Saviez-vous que chacun d’entre nous, à travers sa facture d’électricité, contribue à adapter les réseaux à la transition énergétique ? Le TURPE[1], qui représente environ un tiers de la facture des consommateurs, est la principale source de revenu des Gestionnaires de Réseau[2]. Sa définition n’est pas seulement un enjeu financier pour ces acteurs : la manière dont est construit ce tarif a une influence sur la façon de consommer l’électricité. C’est également un levier pour optimiser les investissements réseau (et donc son coût pour la collectivité) tout en accompagnant la transition énergétique.
Comment construire ce tarif pour les années à venir ? C’est la question soulevée par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) dans les consultations publiques de mai 2019 et mars 2020 [3], qui visait à déterminer les orientations pour la structure du prochain TURPE. Elle y soumet des pistes pour répondre aux interrogations suivantes : quels services facturer aux consommateurs et comment ? En effet, chaque consommateur n’a ni les mêmes besoins ni les mêmes consommations, il est donc logique qu’il ne paie pas le même prix pour les services rendus par les GRD. Et comment déterminer qui paie quoi de manière juste au vu des coûts et investissements réalisés par les gestionnaires de réseau ? Les différents acteurs du secteur de l’électricité n’ont pas tous les mêmes enjeux, et arriver à un compromis n’est pas toujours chose facile… C’était là tout l’enjeu de cette consultation portant sur la structure.
Dans notre premier article, nous avons expliqué les objectifs et questions fondamentales soulevées par la structure du TURPE. A la veille d’une deuxième consultation sur la structure du tarif attendue en ce début d’année[4], nous vous proposons maintenant de découvrir les pistes proposées en 2019 par la CRE pour y répondre.
Les pistes de réflexion pour créer un tarif qui concilie optimisation des investissements et transition énergétique
Comme souligné par la CRE dans l’introduction à sa consultation, la structure du TURPE doit porter les évolutions du réseau liées à la transition énergétique, par exemple pour intégrer les énergies renouvelables tout en favorisant l’essor des nouveaux usages comme l’autoconsommation ou la mobilité électrique. Cela passe entre autres par un signal-prix plus incitatif. En fonction de la production d’électricité disponible (EnR et autres) à un instant t et de la consommation, le coût du soutirage du kWh n’est en effet pas le même entre des instants t et t+1. Si le consommateur est incité à déplacer une partie de ses utilisations vers les heures creuses (minuit par exemple, lorsque le réseau est moins sollicité), le réseau sera apte à intégrer plus de véhicules électriques à tout moment. Il sera aussi capable d’assimiler plus facilement une production issue de panneaux photovoltaïques, pour absorber la pointe par exemple (lorsque la consommation sur le réseau électrique est la plus élevée).
Ainsi, la structure tarifaire devrait inciter à une consommation plus étalée vers les heures creuses, pour que, d’une part les prix reflètent la réalité économique et d’autre part la transition énergétique soit facilitée. La CRE ouvre plusieurs pistes en ce sens auprès des différents acteurs consultés.
L‘anticipation de l’intégration des nouveaux modes d’utilisation du réseau liés à la transition énergétique :
- La généralisation de la tarification « 4 plages temporelles » : un tarif réseau différent selon les plages temporelles (été/hiver, heures pleines/heures creuses) permettrait une meilleure distinction des comportements saisonniers et intra journaliers. Cela inciterait les consommateurs à adapter leurs usages et à consommer différemment selon leurs besoins et le moment, dans l’objectif de lisser les pointes de consommation. Bien sûr, il ne faut pas oublier que le TURPE est vu dans la grande majorité des cas par les fournisseurs (pour une grande partie de ses clients, cf article précédent Figure 1) et qu’une telle généralisation n’aura de réel atout que s’ils proposent des offres en conséquence. Avec les compteurs communicants de type Linky, qui permettent jusque 10 plages horaires tarifaires par jour, les fournisseurs disposent des moyens de proposer des offres attractives et sur-mesure à leurs clients. Les modalités et le calendrier de mise en œuvre de cette généralisation font l’objet d’une question dans la consultation de mars 2020.
- La proposition d’une option de dénivelés de puissance pour les particuliers : actuellement, les utilisateurs souscrivent une puissance annuelle unique[5]. C’est-à-dire, qu’au cours de l’année, quels que soient les usages d’un client, ses usages branchés ne pourront pas dépasser cette puissance. S’ils la dépassent… « le compteur saute ». Mais, il est aussi possible qu’un utilisateur n’ait pas besoin de toute sa puissance pendant les heures creuses. Ainsi, la proposition de la CRE vise à déterminer s’il existe un intérêt pour le réseau et pour les utilisateurs à souscrire des puissances différentes selon les moments de la journée et de l’année[6]. C’est ce qu’on appelle une possibilité de dénivelés de puissance (Figure 1). S’il existe un intérêt, cela serait un levier potentiel de flexibilité et faciliterait l’introduction des usages liés à la transition énergétique. Mais… quelle différence avec les offres heures pleines/heures creuses qui existent aujourd’hui ou la généralisation du 4 plages temporelles ? Actuellement, la différence heure pleines/heures creuses ne concerne que la consommation et donc l’énergie. Intégrer une différenciation au niveau de la puissance viendrait renforcer l’incitation actuelle, et permettrait d’envoyer aux consommateurs un signal adapté afin d’étaler les usages selon leurs besoins tout en réduisant les coûts pour la collectivité. Par exemple : une personne rentrant du travail prépare à dîner et fait une machine à laver. Si elle possède un véhicule électrique, peut-être va-t-elle charger la batterie en même temps et donc avoir besoin de toute sa puissance. Si toutefois, elle décide de décaler la recharge de son véhicule pendant la nuit, lorsque que ses autres usages ne seront pas en activité, peut-être sera-t-elle intéressée par la possibilité d’avoir une moindre puissance pendant les heures pleines, où le prix sera plus élevé et une puissance plus importante pendant les heures creuses, où le prix sera moins élevé ? Dans la consultation de mars 2020, la CRE propose toutefois de considérer cette option pour un tarif ultérieur.
- La mise en place d’une expérimentation pour faciliter l’adoption du véhicule électrique (VE) dans l’habitat collectif : la PPE prévoit la circulation de 1,2 million de véhicules particuliers hybrides et rechargeables d’ici 2023. Afin de favoriser cette insertion, la CRE propose, dans les habitats collectifs dans un premier temps, une expérimentation d’un regroupement de points de connexion pour le logement et pour le VE. Cela permettrait aux personnes résidant en habitat collectif possédant un VE de souscrire une unique puissance afin d’optimiser leur facture, notamment grâce au pilotage. Par exemple, plutôt que de souscrire 6kVA pour son logement et 6kVA pour son point de recharge alors qu’il n’a peut-être pas besoin d’avoir un total de 12kVA de manière simultanée, le client pourra souscrire un total de 9kVA et adaptera ses usages en fonction de ses besoins (Figure 2). Il pourra ainsi adapter sa consommation et réduire sa facture.
La révision de la méthode pour le soutirage:
TURPE 5 a introduit plusieurs évolutions dans les grilles tarifaires[7], en s’appuyant sur une méthode comparable à celle de TURPE 4. Pour TURPE 6, et en vue d’améliorer le signal envoyé aux consommateurs, la CRE envisage une évolution de méthode pour proposer une tarification fondée sur les coûts marginaux, correspondant aux coûts supplémentaires engendrés par une demande supplémentaire. Une approche fondée sur des coûts marginaux permettrait de transmettre un meilleur signal tarifaire, apte à faire converger à long terme les investissements des consommateurs (pour faire évoluer leurs usages) et ceux du réseau. Ces travaux sont présentés dans la consultation publique lancée en mars 2020. Néanmoins, tout changement de méthode introduit un nouveau partage des coûts entre clients. A l’instar d’une réforme des impôts[8], le montant perçu par l’État peut rester inchangé alors que la contribution de chacun évolue. Cela engendre naturellement des gagnants et des perdants. Dans le cas du TURPE, une forme de compensation ou lissage est à envisager pour accompagner ce changement et laisser du temps aux clients pour faire évoluer leurs usages. Ne pourrait-on pas, par exemple, proposer d’étaler sur plusieurs TURPE les variations entraînées ? Trouver des moyens de ne pas pénaliser les clients les plus fragiles, créer ou faire évoluer une compensation qui ne serait pas comprise dans le TURPE (via un équivalent du chèque énergie) ?
L’évolution de la tarification de l’injection[9] :
Les évolutions mentionnées jusqu’ici concernent la consommation des clients. Or le développement des énergies renouvelables mène à se demander si des signaux devraient être envoyés aux producteurs via le TURPE et quel partage des coûts entre producteurs et consommateurs serait le plus juste. Cette proposition viendrait s’ajouter au signal économique actuel inclus dans le coût du raccordement dans le cadre des S3REnR. Plusieurs questions relatives à un possible tarif d’injection différencié en fonction de la localisation des producteurs sont posées mais la méthode de détermination n’a pas encore été présentée. En effet, la question de la localisation des EnR est fondamentale d’un point de vue réseau : la distance au réseau et au point de consommation et la densité des EnR change beaucoup. Une installation plus proche des habitations limite les coûts réseau mais favorise le photovoltaïque par rapport à l’éolien pour respecter les contraintes de distance imposées aux ICPE[10]. Question densité, si la première installation photovoltaïque ou de chargement de véhicule électrique dans une résidence peut avoir un coût de raccordement et d’injection marginal, ce n’est plus forcément le cas pour la dernière si celle-ci nécessite un renforcement du réseau. On peut toutefois se demander si un tarif local n’irait pas à l’encontre du principe de péréquation tarifaire (cf encart article 1) et si le signal tarifaire lié au raccordement déjà existant ne serait pas plutôt à renforcer. Ce sujet, présent dans la consultation de mai 2019, fera potentiellement l’objet d’une nouvelle consultation à l’été 2020.
Sur tous ces sujets, les réponses des différents acteurs[11] à la première consultation, les analyses de la CRE lors de la deuxième consultation sur le sujet attendue dans les prochaines semaines et la délibération finale permettront, espérons-le, de faire avancer le débat sur le juste rôle de la structure de tarification dans l’accompagnement de la transition énergétique.
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[1] Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité
[2] RTE, Enedis et les entreprises locales de distribution
[3] Consultation publique n°2019-11 du 23 mai 2019 relative à la structure des prochains tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité « TURPE 6 » : https://www.cre.fr/Documents/Consultations-publiques/Structure-des-prochains-tarifs-d-utilisation-des-reseaux-publics-d-electricite-TURPE-6
Consultation publique n°2020-007 du 19 mars 2020 relative à la composante de soutirage des prochains tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité « TURPE 6 » : https://www.cre.fr/Documents/Consultations-publiques/composante-de-soutirage-des-prochains-tarifs-d-utilisation-des-reseaux-publics-d-electricite-turpe-6
[4] Le « niveau » fera quant à lui l’objet de consultations cette année, pour une entrée en vigueur du TURPE à l’été 2021 et pour une période courant sans doute jusque 2024.
[5] 6 kVA pour un appartement par exemple, 9 ou 12 kVA pour une maison
[6] heures pleines/creuses ou été/hiver
[7] Décomposition de la facture en unités de facturation. Par exemple, la grille tarifaire actuelle est celle du TURPE 5bis : https://www.enedis.fr/sites/default/files/TURPE_5bis_plaquette_tarifaire_aout_2019.pdf
[8] L’exemple est pris à titre comparatif mais le TURPE n’est pas une taxe
[9] Figure 3
[10] Depuis 2010, les éoliennes sont soumises à la législation des installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) dont les exigences en termes d’émissions sonores sont très strictes. L’application de cette réglementation décrite à l’article 26 de l’arrêté du 26 août 2011, permet de fixer, à l’issue d’une étude acoustique une distance minimale par rapport aux premières habitations, avec un minimum de 500 mètres.
[11] Les réponses d’Enedis et de Rte sont d’ores et déjà publiées sur leur site respectif.
