Le Tarif d Utilisation des Réseaux Publics de Transport d Electricité

Le Tarif d Utilisation des Réseaux Publics de Transport d Electricité Marie-Hélène Briant - Chef du Département Transport d Electricité - CRE 16 avril 2015

Les principales missions de la CRE Le processus tarifaire Niveau du tarif Régulation incitative Structure tarifaire Annexes

Les principales missions de la CRE Mission de la CRE (Art. L. 131-1 à 131-3 du Code de l Energie) Fonctionnement des marchés «[ ] la Commission de régulation de l énergie concourt au bon fonctionnement des marchés de l électricité et du gaz naturel au bénéfice des consommateurs finals et en cohérence avec les objectifs de la politique énergétique» Accès aux infrastructures «[ ] elle veille, en particulier, à ce que les conditions d'accès aux réseaux de transport et de distribution d'électricité et de gaz naturel n'entravent pas le développement de la concurrence.» => la CRE fixe les tarifs d utilisation des réseaux d électricité et de gaz naturel et des terminaux méthaniers, ainsi que les règles d accès à ces infrastructures Surveillance des marchés de gros «[ ] La Commission de régulation de l énergie surveille, pour l électricité et pour le gaz naturel, les transactions effectuées entre fournisseurs, négociants et producteurs, les transactions effectuées sur les marchés organisés ainsi que les échanges aux frontières.»

Pourquoi tarifer les activités de transport et de distribution d électricité? Les réseaux électriques sont caractérisés par des rendements croissants : il est plus économique d acheminer une même quantité d énergie d un point A à un point B via un seul réseau que par plusieurs Cette caractéristique des réseaux électriques rend inefficace la multiplication des infrastructures Ce sont donc des monopoles naturels Un monopole peut être tenté d'abuser de sa situation, notamment en pratiquant une tarification plus élevée que ce que lui imposerait la concurrence Cette problématique est renforcée par la propension à payer particulièrement élevée de certains consommateurs d électricité Le régulateur est notamment chargé d imposer à ce monopole des contraintes de prix et d efficacité analogues à celles de la concurrence 4

Le rôle du TURPE Assurer un accès non discriminatoire des tiers au réseau afin de permettre une concurrence non faussée entre les fournisseurs d électricité Niveau des tarifs et cadre de régulation Couvrir les coûts des gestionnaires de réseaux (GR) «dans la mesure où ils correspondent à ceux d un GR efficace», au bénéfice du consommateur final Inciter les gestionnaires de réseau à améliorer leur efficacité malgré l absence de pression concurrentielle Structure des tarifs Assurer un accès équitable au réseau pour les consommateurs Assurer une concurrence équitable entre fournisseurs d électricité Inciter à un usage efficace du réseau 5

Les différentes composantes du tarif d utilisation des réseaux publics d électricité (TURPE) Composante de soutirage Composante de comptage kwh Composante de soutirage Composante de comptage kwh Composante d injection Composante de comptage kwh a*ps + b*e Contrat d accès conclu avec l utilisateur Contrat unique Fournisseur Contrat d accès conclu avec le fournisseur

Les principales missions de la CRE Le processus tarifaire Niveau du tarif Régulation incitative Structure tarifaires Annexes

Le processus d élaboration des tarifs d utilisation des réseaux (1/2) 1 er nov. 2002 TURPE 1 T&D 1 er jan. 2006 TURPE 2 T&D 1 er août 2009 TURPE 3 T TURPE 3 D «bis» 1 er août 2013 T3 D «ter» TURPE 4 T 1 er janvier 2014 TURPE 4 D 1 er août 2017 8

Le Processus d élaboration des tarifs d utilisation des réseaux (2/2) Consultation du Conseil Supérieur de l Energie Publication au JORF Echanges avec les opérateurs REX des acteurs du marché Analyses internes et externes Dialogue avec la DGEC (politique énergétique) Consultations publiques, auditions Elaboration de la délibération tarifaire ~1 mois 2 mois Entre 1 et 2 ans Délibération tarifaire et transmission aux ministres pour publication Entrée en vigueur du tarif

Principes tarifaires qui guident la fixation du niveau des tarifs Couverture des coûts : Les tarifs couvrent l ensemble des coûts des gestionnaires de réseaux, sous réserve que ces coûts correspondent à ceux d un gestionnaire de réseau efficace (articles L.341-2 et L.452-1 du code de l énergie). Péréquation : En électricité, les tarifs sont identiques sur tout le territoire français (y compris dans les zones insulaires) (article L.121-1 du code de l énergie).

Détermination des coûts des gestionnaires de réseaux Les opérateurs transmettent un business plan sur 4 ans Evaluation des charges prévisionnelles et des hypothèses d établissement de ces charges pour les années d application du tarif en tenant compte: Analyse des comptes des opérateurs et audit a posteriori des charges couvertes par le tarif passé ou en cours ; Benchmarks (études comparatives) européens et nationaux.

Couverture des coûts par les tarifs d accès aux réseaux Les coûts des gestionnaires de réseaux sont composés de deux grandes catégories de charges : Charges de capital les charges d exploitation : Charges de personnel, Impôts et taxes, Entretien et réparation, prestations informatiques Achats liés au système électrique les charges de capital : Amortissement économique sur la durée de vie des actifs, Rémunération des capitaux investis. Charges d exploitation

Charges de capital 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Investissement : montant apporté par les actionnaires et les créanciers pour financer l investissement Amortissement du financement apporté par les actionnaires et les créanciers Coût du capital : rémunération attendue par les actionnaires et les créanciers, en retour de leurs financements Charges de capital

Principes classiques de détermination des charges de capital Coût moyen pondéré du capital (CMPC) Rémunération du capital Actifs Base d actifs régulée (BAR) Charges de capital Durée de vie des actifs Amortissements

Composition des charges d exploitation de RTE Moyenne TURPE 4 2013-2017 16

Les coûts des gestionnaires de réseaux 17

Evolution annuelle du niveau des tarifs (1/2) Le tarif de transport (HTB) est entré en vigueur le 1 er août 2013 et a augmenté de 2,4%. Le tarif de transport (HTB) a été conçu pour une durée de quatre ans. L évolution de certains postes de charges et de produits étant difficile à prévoir par les opérateurs, le niveau des tarifs est toutefois réajusté tous les ans pour neutraliser les écarts entre les prévisions et les réalisations sur ces postes, dont les principaux postes, dans le cas du transport d électricité sont : les consommations (aléas climatiques) ; l achat d énergie pour la compensation des pertes Les recettes d enchères Le tarif évolue également en fonction de l inflation. La formulation d évolution annuelle est donc la suivante: Evolution annuelle du tarif de transport = Inflation + K 18

Evolution annuelle du niveau des tarifs (2/2) Le facteur K permet d apurer le solde du compte de régulation des charges et des produits (CRCP) de RTE dans la limite d un impact sur le TURPE de +/- 2 %. Année N Prévisions Tarifs de l année N Consommations prévues pour l année N X = Recettes prévues pour l année N Réalisations Tarifs de l année N Consommations réalisées sur l année N X = Recettes réalisées sur l année N Année N+1 Tarifs de l année N+1 Consommations prévues pour l année N+1 X = Recettes prévues pour l année N+1

Les principales missions de la CRE Le processus tarifaires Niveau du tarif Régulation incitative Structure tarifaire Annexes

Régulation incitative (1/4) La CRE peut prévoir des mesures incitatives appropriées, tant à court terme qu'à long terme, pour encourager les gestionnaires de réseaux à : améliorer leurs performances, notamment en ce qui concerne la qualité du service rendu ; favoriser l'intégration des marchés intérieurs de l'électricité et la sécurité de l'approvisionnement ; rechercher des efforts de productivité. (articles L.341-3 du code de l énergie)

Régulation incitative (2/4) Depuis Turpe 3, la CRE a mis en place des incitations financières afin d inciter le gestionnaire de réseaux de transport à : maîtriser ses charges d exploitation : définition de la trajectoire de charges à respecter par l opérateur sur les 4 ans de la période tarifaire ; conservation par l opérateur des gains de productivité (si dépense < trajectoire prévue) ou des pertes (si dépense > trajectoire prévue) ; améliorer la qualité d alimentation développer de manière efficiente les interconnexions un cadre de régulation favorable à la recherche et développement

Un principe simple - Cas du plafond de revenu Récompenser les opérateurs pour leurs efforts d optimisation des coûts. Par un «surprofit» transitoire, qui découle d un découplage entre un plafond de revenu fixé ex ante et les coûts effectivement réalisés Plafond de revenu «Surprofit» Coûts constatés en début de période Optimisation des coûts Coûts constatés en fin de période Plafond de revenu pour la période de régulation suivante Période de régulation Période de régulation suivante Année

Incitation sur la qualité d alimentation RTE Durée des coupures Bonus (M ) 0,72 minute 2,4 minutes Durée moyenne annuelle de coupure hors évènements exceptionnels (minutes) 10,4 M /min Malus (M ) 8,0 minutes 24

Incitation sur la continuité d alimentation RTE Dans TURPE 4 HTB, la CRE reconduit en le renforçant le mécanisme d incitations portant sur la continuité d alimentation mis en place dans le cadre du TURPE 3 : cible de 2,4 minutes de temps de coupure moyen pondéré 10,4 M par minute de coupure et par an Ajout d une incitation à la fréquence moyenne de coupure : 72 M par coupure moyenne et par an et cible fixé à 0,6 coupure par an. Augmentation du plafond des incitations 25

Incitations au développement des interconnexions Un nouveau cadre de régulation pour 2013-2017 Inciter financièrement le gestionnaire de réseau de transport au développement des interconnexions électriques : stimuler la réalisation des projets d interconnexion les plus utiles encourager le gestionnaire de réseau à mener à bien les investissements dans les meilleures conditions de coûts et de délais inciter le gestionnaire de réseau à la bonne exploitation de l ouvrage d interconnexion nouvellement créé, en particulier en matière de capacité mise à disposition du marché Calculs des incitations à partir de l utilité économique générée par les flux d énergie aux frontières, nette des coûts d investissements et d exploitation 26

Incitations au développement des interconnexions Cas de Savoie-Piémont RTE a présenté à la CRE une demande d incitation pour le projet «Savoie-Piémont le 4 novembre 2014. Après avoir organisé une consultation publique, la CRE a adopté la délibération du 26 mars 2015 portant décision relative aux incitations financières à la réalisation efficace du projet «Savoie-Piémont». L incitation financière de l opérateur se décompose en : - une incitation à la minimisation des coûts de 5%, compte tenu d un coût complet cible fixé à 36 M 2014 par an ; - une incitation portant sur le taux d utilisation de 5%, soit 0,04 M 2014 par an et par point (1%) d utilisation, avec un taux cible d utilisation fixé à 83% ; - et une prime fixe arrêtée à 5% de l utilité économique nette estimée du projet, soit 1,4 M par an. Conformément aux dispositions fixées dans la décision tarifaire du 3 avril 2013, ces incitations sont octroyées pour une période de 10 ans à compter de la date de mise en service de l interconnexion et la somme de ces incitations est positive ou nulle et ne peut excéder 3M. 27

Structure tarifaire : qui paie quoi? Il s agit de répartir les coûts de réseau : 1. entre les producteurs et les consommateurs 2. entre les différentes catégories de consommateurs Objectif principal: signal économique pertinent pour minimiser les coûts des réseaux en modifiant les comportements des utilisateurs Une évolution de la structure du TURPE est un exercice délicat car il s agit d un jeu à somme nulle entre les utilisateurs : à court terme, ce qui est gagné par les uns est perdu par les autres. La répartition des coûts entre les utilisateurs doit donc être parfaitement robuste sur les plans juridiques et technico-économiques 29

Partage des coûts entre producteurs et consommateurs L ouverture du marché européen conduit à plafonner le niveau du tarif d injection à 0,50 /MWh car il est perçu comme une taxe à l exportation (règlement européen 838-2010). 0,19 /MWh 30

Quatre grands principes qui guident la construction des tarifs de soutirage 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 géographique Reflet des coûts de réseau Incitation à la maîtrise de la pointe (article L.341-4 du code de l énergie) «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.» 31

Partage des coûts entre les consommateurs 1er axe de répartition : le domaine de tension Les injections sont concentrées sur les réseaux à très haute tension Soutirer de l énergie sur un domaine de tension donné induit des flux, donc des coûts, sur l ensemble des réseaux amont Le tarif est donc d autant plus élevé que le domaine de tension est bas Si la production décentralisée se développait fortement, les flux pourraient évoluer Production Consommation 72,4 % HTB3 5,4 % 14,9 % HTB2 8,4 % 7,4 % HTB1 10,0 % 5,2 % HTA 26,7 % 0,1 % 49,2 % BT 32

Attribution des coûts par domaine de tension Cas d un soutirage HTB1 A chaque domaine de tension, des coûts unitaires d utilisation des réseaux sont calculés pour chaque heure de l année. HTB3 0,76 MW Le coût unitaire horaire total attribuable à un soutirage sur un certain domaine de tension est la somme du coût unitaire horaire du domaine de tension considéré et des coûts unitaires horaires des domaines de tension situés en amont au prorata des flux d énergie induits sur ces derniers Ainsi, les consommateurs HTB1 supportent, pour une heure donnée : 1 fois le coût unitaire HTB1 0,83 fois le coût unitaire HTB2 0,76 fois le coût unitaire HTB3 HTB1 HTB2 1,00 MW 0,83 MW Un soutirage nominal d 1 MW en HTB1 induit : 1,00 MW en HTB1 (y compris pertes) 0,83 MW en HTB2 (y compris pertes) 0,76 MW en HTB3 (y compris pertes) 3 3

2 ème axe de répartition: la durée d utilisation et le profil de consommation Deux variables clefs : Durée d Utilisation (DU) moyenne DU = Energieconsommée annuelle Puissancemaximale Le profil de consommation ou courbe de charge Ces deux variables sont clef car elles déterminent dans quelle mesure un consommateur donné contribue au dimensionnement du réseau. 3 4

Les déterminants des coûts d infrastructure 35

Structure tarifaire : Un exemple de grille HTB2 3 versions de tarifs à différenciation temporelle, 5 classes temporelles CS = a n n 2.[ k1. P1 + ki. ( Pi Pi 1 )] + d i. i= 2 i= 1 Exemple : coefficients de la version MU a 2 ( /kw/an) 8,49 Coefficient pondérateur de l énergie (c /kwh) Coefficient pondérateur de puissance Heures de pointe (i = 1) Heures pleines d hiver (i = 2) Coût moyen associé aux soutirages HTB2 : 6,18 /MWh E i Heures creuses d hiver (i = 3) Heures pleines d été (i = 4) Heures creuses d été (i = 5) 0,60 0,53 0,39 0,36 0,27 100 % 94 % 68 % 44 % 19 % 36

Exemple : le tarif de soutirage du TURPE Domaine de tension HTB 3 HTB 2 HTB 1 HTA BT > 36 kva Options tarifaires Tarif concave Tarif à différenciation temporelle à 5 classes (versions : Moyennes Utilisations, Longues Utilisations, Très Longues Utilisations) Tarif à différenciation temporelle à 5 classes (versions : Moyennes Utilisations, Longues Utilisations, Très Longues Utilisations) Tarif concave Tarif avec différenciation temporelle à 5 classes Tarif avec différenciation temporelle à 8 classes Tarif longue utilisation avec différenciation temporelle à 5 classes Tarif moyenne utilisation avec différenciation temporelle à 4 classes Tarifs en vigueur au 1 er janvier 2015 Tarif unitaire moyen 3,66 /MWh 6,18 /MWh 10,73 /MWh 16,42 /MWh 35,43 /MWh BT 36 kva Tarif courte utilisation Tarif moyenne utilisation avec différenciation temporelle à 2 classes Tarif longue utilisation 46,49 /MWh 37

Structure tarifaire : forme actuelle des grilles tarifaires et coût moyen par option HTB3 1 tarif concave ; pas de différenciation temporelle soutirée c CS = a2. PSouscrite + b.( ). D. PSouscrite E P Souscrite Domaine de tension a 2 ( /kw/an) b ( /kw/an) c HTB 3 4,69 19,00 0,856 Coût moyen associé aux soutirages HTB3 : 3,66 /MWh 39

Structure tarifaire : forme actuelle des grilles tarifaires et coût moyen par option HTB2 3 versions de tarifs à différenciation temporelle, 5 classes temporelles CS = a n n 2.[ k1. P1 + ki. ( Pi Pi 1 )] + d i. i= 2 i= 1 Exemple : coefficients de la version MU a 2 ( /kw/an) 8,49 Coefficient pondérateur de l énergie (c /kwh) Coefficient pondérateur de puissance Heures de pointe (i = 1) Heures pleines d hiver (i = 2) Coût moyen associé aux soutirages HTB2 : 6,18 /MWh E i Heures creuses d hiver (i = 3) Heures pleines d été (i = 4) Heures creuses d été (i = 5) 0,60 0,53 0,39 0,36 0,27 100 % 94 % 68 % 44 % 19 % 40

Structure tarifaire : forme actuelle des grilles tarifaires et coût moyen par option HTB1 3 versions de tarifs à différenciation temporelle, 5 classes temporelles CS = a n n 2.[ k1. P1 + ki. ( Pi Pi 1 )] + d i. i= 2 i= 1 Exemple : coefficients de la version MU E i a 2 ( /kw/an) 14,14 Coefficient pondérateur de l énergie (c /kwh) Coefficient pondérateur de puissance Heures de pointe (i = 1) Heures pleines d hiver (i = 2) Heures creuses d hiver (i = 3) Heures pleines d été (i = 4) Heures creuses d été (i = 5) 1,23 1,07 0,77 0,65 0,46 100 % 94 % 67 % 41 % 18 % Coût moyen associé aux soutirages HTB1 : 10,73 /MWh 41