Le 14 décembre 2023, la CRE a lancé une consultation publique auprès de tous les acteurs de l’énergie, dans le cadre d’une concertation tarifaire portant sur les prochains tarifs d’utilisation des réseaux d’électricité (TURPE). Différents ateliers sont prévus par la suite afin d’associer au mieux les parties prenantes.
La structure tarifaire est fondée sur le principe de reflet des coûts permettant de répercuter aux utilisateurs les coûts qu’ils génèrent en fonction de leurs caractéristiques d’utilisation des réseaux. Ainsi, dans le cadre du TURPE 6, une nouvelle méthodologie fondée sur les coûts marginaux avait été adoptée. Elle reposait sur l’estimation des coûts d’infrastructure à l’échelle locale (raisonnement à l’échelle des poches de réseaux, par niveau de tension) et consistait à calculer un coût des consommations additionnelles à la pointe engendrant des besoins locaux de renforcement du réseau. La mise à disposition de nouvelles données technico-économiques plus fines et leur utilisation a notamment facilité la mise en œuvre de cette méthode.
La nouvelle tarification TURPE 7 qui entrera en vigueur le 1er aout 2025 conservera les principes de construction de la structure du TURPE 6, et prendra en compte les effets de plus en plus structurants pour le réseau de l’intensification de la transition énergétique. En effet, la production croissante d’EnR, la réduction en parallèle du recours au thermique ou encore le développement des stockages créent des nouvelles configurations dans lesquelles la production devient un paramètre dimensionnant des réseaux.
TURPE7 – Une « horosaisonnalité » qui doit intégrer les transformations du mix électrique
Des évolutions du placement des plages temporelles type HP /HC sont envisagées dans le but de tirer parti de l’accroissement de la production PV et répondre aux contraintes fortes du système électrique sur certaines heures. Ainsi, la CRE propose de déplacer certaines HC actuellement positionnées sur des plages horaires pendant lesquelles une forte consommation pourrait créer des tensions sur l’équilibre offre-demande et donc, de différencier les HP et HC entre l’été et l’hiver, pour s’adapter à la saisonnalité des besoins du système électrique.
Par ailleurs, il est question de privilégier le placement des HC aux moments où la production à partir d’EnR est abondante, conduisant à une augmentation du nombre de HC disponibles en été (de 8h à 10h). Cette évolution pourrait permettre de mieux adapter les plages d’HC aux heures de production du PV et aux heures les plus creuses de la nuit.
La CRE suggère également que pour la définition d’HC à favoriser, il ne serait pas pertinent d’imposer l’attribution de certaines plages d’HC en été (2-6 h /11-17h) à l’intégralité des clients, au regard de la diversité des enjeux locaux pour les réseaux. Dans des poches de réseaux ne disposant pas de production PV, l’imposition de plages d’HC identiques entraînerait des pics de consommation importants, engendrant des contraintes de réseaux.
Enfin, il est proposé que ne soient plus attribués (déjà prévu par Enedis), à des nouveaux clients des régimes comprenant des HC méridiennes (11h-14h) en hiver (les utilisateurs actuels n’étant pas concernés). Aujourd’hui, ces heures sont à court terme contraignantes pour le système, mais le développement des EnR pourrait diminuer leur criticité d’ici à 2030.
Un affinement de la méthode de tarification du soutirage
La méthode de calcul de la composante de soutirage avait été modifiée dans le cadre du TURPE 6 et se base actuellement sur les coûts marginaux de desserte (puissance non dimensionnante) et les coûts associés aux pointes de soutirages (puissance dimensionnante). Or, avec le développement des EnR raccordées en distribution, l’injection (et plus seulement le soutirage) peut aussi devenir une contrainte dimensionnante pour le réseau. Ainsi, depuis 2018, le volume refoulé sur le réseau de transport a été multiplié par 2 en l’espace de 4 ans. De même, environ 10 % des poches de réseau HTA, HTB1 et HTB2 sont aujourd’hui dimensionnées en injection (plus de la moitié de la puissance dimensionnante expliquée par de l’injection). De ce fait, un modèle prenant uniquement en considération les pointes de soutirage n’est plus satisfaisant.
La nouvelle méthodologie proposée par la CRE consiste à permettre la prise en compte des différences dans le dimensionnement du réseau pour les pointes de soutirage et les pointes d’injection. Ces modifications s’appliqueraient uniquement aux niveaux de tension HTB et HTA (pas à la BT) et ce pour des questions de disponibilité de données de comptage fiables.
L’objectif de cette nouvelle méthodologie est notamment d’améliorer le calcul de la puissance dimensionnante des poches fortement dimensionnées en injection (ou majoritairement dimensionnées en soutirage, mais présentant des heures dimensionnantes en injection) et de répercuter la bonne structure des coûts de soutirage aux consommateurs. À noter que l’intégration des pointes d’injection dans le modèle n’entraîne ni une tarification de l’injection ni une diminution des recettes d’acheminement.
Une proposition de tarification optionnelle de l’injection
Les batteries sont également impactées par la future nouvelle grille du TURPE. La CRE considère que ces capacités de stockage doivent jouer un rôle dans l’optimisation globale des coûts des réseaux. En effet, de par leur comportement symétrique (injection et soutirage en proportions équivalentes) et leur absence d’usage prédéfini, elles sont capables de s’adapter aux signaux économiques et de soulager les réseaux en périodes de contraintes.
Par conséquent, elle propose la mise en place d’une nouvelle tarification optionnelle soutirage /injection pour ces capacités spécifiques dont le but serait d’inciter financièrement à soutirer ou injecter dans le réseau respectivement lors des pointes d’injection ou des pointes de soutirage en fonction de la poche dans laquelle les capacités se trouvent. La typologie actuelle des poches (dimensionnées en soutirage ou en injection) sera mise à disposition par les gestionnaires de réseaux et sera amenée à évoluer dans le temps.
Concrètement, cette incitation se traduit par un coefficient tarifaire positif (coût additionnel) lorsque la capacité aggrave la pointe et un coefficient tarifaire négatif lorsque la capacité réduit la pointe.
Cette nouvelle tarification optionnelle concernera uniquement les utilisateurs disposant de capacités symétriques définies par un ratio volume d’injection /volume total (soutirage + injection) à respecter supérieur à 40 %. Ces dernières sont situées sur les réseaux types HTB et HTA.
Des plages temporelles de pointe sont fixées pour les deux types de poches. Pour les poches dimensionnées en soutirage, la CRE envisage que le placement des périodes de pointe soit similaire à celui existant déjà pour le tarif de soutirage. Pour les poches dimensionnées en injection, la CRE confie aux gestionnaires de réseaux le placement de ces plages, en se basant sur une approche statistique. Ces plages seraient adaptées à chaque poche, avec des créneaux horaires différents, et ce, sur 63 jours en HTB et 78 jours en HTA.
Pour terminer, la CRE présente ses nouvelles grilles tarifaires préliminaires dans le cadre de cette consultation et notamment celles liées à la tarification optionnelle de l’injection. Afin de tester cette nouvelle configuration, elle a mené une analyse d’impact basée sur des courbes de charges théoriques simulées, issues de profils d’utilisateurs représentatifs.
SOURCES
Auteur : Abdeljelil KHALSI
