TURPE 6 : nouveau tarif mis en œuvre depuis Août 2021

TURPE – Le nouveau TURPE entré en vigueur : découvrez les principes et évolutions du TURPE 6

Ce 1^er Août 2021, le TURPE 5 a laissé sa place au TURPE 6 avec pour conséquences certaines modifications à la hausse ou à la baisse des coefficients de plusieurs composantes. Nous allons nous intéresser dans cet article aux modifications concernant les consommateurs HTA/BT (>36 kW).

Il est annoncé une hausse moyenne de 0.91% du coût du TURPE pour les consommateurs HTA/BT et une hausse moyenne de 1.39% par an entre 2021 et 2025. En réalité, ces variations dépendent du profil des consommateurs. La CRE indique que « par rapport au TURPE 5 et à niveau tarifaire global constant, les évolutions conduisent à des changements des grilles tarifaires et des factures d’électricité de certains utilisateurs ». Explications dans cet article.

A quoi correspond le TURPE ?

Le TURPE, tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité, est payé par le consommateur final. Ce tarif, versé directement aux gestionnaires de réseau d’électricité, correspond aux coût de l’acheminement de l’électricité chez les utilisateurs finaux raccordés au réseau de distribution d’électricité en basse et haute tension. Ce tarif a pour but de couvrir les coûts pour l’exploitation, l’entretien et le développement des réseaux de transport et de distribution de l’électricité.

Le TURPE est fixé par la CRE (Commission de Régulation de l’Energie) pour une durée de 4 ans avec une révision possible chaque année. Le TURPE 6 a donc pris place ce 1^er Août 2021. Le TURPE 7 prendra place en août 2025.

Les raisons de l’évolution du prix du TURPE

Pour répondre aux objectifs de la loi Energie Climat en faveur de la transition énergétique qui prévoit une baisse de la part de la production nucléaire dans le mix électrique et une augmentation des énergies renouvelables, les réseaux de distribution et de transport ont besoin d’une infrastructure davantage développée.

Deux axes principaux sont évoqués concernant l’évolution des tarifs du TURPE 6.

La décentralisation du système électrique

En France, ce sont RTE (gestionnaire de réseau de transport) et Enedis ainsi que les GRD locaux (gestion du réseau de distribution) qui gèrent les réseaux électriques.

L’intégration et le développement des énergies renouvelables au sein de ces réseaux impliquent de forts changements structurels. La production des énergies renouvelables n’est pas forcément localisée au même endroit que la demande et en l’absence de systèmes de stockage performants, le réseau doit pouvoir relier et raccorder la production aux lieux de consommation.

L’intermittence des énergies renouvelables

Le développement des énergies renouvelables, dites intermittentes et donc par définition non disponibles en permanence, est un défi pour les gestionnaires de réseau. Historiquement les réseaux électriques ont été conçus pour acheminer l’électricité produite centralement dans un même sens : de la production vers la consommation. Néanmoins, la production des énergies renouvelables a besoin d’un fonctionnement bidirectionnel des réseaux électriques afin de pouvoir injecter ou soutirer en fonction des besoins.

Également, la situation du réseau pendant les périodes de pics de consommation, principalement en hiver, sera beaucoup moins prévisible avec les énergies renouvelables. Le travail de maintien de l’équilibre réseau entre la production et la consommation devient plus complexe.

Enfin, le réseau est dimensionné pour qu’à tout moment, la production soit en permanence égale à la consommation. Avec le fort développement des énergies renouvelables, le réseau peut devoir absorber une capacité de production importante au moment où la consommation l’est moins. Il faudra donc pouvoir moduler le réseau entre production et consommation.

A ces points principaux, se joint une hausse des investissements de la part de RTE et d’Enedis liée à la transition énergétique, aux infrastructures qui acheminent l’électricité, et à des dépenses pour se moderniser et innover.

L’évolution du tarif du TURPE 5 au TURPE 6

La structure tarifaire du TURPE 6 reprend les mêmes composantes que celles du TURPE 5 (comptage, gestion, soutirage, …). Ce sont les coefficients de ces composantes qui changent dans le TURPE 6.

Découvrez notre article dédié au TURPE 5 pour en savoir plus sur l’ancienne tarification.

Nous allons ici nous intéresser à la composante du soutirage qui est celle qui a un impact significatif sur le coût du TURPE pour les consommateurs HTA/BT, dont les industriels font partie.

Les autres composantes pèsent très peu dans le tarif global du TURPE. Voici un bref résumé de leurs évolutions avec le TURPE 6.

La Composante annuelle de soutirage

En HTA/BT, il existe 4 tarifs différents correspondant à des coûts, des types de profil et à des plages temporelles de consommation.

Comme pour le TURPE 5, les consommateurs doivent choisir pour chaque point de connexion et pour une durée d’un an, un des 4 tarifs expliqués dans le tableau ci-dessous : tarif à 5 plages temporelles à pointe fixe longue utilisation, à pointe mobile longue utilisation, à pointe fixe courte utilisation ou à pointe mobile courte utilisation.

Les consommateurs doivent également choisir leur puissance souscrite sur chacune de ces plages temporelles.

Les 5 plages temporelles correspondent aux heures creuses, heures pleines saison haute et basse, et aux heures de pointe. Notons que la saison haute correspond aux mois de Novembre à Mars, les pointes sont de décembre à février et la saison basse correspond aux mois d’avril à octobre.

La pointe fixe, signifie que le prix de l’électricité est fixe quelle que soit la période alors que la pointe mobile signifie que le coût est très haut pendant 10 heures de chaque jour PP1.

Enfin, la longue utilisation concerne des sites qui consomment sur une longue période, par exemple des industries en 3X8. La courte utilisation correspond à des sites ayant un usage de l’électricité sur une plage horaire restreinte, par exemple de 08h à 17h uniquement.

Pour payer le moins cher possible, le consommateur doit donc choisir la meilleure option. Il peut également optimiser le coût de son TURPE en jouant sur ces paramètres.

Les coefficients correspondants à la pointe fixe

Aujourd’hui, la majorité des industriels choisissent l’option en pointe fixe, la pointe mobile étant trop incertaine. C’est pourquoi nous allons nous concentrer uniquement sur l’évolution des coefficients du TURPE 6 concernant la pointe fixe :

Les coefficients pondérateurs de l’énergie et de la puissance souscrite de la composante de soutirage évoluent dans le TURPE 6.

Par rapport au TURPE 5, les augmentations de ces coefficients et donc l’impact d’une hausse du coût du TURPE 6 qui en découle sont beaucoup plus importants pour l’option tarifaire courte utilisation que pour la longue utilisation.

Également, l’augmentation des coefficients est plus importante sur les heures de pointe et pendant la saison hivernale (haute saison). Cela signifie que les consommateurs doivent bien choisir leurs puissances souscrites, notamment sur ces deux critères, car le tarif est 2 fois plus élevé que pour le TURPE 5 pour les profils courts. Si la puissance souscrite est mal dimensionnée, il y aura un surcoût important pour l’entreprise.Par rapport au TURPE 5, les augmentations de ces coefficients et donc l’impact d’une hausse du coût du TURPE 6 qui en découle sont beaucoup plus importants pour l’option tarifaire courte utilisation que pour la longue utilisation.

Les coefficients pour la longue utilisation, bien qu’avec une hausse moins impactante, ont la même logique et désavantagent ceux qui consomment l’hiver.

Concernant l’énergie, les coefficients incitent à moins consommer l’hiver. A l’inverse, les consommateurs sont invités à consommer davantage l’été. Les consommateurs avec un profil de consommation plus fort l’hiver vont donc être désavantagés.

En conclusion, les modifications du TURPE 6 concernent un ajustement de coefficients. Selon les profils des consommateurs, ces derniers peuvent se voir avantagés ou désavantagés. D’après la Commission de Régulation de l’Energie, cela permet de « mieux correspondre à la réalité des profils de charge des réseaux d’aujourd’hui ». Une optimisation des choix d’option et de puissance souscrite peut être nécessaire.