ANNEXES
ANNEXE 1
CALCUL DU REVENU AUTORISÉ EX POST AU TITRE DE L'ANNÉE 2019

Le tableau 1.1 ci-après présente le revenu autorisé calculé ex post - tel que défini au paragraphe 3.3.3 de la délibération tarifaire - pour les postes de charges, de recettes et les incitations financières au titre de l'année 2019. Il indique également, pour information, le montant prévisionnel pris en compte dans la délibération tarifaire et l'écart entre le revenu autorisé calculé ex post et ce montant prévisionnel.
La convention de signe de ce tableau est la suivante : un montant positif représente un montant venant augmenter les charges à couvrir par le CRCP, telles qu'une charge ou une prime en faveur de RTE ; un montant négatif représente un montant venant réduire les charges à couvrir par le CRCP, telles qu'un produit ou une pénalité pour RTE.
Tableau 1.1 : Revenu autorisé calculé ex post

| Montants au titre de l'année 2019 (en M€) |Montants pris en compte pour le revenu autorisé calculé ex post
[A]|Montants prévisionnels définis dans la délibération tarifaire
[B]|Ecart
[A] - [B]| |------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|-------------------------------------------------------------------------|-----------------------------------------------------------------------|---------------------| | Charges | | | | | Charges nettes d'exploitation (CNE) incitées | 2036,0 | 2034,8 | 1,1 | | Charges de capital incitées « hors réseaux » | 148,6 | 148,6 | 0,0 | | Charges de capital non incitées | 1661,3 | 1702,8 | -41,5 | | Charges relatives à la compensation des pertes | 426,1 | 447,0 | -20,9 | | dont régulation incitative | 3,2 | | | | Charges d'exploitation liées à la constitution des réserves d'équilibrage | 209,5 | 293,1 | 83,7 | | dont régulation incitative | 13,3 | | | | Coûts de congestions internationales | -1,1 | 2,0 | -3,1 | | Valeur nette comptable des immobilisations démolies | 22,7 | 28,6 | -6,0 | | Charges liées au dispositif d'interruptibilité | 79,1 | 96,0 | -16,9 | | Charges liées aux contrats d'échanges entre GRT | -1,2 | 0,0 | -1,2 | | Dépenses ou recettes à l'interface entre le réseau public de transport et les nouvelles interconnexions exemptées | 0,0 | 0,0 | 0,0 | | Indemnités versées par RTE aux GRD au titre des coupures longues au-delà de 15 M€ | 0,0 | 0,0 | 0,0 | | Frais d'études sans suite liés à l'abandon de grands projets d'investissement lorsque celles-ci ont été approuvées par la CRE | 0,0 | 0,0 | 0,0 | |Montants retenus au titre du mécanisme de prise en compte des projets de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents| 0,0 | 0,0 | 0,0 | | Ecart annuel entre recettes prévisionnelles et revenu autorisé prévisionnel | 11,9 | | |

| Montants au titre de l'année 2019 (en M€) |Montants pris en compte pour le revenu autorisé calculé ex post
[A]|Montants prévisionnels définis dans la délibération tarifaire
[B]|Ecart
[A] - [B]| |--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|-------------------------------------------------------------------------|-----------------------------------------------------------------------|---------------------| | Recettes | | | | | Recettes d'interconnexion et recettes issues des mécanismes de capacité | 450,2 | 420,0 | 30,2 | | Abattements et pénalités liés aux services système et aux réserves d'équilibrage | 20,9 | 35,6 | - 14,7 | |Solde éventuel restant sur les fonds pour le règlement du rééquilibrage en capacité des fournisseurs et le fonds pour le règlement des écarts des responsables de périmètre de certification| 0,0 | 0,0 | 0,0 | | Incitations financières | | | | | Incitations financières au développement des projets d'interconnexion | - | - | - | | Incitation à la maîtrise des dépenses d'investissement de projets de développement de réseaux | - | - | - | | Régulation incitative de la continuité d'alimentation | - 0,7 | 0,0 | - 0,7 | | Apurement du solde du CRCP du TURPE 4 HTB | | | | | Apurement du solde du CRCP du TURPE 4 HTB | 29,2 | - | | | Total du revenu autorisé calculé ex post | 4150,3 | 4338,4 | -188,2 |

Postes de charges retenus pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019
a) Charges nettes d'exploitation (CNE) incitées
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à 2 036,0 M€, soit la valeur de référence définie dans la délibération tarifaire (2 034,8 M€) :

- retraitée de l'inflation prévisionnelle cumulée entre l'année 2015 et l'année 2018 (divisée par 1,0276) ;
- corrigée de l'inflation réalisée cumulée entre l'année 2015 et l'année 2018 (multipliée par 1,0282).

b) Charges de capital incitées « hors réseaux »
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à la valeur de référence définie dans la délibération tarifaire corrigée de l'inflation, soit 148,6 M€.
c) Charges de capital non incitées
Le montant des charges de capital non incitées est égal à la différence entre :

- le montant des charges de capital, calculé en se fondant sur les montants réalisés d'investissements, de mises en service, de retraits d'actifs et d'amortissement ; et
- le montant des charges de capital incitées « hors réseaux ».

Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à 1 661,3 M€. Ce montant correspond à un écart de 41,6 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire corrigée de l'inflation (1 702,9 M€), et ce en raison de moindres mises en service que prévu en 2016 et 2018 (- 30 M€ de rémunération de la base d'actifs régulés et + 16 M€ sur la rémunération des immobilisations en cours) et de dotations aux amortissements inférieures à ce qui était anticipé (- 27 M€).
d) Charges relatives à la compensation des pertes
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à la somme :

1. Des charges relatives à la compensation des pertes effectivement supportées par RTE en 2019, soit 422,9 M€.
   Ce montant correspond à un écart de -24,1 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (447 M€). Cet écart résulte d'un effet prix lié à un prix moyen des pertes de 38,2 €/MWh inférieur au prix anticipé (40,3 €/MWh).
   Il est à noter que la charge nette imputable à RTE avait été surestimée au 31/12/2018 à hauteur de 26,6 M€. L'effet de bord comptable entre 2018 et 2019 lié à cet écart a mécaniquement conduit à une baisse de 26,6 M€ de la charge nette de RTE pour l'année 2019.
2. Et, dans la limite de plus ou moins 10 M€, la somme des incitations à la maîtrise du volume et du prix d'achat des pertes sur le réseau public de transport (RPT) en 2019 ainsi que la correction de l'incitation à la maîtrise du volume des pertes sur le RPT en 2018
   S'agissant du montant de la régularisation de l'incitation à la maîtrise du volume des pertes au titre de l'année 2018

- l'incitation octroyée en 2018 au titre du dispositif relatif à la maîtrise du volume des pertes de l'année 2018 était de - 1,4 M€ en considérant que :
- le volume de pertes 2018 était estimé à 11,09 TWh ;
- le total d'injections physiques 2018 sur le RPT était estimé à 512,82 TWh ;
- le prix de référence 2018 était estimé à 43,07 €/MWh ;
- au terme de la consolidation des données de comptage, le montant définitif de l'incitation à la maitrise du volume des pertes au titre de l'année 2018 s'établit à - 1,2 M€ (6) en considérant que :
- le volume de pertes 2018 s'établit à 10,99 TWh ;
- le total d'injections physiques 2018 sur le RPT s'établit à 510,41 TWh. Le taux de pertes de référence étant fixé par la délibération tarifaire à 2,1 % du total des injections physiques sur le RPT, le volume de référence pour l'année 2018 s'établit à 10,72 TWh ;
- le prix de référence 2018 s'établit à 43,47 €/MWh ;
- en conséquence, une réduction de la pénalité initialement estimée de 0,2 M€ est octroyée à RTE au titre de la mise en œuvre du dispositif incitatif à la maitrise du volume de pertes au titre de l'année 2018.

S'agissant du montant de l'incitation à la maitrise du volume des pertes au titre de l'année 2019

- le volume des pertes estimé en 2019 est de 11,07 TWh pour un total d'injections physiques sur le RPT de 497,76 TWh, soit un taux de pertes de 2,22 % ;
- le taux de pertes de référence étant fixé par la délibération tarifaire à 2,1 % du total des injections physique sur le RPT, le volume de référence pour l'année 2019 est de 10,45 TWh ;
- le volume des pertes supportées par RTE en 2019 étant supérieur au volume de référence, RTE supporte une pénalité de 2,4 M€.

S'agissant de l'incitation à la maîtrise du prix d'achat des pertes au titre de l'année 2019

- le prix d'achat des pertes par RTE s'établit à 38,19 €/MWh ;
- les modalités de calcul du prix d'achat des pertes de référence sont définies à l'annexe 4 de la délibération tarifaire TURPE 5 HTB ; cette annexe a fait l'objet de corrections d'erreurs dans les formules de calcul du prix de référence dans le cadre de la délibération du 6 juin 2019 susmentionnée ; le prix d'achat des pertes de référence, calculé selon ces modalités corrigées, s'établit à 40,63 €/MWh ;
- RTE bénéficie donc d'une prime de 5,4 M€.

En conséquence, le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est de 426,1 M€.

(6) Incitation (M€) = 10 % * (Volumeréférence,2018 - Volumeconstaté,2018) * Prixréférence,2018.

avec Volumeréférence,2018 = 10,72 TWh, Volumeconstaté,2018 = 10,99 TWh et Prixréférence,2018 = 43,47 €/MWh.

e) Charges d'exploitation liées à la constitution des réserves d'équilibrage
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 (209,5 M€) inclut le montant retenu au titre des réserves d'équilibrage (195,3 M€), d'une part, et des services système fréquence reconstitués pour motif autre qu'une réévaluation du besoin de RTE (14,2 M€), d'autre part.
Réserves d'équilibrage
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé pour les réserves d'équilibrage au titre de l'année 2019 est égal à 195,3 M€.
Ce montant tient compte des charges réelles supportées par RTE au titre des différents types de réserves (181,9 M€) ainsi que du montant de l'incitation octroyée à RTE (13,3 M€) compte tenu des volumes de réserves effectivement contractualisés ou constitués par RTE. Le détail de ces éléments est présenté dans le tableau 1.2 ci-dessous.
Tableau 1.2 : Charges réelles relatives aux réserves d'équilibrage en 2019

| |Volume effectif|Coût des réserves d'équilibrage (M€)| |-----------------------------------------------------------------------------------------|---------------|------------------------------------| | Réserve primaire | 527 MW | 47,9 | | Réserve secondaire | 644,9 MW | 109,8 | | Réserves rapide et complémentaire | 1505 MW | 18,3 | |Services système fréquence reconstitués au motif d'une réévaluation de son besoin par RTE| 151,1 GWh | 4,5 | | Marges reconstituées | 5,3 GWh | 1,5 | | Charges réelles supportées par RTE | | 181,9 |

Ecart par rapport à la trajectoire tarifaire
Les trajectoires prévisionnelles prises en compte dans l'équilibre tarifaire ainsi que les écarts constatés avec les charges effectivement supportées par RTE sont présentés dans le tableau 1.3 ci-dessous.
Tableau 1.3 : Montants prévisionnels pris en compte dans l'équilibre tarifaire

| Montants au titre de l'année 2019 (en M€) |Montants réels
supportés
par RTE [A]|Montants prévisionnels définis dans la délibération tarifaire [B]|Ecart [A] - [B]| |-----------------------------------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------|-----------------------------------------------------------------|---------------| | Réserve primaire | 47,9 | 116,5 | -68,6 | | Réserve secondaire | 109,8 | 111,9 | -2,1 | | Réserves rapide et complémentaire | 18,3 | 33,2 | -14,9 | |Services système fréquence reconstitués au motif d'une réévaluation de son besoin par RTE| 4,5 | 4,2 | 0,3 | | Marges reconstituées | 1,5 | 11,6 | -10,1 | | Total | 181,9 | 277,3 | -95,4 |

Les principaux écarts entre les trajectoires prévisionnelles et les trajectoires réalisées concernent les coûts de constitution de la réserve primaire, les coûts de contractualisation des réserves rapide et complémentaire ainsi que les surcoûts d'ajustement liés à la reconstitution des marges.
Les coûts de constitution de la réserve primaire ont été inférieurs d'environ 69 M€, soit environ 59 % par rapport à la trajectoire prévisionnelle, du fait principalement d'un effet prix important. Depuis le 16 janvier 2017, RTE constitue la réserve primaire au travers d'appels d'offres menés en commun avec les GRT de cinq autres pays, pour des périodes de livraison hebdomadaires avant le 1er juillet 2019 puis quotidiennes à partir de cette date ; les prix résultant de ces appels d'offres ont été significativement inférieurs à la prévision (15,01 €/MWh en 2017, 13,4 €/MWh en 2018 et 10,4 €/MWh en 2019 contre un prix moyen attendu de 23,1 €/MWh). Dans une moindre mesure, le volume de réserve primaire plus faible qu'anticipé (527 MW vs. 573 MW) résulte d'une répartition effectuée chaque année par l'ENTSO-E au prorata de la production nette de chaque pays.
Les coûts de contractualisation des réserves rapide et complémentaire ont été inférieurs d'environ 15 M€ à la trajectoire. Ces coûts résultent d'un appel d'offres organisé par RTE.
Les surcoûts des ajustements pour reconstitution des marges ont été inférieurs à la prévision à hauteur de 10 M€, essentiellement du fait d'un effet volume important (5,3 GWh vs. 182 GWh) compensé en partie par un effet prix défavorable (285,48 €/MWh vs. 63,6 €/MWh).
Services système fréquence reconstitués pour motif autre qu'une réévaluation du besoin de RTE
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019, concernant les services système fréquence reconstitués pour motif autre qu'une réévaluation du besoin de RTE, sont les surcoûts effectivement supportés par RTE lorsqu'un responsable de réserve est défaillant ou que l'activation d'une offre sur le mécanisme d'ajustement pour cause d'équilibrage a généré la perte des services système chez l'acteur activé, soit 14,2 M€. Ce montant correspond à un écart de 1,6 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (15,8 M€).
f) Coûts de congestions internationales
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal aux coûts de congestions internationales effectivement supportés par RTE, soit -1,1 M€. Ce montant correspond à un écart de -3,1 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (2,0 M€).
L'analyse de cet écart doit être faite en distinguant, d'une part, la charge de congestion internationale au titre de l'année 2019 (6,6 M€) résultant principalement d'actions de countertrading sur la frontière France-Espagne et, d'autre part, un correctif comptable de -7,6 M€ portant sur le coût des écarts du RE countertrading (charges nettes surestimées en 2018 et corrigées en 2019).
g) Valeur nette comptable des immobilisations démolies
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à la valeur nette comptable constatée des immobilisations démolies, soit 22,7 M€. Ce montant correspond à un écart de -6,0 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (28,6 M€).
h) Charges liées au dispositif d'interruptibilité
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal aux charges liées au dispositif d'interruptibilité effectivement supportées par RTE, soit 79,1 M€.
Ce montant correspond à un écart de -16,9 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (96 M€). Cet écart s'explique par :

- le résultat de l'appel d'offres 2019 conduisant à un coût de contractualisation de 87 M€ plus faible que l'enveloppe maximale (- 9 M€) ;
- une estimation au 31 décembre 2019 des abattements de rémunération concernant quelques sites n'ayant pas pu atteindre le nombre d'heures minimal requis dans l'année pour bénéficier de l'intégralité de la rémunération (- 8 M€).

i) Charges liées aux contrats d'échanges entre GRT
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal aux charges liées aux contrats d'échange effectivement supportées par RTE, soit - 1,2 M€.
Ce montant correspond à un écart de - 1,2 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (0,0 M€).
j) Dépenses ou recettes à l'interface entre le réseau public de transport et les nouvelles interconnexions exemptées
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal aux dépenses (respectivement recettes) effectivement supportées (respectivement perçues) par RTE à l'interface entre le RPT et les nouvelles interconnexions exemptées, soit 0 M€.
k) Indemnités versées par RTE aux gestionnaires de réseaux de distribution au titre des coupures longues au-delà de 15 M€
Les charges nettes d'exploitation incitées incluent un montant de référence de 7,5 M€ au titre des indemnités versées par RTE aux gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) au titre des coupures longues. A ce titre, si RTE verse un montant d'indemnités inférieur à 7,5 M€, il en conserve l'écart. A l'inverse, si RTE verse plus de 7,5 M€ d'indemnités, il en supporte le coût.
Par ailleurs, afin de ne pas exposer RTE à un risque financier excessif, les sommes versées par RTE aux GRD au-delà de 15 M€ sont compensées via le CRCP.
Au titre de l'année 2019, le montant des indemnités versées par RTE aux GRD au titre des coupures longues est de 0,6 M€.
En conséquence, le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre des indemnités versées par RTE aux GRD en 2019 au-delà de 15 M€, pour cause de coupures longues, est nul.
l) Frais d'études sans suite liés à l'abandon de grands projets d'investissement lorsque celles-ci ont été approuvées par la CRE
RTE conduit des études en vue de la réalisation de ses investissements. Lorsque l'investissement est réalisé, ces frais d'études sont intégrés aux coûts dudit investissement. En revanche, si ces études conduisent RTE à ne pas mettre en œuvre son projet d'investissement, ces frais d'études constituent des charges d'exploitation pour RTE. La délibération tarifaire TURPE 5 HTB prévoit que les frais d'études sans suite liés à l'abandon de grands projets d'investissement sont couverts via le CRCP lorsque ces études ont été approuvées par la CRE.
Au titre de l'année 2019, aucun abandon de projet pour lequel des études avaient été approuvées par la CRE n'a été constaté. En conséquence, le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé est nul.
m) Prise en compte des projets de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents
RTE peut demander, une fois par an, pour prise en compte lors de l'évolution annuelle du TURPE HTB, l'intégration des surcoûts de charges d'exploitation liées à un projet ou un ensemble de projets relevant du déploiement des Smart grids dans la trajectoire des charges couvertes par le TURPE 5 HTB. Cette intégration est possible pour des projets impliquant des charges d'exploitation supérieures à 3 M€, sous réserve d'une analyse coût-bénéfice favorable du projet. RTE doit, dans la cadre de sa demande, justifier que ces charges n'étaient pas prévues lors de l'élaboration du TURPE 5 HTB. Le cas échéant, des éléments de régulation incitative associés à ces projets pourront être ajoutés.
Les charges d'exploitation prises en compte à ce titre, ainsi que les montants des incitations associées, sont intégrés dans le calcul ex post du revenu autorisé.
Au titre de l'année 2019, RTE n'a pas adressé de demande d'intégration de surcoûts de charges d'exploitation liées à un projet relevant du déploiement des Smart grids. En conséquence, le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé est nul.
n) Ecarts annuels entre recettes prévisionnelles et revenu autorisé prévisionnel
Les écarts annuels entre recettes prévisionnelles et revenu autorisé prévisionnel sont ceux résultant de l'équilibre sur la période 2017-2020 entre les recettes prévisionnelles et le revenu autorisé prévisionnel pris en compte pour l'élaboration du TURPE 5 HTB.
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à la valeur de référence définie dans la délibération tarifaire, soit 11,9 M€.
Postes de recettes retenus pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019
a) Recettes d'interconnexion et recettes issues des mécanismes de capacité
Recettes d'interconnexion
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal aux recettes liées aux mécanismes de gestion des congestions aux interconnexions avec les pays voisins effectivement perçues par RTE (7), soit 351,6 M€.
Ce montant correspond à un écart de - 65,4 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (417 M€). Cet écart s'explique par :
Frontière France/Angleterre : - 57,5 M€ du fait d'un prix français plus élevé qu'anticipé et donc d'un différentiel de prix plus faible que prévu, lié à :

- des températures en-dessous des normales de saison en janvier 2019
- des épisodes de fortes chaleurs en été qui ont entrainé des réductions de puissances sur plusieurs centrales nucléaires du fait de contraintes environnementales sur les températures des sources de refroidissement (rivières, fleuves, mers) ;
- une disponibilité nucléaire basse en France au début de l'hiver 2019-2020 due à des retours de maintenance retardés.

Frontière France/Italie : + 23,1 M€ du fait d'un différentiel de prix plus élevé qu'anticipé. Cet écart est principalement imputable à une hausse non anticipée du prix italien soutenu par des prix du gaz et du carbone plus élevés que prévu ;
Frontière France/Espagne : - 39,1 M€.

- le différentiel de prix a été plus faible qu'anticipé compte tenu d'un prix français plus élevé que dans la prévision tarifaire (cf. supra) ;
- à cet effet prix s'ajoute un effet volume. Le 28 et 31 mars 2019, la ligne 400 kV Cantegrit-Argia-Hernani a connu une avarie. Deux phases de travaux ont été programmées pour permettre de préserver dans le temps l'intégrité de la liaison, d'assurer la sécurité d'alimentation régionale et de garantir les capacités d'interconnexion. La première phase de travaux a nécessité une réduction d'environ un tiers des valeurs usuelles jusqu'en décembre 2019.

Frontière France/Allemagne/Belgique : + 8,3 M€

- le différentiel de prix entre la France et la Belgique a été plus élevé qu'anticipé du fait d'une disponibilité réduite du parc nucléaire belge au dernier trimestre 2018 (enchère annuelle 2019 conduite en décembre 2018) ;
- sur la frontière France-Allemagne, la convergence des prix a été plus forte que prévu, en raison d'une production éolienne moins importante que prévu en Allemagne.

Frontière France/Suisse : - 0,2 M€
Le détail des recettes et des différentiels de prix par frontière est présenté dans les tableaux 1.4 et 1.5 ci-après.

(7) Ces recettes sont nettes des indemnités versées par RTE en cas de réduction des capacités aux interconnexions.

Tableau 1.4 : Recettes d'interconnexions par frontière

| En M€ |Montant TURPE 5 HTB|Montant réalisé 2019| Ecart | |-----------------------|-------------------|--------------------|-------| | France - Angleterre | 146,9 | 89,4 |- 57,5| | France - Suisse | 7,5 | 7,3 |- 0,2 | | France - Italie | 75,7 | 98,8 |+ 23,1| | France - Espagne | 127,4 | 88,3 |- 39,1| | Zone CWE | 59,6 | 67,9 |+ 8,3 | |dont France - Belgique | 9,6 | 19,1 |+ 9,5 | |dont France - Allemagne| 32,0 | 30,0 |- 2,0 | | dont flow-based | 18,0 | 18,8 |+ 0,8 | | Total | 417 | 351,6 |- 65,4|

Tableau 1.5 : Différentiel de prix par frontière

| En €/MWh |Spread TURPE 5 HTB|Spread Réalisé 2019|Ecart | |-------------------|------------------|-------------------|------| |France - Angleterre| 17,0 | 9,5 |- 7,5| | France - Italie | 8,0 | 11,8 |+ 3,8| | France - Espagne | 11,6 | 8,2 |- 3,4| | France - Belgique | 0,3 | -0,1 |- 0,4| |France - Allemagne | -6,7 | -1,8 |+ 4,9|

Recettes issues des mécanismes de capacité
Les recettes issues des mécanismes de capacité s'élèvent en 2019 à 98,5 M€. Le montant réalisé est supérieur aux 3,0 M€ pris en compte dans la trajectoire prévisionnelle de recettes des mécanismes de capacité du TURPE 5. L'écart global est donc de + 95,6 M€.
Cet écart est dû à l'ouverture du mécanisme de capacité français à la participation des capacités transfrontalières.
Tableau 1.6 : Recettes issues des mécanismes de capacité

| En M€ |Montant TURPE 5 HTB|Montant réalisé 2019| Ecart | |---------------------------------|-------------------|--------------------|-------| |Mécanisme de capacité britannique| 3,0 | 3,2 |+ 0,2 | | Mécanisme de capacité français | 0 | 95,4 |+ 95,4| | Total | 3,0 | 98,5 |+ 95,5|

b) Abattements, pénalités et indemnités liés aux services système et aux réserves d'équilibrage
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal au montant des abattements, pénalités et indemnités effectivement perçus par RTE au titre des services système (fréquence et tension) et de la contractualisation des réserves rapide et complémentaire, soit 20,9 M€.
Ce montant correspond à un écart de - 14,7 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (35,6 M€).
c) Solde éventuel restant sur les fonds pour le règlement du rééquilibrage en capacité des fournisseurs et le fonds pour le règlement des écarts des responsables de périmètre de certification
En application des dispositions des articles R. 335-12 et R. 335-33 du code de l'énergie, le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé est égal au solde éventuel restant effectivement sur le fonds pour le règlement du rééquilibrage en capacité des fournisseurs et le fonds pour le règlement des écarts des responsables de périmètre de certification.
Les dates limites de notification et de recouvrement du règlement financier relatif au rééquilibrage des acteurs sont fixées pour une année de livraison N en N+3 (article 5.4 des règles du mécanisme de capacité). L'année 2019 constituant la troisième année de mise en œuvre du mécanisme de capacité, aucune somme n'a à ce jour été versée aux fonds pour le règlement du rééquilibrage en capacité des fournisseurs et pour le règlement des écarts des responsables de périmètre de certification.
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est donc nul.
Incitations financières au titre de la régulation incitative au titre de l'année 2019
a) Régulation incitative des investissements
La délibération tarifaire a mis en place un mécanisme d'incitations financières au développement des projets d'interconnexion. Le montant de ces incitations est calculé dans une délibération propre à chaque projet.
Par ailleurs, la délibération tarifaire a introduit une incitation à la maîtrise des dépenses d'investissement de projets de développement de réseaux, y compris les interconnexions et le raccordement des parcs éoliens en mer (8), d'un montant supérieur à 30 millions d'euros.
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé est égal à la somme :

- des incitations financières au développement des projets d'interconnexions définies dans les délibérations tarifaires propres à chaque projet.

Au cours de l'année 2019, aucun projet d'interconnexion concerné par un mécanisme de régulation incitative n'est entré en service. Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé est donc nul.

- des incitations à la maîtrise des dépenses d'investissement de projets de développement de réseaux ainsi que les investissements de raccordement des parcs éoliens en mer d'un montant supérieur à 30 M€ mis en service au cours de l'année N. Le cas échéant, le montant de cette incitation est recalculé en N+2 ou N+3 si des dépenses additionnelles d'investissement sont constatées après la mise en service du projet.

Au cours de l'année 2019, aucun projet concerné par le nouveau mécanisme de régulation incitative de la CRE n'est entré en service. Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé est donc nul.

(8) L'extension du dispositif incitatif au raccordement des parcs éoliens en mer d'un montant supérieur à 30 M€ a été introduite au travers de la délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 24 janvier 2019 portant décision sur l'extension de la régulation incitative des investissements de RTE aux raccordements des parcs éoliens en mer et modifiant la délibération « TURPE 5 HTB ».

b) Régulation incitative de la continuité d'alimentation
Un suivi de la continuité d'alimentation est mis en place pour RTE. Ce suivi est constitué d'indicateurs transmis régulièrement par RTE à la CRE. L'ensemble des indicateurs de suivi de la continuité d'alimentation mis en place pour RTE est rendu public sur son site Internet.
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019, au titre de la régulation incitative de la continuité d'alimentation, est égal à la somme des incitations financières relatives à la durée et à la fréquence moyenne annuelle de coupure des utilisateurs raccordés en HTB, dans la limite globale de plus ou moins 45 M€.
En 2019, la durée moyenne de coupure hors événements exceptionnels (3 min 25 s) a été supérieure à la durée moyenne de coupure de référence (fixée à 2 min 48 s). RTE supporte en conséquence une pénalité de 10,5 M€.
Par ailleurs, la fréquence moyenne de coupure hors événements exceptionnels (0,370) a été inférieure à la fréquence moyenne de coupure de référence (fixée à 0,46). RTE bénéficie donc d'une prime de 9,8 M€.

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page

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Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 donne lieu à une pénalité pour RTE de 0,7 M€ au titre du mécanisme de régulation incitative de la continuité d'alimentation.
Apurement du solde du CRCP du TURPE 4 HTB au titre de l'année 2019
Le montant retenu au titre de l'apurement du solde du CRCP du TURPE 4 HTB est fixé à 29,2 M€ par la délibération tarifaire.
Régulation incitative des dépenses de recherche et développement (R&D) au titre de l'année 2019
Si le montant total des dépenses de R&D réalisées sur la période 2017-2020 est inférieur aux montants de référence cumulés pris en compte pour l'élaboration du TURPE 5 HTB, la différence sera prise en compte dans le solde du CRCP de fin de période tarifaire. Il n'y a donc pas de montant à prendre en compte dans le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019.

ANNEXE 2
COEFFICIENTS TARIFAIRES APPLICABLES AU 1ER AOÛT 2020

1. Composante annuelle de gestion (CG)
   Tableau 2.1 : Composante annuelle de gestion

|a1(€/an) / contrat|Contrat d'accès au réseau| |------------------|-------------------------| | HTB | 8 855,88 (9) |

(9) Ce coefficient est l'arrondi à 12 c€ de la valeur non arrondie de 8 855,89 €/an/contrat.

2. Composante annuelle de comptage (CC)
   Tableau 2.2 : Composante annuelle de comptage

|Domaine de tension|Fréquence minimale de transmission|Propriété du dispositif de comptage|Composante annuelle de comptage (€/an)| |------------------|----------------------------------|-----------------------------------|--------------------------------------| | HTB | Hebdomadaire | Gestionnaire de réseaux publics | 3 061,92 (10) | | HTB | Hebdomadaire | Utilisateur | 549,72 (11) |

(10) Ce coefficient est l'arrondi à 12 c€ de la valeur non arrondie de 3061,98 €/an.
(11) La valeur arrondie à 12 c€ de ce coefficient est identique à la valeur non arrondie, soit 549,71 €/an.

3. Composante annuelle d‘injections (CI)
   Tableau 2.3 : Composante annuelle d'injections

|Domaine de tension|c€/MWh| |------------------|------| | HTB 3 | 20 | | HTB 2 | 20 | | HTB 1 | 0 |

4. Composantes annuelles de soutirage (CS) et composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) pour les domaines de tension HTB
   4.1. Composante annuelle de soutirages (CS)
   4.1.1. Tarif pour le domaine de tension HTB 3
   Tableau 2.4 : Composante annuelle de soutirage - Domaine de tension HTB 3

|Domaine de tension|c (c€/kWh)| |------------------|----------| | HTB 3 | 0,32 |

4.1.2. Tarif pour le domaine de tension HTB 2
Tableau 2.5 : Composante annuelle de soutirage - Domaine de tension HTB 2 - Version courte utilisation

| Version courte utilisation |Heures de pointe (i = 1)|Heures pleines de saison haute (i = 2)|Heures creuses de saison haute (i = 3)|Heures pleines de saison basse (i = 4)|Heures creuses de saison basse (i = 5)| |----------------------------------------------|------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kW/an)| b1 = 0,87 | b2 = 0,79 | b3 = 0,76 | b4 = 0,69 | b5 = 0,37 | |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh) | c1 = 1,39 | c2 = 0,87 | c3 = 0,87 | c4 = 0,69 | c5 = 0,54 |

Tableau 2.6 : Composante annuelle de soutirage - Domaine de tension HTB 2 - Version moyenne utilisation

| Version moyenne utilisation |Heures de pointe (i = 1)|Heures pleines de saison haute (i = 2)|Heures creuses de saison haute (i = 3)|Heures pleines de saison basse (i = 4)|Heures creuses de saison basse (i = 5)| |----------------------------------------------|------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kW/an)| b1 = 4,52 | b2 = 4,32 | b3 = 4,29 | b4 = 3,40 | b5 = 2,13 | |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh) | c1 = 1,18 | c2 = 0,87 | c3 = 0,62 | c4 = 0,49 | c5 = 0,30 |

Tableau 2.7 : Composante annuelle de soutirage - Domaine de tension HTB 2 - Version longue utilisation

| Version longue utilisation |Heures de pointe (i = 1)|Heures pleines de saison haute (i = 2)|Heures creuses de saison haute (i = 3)|Heures pleines de saison basse (i = 4)|Heures creuses de saison basse (i = 5)| |----------------------------------------------|------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kW/an)| b1 = 12,26 | b2 = 11,77 | b3 = 9,78 | b4 = 7,62 | b5 = 3,77 | |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh) | c1 = 0,84 | c2 = 0,61 | c3 = 0,44 | c4 = 0,28 | c5 = 0,21 |

4.1.3. Tarif pour le domaine de tension HTB 1
Tableau 2.8 : Composante annuelle de soutirage - Domaine de tension HTB 1 - Version courte utilisation

| Version courte utilisation |Heures de pointe (i = 1)|Heures pleines de saison haute (i = 2)|Heures creuses de saison haute (i = 3)|Heures pleines de saison basse (i = 4)|Heures creuses de saison basse (i = 5)| |----------------------------------------------|------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kW/an)| b1 = 2,43 | b2 = 2,02 | b3 = 1,86 | b4 = 1,11 | b5 = 0,60 | |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh) | c1 = 2,36 | c2 = 1,92 | c3 = 1,59 | c4 = 1,25 | c5 = 0,90 |

Tableau 2.9 : Composante annuelle de soutirage - Domaine de tension HTB 1 - Version moyenne utilisation

| Version moyenne utilisation |Heures de pointe (i = 1)|Heures pleines de saison haute (i = 2)|Heures creuses de saison haute (i = 3)|Heures pleines de saison basse (i = 4)|Heures creuses de saison basse (i = 5)| |----------------------------------------------|------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kW/an)| b1 = 18,22 | b2 = 17,48 | b3 = 14,47 | b4 = 9,79 | b5 = 4,59 | |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh) | c1 = 1,73 | c2 = 1,37 | c3 = 0,80 | c4 = 0,58 | c5 = 0,40 |

Tableau 2.10 : Composante annuelle de soutirage - Domaine de tension HTB 1 - Version longue utilisation

| Version longue utilisation |Heures de pointe (i = 1)|Heures pleines de saison haute (i = 2)|Heures creuses de saison haute (i = 3)|Heures pleines de saison basse (i = 4)|Heures creuses de saison basse (i = 5)| |----------------------------------------------|------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------|--------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kW/an)| b1 = 31,03 | b2 = 30,02 | b3 = 24,19 | b4 = 17,26 | b5 = 8,89 | |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh) | c1 = 1,42 | c2 = 1,04 | c3 = 0,61 | c4 = 0,40 | c5 = 0,15 |

5. Composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS)
   5.1. Alimentations complémentaires
   Tableau 2.11 : Alimentations complémentaires

|Domaine de tension|Cellules (€/cellule/an)| Liaisons (€/km/an) | |------------------|-----------------------|---------------------------------------------------------------------| | HTB 3 | 105 809,30 | 10 026,70 | | HTB 2 | 63 811,75 |Liaisons aériennes : 6 392,33
Liaisons souterraines : 31 960,50| | HTB 1 | 33 145,12 |Liaisons aériennes : 3 793,08
Liaisons souterraines : 7 586,15 |

5.2. Alimentations de secours
Tableau 2.12 : Alimentations de secours - Réservation de puissance

|Domaine de tension de l'alimentation|€/kW/an ou €/kVA/an| |------------------------------------|-------------------| | HTB 2 | 1,53 | | HTB 1 | 2,95 |

Tableau 2.13 : Alimentations de secours - Tarification du réseau public permettant le secours

|Domaine de tension de l'alimentation principale|Domaine de tension de l'alimentation de secours|Prime fixe (€/kW/an)|Part énergie (c€/kWh)|α
(c€/kW)| |-----------------------------------------------|-----------------------------------------------|--------------------|---------------------|---------------| | HTB 3 | HTB 2 | 7,33 | 0,76 | 31,05 | | HTB 1 | 5,39 | 1,30 | 23,00 | | | HTB 2 | HTB 1 | 1,57 | 1,30 | 6,90 |

6. Composante de regroupement (CR)
   Tableau 2.14 : Composante de regroupement

|Domaine de tension de l'alimentation| k (c€/kW/km/an) | |------------------------------------|---------------------------------------------------------------| | HTB 3 | 5,75 | | HTB 2 |Liaisons aériennes : 14,96
Liaisons souterraines : 57,49 | | HTB 1 |Liaisons aériennes : 75,90
Liaisons souterraines : 133,41|

7. Dispositions spécifiques relatives aux composantes annuelles des soutirages (CS) des gestionnaires de réseaux publics de distribution
   7.1. Composante annuelle d'utilisation des ouvrages de transformation (CT)
   Tableau 2.15 : Composante annuelle d'utilisation des ouvrages de transformation

|Domaine de tension
du point de connexion|Domaine de tension
de la tarification appliquée|k
(€/kW/an)| |----------------------------------------------|-----------------------------------------------------|-----------------| | HTB 2 | HTB 3 | 1,80 | | HTB 1 ou HTA 2 | HTB 2 | 3,87 | | HTA 1 | HTB 1 | 6,84 |

8. Composante annuelle de dépassements ponctuels programmés (CDPP) pour les domaines de tension HTB 2 et HTB 1
   Tableau 2.16 : Composante annuelle de dépassements ponctuels programmés pour les domaines de tension HTB 2 et HTB 1

|Domaine de tension|훂 (€/kW/an)| |------------------|-----------| | HTB 2 | 0,000149 | | HTB 1 | 0,000094 |

9. Composante annuelle de l'énergie réactive (CER)
   9.1. Flux de soutirage
   Tableau 2.17 : Composante annuelle de l'énergie réactive - Flux de soutirage

|Domaine de tension du point de connexion|Rapport tg φmax|c€/kvar.h| |----------------------------------------|---------------|---------| | HTB 3 | 0,4 | 1,49 | | HTB 2 | 0,4 | 1,59 | | HTB 1 | 0,4 | 1,79 |

9.2. Flux d'injection
Tableau 2.18 : Composante annuelle de l'énergie réactive - Flux d'injection

|Domaine de tension du point de connexion|c€/kvar.h| |----------------------------------------|---------| | HTB 3 | 1,49 | | HTB 2 | 1,59 | | HTB 1 | 1,79 |

9.3. Dispositions spécifiques relatives à la composante annuelle de l'énergie réactive entre deux gestionnaires de réseaux publics d'électricité
Tableau 2.19 : Composante annuelle de l'énergie réactive entre deux gestionnaires de réseaux publics d'électricité

| Coût unitaire du dépassement |€/Mvar.h| |----------------------------------------------------|--------| |Zone de facturation pour l'énergie réactive absorbée| 3,02 | |Zone de facturation pour l'énergie réactive fournie | 0,52 |