccordés en BT ≤ 36 kVA (+ 2,25 % d'ici à 2020), et une baisse de la part des coûts attribuables aux utilisateurs raccordés en BT > 36 kVA (- 2,43 % d'ici à 2020) et en HTA (- 6,11 % d'ici à 2020), pour la détermination de la composante de soutirage.
Le TURPE 5 HTA-BT met en œuvre une augmentation légère et progressive de la part puissance pour la basse tension, qui résulte des données de flux prévisionnels fournies par RTE et Enedis, des courbes de charges constatées pour les utilisateurs concernés et de leurs profils de consommation.
En revanche, 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 et Enedis pour la période 2017-2020.
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 HTA-BT, soit à l'été 2019, est introduite pour prendre en compte les éventuels changements importants dans les modes d'utilisation ou les méthodes de dimensionnement des réseaux. Le cas échéant, la CRE examinera s'il y a lieu d'adapter la structure tarifaire afin d'assurer la pertinence des signaux économiques qu'elle transmet. 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.
La CRE a également examiné de manière approfondie la question de la pertinence et de la faisabilité d'un tarif à pointe mobile en basse tension, sur la base d'un signal local ou d'un signal national. Les données disponibles actuellement ne permettraient pas aux gestionnaires de réseaux de distribution d'activer un signal local. Un TURPE à pointe mobile fondé sur un signal national pourrait conduire à des phénomènes de report et de resynchronisation de l'utilisation des réseaux, dont les coûts à court terme pour les réseaux basse tension pourraient excéder les gains espérés à long terme pour les réseaux amont. La CRE a donc considéré que l'introduction d'une option à pointe mobile en basse tension serait prématurée : elle poursuivra ses études sur cette question et plus largement sur celle de la valorisation et de la mobilisation des flexibilités. Les travaux et expérimentations menés par les gestionnaires de réseaux sur ces sujets doivent être poursuivis et amplifiés : la CRE examinera les projets d'expérimentation qui lui seront proposés.
L'article L. 315-3 du code de l'énergie, introduit par l'ordonnance n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l'autoconsommation d'électricité, dispose que « La Commission de régulation de l'énergie établit des tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité spécifiques pour les consommateurs participant à des opérations d'autoconsommation, lorsque la puissance installée de l'installation de production qui les alimente est inférieure à 100 kilowatts ». D'une part, le TURPE 5 HTA-BT met en place une composante de gestion spécifique pour les autoproducteurs, d'un montant inférieur aux deux composantes de gestion prévues par le TURPE 4 HTA-BT pour ces utilisateurs. D'autre part, la CRE engagera dans les prochains mois une large concertation pour améliorer la prise en compte de l'autoconsommation par le tarif.
La CRE considère qu'il est également nécessaire de continuer à travailler sur des schémas de regroupement de points de livraison et de production partagée, pour s'assurer qu'ils répondent bien aux besoins identifiés et ne présentent pas de risque pour la péréquation tarifaire. La réalisation d'expérimentations, que les gestionnaires de réseaux pourraient proposer, permettrait d'envisager, le cas échéant, des évolutions au cours de la période tarifaire TURPE 5.
En ce qui concerne le cadre de régulation, le TURPE 5 donnera la possibilité à Enedis 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. Cela pourrait être le cas de programmes de recours à des flexibilités (recours par les gestionnaires de réseaux de distribution à des services d'effacement, de stockage, etc.) notamment dans le cadre de l'article 199 de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (4) (« LTECV »), qui donne la possibilité aux collectivités territoriales de regrouper les acteurs d'un même territoire pour offrir des services de flexibilité aux gestionnaires de réseaux de distribution.
Une évolution modérée du niveau du tarif
Enedis a transmis à la CRE, par courrier en date du 4 mars 2016, une demande tarifaire exposant ses coûts prévisionnels pour la période 2017-2020 ainsi que ses demandes relatives au cadre de régulation. Enedis demandait une hausse (5) du TURPE HTA-BT de + 3,5 % le 1er juillet 2017, suivie d'une évolution annuelle selon l'inflation pour les années 2018 à 2020. Enedis a mis à jour sa demande tarifaire en juin 2016 : la nouvelle demande tarifaire fait apparaître une hausse (4) du TURPE HTA-BT de + 3,9 % à la date d'entrée en vigueur du TURPE 5 HTA-BT, suivie d'une évolution annuelle selon l'inflation.
Après prise en compte de prévisions d'inflation et de volumes de soutirages révisés ainsi que de l'évolution décidée pour le TURPE HTB au 1er août 2017, la demande tarifaire d'Enedis de juin 2016 aurait entraîné une hausse du TURPE HTA-BT de + 7,9 % au 1er août 2017, suivie d'une évolution annuelle égale à l'inflation.
La CRE retient les principaux ajustements suivants par rapport à la demande d'Enedis :
- concernant la méthode et les paramètres de calcul des charges de capital (rémunération des capitaux propres régulés de 4,1 % et marge sur actif de 2,6 %) : la CRE reconduit la même méthode de calcul que celle utilisée dans le TURPE 4 HTA-BT, laquelle a été confirmée par la décision du Conseil d'Etat du 13 mai 2016 et est cohérente avec la LTECV ;
- la révision par la CRE des hypothèses retenues par Enedis concernant certains postes de charges et de produits d'exploitation pour un montant moyen à la baisse de 122 M€ par an : 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 d'Enedis, qui intègre un effort de productivité.
En conséquence, le TURPE 5 HTA-BT augmentera en moyenne de + 2,71 % au 1er août 2017 et évoluera ensuite en moyenne selon l'inflation au 1er août de chaque année (hors effets correctifs du compte de régularisation des charges et des produits, ci-après CRCP). Compte tenu de l'évolution de la répartition des coûts portés par chaque niveau de tension, cette évolution au 1er août 2017 se traduira par :
- une baisse moyenne de - 0,64 % pour les utilisateurs raccordés en HTA ;
- une hausse moyenne de + 1,37 % pour les utilisateurs raccordés en BT > 36 kVA ;
- une hausse moyenne de + 3,94 % pour les utilisateurs raccordés en BT ≤ 36 kVA.
Cette évolution modérée résulte de divers facteurs :
à la hausse, d'une part :
- l'intégration de la totalité du programme d'investissements présenté par Enedis, dont le niveau annuel moyen sur la période 2017-2020, hors investissements liés au projet de compteurs évolués Linky, est supérieur d'environ 9 % à celui des investissements réalisés en 2015, ce qui se traduit par une hausse du niveau moyen des charges de capital hors Linky couvertes par le tarif sur la période 2017-2020 d'environ 12 % par rapport au niveau réalisé en 2015 ;
- la hausse des charges nettes d'exploitation (6) de + 5,4 % entre le réalisé 2015 et les charges prévisionnelles couvertes par le tarif en 2017, permettant à Enedis de s'adapter à l'évolution de ses métiers dans le contexte de la transition énergétique et de la transformation numérique (mise à disposition des données, développement des réseaux intelligents ou adaptation des réseaux au développement des installations de production décentralisée) ;
- la hausse des charges d'accès au réseau public de transport payées par Enedis à RTE, compte tenu de l'évolution au 1er août 2017 du TURPE 5 HTB de + 6,76 %. 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 ;
à la baisse, d'autre part :
- la prise en compte de la baisse des taux sur les marchés financiers, qui conduit à ajuster la rémunération des capitaux propres régulés de 6,1 % à 4,1 %, partiellement contrebalancée par l'ajustement de la marge sur actif de 2,5 % à 2,6 %, pour tenir compte des résultats de l'étude sur l'évaluation des paramètres financiers du calcul des charges de capital d'Enedis pour la période régulatoire TURPE 5 menée par un consultant externe ;
- l'intégration des gains de productivité réalisés pendant la période tarifaire précédente du TURPE 4 ;
- la baisse des charges liées à la compensation des pertes électriques, dont le montant annuel moyen sur la période 2017-2020 devrait être inférieur d'environ 200 M€ au niveau constaté en 2015, soit de l'ordre de 1,5 % de l'ensemble des charges couvertes par le TURPE HTA-BT ;
- le mécanisme de différé tarifaire prévu pour le projet Linky par la délibération de la CRE du 17 juillet 2014 (7), qui conduit à imputer sur le compte régulé de lissage les effets anticipés de ce projet sur les charges d'Enedis. Au total, sur la période du TURPE 5, 1 073 M€ de charges liées à ce projet seront imputées sur le compte régulé de lissage et ne pèseront donc pas sur le niveau tarifaire du TURPE 5 HTA-BT. Le compte régulé de lissage sera ensuite progressivement apuré à partir de 2022 pour couvrir ces charges, à un moment où la majeure partie des utilisateurs sera équipée du compteur Linky. Ce mécanisme tarifaire permettra de faire coïncider la couverture des coûts par les futurs tarifs avec la période de réalisation des gains attendus du projet.
Compte tenu de la part du TURPE BT dans la facture d'électricité des consommateurs résidentiels (8), la hausse moyenne de + 2,71 % et l'évolution en structure des grilles conduiraient, toutes choses égales par ailleurs, à une augmentation, au 1er août 2017, de l'ordre de + 2 %, toutes taxes comprises, de la facture moyenne des consommateurs résidentiels ayant souscrit une offre de fourniture « Heures pleines-Heures creuses » avec une puissance souscrite de 6 ou 9 kVA.
Un cadre tarifaire renforçant les incitations à la performance d'Enedis
Les principes généraux du cadre de régulation applicable à Enedis sont conservés. Ce cadre de régulation donne aux acteurs du marché de la visibilité sur l'évolution du TURPE 5 HTA-BT entre 2017 et 2021. Il incite Enedis 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 Enedis des risques liés notamment à l'inflation et aux aléas climatiques influant sur les volumes de soutirage.
Les incitations à la performance d'Enedis sont renforcées :
- introduction d'une incitation à la maîtrise des coûts d'investissement, avec une régulation incitative des coûts unitaires des investissements dans les réseaux et une régulation incitative des charges de capital « hors réseaux » ;
- introduction d'une incitation à la maîtrise des charges liées à la compensation des pertes électriques ;
- renforcement des incitations à l'amélioration de la continuité d'alimentation : introduction d'incitations financières sur la durée moyenne de coupure au niveau de tension HTA et sur les fréquences moyennes de coupure en HTA et en BT, versement de pénalités aux utilisateurs pour les coupures longues de plus de 5 heures au lieu de 6 heures précédemment ;
- renforcement des incitations sur la qualité de service.
Une clause de rendez-vous similaire à celle applicable au tarif de GRDF, dit « ATRD5 », est prévue au bout de deux ans d'application du tarif, afin d'examiner les conséquences éventuelles des évolutions législatives, réglementaires ou des décisions juridictionnelles ou quasi juridictionnelles pouvant avoir des effets significatifs sur les charges d'exploitation d'Enedis pour les années 2019 et 2020.
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.
La présente délibération reconduit en les adaptant les mécanismes de régulation incitative de la qualité d'alimentation et de la qualité de service des entreprises locales de distribution et d'EDF SEI.
Enfin, la CRE examinera, à l'occasion de la détermination du reversement à EDF SEI ou à un gestionnaire de réseau de distribution (GRD) desservant plus de 100 000 clients, dans le cadre du fonctionnement du fonds de péréquation de l'électricité (FPE), l'opportunité de prévoir d'autres mesures de régulation incitative.
Un cadre tarifaire favorable à la réalisation des investissements d'Enedis sur les réseaux
La CRE reconduit la méthode de calcul des charges de capital en vigueur pour le TURPE 4 HTA-BT, tout en réévaluant les paramètres financiers la sous-tendant. Dans ce cadre, les investissements financés par des capitaux propres d'Enedis sont rémunérés à un taux de 6,7 %. Cette rémunération s'applique pendant la période tarifaire TURPE 5, aussi bien pour les investissements réalisés au cours de cette période que pour ceux réalisés au cours des périodes tarifaires passées, dès lors que le financement est assuré par des capitaux propres d'Enedis.
Dans le contexte financier actuel, marqué par des taux d'intérêt bas et une inflation faible, cette rémunération incite au financement par l'actionnaire des investissements nécessaires à la gestion et au développement des réseaux de distribution.
Pour autant, il revient à l'actionnaire de s'assurer que le distributeur dispose des moyens financiers pour réaliser ces investissements, en contrepartie d'une rémunération versée par le TURPE tout au long de leur durée de vie. A cet égard, la politique de dividende décidée par l'actionnaire ne saurait constituer un frein à la réalisation par Enedis des investissements nécessaires.
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 les domaines de tension HTA et BT
Le Conseil supérieur de l'énergie (CSE), consulté par la CRE sur le projet de décision tarifaire, a rendu un avis défavorable le 10 novembre 2016.
Il ressort des termes de cet avis que la majorité des membres du CSE estime que les coûts associés aux enjeux en termes de qualité et de transition énergétique liés aux nouveaux usages, aux évolutions numériques et à l'intégration des énergies renouvelables aux réseaux de distribution ne sont pas totalement couverts par le projet de décision tarifaire HTA-BT. Ils considèrent que l'ensemble des missions imparties aux gestionnaires de réseaux, en particulier les objectifs de la transition énergétique, ne pourront être atteints et que le projet de décision tarifaire aura un impact négatif sur l'équilibre financier des gestionnaires de réseaux de distribution.
Certains membres estiment en outre que le niveau de rémunération est insuffisant et qu'il devrait être mieux proportionné au niveau de risque croissant auquel l'activité des gestionnaires de réseaux est confrontée.
D'autres membres estiment, au contraire, qu'il existe une sur-rémunération des charges de capital, et notamment une rémunération trop importante du risque, alors même que ce risque n'est pas documenté dans la proposition et qu'une telle rémunération n'est ni souhaitable ni efficace pour effectuer les investissements.
Enfin, certains membres du conseil ne souhaitent pas qu'il y ait de régulation incitative sur les charges de personnel et sur celles liées aux missions de service public, susceptible de remettre en cause l'implantation territoriale des distributeurs et l'accomplissement des missions de service public qui leur sont imparties.
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 de charges de capital prévisionnelles dont Enedis demande la couverture pour la période 2017-2020. La CRE a mené une très large concertation depuis le début de l'année 2015 avec l'ensemble des parties prenantes : elle a réalisé trois consultations publiques, après avoir publié l'ensemble des études externes qu'elle avait commandées ; elle a organisé deux tables rondes réunissant les fournisseurs et les associations de consommateurs ; elle a également procédé à l'audition d'Enedis, de son actionnaire, des entreprises locales de distribution (ELD), des administrateurs salariés d'Enedis et des représentants des autorités organisatrices de la distribution d'énergie (AODE).
La CRE a publié le détail de ses analyses, au terme desquelles elle a retenu un niveau de charges d'exploitation en hausse de 5,4 % en 2017 par rapport au niveau de charges réalisé en 2015, évoluant ensuite de + 0,7 % par an.
Il ressort de la dernière audition d'Enedis, le 28 septembre 2016, que les désaccords concernant les charges d'exploitation étaient limités : Enedis a indiqué à cette occasion qu'elle « pourrait accepter » une révision à la baisse, par rapport à son dossier tarifaire de juin 2016, de 85 M€ par an ; la CRE a finalement retenu une révision à la baisse de 122 M€ par an en moyenne, d'où un désaccord de l'ordre 37 M€, soit 0,8 % des charges d'exploitation annuelles.
En particulier, la CRE a retenu un ajustement de 18 M€ par an en moyenne sur une partie des « Autres achats et services », l'opérateur n'ayant pas été en mesure d'apporter d'éléments détaillés et chiffrés pour étayer l'ampleur de la hausse de coûts qu'il annonçait.
Elle a également retenu un ajustement de 19 M€ par an après avoir effectué une revue détaillée de plusieurs contrats entre Enedis et EDF : compte tenu du principe d'indépendance auquel est soumis Enedis et d'une identification trop imprécise du contenu ou des coûts de certaines prestations, la CRE a considéré que seule une partie des coûts exposés par Enedis au titre de ces contrats devait être prise en compte.
Ces ajustements ne portent ni sur des charges de personnel ni sur des charges dont les montants évolueraient en raison de la transition énergétique ou de l'évolution des missions de service public des gestionnaires de réseaux.
Au vu des éléments dont elle dispose, la CRE considère que la hausse des charges d'exploitation qu'elle retient donnera aux distributeurs les moyens nécessaires pour faire face à leurs missions de service public, et aux évolutions induites notamment par la transition énergétique.
En ce qui concerne les charges de capital, la CRE retient l'intégralité des prévisions d'investissements présentées par Enedis. Contrairement au réseau de transport d'électricité, il n'appartient pas à la CRE de valider le volume des investissements envisagés sur les réseaux de distribution. Les dispositions du code de l'énergie prévoient en effet que les programmes prévisionnels des investissements sont élaborés à l'occasion des conférences départementales organisées sous l'égide des préfets, et soumis à l'examen du comité du système de distribution publique d'électricité. Ainsi, ce n'est pas le TURPE qui détermine le niveau des investissements. C'est au contraire la trajectoire prévisionnelle des investissements communiquée par Enedis qui sert à déterminer le niveau du tarif. De surcroît, le cadre tarifaire envisagé prévoit la couverture a posteriori des éventuels écarts par rapport à ces prévisions, via le mécanisme de CRCP (compte de régularisation des charges et des produits). Les désaccords concernant les charges de capital ne portent donc pas sur les volumes des investissements mais sur la méthode et les paramètres retenus pour la rémunération des actifs existants et des investissements réalisés sur la période TURPE 5.
S'agissant des paramètres, la CRE a pris en compte une valeur du paramètre « bêta de l'actif » fixée à 0,34, en hausse par rapport au niveau de 0,33 retenu pour la période TURPE 4. Ce niveau est cohérent avec les observations de marché. La CRE ne dispose pas d'éléments sur une évolution des risques de l'opérateur qui justifierait une hausse plus significative et considère ainsi que le niveau retenu est pertinent.
S'agissant de la méthode, la CRE observe que les investissements annoncés par Enedis pour la période 2014-2015 ont bien été réalisés, preuve que la méthode de calcul des charges de capital a bien permis à Enedis de réaliser les investissements nécessaires. La CRE a retenu, sur la base de la méthode confirmée par la décision du Conseil d'Etat du 13 mai 2016, une trajectoire de charges de capital en hausse moyenne de 12 % par rapport au niveau réalisé en 2015, hors charges de capital liées au projet Linky, qui permettra à Enedis de faire face à la hausse de 9 % des investissements hors Linky présentée par Enedis sans dégrader son équilibre financier. Cette décision conduit à ce que, sur la période 2017-2020, les charges de capital prévisionnelles hors Linky couvertes par les recettes du TURPE s'élèvent à 4,1 Md€ par an en moyenne, alors que les investissements prévisionnels hors Linky à financer s'élèvent à 3,3 Md€ par an en moyenne sur la même période. En application de la délibération du 17 juillet 2014 fixant le cadre de régulation applicable au projet Linky, à la demande de certaines parties prenantes dont Enedis, les charges supplémentaires liées à la phase de déploiement du projet Linky sont inscrites dans un compte régulé de lissage, afin que ces charges soient répercutées dans le tarif à partir de 2022, lorsque les compteurs évolués seront complètement déployés et que les gains du projet se matérialiseront.
Une hausse supplémentaire de la rémunération du capital viendrait augmenter, sans justification, les bénéfices de l'opérateur et indirectement les bénéfices de son actionnaire. Sur la période 2013-2015, Enedis a versé des dividendes à son actionnaire à hauteur de 0,5 Md€ par an en moyenne. La CRE rappelle qu'il revient à l'actionnaire de s'assurer que le distributeur dispose des moyens financiers pour réaliser les investissements nécessaires. A cet égard, la politique de dividende décidée par l'actionnaire ne saurait constituer un frein à la réalisation par Enedis des investissements nécessaires.
Compte tenu des effets de niveau et de structure, la hausse moyenne du TURPE pour les utilisateurs raccordés en BT ≤ 36 kVA est de + 3,94 %. Elle aurait été de + 7,21 % si la CRE avait retenu, pour le même volume d'investissements, le niveau de charges de capital demandé par Enedis. Dans une telle hypothèse, la facture moyenne des consommateurs résidentiels ayant souscrit une offre de fourniture « Heures pleines-Heures creuses » avec une puissance souscrite de 6 ou 9 kVA aurait augmenté au 1er aout 2017 de l'ordre + 3 % alors que la décision de la CRE conduira à une hausse de l'ordre de + 2 %.
La majorité des membres du conseil admet une augmentation des tarifs, dès lors qu'elle est équitable et partagée. Ils regrettent ainsi l'importance de l'augmentation des tarifs pour les ménages, en comparaison des autres domaines de tension.
La majorité des membres du conseil regrette que la réflexion de la CRE n'ait pas débouché sur une évolution suffisante de la structure tarifaire, alors même que de nouveaux usages interviendront au cours de cette période tarifaire. En cas d'évolution de la structure tarifaire au cours de la période, certains membres soulignent la nécessité pour la CRE d'assurer une visibilité suffisante.
La CRE rappelle que la loi prévoit que les tarifs sont fixés notamment afin d'inciter les clients à limiter leur consommation pendant les périodes de pointe. 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, indiquent à ce titre que « Le premier enjeu concerne la maîtrise des pointes électriques ».
La CRE prévoit donc de renforcer le signal horo-saisonnier du TURPE. Les utilisateurs raccordés en basse tension ≤ 36 kVA, majoritairement des consommateurs résidentiels et professionnels, sont plus présents à la pointe que les autres catégories, ce qui se traduit par une proportion des coûts de réseau plus importante.
La CRE a choisi de mettre en œuvre progressivement ces évolutions de structure, de façon à lisser sur plusieurs années les effets sur le niveau des factures pour les utilisateurs des réseaux. Dans un contexte d'évolutions du paysage énergétique, elle a par ailleurs retenu le principe d'une clause de rendez-vous à mi-parcours du TURPE 5 permettant, le cas échéant, d'examiner les éventuels changements importants des modes d'utilisation ou des méthodes de dimensionnement des réseaux, au-delà de ceux déjà reflétés dans les flux prévisionnels fournis par Enedis et RTE pour la période 2017-2020 et sur lesquels la CRE s'est fondée pour la construction de la structure tarifaire. 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.
Toute accélération des évolutions de structure, au-delà de celles retenues par la CRE, pourrait se traduire par des évolutions de facture difficiles à supporter par certains consommateurs.
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) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 12 décembre 2013 portant décision relative aux tarifs d'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTA ou BT.
(2) Délibération du 18 février 2016 portant décision de modification du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE) pour définir un dispositif transitoire de pointe mobile pour le domaine de tension HTA et portant orientations sur la structure des prochains TURPE.
(3) 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 lettre du 22 février 2016.
(4) Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.
(5) Niveau de hausse demandé avec une hypothèse d'absence d'évolution du niveau du TURPE HTB à compter de 2016.
(6) Charges nettes d'exploitation, hors charges liées à l'exploitation du système électrique.
(7) Délibération de la CRE du 17 juillet 2014 portant décision sur le cadre de régulation incitative du système de comptage évolué d'ERDF dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA.
(8) Le TURPE BT représente environ 40 % de la facture d'électricité hors taxes des consommateurs résidentiels.