Surévaluation abusive du TURPE
Temps de coupure électrique au niveau national passant de 75 min en 2012 à 97 min en 2013
Alors que l’UFC-Que Choisir dénonce depuis des mois la détérioration grandissante de la qualité du réseau électrique français, l’association passe aujourd’hui à l’offensive au sujet des liens capitalistiques entre ERDF et EDF à l’origine de ce problème. L’association saisit le Comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) de la CRE ainsi que les parlementaires pour que les consommateurs paient enfin pour des investissements effectivement en faveur du réseau électrique, et non pour alimenter les comptes d’EDF.
Malgré la reprise récente des investissements d’ERDF dans le réseau, ceux-ci demeurent bien trop faibles : seulement 826 millions d’euros, alors que le besoin est estimé à 2 milliards d’euros par an d’ici 2020. Ce sous-investissement aboutit à une détérioration inexorable de la qualité de distribution : le temps moyen de coupure au niveau national s’est encore dégradé passant de 75 min en 2012 à 97 min en 2013. Cette moyenne masque de grands écarts puisque les parisiens supportent un temps moyen de coupure de 23 minutes par an, les habitants de l’Ardèche en subissent 10 fois plus, avec 242 minutes de coupure annuelle.
Le problème n’est pas la sous-évaluation du TURPE( Tarif d'Utilisation du Réseau Public qui consiste à faire payer au consommateur les besoins d'investissement (amélioration/modernisation) notamment sur le réseau de distribution), bien au contraire. Le Conseil d’Etat, en novembre 2012, a même annulé le TURPE 3 car largement surévalué, et a sanctionné le système qui consistait à faire payer deux fois le consommateur pour des investissements sur le réseau via la captation définitive par ERDF des provisions pour renouvellement qui n’étaient pas utilisées ! Le manque d’investissement dans le réseau provient ainsi avant tout du fait qu’ERDF, en totale dépendance vis-à-vis d’EDF, fait largement primer la logique financière sur le niveau de qualité de la distribution.
En effet, filiale à 100% du groupe EDF S.A, ERDF remonte, chaque année, 75% de son résultat net à sa maison mère au détriment de l’investissement dans le réseau mais aussi centralise sa trésorerie dans les caisses d’EDF (près de 3,5 Mds € fin 2012). Cette porosité des comptes soulève un grave conflit d’intérêt entre la logique financière d’un groupe évoluant dans des domaines concurrentiels (EDF) et celle attachée à une entreprise accomplissant essentiellement une mission de service public (ERDF). Si la Commission européenne avait alerté sur cette situation dès 2007, la Cour de Justice a, plus récemment, rappelé qu’un découplage total de propriété est une garantie de respect des textes européens et in fine d’assurer l’objectif d’indépendance du gestionnaire.
Cette dépendance d’ERDF vis-à-vis d’EDF ressort également de son équipe dirigeante tant en termes de nomination que de rémunération. L’exemple emblématique de P. Montloubou, actuel président du directoire d’ERDF, en est le meilleur exemple : pour la première fois a été nommé un directeur de la branche commerce dérégulée d’EDF pour prendre la tête d’une filiale régulée comme ERDF. Plus grave encore, parmi les critères qu’utilise ERDF dans ses statuts pour déterminer la rémunération de ses cadres dirigeants figure un critère relatif aux flux de trésorerie. Concrètement, ce critère aboutit à augmenter la rémunération des dirigeants à proportion de l’argent remonté auprès de la maison mère, et par voie de conséquence, du non investissement dans le réseau électrique.
Au-delà des dysfonctionnements actuels, l’UFC-Que Choisir s’alarme de deux dispositions du projet de loi sur la transition énergétique transmis au CESE(2), présenté en conseil des ministres mercredi dernier, qui sont susceptibles de renforcer le sous-investissement dans le réseau électrique :
- l’article 40 supprime la possibilité de fixer par décret des sanctions si les niveaux de qualité et de fourniture ne sont pas respectés,
- l’article 41 permet à ERDF de rémunérer le capital investi à un niveau bien supérieur à la réalité permettant ainsi à ce dernier de gonfler la facture des consommateurs sans que ce niveau soit justifié au regard de la réalité des charges subis par ERDF. Une telle disposition vient détruire toute la portée de la décision du conseil d’Etat précitée qui avait critiqué cette surévaluation du TURPE et exigeait que ces règles inscrites dans les contrats de concession soient supprimés.
Décidée à ce que les consommateurs paient le juste prix pour une réelle qualité du réseau de distribution, l’UFC QUE CHOISIR passe à l’action et :
- saisit le CoRDiS pour qu’il fasse cesser les pratiques qui portent atteinte à l’indépendance du gestionnaire ERDF et éventuellement sanctionner ce manque d’indépendance si préjudiciable aux usagers du réseau électrique et œuvre à une séparation patrimoniale des deux entités (EDF et ERDF),
- demande aux parlementaires de supprimer les articles du projet de loi sur la transition énergétique qui favorise des niveaux de qualité insuffisants et qui font naître le risque d’une surévaluation indue du TURPE.
LE TURPE :
Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) ont été fixés par la loi du10 février 2000. Cette loi précisait que les modalités de mise en œuvre et les évolutions de ce tarif étaient définies par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) et approuvées par décisions ministérielles.
Depuis 201 (article L.341-3 du code de l’énergie), la CRE est devenue pleinement compétente pour fixer les tarifs des réseaux publics d'électricité des gestionnaires de ces réseaux. Dans un délai de deux mois à compter de la transmission à l'autorité administrative du projet de décision du TURPE, cette dernière, si elle estime que ce projet ne tient pas compte des orientations de politique énergétique, peut demander une nouvelle délibération par décision motivée publiée au Journal officiel de la République française.
Au terme d’un processus de consultation des parties prenantes, et après avis du Conseil supérieur de l’énergie (CSE) du 10 décembre 2013, les tarifs TURPE 4 ont été fixés par décision de la CRE en date du 12 décembre 2013, et publiés au Journal officiel le 20 décembre 2013.
Ces nouveaux tarifs sont applicables dès le 1erjanvier2014.
Le TURPE (tarif d’utilisation du réseau public d’électricité) est le tarif payé par tous les utilisateurs des réseaux publics de transport et de distribution.
Ce tarif unique comporte trois composantes principales : le soutirage, la gestion de la clientèle et le comptage. Il reflète ainsi les coûts engagés par les gestionnaires des réseaux, et inclut une rémunération de leurs investissements.
La tarification comprend :
• d’une part le tarif proprement dit (barèmes pour chaque option de la grille tarifaire) et ses règles d'application.
• et d'autre part, les tarifs des prestations de services qu'ERDF propose à tous les utilisateurs du réseau qui en font la demande. Ces prestations font l'objet d'un catalogue dont les prix sont publics. Il est disponible sur le site internet d'ERDF :www.erdfdistribution.fr.
Le TURPE obéit aux règles suivantes :
• La péréquation tarifaire Le tarif est identique sur l’ensemble du territoire national, conformément au principe d’égalité de traitement inscrit dans le code de l'énergie.
• Le principe du « timbre-poste » Le tarif est indépendant de la distance parcourue par l’énergie entre le point d’injection et le point de soutirage (soit entre le site producteur et le site consommateur).
• La tarification en fonction de la puissance souscrite et de l’énergie soutirée Le tarif dépend du domaine de tension de raccordement, de la puissance souscrite et des flux physiques mesurés au(x) point(s) de connexion des utilisateurs du réseau.
• L’horo-saisonnalité Les prix sont différenciés selon les saisons, les jours de la semaine et / ou les heures de la journée.
Structure tarifaire
Toutes les composantes du TURPE s’appliquent à chaque point de connexion. Les composantes de gestion et de comptage s’appliquent pour chaque point de connexion. Selon les modes d’utilisation, certaines composantes peuvent être égales à zéro.
Le TURPE détaille les différentes redevances à payer pour chaque utilisateur. Ainsi, en chaque point de connexion, le prix payé annuellement pour l’utilisation du réseau public de distribution est la somme des composantes suivantes.
CG Composante annuelle de gestion
+CC Composante annuelle de comptage
+CS Composante annuelle des soutirages
+ CMDPS Composante mensuelle des dépassements de puissance souscrite
+ CACS Composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours
+CR Composante de regroupement
+ CDPP Composante annuelle des dépassements ponctuels programmés
+ CER Composante annuelle de l’énergie réactive
+CI Composante annuelle des injections
= TURPE
A noter : les dispositions spécifiques relatives aux composantes annuelles des soutirages (CS) des gestionnaires de réseaux publics de distribution ne sont pas reprises dans ce document.
Toutes les composantes du TURPE s’appliquent à chaque point de connexion. Les composantes de gestion et de comptage s’appliquent pour chaque point de connexion. Selon les modes d’utilisation, certaines composantes peuvent être égales à zéro.
La composante annuelle de gestion couvre les coûts supportés par les gestionnaires des réseaux publics de distribution pour la gestion des dossiers des utilisateurs, l’accueil physique et téléphonique, la facturation et le recouvrement. Cette composante est facturée, pour chaque point de connexion et
chaque contrat d’accès, sous la forme d’un terme fixe appliqué à tous les utilisateurs (producteurs, consommateurs et ELD) en fonction de leur domaine de tension de raccordement (HTA, BT > 36 kVA, BT ≤ 36 kVA) et de leur dispositif contractuel (CARD ou contrat unique).
A/ LA COMPOSANTE ANNUELLE DE GESTION (CG)
La composante annuelle de gestion couvre les coûts supportés par les gestionnaires des réseaux publics de distribution pour la gestion des dossiers des utilisateurs, l’accueil physique et téléphonique, la facturation et le recouvrement. Cette composante est facturée, pour chaque point de connexion et chaque contrat d’accès, sous la forme d’un terme fixe appliqué à tous les utilisateurs (producteurs, consommateurs et ELD) en fonction de leur domaine de tension de raccordement (HTA, BT > 36 kVA, BT ≤ 36 kVA) et de leur dispositif contractuel (CARD ou contrat unique).
B/ LA COMPOSANTE ANNUELLE DE COMPTAGE (CC)
Pour chaque dispositif de comptage, une composante annuelle de comptage est facturée à tous les utilisateurs en fonction des services fournis (compteur à index ou courbe de charge, nombre d’index, contrôle de puissance...). Cette composante annuelle de comptage varie selon que le dispositif de comptage est ou non propriété de l’utilisateur. Elle dépend du niveau de tension, de la puissance de soutirage souscrite et / ou de la puissance maximale d’injection, de son contrôle et du type de grandeur mesurée (index périodique ou profil de consommation).
Elle couvre les prestations suivantes :
• le contrôle du dispositif de comptage ;
• le relevé ;
• la location et l’entretien, lorsque le dispositif de comptage est fourni par le gestionnaire de réseau public ;
• le profilage, pour tout utilisateur dont la reconstitution des flux s’effectue par affectation d’un profil. En revanche, elle ne comprend pas le coût des changements de dispositif de comptage, qui font l’objet d’une facturation spécifique dans le cadre du catalogue des prestations d’ERDF.
Pour les propriétaires d’un dispositif de comptage non conforme aux dispositions de l’arrêté du 4 janvier 2012 relatif aux dispositifs de comptage, raccordés soit en HTA soit en BT avec une puissance souscrite supérieure à 120 kVA, ayant refusé son remplacement, se verront facturer une composante annuelle de comptage égale à celle facturée aux utilisateurs ayant un dispositif de comptage propriété des autorités organisatrices de la distribution d’énergie (AODE).
C/ LA COMPOSANTE ANNUELLE DES SOUTIRAGES (CS)
Pour l’établissement de leur composante annuelle des soutirages, les utilisateurs doivent choisir une option tarifaire ainsi qu’une puissance souscrite, ou plusieurs puissances souscrites pour les tarifs à différenciation temporelle. Pour les points de connexion raccordés en BT > 36 kVA et dont le contrôle des dépassements de la puissance souscrite est effectué sur la puissance souscrite active, celle-ci est égale à la puissance souscrite apparente multipliée par 0,93. Lorsque le contrôle des dépassements de la puissance souscrite apparente est assuré par un disjoncteur à l’interface avec le réseau public, la puissance souscrite apparente est égale à la puissance de réglage de l’équipement de surveillance qui commande le disjoncteur.
D/ LA COMPOSANTE MENSUELLE DES DÉPASSEMENTS DE PUISSANCE SOUSCRITE (CMDPS)
La composante mensuelle des dépassements couvre le coût des dépassements de puissance appelée par l’utilisateur au-delà de sa puissance souscrite. ERDF s’efforce de répondre favorablement aux appels de puissance qui dépasseraient la puissance souscrite, à condition qu’ils ne soient pas susceptibles d’engendrer des troubles dans l’exploitation des réseaux.
Les dépassements sont sans objet pour les points de connexion dont la puissance souscrite est contrôlée par un disjoncteur.
E/ LA COMPOSANTE ANNUELLE DES ALIMENTATIONS COMPLÉMENTAIRES ET DE SECOURS (CACS)
Une alimentation de secours est une ligne maintenue sous tension et utilisée uniquement en substitution d’une ou plusieurs lignes principales indisponibles en cas de défaillance, de réparation ou de maintenance.
Une alimentation complémentaire est une alimentation au même domaine de tension que l’alimentation principale, et non nécessaire par sa capacité à l’alimentation normale du site et qui n’est pas une alimentation de secours. La composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS) est facturée pour tout utilisateur bénéficiant d’une alimentation complémentaire et / ou de secours.
F/ LA COMPOSANTE DE REGROUPEMENT (CR)
Les utilisateurs disposant de plusieurs points de connexion dans le domaine de tension HTA et sur un même site peuvent, s’ils le souhaitent, bénéficier du regroupement tarifaire pour le calcul des composantes des injections, des soutirages et des dépassements, ainsi que la composante d’énergie réactive. Dans ce cas, la facturation est établie sur la base de la somme des courbes de mesure des différents points de connexion.
Les composantes de gestion et de comptage sont facturées pour chacun des points regroupés.
Ce regroupement est autorisé lorsque le réseau le permet et moyennant une redevance de regroupement fixée par le tarif. Le regroupement est réalisé sur la base de la puissance souscrite pour l’ensemble des points regroupés. La redevance est fonction de la longueur des ouvrages des réseaux publics électriques entre chaque point de connexion et le point de connexion permettant le regroupement.
G/ LA COMPOSANTE ANNUELLE DES DÉPASSEMENTS PONCTUELS PROGRAMMÉS (CDPP)
Pour des dépassements ponctuels programmés et notifiés préalablement au gestionnaire de réseau, un utilisateur alimenté en HTA et équipé d’un compteur à courbe de charge peut demander l’application d’un tarif spécifique pendant la période du 1er mai au 31 octobre, sous réserve d’une justification de travaux.
Un même utilisateur peut en bénéficier une seule fois par année calendaire pour une utilisation continue au maximum de 14 jours, les jours non utilisés étant perdus.
L’application de ce tarif par un gestionnaire de réseau dépend des contraintes d’exploitation qu’il prévoit sur le réseau public qu’il gère. Elle peut faire l’objet d’un refus motivé par le gestionnaire de réseau, notifié à la Commission de régulation de l’énergie.
Lorsque ce tarif est mis en œuvre, il se substitue, pour la période considérée et pour la seule énergie consommée à l’occasion de ces dépassements, à la tarification des dépassements de puissance.
H/ LA COMPOSANTE ANNUELLE DE L’ÉNERGIE RÉACTIVE (CER)
La tarification prévoit de facturer l’énergie réactive soutirée pendant les mois de novembre à mars, de 6h à 22h, du lundi au samedi, les jours ouvrables, pour la partie qui dépasse 40 % de l’énergie active consommée pendant la même période. Par exception la facturation s’applique aux heures de pointe et aux heures pleines de novembre à mars pour les tarifs à différenciation temporelle. En l’absence de dispositif de comptage permettant d’enregistrer les flux physiques d’énergie réactive, les gestionnaires des réseaux publics peuvent prévoir des modalités transparentes et non discriminatoires d’estimation de ces flux.
La facturation de l’énergie réactive s’applique aux clients raccordés en HTA et en BT > 36 kVA.
En injection :
• le client raccordé en BT > 36kVA s'engage à ne pas absorber d'énergie réactive.
• le client raccordé en HTA s'engage à fournir ou à absorber une quantité d'énergie réactive déterminée par le gestionnaire de réseau public.
I/ LA COMPOSANTE ANNUELLE DES INJECTIONS (CI)
La composante annuelle des injections est facturée pour chaque point de connexion en fonction de l’énergie active injectée sur le réseau public de distribution.
Pour les clients connectés en HTA et en BT, le niveau de la composante annuelle des injections est égal à zéro.
AUTRES TAXES ET CONTRIBUTIONS
Le tarif est présenté hors taxes. Cependant, sur les factures des utilisateurs, viennent s’ajouter certaines taxes et contributions.
A/ CONTRIBUTION TARIFAIRE D’ACHEMINEMENT (CTA)
• La CTA est réservée à la Caisse nationale des industries électriques et gazières (CNIEG).
• Elle est assise sur les éléments fixes du tarif (composante de comptage, de gestion, part fixe de la composante des soutirages et des alimentations complémentaires et de secours).
• Son taux est défini par arrêté ministériel.
• La CTA est facturée au consommateur final.
B/ CONTRIBUTION AU SERVICE PUBLIC D’ÉLECTRICITÉ (CSPE)
• La CSPE assure le financement des obligations de service public des opérateurs.
• Elle est reversée à la Caisse des dépôts et consignations.
• Les obligations financées sont notamment les obligations d’achat d’énergie renouvelable, le surcoût de l’alimentation électrique des départements d’outre-mer, et certains dispositifs d’aide aux clients démunis.
• La CSPE est calculée en fonction des quantités d’énergie consommées.
• La CSPE est facturée au client final par le fournisseur d'électricité (contrat unique) ou par le gestionnaire de réseau de distribution (contrat CARD).
C/ TAXES SUR LA CONSOMMATION FINALE D'ELECTRICITÉ (TCFE)
Les TCFE comprennent une Taxe Communale sur la Consommation Finale d'Electricité (TCCFE), une Taxe Départementale sur la Consommation Finale d'Electricité (TDCFE) et une nouvelle taxe, la Taxe Intérieure sur la Consommation Finale d'Electricité (TICFE), reversée à l'Etat et applicable aux sites ayant une puissance supérieure à 250 kVA.
A compter du 1er janvier 201, les TCFE remplacent les Taxes Locales dur l'Electricité (TLE), qui comprenaient une taxe municipale (TM) et une taxe départementale (TD). Les premières factures émises début 201 comportaient encore des TLE assises sur les montants facturés au titre de la période antérieure au1er janvier 201. Perçues en Euros/MWh, ces trois taxes sont assises sur les seules quantités d'électricité consommées, à l'exclusion par conséquent de l'acheminement. Elles sont facturées par les fournisseurs d'électricité au consommateur final.
D/ TAXE SUR LA VALEUR AJOUTÉE (TVA)
La taxe sur la valeur ajoutée (TVA) est facturée au client final (contrat direct CARD) ou au fournisseur d'électricité (contrat unique).
La TVA est assise sur l'ensemble des éléments facturés y compris la CTA et la CSPE.
