Réponse de l’UFE à la consultation publique n°2023-13 du 14 décembre 2023 portant sur la structure tarifaire des prochains tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité “TURPE 7”

L’UFE remercie la Commission de Régulation de l’Energie pour l’organisation de cette consultation relative au TURPE 7 et accueille favorablement l’organisation d’ateliers thématiques pour approfondir les sujets. Cette consultation s’inscrit dans une période d’urgence à organiser la sortie des énergies fossiles pour répondre au dérèglement climatique et aux crises énergétiques, et pour assurer la souveraineté énergétique et industrielle de la France et de l’Europe. Nous saluons la volonté de la CRE d’adapter la prochaine période du TURPE aux enjeux de la transition énergétique.

Pour accompagner l’électrification des usages et intégrer massivement les énergies renouvelables, il est nécessaire de préparer l’évolution des réseaux et le développement des flexibilités, tant côté production que côté demande, et prévoir les investissements nécessaires.

Tout en visant une optimisation des coûts du système électrique dans son ensemble, l’UFE appelle de ses vœux une régulation des réseaux qui permette aux gestionnaires de réseaux d’anticiper les investissements additionnels nécessaires à l’accompagnement des trajectoires identifiées dans les différents schémas (PDR, SDDR, S3REnR).

Le TURPE devra également permettre de mettre en valeur le potentiel des diverses flexibilités. Des réflexions seront menées cette année par l’UFE sur l’apport de valeur des flexibilités à moyen et long-terme pour le système électrique dans son ensemble, dans le cadre des missions du tarif de refléter les coûts générés et d’envoyer des signaux économiques pertinents aux différentes catégories de consommateurs. L’UFE appelle également de ses vœux la fixation d’un cadre favorable aux offres horosaisonnalisées pour favoriser la consommation en dehors des périodes tendues.

A titre préliminaire, l’UFE partage l’ensemble des principes identifiés par la CRE pour la prochaine période tarifaire (question 1).

Répartition entre la part puissance et la part énergie

Concernant la répartition entre la part puissance et la part énergie (question 2), la méthode utilisée par la CRE a permis sur la période TURPE 6 un rééquilibrage progressif soutenu par l’UFE, entre la part puissance et la part énergie, en revalorisant la part puissance. L’UFE souhaite cependant la poursuite de ce rééquilibrage, qui permet de mieux refléter les coûts générés par chaque catégorie d’utilisateurs du réseau et de limiter les risques d’écarts de chiffre d’affaires au Compte de Régularisation des Charges et des Produits (CRCP). La poursuite de ce rééquilibrage aura par ailleurs un impact limité sur les évolutions de factures, pour les utilisateurs du réseau qui valorisent justement leur puissance souscrite, et transmettra de fait un signal incitatif de souscription à une puissance adaptée aux besoins. Ce rééquilibrage est selon l’UFE d’autant plus nécessaire du fait des évolutions actuelles (en particulier l’augmentation du parc de véhicules électriques et de l’auto-consommation).

L’horosaisonnalité

Sur l’horosaisonnalité (partie 3, p.21), l’UFE partage que la forme des grilles et le découpage des plages temporelles sont pertinents (question 3). L’UFE est très favorable à une différenciation saisonnière (hiver/été) du placement des heures creuses envisagée par la CRE (question 5) dans le respect d’un bon équilibre entre reflet des coûts et lisibilité du tarif, et des contraintes opérationnelles de mise en œuvre. L’UFE rappelle que cette mesure est essentielle pour répondre aux modifications de la consommation résiduelle, liée à l’essor de la production bas carbone. Le placement horosaisonnalisé adapté des HP/HC, tel que proposé par la CRE, doit ainsi permettre d’inciter à une modulation des consommations d’électricité en lissant les pointes et en usant au mieux des moments où l’électricité bas-carbone est la plus abondante.

L’UFE souhaite toutefois rappeler l’importance des points suivants :

• Le signal “ HP/HC acheminement ”envoyé par le TURPE n’est pas nécessairement transmis au client final. Seuls les clients ayant un contrat dont le calendrier fournisseur est aligné avec le calendrier du signal TURPE recevront ce signal, verront leurs consommations asservies déplacées et modifieront leur comportement (58% des clients ne reçoivent aucun signal horaire dans leur offre et les fournisseurs peuvent décider de choisir leur propre calendrier pour leurs offres clients). Aujourd’hui une majorité d’offres transmettent un signal HP/HC aligné avec le calendrier TURPE, ce qui est notamment le cas du TRVE mais l’efficacité d’un changement de signal tarifaire du TURPE est conditionnée au maintien par les fournisseurs de l’accrochage de leurs offres aux plages du TURPE et au maintien voire un développement de l’adhésion à ces offres.
• Compte tenu du nombre important de clients concernés, l’UFE identifie donc un véritable enjeu à sécuriser l’adhésion des clients concernés et assurer une attractivité relative suffisante des offres alignées sur les plages du TURPE.  L’accompagnement et la pédagogie, par les pouvoirs publics et non uniquement les fournisseurs, seront également un facteur de succès important.
• L’UFE souligne la volumétrie des évolutions à prendre en compte et l’impact de leur mise en œuvre opérationnelle et SI pour les gestionnaires de réseau et pour les fournisseurs. Une coordination efficace entre les fournisseurs et les gestionnaires de réseaux est donc absolument nécessaire. L’UFE rappelle à ce titre que les changements d’heures creuses continueront à être annoncés dans les comités de consultation du CURDE ou directement annoncés auprès des fournisseurs concernés, afin que les ceux-ci puissent s’y préparer et prévenir leurs clients en amont. Concernant les évolutions des HP/HC envisagées actuellement, celles-ci font l’objet d’une consultation en cours auprès des parties prenantes en Comité Spécialisé Fournisseurs.
• Concernant les plages d’HC à privilégier, l’UFE rappelle qu’il revient in fine aux gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) de fixer celles-ci en tenant compte de leurs particularismes locaux et des spécificités de leurs zones de desserte, afin de privilégier les placements d’HC limitant l’impact sur le réseau de distribution. Les GRD tiennent également compte des besoins identifiés sur le réseau de transport de RTE et sur l’équilibre offre-demande national. L’UFE est donc favorable à une démarche de placement des heures creuses par les GRD, suivie par le régulateur.

Il apparaît donc nécessaire selon l’UFE de mener préalablement à la généralisation du changement des heures creuses, et donc rapidement, une expérimentation permettant de vérifier l’adhésion des clients et la vérification de la pertinence du signal prix global. L’expérimentation permettrait de s’assurer que ces modifications se traduisent par leur acceptation de la mesure et in fine par des changements de comportement effectifs sur les usages non asservis, mais aussi de déterminer la communication et l’accompagnement les plus adaptés aux changements saisonniers des créneaux HC.

Introduction d’une tarification optionnelle injection-soutirage

Concernant l’introduction d’une tarification optionnelle injection-soutirage (Chapitre 5 p.43), l’UFE salue le travail de la CRE de proposer des pistes pour inciter à une bonne localisation et une utilisation efficace des capacités de stockage dans une logique d’optimisation globale des coûts du système électrique. Le besoin de flexibilités pour le système électrique va en effet devenir croissant dans les années à venir et le développement des capacités de stockage est clairement identifié comme une des réponses. D’une manière générale, le choix de localisation des capacités de production, de consommation comme de stockage est un levier important pour la minimisation des coûts du système.

Dans le cadre des principes fondamentaux du TURPE de reflet des coûts générés et d’envoi de signaux économiques pertinents aux différentes catégories de consommateurs, dans le respect des principes de péréquation géographique et de non-discrimination, l’UFE est, historiquement, défavorable à l’introduction d’options tarifaires, si celles-ci doivent conduire à s’écarter des principes de couverture des coûts des gestionnaires de réseaux et leur reflet aux catégories d’utilisateurs.

L’UFE rappelle que les coûts d’accès au réseau des actifs de stockages sont structurants dans les modèles d’affaires. Pour permettre le développement de ces actifs en France, dont le rôle bénéfique pour le système est reconnu, l’UFE appelle de ses vœux à un travail de réflexion avec la CRE et la DGEC pour approfondir la valorisation de la flexibilité pour le système électrique.

Sur cette proposition de tarification spécifique de la CRE, l’UFE souligne les points suivants. :

• Cette tarification spécifique optionnelle pour les capacités de stockage risque de remettre en cause le principe de non-discrimination de tarification des réseaux et de la péréquation géographique, créant ainsi un risque de contestations et d’opposabilité juridique (définition des zones et la validation des sites éligibles) ;
• Une tarification spécifique pour les capacités de stockage pourrait être contradictoire avec les signaux de marchés existants aujourd’hui (signaux de prix de réserve primaire, signaux temporels via les HPHC du TURPE) et demain (signaux de prix de réserve secondaire). Le signal envoyé par la tarification, avec son caractère temporaire en fonction de la classification de la poche en injection ou soutirage, est potentiellement instable pour l’investisseur ;
• En tout état de cause, si cette tarification spécifique devait être mise en œuvre, la règle de la souscription d’une formule tarifaire d’acheminement (FTA) pour une durée minimale d’un an devrait s’appliquer ;
• Une tarification spécifique pour les capacités de stockage nécessiterait des développements SI coûteux pour les gestionnaires de réseaux, qui seraient in fine répercutés à la collectivité. Ces coûts sont à comparer aux gains réels pour le réseau et pour ces capacités.