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Délibération du 12 décembre 2013

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JORF n°0295 du 20 décembre 2013

3.5. Pertes sur les réseaux

Afin d'inciter à la maîtrise des charges imputables à la couverture des pertes sur le réseau public de distribution, un mécanisme de régulation incitative portant sur le coût d'achat des pertes avait été introduit dans le cadre du TURPE 3. L'ARENH remet en cause la pertinence de ce mécanisme incitatif dans la mesure où, dès 2014, les achats d'énergie effectués par ERDF en dehors de ce dispositif régulé seront fortement limités. De ce fait, la CRE ne reconduit pas ce dispositif dans le cadre du TURPE 4.
Sur la période d'application du TURPE 4, l'achat de l'énergie nécessaire à la compensation des pertes représentera près de 10 % des charges à couvrir par le tarif. Dans un souci de minimisation des coûts des réseaux publics de distribution d'électricité, la CRE a consulté les acteurs sur la pertinence d'inciter ERDF à la maîtrise des volumes de pertes sur les réseaux qu'il exploite.
Le mécanisme retenu dans le cadre du présent tarif prévoit un suivi des actions entreprises par ERDF pour contenir le taux de pertes sur les réseaux qu'il exploite, sans toutefois soumettre ces actions à une incitation financière. En effet, dans la mesure où, à ce jour, l'influence des efforts d'ERDF sur le taux de pertes réalisé ne peut pas être identifiée avec précision, le risque de définir une trajectoire cible pour la réduction des volumes de pertes qui ne serait pas pertinente ne peut pas être écarté. De ce fait, la mise en œuvre d'une incitation financière à la maîtrise des volumes de pertes sur les réseaux de distribution pourrait impliquer des risques financiers importants à la fois pour les utilisateurs de réseaux et pour ERDF. Ce constat est partagé par la majorité des acteurs qui se sont prononcés sur ce sujet dans le cadre des consultations publiques menées par la CRE pour préparer le présent tarif.
Le mécanisme retenu repose sur la transmission annuelle par ERDF à la CRE d'indicateurs portant à la fois sur les moyens mis en œuvre par ERDF pour réduire les volumes de pertes et sur le résultat de ses actions :
― pourcentage de transformateurs à faibles pertes sur les transformateurs approvisionnés dans l'année ;
― pourcentage de transformateurs à faibles pertes sur les transformateurs en exploitation ;
― nombre de dossiers traités dans le cadre des actions de détection des pertes non techniques (dont les situations de fraude) ;
― volume d'énergie « corrigée » par année en GWh ;
― taux de pertes technique et non technique sur les réseaux de distribution à l'issue du processus de réconciliation temporelle ;
― taux de pertes « comptable » sur les réseaux exploités par ERDF (le taux de pertes « comptable » prend notamment en compte les écritures comptables des périodes de réconciliation temporelle passées, les flux financiers ayant lieu de M + 1 à M + 14).
Enfin, afin de permettre la mise en place d'une incitation financière à la maîtrise des volumes de pertes pour les prochaines périodes tarifaires, la CRE porte une attention toute particulière au programme de recherche et développement initié par ERDF pour fiabiliser le bilan électrique. La CRE met donc en place un suivi de ces travaux, qui permettront à terme d'améliorer la compréhension des éléments affectant le volume de pertes sur les réseaux de distribution. Ce suivi repose sur la transmission par ERDF en début de période tarifaire d'un calendrier prévisionnel des travaux relatifs à la fiabilisation du bilan électrique, puis d'un rapport annuel sur les actions menées par le gestionnaire de réseau dans le cadre du programme de recherche relatif à la fiabilisation du bilan électrique et leurs résultats détaillés.

3.6. Investissements sous maîtrise d'ouvrage d'ERDF
3.6.1. Suivi des coûts unitaires d'investissement

Dès TURPE 2, les charges de capital ont été éligibles au mécanisme du CRCP. ERDF est donc assuré de recouvrer l'amortissement et la rémunération associés aux investissements réalisés. Il ne court donc pas de risque financier même dans l'hypothèse où les investissements dépassent les hypothèses retenues. Ce cadre de régulation particulièrement favorable aux investissements s'inscrit dans un contexte de relance des investissements (cf. section C-1.1).
L'article L. 341-3 du code de l'énergie prévoit toutefois que « les tarifs d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés [...] afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace ».
Si la CRE n'entend pas remettre en cause l'inclusion des charges de capital dans le périmètre du CRCP, elle doit donc néanmoins s'assurer que ce cadre de régulation ne conduit pas à une dérive des coûts d'investissement.
Dans cette perspective, la CRE met en place dans le cadre des présents tarifs un suivi des coûts unitaires d'investissement d'ERDF. Ce suivi est notamment détaillé selon les axes d'analyse suivants :
― le niveau de tension (HTA ou BT) ;
― la technique de construction (aérien ou souterrain) ;
― la zone géographique.
Avant la fin de l'année 2014, ERDF transmet à la CRE la liste des indicateurs pertinents pour ce suivi établie en concertation avec elle. Cette liste est accompagnée d'un historique des valeurs de ces indicateurs sur la période la plus étendue possible.
Les indicateurs calculés au titre de l'année N sont transmis par ERDF à la CRE au plus tard avant la fin du premier semestre de l'année N + 1.

3.6.2. Suivi des investissements « qualité et modernisation du réseau »

Parallèlement au suivi des coûts unitaires d'investissement, la CRE met en place un suivi des programmes d'investissements « qualité et modernisation du réseau ».
Ce suivi détaille pour chaque programme le montant d'investissement réalisé, la qualité d'ouvrages traitée et/ou réalisée et, le cas échéant, le stock d'ouvrages restant à traiter.
Au titre de l'année N, ces informations sont transmises par ERDF à la CRE au plus tard avant la fin du premier semestre de l'année N + 1. Le cas échéant, elles sont accompagnées de tout élément permettant de justifier les écarts entre les prévisions et les réalisations.

3.6.3. Compteurs évolués

Le développement de compteurs électriques évolués représente en France l'émergence de la troisième génération de compteurs, après les compteurs bleus et les compteurs bleus électroniques.
Cette nouvelle génération apportera cinq avancées majeures :
― elle permettra le pilotage des équipements des consommateurs grâce aux fonctionnalités définies en concertation avec les parties prenantes réunies par la CRE et les pouvoirs publics de 2007 à 2011 ;
― elle simplifiera la vie quotidienne des consommateurs (télérelève et interventions à distance) ;
― elle les aidera à maîtriser leurs dépenses par la transmission d'informations plus précises et enrichies ;
― elle permettra aux fournisseurs de proposer des offres tarifaires adaptées aux besoins spécifiques de chacun ;
― les compteurs évolués constituent un élément essentiel du développement des réseaux électriques intelligents, les Smart Grids.
La généralisation de ces compteurs contribuera au programme français de transition énergétique.
Ce projet requiert un investissement initial important concentré sur six années et donc un mode de financement spécifique.
La CRE confirme comme elle l'a indiqué à diverses reprises à ERDF que, compte tenu du caractère exceptionnel de ce projet dans ses dimensions techniques, industrielles et financières, elle est disposée à accueillir favorablement la demande de disposer d'un cadre de régulation adapté, assurant une répartition dans le temps de la couverture des coûts, de manière à la faire coïncider avec la période de réalisation des gains attendus du projet.
Le gestionnaire du réseau de distribution, qui assurera le déploiement, porterait sa part des risques inhérents à ce projet et à son calendrier.
Le régulateur s'assurerait de l'atteinte de la performance attendue du gestionnaire de réseau par une régulation adaptée.
En conséquence, le régulateur serait disposé à accueillir favorablement la demande que soit attribuée, sur la durée de vie des compteurs, une prime de rémunération à ce projet.
Dans cette perspective, ce projet ferait l'objet d'une délibération tarifaire ad hoc.

E. ― Structure tarifaire et règles applicables aux utilisateurs des domaines de tension HTA et BT

L'article L. 341-3 du code de l'énergie dispose que « les méthodologies utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité sont fixées par la Commission de régulation de l'énergie ». Il est complété par l'article L. 341-2 du même code qui dispose que « les tarifs d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés de manière transparente et non discriminatoire, afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace ». Enfin l'article L. 341-4 dispose que « 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 ».
Dans le cadre des dispositions législatives précitées, la CRE a mené des travaux approfondis sur la structure des coûts des infrastructures de réseaux et du coût des pertes, qui représentent la majeure partie des charges totales à couvrir par les tarifs. La méthodologie employée ainsi que les résultats de ces travaux ont été présentés aux acteurs dans le cadre des consultations publiques de la CRE du 6 mars 2012 et du 6 novembre 2012, dont les synthèses sont consultables sur le site internet de la CRE.
La nouvelle méthodologie de construction des tarifs prend en compte la différenciation temporelle des coûts de réseaux en fonction des heures de l'année et alloue aux différents utilisateurs ces coûts sur la base de leurs caractéristiques de consommation. Les utilisateurs qui consomment beaucoup durant les périodes où la consommation de l'ensemble des utilisateurs est la plus forte supportent donc une part importante des coûts de réseaux. Ils sont dès lors incités à déplacer leurs consommations des heures chargées pour les réseaux aux heures les moins chargées pour les réseaux, ce qui permet de minimiser à terme les charges liées à l'utilisation des réseaux publics d'électricité.
Cette nouvelle structure tarifaire répond à la fois au principe de non-discrimination des tarifs inscrit à l'article L. 341-2 du code de l'énergie et à la volonté de maîtrise de la demande d'énergie prévue à l'article L. 341-4 du même code.
Avant d'exposer plus en détail la méthodologie employée pour construire les présents tarifs, la CRE rappelle les principes généraux qui ont fondé sa décision en matière de structure des tarifs.

  1. Principes généraux

Pour fonder sa décision tarifaire, la CRE s'appuie sur les principes généraux suivants.

1.1. Tarifs indépendants de la distance

Conformément aux dispositions du paragraphe 1 de l'article 14 du règlement (CE) n° 714/2009 du 13 juillet 2009, qui dispose notamment que les redevances d'accès aux réseaux ne sont pas fonction de la distance séparant un producteur et un consommateur impliqués dans une transaction, la CRE maintient le principe d'une tarification dite « timbre-poste », qui consiste à facturer les soutirages au même prix quelle que soit l'origine de l'électricité consommée, et à facturer les injections au même prix quelle que soit la destination de l'électricité produite.

1.2. Péréquation tarifaire

Les tarifs de soutirage sur les réseaux publics de distribution sont identiques sur l'ensemble du territoire. Ils s'appliquent à l'ensemble des gestionnaires de réseaux publics de distribution, ce qui entraîne une péréquation géographique des tarifs. La péréquation des tarifs garantit ainsi la cohésion sociale et territoriale en assurant l'accès de tous à l'énergie, conformément aux objectifs de politique énergétique énoncés à l'article L. 100-1 du code de l'énergie.

  1. Méthodologie de construction des tarifs

La nouvelle méthodologie de construction des tarifs se fonde sur les étapes suivantes.

2.1. Des tarifs fondés sur les coûts unitaires horaires

Les présents tarifs, qu'ils proposent ou non différentes classes temporelles, sont définis sur la base de coûts unitaires horaires d'utilisation des réseaux. La prise en compte de ces coûts unitaires horaires dans la construction des tarifs s'effectue en deux étapes décrites ci-dessous.

2.2. Répartition des coûts sur les différentes heures de l'année

Un même volume de soutirage n'engendre pas les mêmes coûts de réseaux selon l'heure de l'année durant laquelle ce soutirage survient. L'examen des coûts de réseaux montre que, durant les heures au cours desquelles les transits sont importants sur les réseaux, un surplus de soutirage engendre des coûts incrémentaux de pertes et de développement des infrastructures plus importants que durant les heures moins chargées pour les réseaux.
Les coûts de réseaux sont donc répartis sur les différentes heures de l'année. A chaque domaine de tension, des coûts unitaires d'utilisation des réseaux sont calculés pour chaque heure de l'année. Ces coûts unitaires horaires sont calculés comme la somme des coûts unitaires horaires d'infrastructure et des coûts unitaires horaires de pertes. Les coûts unitaires horaires d'infrastructure sont calculés à partir du coût incrémental moyen induit par la croissance de la charge à chaque heure de l'année. Les coûts unitaires horaires de pertes sont calculés à partir du profil des prix spot de l'électricité sur le marché français, corrigé des tendances pluriannuelles.

2.3. Allocation des coûts horaires entre les utilisateurs des différents domaines
de tension au prorata des flux d'énergie induits sur les réseaux

Sur la base des matrices des flux prévisionnels transmises par ERDF et par RTE, on observe que l'énergie est injectée principalement en très haute tension pour être consommée en grande partie par les utilisateurs des domaines de tension aval. L'énergie emprunte successivement des portions de réseaux à des niveaux de tension décroissants. Aussi les utilisateurs de réseaux aval contribuent, par les flux d'énergie qu'ils induisent, à une grande partie des coûts supportés par les gestionnaires de réseaux pour la gestion des réseaux amont. C'est pourquoi les recettes tarifaires perçues auprès d'un utilisateur contribuent à couvrir non seulement les coûts du domaine de tension auquel il est raccordé mais aussi une partie de ceux des domaines de tension amont.
Le calcul de cette contribution des soutirages d'un domaine de tension aux coûts des domaines de tension amont se fonde sur les matrices des flux prévisionnels et la répartition des coûts comptables par domaine de tension, également transmises par ERDF et RTE à la CRE.
L'allocation des coûts d'un domaine de tension sur les domaines de tension aval se faisant au pas horaire, la différenciation temporelle des coûts de réseaux est ainsi répercutée à l'ensemble des utilisateurs.
Une fois réalisée cette allocation des coûts horaires entre les utilisateurs des différents domaines de tension, il est possible d'en déduire pour chaque domaine de tension une enveloppe globale de coûts à recouvrir par l'ensemble des utilisateurs de ce domaine de tension. Cette enveloppe globale est ensuite répartie entre les utilisateurs de ce domaine de tension en fonction des caractéristiques de consommation de ces derniers.

2.4. Des tarifs fondés sur les caractéristiques de consommation des utilisateurs

Tous les utilisateurs d'un même domaine de tension ne consomment pas de la même manière. Les caractéristiques de consommation des utilisateurs sont utilisées pour répartir l'enveloppe globale de coûts affectée au domaine de tension auquel ils sont raccordés. Les coûts que génère chaque type d'utilisateurs au sein d'un même domaine de tension dépendent tout particulièrement du taux d'utilisation de la puissance souscrite (que l'on peut traduire en termes de durée d'utilisation) et de la répartition temporelle des soutirages sur l'année.
La plupart des utilisateurs raccordés aux réseaux publics de distribution ne disposant pas encore de dispositif de comptage permettant de connaître avec précision leur consommation au pas horaire, les caractéristiques de consommation de ces utilisateurs sont déterminées à partir des profils de consommation utilisés dans le cadre du processus de reconstitution des flux.
Le taux d'utilisation de la puissance souscrite permet de déterminer une part variable fonction de l'énergie consommée et une part fixe fonction de la puissance souscrite. Si la puissance souscrite est une variable déterminante pour les coûts de réseaux, elle ne suffit cependant pas à elle seule à déterminer les coûts induits par un utilisateur sur les réseaux. Il importe également de connaître la façon dont cette puissance souscrite est utilisée : un consommateur qui utilise la totalité de sa puissance souscrite aux heures les plus chargées pour les réseaux engendre davantage de coûts de réseaux qu'un consommateur qui n'en utilise qu'une partie à ces heures.
L'utilisation de coûts de réseaux horaires permet de prendre en compte, dans le processus d'allocation des coûts de réseaux, le profil de soutirage des différents utilisateurs. Ainsi, pour un même volume annuel de consommation, un utilisateur qui consomme durant les heures au cours desquelles les coûts de réseaux sont élevés contribuera davantage au recouvrement des charges tarifaires qu'un utilisateur qui consomme durant les heures au cours desquelles les coûts de réseaux sont faibles.
Pour chaque domaine de tension, l'enveloppe globale de coûts est donc répartie entre les utilisateurs raccordés au domaine de tension considéré en fonction du niveau de leur puissance souscrite, du volume total d'énergie qu'ils soutirent sur l'année et de la répartition de leur puissance souscrite et du volume d'énergie soutirée sur les différentes heures de l'année.
Les tarifs à différenciation temporelle sont définis en répartissant les coûts entre les différentes classes temporelles. En particulier, la part « énergie » de chaque classe temporelle est définie de telle sorte qu'elle soit proportionnelle au coût unitaire moyen de la classe temporelle concernée.

2.5. Forme des grilles

La CRE reconduit l'ensemble des options tarifaires déjà existantes en distribution, à l'exception de l'option moyenne utilisation sans différenciation temporelle proposée aux utilisateurs raccordés au domaine de tension BT ≤ 36 kVA, et fonde la différenciation temporelle de ces tarifs sur la différenciation temporelle des coûts de réseau, ce qui permet de concilier le principe de non-discrimination des tarifs inscrit à l'article L. 341-2 du code de l'énergie et la volonté de maîtrise de la demande d'énergie prévue à l'article L. 341-4 du même code.
L'article L. 341-3 du code de l'énergie dispose que, dans le cadre de ses missions sur les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité, « la Commission de régulation de l'énergie prend en compte les orientations de politique énergétique indiquées par l'autorité administrative ». La CRE a reçu ces orientations de politique énergétique par courrier en date du 10 octobre 2012. Ces orientations portent notamment sur la structure des options tarifaires proposées aux utilisateurs raccordés au domaine de tension BT ≤ 36 kVA, la ministre se disant « attachée à ce que dans le cas de la distribution, déjà horo-saisonnalisée, la structure permette d'orienter les usagers qui ont déjà fait le choix du chauffage électrique vers des tarifs variables au sein de la journée à même de mieux lisser les pointes journalières ».
Afin de mieux tenir compte des préoccupations exprimées dans la lettre d'orientation de la ministre, tout en maintenant un niveau de reflet des coûts satisfaisant, l'option moyenne utilisation sans différenciation temporelle proposée aux utilisateurs raccordés au domaine de tension BT ≤ 36 kVA est supprimée.

  1. Règles tarifaires pour l'utilisation d'un réseau public d'électricité
    dans le domaine de tension HTA ou BT

Les règles contiennent 14 sections. Les deux premières définissent les notions utilisées et la structure des tarifs. Les sections 3 à 12 décrivent les composantes tarifaires. La section 13 définit les règles d'indexation des grilles tarifaires. La section 14 précise les dispositions transitoires applicables à la souscription d'option tarifaire et à la suppression de l'option moyenne utilisation sans différenciation temporelle des tarifs BT ≤ 36 kVA.
Les règles définies dans le cadre du TURPE 3 sont pour l'essentiel reconduites. Toutefois, au vu du retour d'expérience fourni par les gestionnaires de réseaux ainsi que les contributions reçues lors des consultations publiques de la CRE du 6 novembre 2012 et du 9 juillet 2013, certaines dispositions des règles tarifaires sont modifiées ou complétées.

3.1. Définitions

Les définitions des termes « liaisons » et « utilisateur » sont complétées afin de clarifier les conditions d'application des présents tarifs.

3.2. Structure des tarifs

La section 2 contient une description des différentes catégories de charges couvertes par les présents tarifs, de la structure des tarifs établie de façon à refléter ces différentes catégories de charges et de la façon d'appliquer les différents tarifs en chaque point de connexion.

3.3. Gestion

Les modalités de facturation de la composante de gestion prévues dans le cadre du TURPE 3 sont reconduites, à savoir, la facturation explicite des frais de gestion sous la forme d'un terme fixe appliqué à tous les utilisateurs (producteurs, consommateurs et gestionnaires de réseaux) en fonction de leur domaine de tension de raccordement.
Afin de mieux refléter les coûts engagés par le gestionnaire de réseau, la facturation de la composante annuelle de gestion est réalisée par point de connexion et par contrat d'accès.
Les coûts de gestion des contrats sont constitués des coûts liés à l'accueil des utilisateurs de réseaux, à la gestion des dossiers des utilisateurs, à la facturation, au recouvrement et aux impayés.

3.4. Comptage

La tarification de la composante de comptage applicable aux utilisateurs des domaines de tension HTA et BT dépend du régime de propriété du compteur.
La composante de comptage couvre, pour les utilisateurs propriétaires de leur dispositif de comptage, les coûts :
― de vérification du bon fonctionnement des matériels de comptage réalisée à l'initiative du gestionnaire de réseau ;
― de relève ou de télérelève (dont les coûts d'abonnement et de communication) ;
― de mesure, de calcul et d'enregistrement des données de comptage ;
― de validation, de correction et de mise à disposition des données de comptage validées.
Les données de comptage sont transmises à l'utilisateur, ou à un tiers autorisé par l'utilisateur, selon une fréquence minimale définie en fonction du domaine de tension et de la puissance de soutirage qu'il a souscrite et/ou de la puissance maximale d'injection du point de connexion.
Pour les utilisateurs dont le dispositif de comptage est la propriété du gestionnaire de réseau ou des autorités concédantes, la composante de comptage couvre, également, les coûts :
― des charges de capital des dispositifs de comptage, déduction faite de la part des contributions de raccordement relative aux dispositifs de comptage ;
― d'entretien des matériels de comptage ;
― de renouvellement des matériels de comptage ;
― le cas échéant, de synchronisation des matériels de comptage.
En revanche, cette composante de comptage ne comprend pas le coût des changements des dispositifs de comptage réalisés à la demande de l'utilisateur ou d'un tiers autorisé par l'utilisateur, qui font l'objet d'une facturation spécifique dans le cadre des règles tarifaires relatives aux prestations annexes réalisées sous le monopole du gestionnaire de réseau.
Des dispositions tarifaires spécifiques sont introduites pour la composante de comptage appliquée aux utilisateurs raccordés au domaine de tension HTA et aux utilisateurs raccordés au domaine de tension BT ayant souscrit une puissance supérieure à 120 kVA, dans le cas où l'utilisateur propriétaire d'un dispositif de comptage non conforme aux dispositions de l'arrêté du 4 janvier 2012 relatif aux dispositifs de comptage aurait refusé son remplacement.

3.5. Injection

Dans le cadre du fort développement des moyens de production raccordés aux réseaux publics de distribution d'électricité, la CRE a mené en 2011 une étude sur les coûts et les bénéfices générés par les installations de production d'énergie photovoltaïque sur les réseaux de distribution. Cette étude, dont les résultats ont été présentés aux acteurs dans le cadre de la consultation publique de la CRE du 6 mars 2012, a montré que, en l'état actuel de la technologie, les coûts de renforcement et de maintenance des réseaux qui pourraient être supportés par ERDF pouvaient être évalués à environ 402 M€, dans un scénario de développement de la production photovoltaïque de l'ordre de 6 GW à l'horizon 2020.
Au vu des résultats de cette étude, la CRE a donc estimé qu'un tarif d'injection négatif ― c'est-à-dire qui rétribuerait les producteurs raccordés aux réseaux publics de distribution ― ne serait pas justifié. Les éléments aujourd'hui disponibles ne permettent pas non plus de conclure en faveur d'un tarif d'injection supérieur à zéro. En effet, une des propriétés intéressantes d'un timbre d'injection est la possibilité d'introduire un signal prix incitant les producteurs à préférer les investissements les moins coûteux pour les réseaux.
Toutefois, la problématique de la coordination entre les investissements dans les moyens de production et dans les réseaux de distribution doit être traitée en prenant en compte l'inscription des moyens de production EnR dans les schémas régionaux du climat, de l'air et de l'énergie, dont découleront les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables. La CRE juge donc nécessaire un retour d'expérience sur les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (15) avant d'envisager une évolution de la structure du tarif d'injection sur les réseaux publics de distribution.
Le tarif d'injection appliqué aux utilisateurs raccordés sur les réseaux publics de distribution est donc égal à zéro pour la période couverte par le présent tarif.

(15) Le décret n° 2012-533 du 20 avril 2012 relatif aux schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables prévus par l'article L. 321-7 du code de l'énergie précise les dispositions encadrant la mise en œuvre de ces schémas régionaux.

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3.5. Pertes sur les réseaux

Afin d'inciter à la maîtrise des charges imputables à la couverture des pertes sur le réseau public de distribution, un mécanisme de régulation incitative portant sur le coût d'achat des pertes avait été introduit dans le cadre du TURPE 3. L'ARENH remet en cause la pertinence de ce mécanisme incitatif dans la mesure où, dès 2014, les achats d'énergie effectués par ERDF en dehors de ce dispositif régulé seront fortement limités. De ce fait, la CRE ne reconduit pas ce dispositif dans le cadre du TURPE 4.

Sur la période d'application du TURPE 4, l'achat de l'énergie nécessaire à la compensation des pertes représentera près de 10 % des charges à couvrir par le tarif. Dans un souci de minimisation des coûts des réseaux publics de distribution d'électricité, la CRE a consulté les acteurs sur la pertinence d'inciter ERDF à la maîtrise des volumes de pertes sur les réseaux qu'il exploite.

Le mécanisme retenu dans le cadre du présent tarif prévoit un suivi des actions entreprises par ERDF pour contenir le taux de pertes sur les réseaux qu'il exploite, sans toutefois soumettre ces actions à une incitation financière. En effet, dans la mesure où, à ce jour, l'influence des efforts d'ERDF sur le taux de pertes réalisé ne peut pas être identifiée avec précision, le risque de définir une trajectoire cible pour la réduction des volumes de pertes qui ne serait pas pertinente ne peut pas être écarté. De ce fait, la mise en œuvre d'une incitation financière à la maîtrise des volumes de pertes sur les réseaux de distribution pourrait impliquer des risques financiers importants à la fois pour les utilisateurs de réseaux et pour ERDF. Ce constat est partagé par la majorité des acteurs qui se sont prononcés sur ce sujet dans le cadre des consultations publiques menées par la CRE pour préparer le présent tarif.

Le mécanisme retenu repose sur la transmission annuelle par ERDF à la CRE d'indicateurs portant à la fois sur les moyens mis en œuvre par ERDF pour réduire les volumes de pertes et sur le résultat de ses actions :

― pourcentage de transformateurs à faibles pertes sur les transformateurs approvisionnés dans l'année ;

― pourcentage de transformateurs à faibles pertes sur les transformateurs en exploitation ;

― nombre de dossiers traités dans le cadre des actions de détection des pertes non techniques (dont les situations de fraude) ;

― volume d'énergie « corrigée » par année en GWh ;

― taux de pertes technique et non technique sur les réseaux de distribution à l'issue du processus de réconciliation temporelle ;

― taux de pertes « comptable » sur les réseaux exploités par ERDF (le taux de pertes « comptable » prend notamment en compte les écritures comptables des périodes de réconciliation temporelle passées, les flux financiers ayant lieu de M + 1 à M + 14).

Enfin, afin de permettre la mise en place d'une incitation financière à la maîtrise des volumes de pertes pour les prochaines périodes tarifaires, la CRE porte une attention toute particulière au programme de recherche et développement initié par ERDF pour fiabiliser le bilan électrique. La CRE met donc en place un suivi de ces travaux, qui permettront à terme d'améliorer la compréhension des éléments affectant le volume de pertes sur les réseaux de distribution. Ce suivi repose sur la transmission par ERDF en début de période tarifaire d'un calendrier prévisionnel des travaux relatifs à la fiabilisation du bilan électrique, puis d'un rapport annuel sur les actions menées par le gestionnaire de réseau dans le cadre du programme de recherche relatif à la fiabilisation du bilan électrique et leurs résultats détaillés.

3.6. Investissements sous maîtrise d'ouvrage d'ERDF

3.6.1. Suivi des coûts unitaires d'investissement

Dès TURPE 2, les charges de capital ont été éligibles au mécanisme du CRCP. ERDF est donc assuré de recouvrer l'amortissement et la rémunération associés aux investissements réalisés. Il ne court donc pas de risque financier même dans l'hypothèse où les investissements dépassent les hypothèses retenues. Ce cadre de régulation particulièrement favorable aux investissements s'inscrit dans un contexte de relance des investissements (cf. section C-1.1).

L'article L. 341-3 du code de l'énergie prévoit toutefois que « les tarifs d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés [...] afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace ».

Si la CRE n'entend pas remettre en cause l'inclusion des charges de capital dans le périmètre du CRCP, elle doit donc néanmoins s'assurer que ce cadre de régulation ne conduit pas à une dérive des coûts d'investissement.

Dans cette perspective, la CRE met en place dans le cadre des présents tarifs un suivi des coûts unitaires d'investissement d'ERDF. Ce suivi est notamment détaillé selon les axes d'analyse suivants :

― le niveau de tension (HTA ou BT) ;

― la technique de construction (aérien ou souterrain) ;

― la zone géographique.

Avant la fin de l'année 2014, ERDF transmet à la CRE la liste des indicateurs pertinents pour ce suivi établie en concertation avec elle. Cette liste est accompagnée d'un historique des valeurs de ces indicateurs sur la période la plus étendue possible.

Les indicateurs calculés au titre de l'année N sont transmis par ERDF à la CRE au plus tard avant la fin du premier semestre de l'année N + 1.

3.6.2. Suivi des investissements « qualité et modernisation du réseau »

Parallèlement au suivi des coûts unitaires d'investissement, la CRE met en place un suivi des programmes d'investissements « qualité et modernisation du réseau ».

Ce suivi détaille pour chaque programme le montant d'investissement réalisé, la qualité d'ouvrages traitée et/ou réalisée et, le cas échéant, le stock d'ouvrages restant à traiter.

Au titre de l'année N, ces informations sont transmises par ERDF à la CRE au plus tard avant la fin du premier semestre de l'année N + 1. Le cas échéant, elles sont accompagnées de tout élément permettant de justifier les écarts entre les prévisions et les réalisations.

3.6.3. Compteurs évolués

Le développement de compteurs électriques évolués représente en France l'émergence de la troisième génération de compteurs, après les compteurs bleus et les compteurs bleus électroniques.

Cette nouvelle génération apportera cinq avancées majeures :

― elle permettra le pilotage des équipements des consommateurs grâce aux fonctionnalités définies en concertation avec les parties prenantes réunies par la CRE et les pouvoirs publics de 2007 à 2011 ;

― elle simplifiera la vie quotidienne des consommateurs (télérelève et interventions à distance) ;

― elle les aidera à maîtriser leurs dépenses par la transmission d'informations plus précises et enrichies ;

― elle permettra aux fournisseurs de proposer des offres tarifaires adaptées aux besoins spécifiques de chacun ;

― les compteurs évolués constituent un élément essentiel du développement des réseaux électriques intelligents, les Smart Grids.

La généralisation de ces compteurs contribuera au programme français de transition énergétique.

Ce projet requiert un investissement initial important concentré sur six années et donc un mode de financement spécifique.

La CRE confirme comme elle l'a indiqué à diverses reprises à ERDF que, compte tenu du caractère exceptionnel de ce projet dans ses dimensions techniques, industrielles et financières, elle est disposée à accueillir favorablement la demande de disposer d'un cadre de régulation adapté, assurant une répartition dans le temps de la couverture des coûts, de manière à la faire coïncider avec la période de réalisation des gains attendus du projet.

Le gestionnaire du réseau de distribution, qui assurera le déploiement, porterait sa part des risques inhérents à ce projet et à son calendrier.

Le régulateur s'assurerait de l'atteinte de la performance attendue du gestionnaire de réseau par une régulation adaptée.

En conséquence, le régulateur serait disposé à accueillir favorablement la demande que soit attribuée, sur la durée de vie des compteurs, une prime de rémunération à ce projet.

Dans cette perspective, ce projet ferait l'objet d'une délibération tarifaire ad hoc.

E. ― Structure tarifaire et règles applicables aux utilisateurs des domaines de tension HTA et BT

L'article L. 341-3 du code de l'énergie dispose que « les méthodologies utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité sont fixées par la Commission de régulation de l'énergie ». Il est complété par l'article L. 341-2 du même code qui dispose que « les tarifs d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés de manière transparente et non discriminatoire, afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace ». Enfin l'article L. 341-4 dispose que « 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 ».

Dans le cadre des dispositions législatives précitées, la CRE a mené des travaux approfondis sur la structure des coûts des infrastructures de réseaux et du coût des pertes, qui représentent la majeure partie des charges totales à couvrir par les tarifs. La méthodologie employée ainsi que les résultats de ces travaux ont été présentés aux acteurs dans le cadre des consultations publiques de la CRE du 6 mars 2012 et du 6 novembre 2012, dont les synthèses sont consultables sur le site internet de la CRE.

La nouvelle méthodologie de construction des tarifs prend en compte la différenciation temporelle des coûts de réseaux en fonction des heures de l'année et alloue aux différents utilisateurs ces coûts sur la base de leurs caractéristiques de consommation. Les utilisateurs qui consomment beaucoup durant les périodes où la consommation de l'ensemble des utilisateurs est la plus forte supportent donc une part importante des coûts de réseaux. Ils sont dès lors incités à déplacer leurs consommations des heures chargées pour les réseaux aux heures les moins chargées pour les réseaux, ce qui permet de minimiser à terme les charges liées à l'utilisation des réseaux publics d'électricité.

Cette nouvelle structure tarifaire répond à la fois au principe de non-discrimination des tarifs inscrit à l'article L. 341-2 du code de l'énergie et à la volonté de maîtrise de la demande d'énergie prévue à l'article L. 341-4 du même code.

Avant d'exposer plus en détail la méthodologie employée pour construire les présents tarifs, la CRE rappelle les principes généraux qui ont fondé sa décision en matière de structure des tarifs.

1. Principes généraux

Pour fonder sa décision tarifaire, la CRE s'appuie sur les principes généraux suivants.

1.1. Tarifs indépendants de la distance

Conformément aux dispositions du paragraphe 1 de l'article 14 du règlement (CE) n° 714/2009 du 13 juillet 2009, qui dispose notamment que les redevances d'accès aux réseaux ne sont pas fonction de la distance séparant un producteur et un consommateur impliqués dans une transaction, la CRE maintient le principe d'une tarification dite « timbre-poste », qui consiste à facturer les soutirages au même prix quelle que soit l'origine de l'électricité consommée, et à facturer les injections au même prix quelle que soit la destination de l'électricité produite.

1.2. Péréquation tarifaire

Les tarifs de soutirage sur les réseaux publics de distribution sont identiques sur l'ensemble du territoire. Ils s'appliquent à l'ensemble des gestionnaires de réseaux publics de distribution, ce qui entraîne une péréquation géographique des tarifs. La péréquation des tarifs garantit ainsi la cohésion sociale et territoriale en assurant l'accès de tous à l'énergie, conformément aux objectifs de politique énergétique énoncés à l'article L. 100-1 du code de l'énergie.

2. Méthodologie de construction des tarifs

La nouvelle méthodologie de construction des tarifs se fonde sur les étapes suivantes.

2.1. Des tarifs fondés sur les coûts unitaires horaires

Les présents tarifs, qu'ils proposent ou non différentes classes temporelles, sont définis sur la base de coûts unitaires horaires d'utilisation des réseaux. La prise en compte de ces coûts unitaires horaires dans la construction des tarifs s'effectue en deux étapes décrites ci-dessous.

2.2. Répartition des coûts sur les différentes heures de l'année

Un même volume de soutirage n'engendre pas les mêmes coûts de réseaux selon l'heure de l'année durant laquelle ce soutirage survient. L'examen des coûts de réseaux montre que, durant les heures au cours desquelles les transits sont importants sur les réseaux, un surplus de soutirage engendre des coûts incrémentaux de pertes et de développement des infrastructures plus importants que durant les heures moins chargées pour les réseaux.

Les coûts de réseaux sont donc répartis sur les différentes heures de l'année. A chaque domaine de tension, des coûts unitaires d'utilisation des réseaux sont calculés pour chaque heure de l'année. Ces coûts unitaires horaires sont calculés comme la somme des coûts unitaires horaires d'infrastructure et des coûts unitaires horaires de pertes. Les coûts unitaires horaires d'infrastructure sont calculés à partir du coût incrémental moyen induit par la croissance de la charge à chaque heure de l'année. Les coûts unitaires horaires de pertes sont calculés à partir du profil des prix spot de l'électricité sur le marché français, corrigé des tendances pluriannuelles.

2.3. Allocation des coûts horaires entre les utilisateurs des différents domaines

de tension au prorata des flux d'énergie induits sur les réseaux

Sur la base des matrices des flux prévisionnels transmises par ERDF et par RTE, on observe que l'énergie est injectée principalement en très haute tension pour être consommée en grande partie par les utilisateurs des domaines de tension aval. L'énergie emprunte successivement des portions de réseaux à des niveaux de tension décroissants. Aussi les utilisateurs de réseaux aval contribuent, par les flux d'énergie qu'ils induisent, à une grande partie des coûts supportés par les gestionnaires de réseaux pour la gestion des réseaux amont. C'est pourquoi les recettes tarifaires perçues auprès d'un utilisateur contribuent à couvrir non seulement les coûts du domaine de tension auquel il est raccordé mais aussi une partie de ceux des domaines de tension amont.

Le calcul de cette contribution des soutirages d'un domaine de tension aux coûts des domaines de tension amont se fonde sur les matrices des flux prévisionnels et la répartition des coûts comptables par domaine de tension, également transmises par ERDF et RTE à la CRE.

L'allocation des coûts d'un domaine de tension sur les domaines de tension aval se faisant au pas horaire, la différenciation temporelle des coûts de réseaux est ainsi répercutée à l'ensemble des utilisateurs.

Une fois réalisée cette allocation des coûts horaires entre les utilisateurs des différents domaines de tension, il est possible d'en déduire pour chaque domaine de tension une enveloppe globale de coûts à recouvrir par l'ensemble des utilisateurs de ce domaine de tension. Cette enveloppe globale est ensuite répartie entre les utilisateurs de ce domaine de tension en fonction des caractéristiques de consommation de ces derniers.

2.4. Des tarifs fondés sur les caractéristiques de consommation des utilisateurs

Tous les utilisateurs d'un même domaine de tension ne consomment pas de la même manière. Les caractéristiques de consommation des utilisateurs sont utilisées pour répartir l'enveloppe globale de coûts affectée au domaine de tension auquel ils sont raccordés. Les coûts que génère chaque type d'utilisateurs au sein d'un même domaine de tension dépendent tout particulièrement du taux d'utilisation de la puissance souscrite (que l'on peut traduire en termes de durée d'utilisation) et de la répartition temporelle des soutirages sur l'année.

La plupart des utilisateurs raccordés aux réseaux publics de distribution ne disposant pas encore de dispositif de comptage permettant de connaître avec précision leur consommation au pas horaire, les caractéristiques de consommation de ces utilisateurs sont déterminées à partir des profils de consommation utilisés dans le cadre du processus de reconstitution des flux.

Le taux d'utilisation de la puissance souscrite permet de déterminer une part variable fonction de l'énergie consommée et une part fixe fonction de la puissance souscrite. Si la puissance souscrite est une variable déterminante pour les coûts de réseaux, elle ne suffit cependant pas à elle seule à déterminer les coûts induits par un utilisateur sur les réseaux. Il importe également de connaître la façon dont cette puissance souscrite est utilisée : un consommateur qui utilise la totalité de sa puissance souscrite aux heures les plus chargées pour les réseaux engendre davantage de coûts de réseaux qu'un consommateur qui n'en utilise qu'une partie à ces heures.

L'utilisation de coûts de réseaux horaires permet de prendre en compte, dans le processus d'allocation des coûts de réseaux, le profil de soutirage des différents utilisateurs. Ainsi, pour un même volume annuel de consommation, un utilisateur qui consomme durant les heures au cours desquelles les coûts de réseaux sont élevés contribuera davantage au recouvrement des charges tarifaires qu'un utilisateur qui consomme durant les heures au cours desquelles les coûts de réseaux sont faibles.

Pour chaque domaine de tension, l'enveloppe globale de coûts est donc répartie entre les utilisateurs raccordés au domaine de tension considéré en fonction du niveau de leur puissance souscrite, du volume total d'énergie qu'ils soutirent sur l'année et de la répartition de leur puissance souscrite et du volume d'énergie soutirée sur les différentes heures de l'année.

Les tarifs à différenciation temporelle sont définis en répartissant les coûts entre les différentes classes temporelles. En particulier, la part « énergie » de chaque classe temporelle est définie de telle sorte qu'elle soit proportionnelle au coût unitaire moyen de la classe temporelle concernée.

2.5. Forme des grilles

La CRE reconduit l'ensemble des options tarifaires déjà existantes en distribution, à l'exception de l'option moyenne utilisation sans différenciation temporelle proposée aux utilisateurs raccordés au domaine de tension BT ≤ 36 kVA, et fonde la différenciation temporelle de ces tarifs sur la différenciation temporelle des coûts de réseau, ce qui permet de concilier le principe de non-discrimination des tarifs inscrit à l'article L. 341-2 du code de l'énergie et la volonté de maîtrise de la demande d'énergie prévue à l'article L. 341-4 du même code.

L'article L. 341-3 du code de l'énergie dispose que, dans le cadre de ses missions sur les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité, « la Commission de régulation de l'énergie prend en compte les orientations de politique énergétique indiquées par l'autorité administrative ». La CRE a reçu ces orientations de politique énergétique par courrier en date du 10 octobre 2012. Ces orientations portent notamment sur la structure des options tarifaires proposées aux utilisateurs raccordés au domaine de tension BT ≤ 36 kVA, la ministre se disant « attachée à ce que dans le cas de la distribution, déjà horo-saisonnalisée, la structure permette d'orienter les usagers qui ont déjà fait le choix du chauffage électrique vers des tarifs variables au sein de la journée à même de mieux lisser les pointes journalières ».

Afin de mieux tenir compte des préoccupations exprimées dans la lettre d'orientation de la ministre, tout en maintenant un niveau de reflet des coûts satisfaisant, l'option moyenne utilisation sans différenciation temporelle proposée aux utilisateurs raccordés au domaine de tension BT ≤ 36 kVA est supprimée.

3. Règles tarifaires pour l'utilisation d'un réseau public d'électricité

dans le domaine de tension HTA ou BT

Les règles contiennent 14 sections. Les deux premières définissent les notions utilisées et la structure des tarifs. Les sections 3 à 12 décrivent les composantes tarifaires. La section 13 définit les règles d'indexation des grilles tarifaires. La section 14 précise les dispositions transitoires applicables à la souscription d'option tarifaire et à la suppression de l'option moyenne utilisation sans différenciation temporelle des tarifs BT ≤ 36 kVA.

Les règles définies dans le cadre du TURPE 3 sont pour l'essentiel reconduites. Toutefois, au vu du retour d'expérience fourni par les gestionnaires de réseaux ainsi que les contributions reçues lors des consultations publiques de la CRE du 6 novembre 2012 et du 9 juillet 2013, certaines dispositions des règles tarifaires sont modifiées ou complétées.

3.1. Définitions

Les définitions des termes « liaisons » et « utilisateur » sont complétées afin de clarifier les conditions d'application des présents tarifs.

3.2. Structure des tarifs

La section 2 contient une description des différentes catégories de charges couvertes par les présents tarifs, de la structure des tarifs établie de façon à refléter ces différentes catégories de charges et de la façon d'appliquer les différents tarifs en chaque point de connexion.

3.3. Gestion

Les modalités de facturation de la composante de gestion prévues dans le cadre du TURPE 3 sont reconduites, à savoir, la facturation explicite des frais de gestion sous la forme d'un terme fixe appliqué à tous les utilisateurs (producteurs, consommateurs et gestionnaires de réseaux) en fonction de leur domaine de tension de raccordement.

Afin de mieux refléter les coûts engagés par le gestionnaire de réseau, la facturation de la composante annuelle de gestion est réalisée par point de connexion et par contrat d'accès.

Les coûts de gestion des contrats sont constitués des coûts liés à l'accueil des utilisateurs de réseaux, à la gestion des dossiers des utilisateurs, à la facturation, au recouvrement et aux impayés.

3.4. Comptage

La tarification de la composante de comptage applicable aux utilisateurs des domaines de tension HTA et BT dépend du régime de propriété du compteur.

La composante de comptage couvre, pour les utilisateurs propriétaires de leur dispositif de comptage, les coûts :

― de vérification du bon fonctionnement des matériels de comptage réalisée à l'initiative du gestionnaire de réseau ;

― de relève ou de télérelève (dont les coûts d'abonnement et de communication) ;

― de mesure, de calcul et d'enregistrement des données de comptage ;

― de validation, de correction et de mise à disposition des données de comptage validées.

Les données de comptage sont transmises à l'utilisateur, ou à un tiers autorisé par l'utilisateur, selon une fréquence minimale définie en fonction du domaine de tension et de la puissance de soutirage qu'il a souscrite et/ou de la puissance maximale d'injection du point de connexion.

Pour les utilisateurs dont le dispositif de comptage est la propriété du gestionnaire de réseau ou des autorités concédantes, la composante de comptage couvre, également, les coûts :

― des charges de capital des dispositifs de comptage, déduction faite de la part des contributions de raccordement relative aux dispositifs de comptage ;

― d'entretien des matériels de comptage ;

― de renouvellement des matériels de comptage ;

― le cas échéant, de synchronisation des matériels de comptage.

En revanche, cette composante de comptage ne comprend pas le coût des changements des dispositifs de comptage réalisés à la demande de l'utilisateur ou d'un tiers autorisé par l'utilisateur, qui font l'objet d'une facturation spécifique dans le cadre des règles tarifaires relatives aux prestations annexes réalisées sous le monopole du gestionnaire de réseau.

Des dispositions tarifaires spécifiques sont introduites pour la composante de comptage appliquée aux utilisateurs raccordés au domaine de tension HTA et aux utilisateurs raccordés au domaine de tension BT ayant souscrit une puissance supérieure à 120 kVA, dans le cas où l'utilisateur propriétaire d'un dispositif de comptage non conforme aux dispositions de l'arrêté du 4 janvier 2012 relatif aux dispositifs de comptage aurait refusé son remplacement.

3.5. Injection

Dans le cadre du fort développement des moyens de production raccordés aux réseaux publics de distribution d'électricité, la CRE a mené en 2011 une étude sur les coûts et les bénéfices générés par les installations de production d'énergie photovoltaïque sur les réseaux de distribution. Cette étude, dont les résultats ont été présentés aux acteurs dans le cadre de la consultation publique de la CRE du 6 mars 2012, a montré que, en l'état actuel de la technologie, les coûts de renforcement et de maintenance des réseaux qui pourraient être supportés par ERDF pouvaient être évalués à environ 402 M€, dans un scénario de développement de la production photovoltaïque de l'ordre de 6 GW à l'horizon 2020.

Au vu des résultats de cette étude, la CRE a donc estimé qu'un tarif d'injection négatif ― c'est-à-dire qui rétribuerait les producteurs raccordés aux réseaux publics de distribution ― ne serait pas justifié. Les éléments aujourd'hui disponibles ne permettent pas non plus de conclure en faveur d'un tarif d'injection supérieur à zéro. En effet, une des propriétés intéressantes d'un timbre d'injection est la possibilité d'introduire un signal prix incitant les producteurs à préférer les investissements les moins coûteux pour les réseaux.

Toutefois, la problématique de la coordination entre les investissements dans les moyens de production et dans les réseaux de distribution doit être traitée en prenant en compte l'inscription des moyens de production EnR dans les schémas régionaux du climat, de l'air et de l'énergie, dont découleront les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables. La CRE juge donc nécessaire un retour d'expérience sur les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (15) avant d'envisager une évolution de la structure du tarif d'injection sur les réseaux publics de distribution.

Le tarif d'injection appliqué aux utilisateurs raccordés sur les réseaux publics de distribution est donc égal à zéro pour la période couverte par le présent tarif.

(15) Le décret n° 2012-533 du 20 avril 2012 relatif aux schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables prévus par l'article L. 321-7 du code de l'énergie précise les dispositions encadrant la mise en œuvre de ces schémas régionaux.