ANNEXE 4
BILAN DE LA QUALITÉ DE SERVICE DE RTE POUR L'ANNÉE 2023
Tableau récapitulatif de la qualité de service de RTE

La délibération TURPE 6 HTB a introduit le suivi de la qualité de service à travers quatorze indicateurs. La délibération du 5 janvier 2023 portant modification du TURPE 6 HTB a complété ce dispositif avec cinq nouveaux indicateurs de suivi sur le raccordement. Lorsqu'ils sont disponibles, les résultats de ces indicateurs sont également donnés pour les années 2019 à 2021.

Tableau 4.1. - Bilan des indicateurs de qualité de service de RTE entre 2019 et 2023 (hors indicateurs sur la publication des données)

| Indicateurs | Unité |2019|2020|2021|2022 |2023 | |-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|--------------------------------|----|----|----|-----|-----| | Raccordement | | | | | | | | Taux de respect des délais inscrits dans la proposition technique et financière (PTF) | - |29% |34% |56% | 47% | 57% | | Taux de respect des délais inscrits dans la convention de raccordement | - |90% |73% |86% | 67% | 82% | | Taux de respect entre les coûts facturés et les coûts inscrits dans la convention de raccordement | - | - |100%|96% | 97% |100% | | Taux de respect entre les coûts facturés et les coûts inscrits dans la PTF +/-15 % | - | - |85% |96% | 95% | 92% | | Délais moyens de raccordement par segment | | | | | | | | Eolien offshore | nombre de mois | - | - | - | 115 | 128 | | EnR terrestre | nombre de mois | 28 | 50 | 33 | 35 | 14 | | Distributeurs et Consommateurs | nombre de mois | 44 | 28 | 20 | 24 | 20 | | Taux de PTF transmises dans le délai de 3 mois | | | | | | | | Producteurs et GRD (hors CTRP) | | - | - | - | - | 39% | | Consommateurs | | - | - | - | - | 18% | | Taux de PTF transmises dans le délai convenu | | | | | | | | Producteurs et GRD (hors CTRP) | | - | - | - | - | 55% | | Consommateurs | | - | - | - | - | 67% | | Nombre de PTF remises dans un délai supérieur à 6 mois | | | | | | | | Producteurs et GRD (hors CTRP) | | - | - | - | 12 | 39 | | Consommateurs | | - | - | - | 20 | 35 | | Délai convenu moyen de transmission des propositions techniques et financières | | | | | | | | Producteurs et GRD (hors CTRP) | nombre de mois | - | - | - | - | 5,2 | | Consommateurs | nombre de mois | - | - | - | - | 6 | | Délais moyens de transmission des propositions techniques et financières | | | | | | | | Producteurs et GRD (hors CTRP) | nombre de mois | - | - | - | - | 4,5 | | Consommateurs | nombre de mois | - | - | - | - | 6,7 | | Comptage | | | | | | | | Respect des délais d'intervention de dépannage sur compteurs |nombre de jours de retard cumulé| - |1992|1554| 972 | 959 | | Réclamation | | | | | | | | Taux de prise en charge d'une réclamation sous 10 jours | - |85% |88% |95% | 87% | 98% | | Taux de traitement d'une réclamation sous 30 jours | - |80% |79% |82% | 70% | 81% | | Durée moyenne globale du traitement d'une réclamation | nombre de jours | 17 | 17 | 17 | 24 | 20 | | Qualité de l'onde de tension | | | | | | | | Durée moyenne de dépassement de la tension maximale par niveau de tension | | | | | | | | HTB3 | min/poste | | 34 | 23 | 44 | 49 | | HTB2 | min/poste | |564 |722 | 852 |2568 | | Fréquence moyenne des tensions se situant dans la plage exceptionnelle haute de tension par niveau de tension | | | | | | | | HTB3 dans la plage [440 kV ; 462 kV] | - | - | - | 0% | 0% | 3% | | HTB3 dans la plage [428 kV ; 440 kV] | - | - | - | 1% | 1% | 6% | | HTB3 dans la plage [424 kV ; 428 kV] | - | 1% | 1% | 2% | 2% | 9% | | HTB3 dans la plage [420 kV ; 424 kV] | - |99% |99% |97% | 97% | 83% | | HTB2 dans la plage [250 kV ; 255 kV] | - | - | 0% | 0% | 0% | 0% | | HTB2 dans la plage [255 kV ; 270 kV] | - | 0% | 0% | 0% | 0% | 0% | | HTB2 dans la plage [247,5 kV ; 250 kV] | - | 2% | 2% | 1% | 2% | 1% | | HTB2 dans la plage [245 kV ; 247,5 kV] | - |98% |98% |99% | 98% | 98% | | Continuité d'alimentation | | | | | | | | Taux de respect des engagements contractuels du CART relatifs à la qualité d'électricité | | | | | | | | Client industriels | | |93% |88% | 95% | 91% | | Clients ferroviaires | | |86% |79% | 87% | 74% | | Distributeurs | | |92% |98% | 96% | 93% | | Energie Non Evacuée par les producteurs due aux activités de RTE sur le réseau public de transport | MWh | - | - |2387|10162|22539| |Taux de respect des dates et de la durée des travaux planifiés par RTE sur le réseau public de transport pour les clients industriels| - | - | - |90% | 95% | 85% |

Analyse de la qualité de service de RTE en 2023
Raccordement

Les indicateurs du taux de respect des délais inscrits dans la PTF et du taux de respect des délais inscrits dans la convention de raccordement se sont tous deux améliorés en 2023 par rapport à 2022, passant de 47 % à 57 % et de 67 % à 82 %, respectivement. Néanmoins, ces résultats demeurent insuffisants.
Concernant les coûts, les indicateurs de respect entre les coûts facturés et les coûts inscrits dans la convention de raccordement et dans la PTF +/- 15 % se maintiennent à des niveaux satisfaisants.
La baisse du délai moyen de raccordement pour le segment EnR terrestre en 2023 par rapport à 2022 est conjoncturelle et s'explique par le faible nombre de raccordements EnR en HTB en 2023 et par la consistance des travaux associés (ajouts de production sur des sites de consommation existants ne nécessitant pas de travaux importants). Concernant l'éolien offshore, il s'agit de la mise à disposition des parcs de Courseulles, de Saint Brieux et de Fécamp, pour lesquels RTE s'est adapté aux plannings des producteurs et a mis à disposition les ouvrages de raccordement dans les délais prévus. Enfin, le délai moyen en 2023 pour le segment distributeurs et consommateurs est plus faible qu'en 2022 en raison d'une proportion plus importante de raccordements consommateurs sans création d'actifs.
La délibération du 5 janvier 2023 modifiant la délibération du 21 janvier sur le TURPE 6 HTB a renforcé le suivi du traitement des raccordements par RTE à travers de nouveaux indicateurs sur le raccordement, détaillés ci-dessous. Les résultats des indicateurs sur la remise des PTF incités financièrement sont décrits en annexe 1 de la présente délibération.
Les taux de transmission des PTF dans les délais convenus avec le demandeur en 2023 sont de 55 % pour le segment « producteurs et GRD » et de 67 % pour le segment « consommateurs ». Concernant le taux de PTF transmises dans un délai de trois mois, le niveau est de 39,5 % pour le segment « producteurs et GRD ». Sur le segment « consommateurs », le taux est encore plus faible, s'établissant à 17,6 %. Ces résultats sont insuffisants.
Le nombre de PTF transmises en 2023 dans un délai supérieur à 6 mois s'élève à 39 pour le segment « producteurs et GRD » (soit 17 % des PTF sur ce segment) et à 35 pour le segment « consommateurs » (soit 38 % des PTF sur ce segment). Si certains délais peuvent être justifiés par des circonstances spécifiques (adaptation ou révision de S3REnR, mise en place des offres de raccordement mutualisé dans les zones du Havre et de Fos-sur-Mer, etc.), la CRE considère nécessaire de réduire de tels délais extrêmes.
Les délais convenus de transmission des PTF sont en moyenne de 5,2 mois pour le segment « producteurs et GRD » et de 6 mois pour le segment « consommateurs ». Quant aux délais moyens de transmission des PTF, ils sont respectivement de 4,5 et 6,7 mois. La CRE constate que ce délai s'écarte du délai standard de trois mois inscrit dans la documentation technique de référence de RTE.
La CRE constate que RTE a fait face à une augmentation importante des demandes de raccordement sur son réseau, qui conduit globalement à des résultats dégradés sur le traitement des demandes. RTE a mis en œuvre différentes évolutions de ses procédures de raccordement afin de les adapter à cette augmentation du nombre de demandes. La CRE considère que cette thématique constitue un enjeu important de l'élaboration des prochains tarifs d'utilisation du réseau (TURPE 7 HTB) et instruira une évolution de ce cadre de régulation dans les prochains mois.

Comptage

Le respect des délais contractuels de réalisation d'une intervention de dépannage sur compteurs est resté stable en 2023 par rapport à 2022, passant de 972 à 959 jours de retard cumulé. RTE évoque des difficultés rencontrées entre les mois d'avril et de juin avec un sous-traitant en charge des dépannages de certains organes télécom. Cette période totalise à elle seule la moitié des jours de retard de l'année. La CRE invite RTE à poursuivre ses efforts sur ce sujet de façon à être en mesure d'atteindre son objectif de 700 jours de retard cumulé par an.

Traitement des réclamations

Le taux de respect des délais de réponse aux réclamations s'est amélioré en 2023 : le taux de traitement d'une réclamation sous 10 jours est passé de 89 % à 98 % et le taux de traitement d'une réclamation sous 30 jours est passé de 69 % à 81 %. La durée moyenne du traitement d'une réclamation reste de 20 jours, comme en 2022. Ces dynamiques ont eu lieu alors que RTE fait face à une augmentation du nombre de réclamations reçues (+49 %). Cette augmentation est due, selon RTE, aux nombreuses contestations des acteurs de marchés sur les appels d'offres « effacements » et « réserves rapide et complémentaire ». La CRE salue les efforts de RTE sur l'année 2023 ayant permis de revenir au niveau des taux historiques et l'invite à continuer dans cette dynamique.

Qualité de l'onde de tension

La durée moyenne de dépassement de la tension maximale a augmenté de façon significative au niveau de tension HTB2, passant de 842 minutes par poste en 2022 à 2568 minutes par poste en 2023. L'augmentation des problèmes de tensions hautes s'explique notamment par la baisse de la consommation d'électricité qui s'est maintenue en 2023, ainsi que par la moindre disponibilité du parc de production.
RTE explique ne pas être en mesure de fournir un indicateur fiable sur le dépassement de la tension maximale en HTB1, en raison du trop faible nombre de nœuds équipés de télémesures, affectant négativement la robustesse des données collectables. Les niveaux de tension supérieurs (HTB2 et HTB3) concernent principalement des installations de production, les installations de consommation étant majoritairement raccordées en HTB1. Par conséquent, la CRE demande à RTE de faire ses meilleurs efforts afin de fournir des résultats d'indicateurs qui soient représentatifs de la qualité de l'onde de tension de l'ensemble des utilisateurs du RPT.
La CRE rappelle sa demande à RTE, datant de la délibération TURPE 6 HTB, d'initier des travaux sur l'introduction d'autres indicateurs de qualité de l'onde de tension dans le cadre de ses groupes de travail dédiés, afin de répondre aux attentes des acteurs de marché sur ce sujet.
Enfin, RTE a indiqué à la CRE travailler à un plan d'action sur la maîtrise des tensions hautes sur son réseau, afin de s'adapter aux évolutions du système électrique des prochaines années et notamment au développement important de la production renouvelable. La CRE invite RTE à poursuivre ces travaux et rappelle sa demande de lancer une concertation sur l'évolution des règles services système tension avant la fin d'année 2024.

Continuité d'alimentation

Le taux de respect des engagements contractuels du contrat d'accès au réseau de transport (CART) relatifs à la qualité de l'électricité pris par RTE à l'égard de ses clients en 2023 est de, respectivement, 91 % pour les industriels, 74 % dans le ferroviaire et de 93 % pour les distributeurs. Par rapport à 2022, ces taux sont en légère baisse pour le secteur industriel (95 % en 2022) et pour les distributeurs (96 % en 2022). Une baisse importante est en revanche constatée sur le secteur ferroviaire (87 % en 2022), sans que RTE ne fournisse de réelle explication à cette détérioration. La CRE demande à RTE de veiller à maintenir le taux de respect de ses engagements contractuels à un haut niveau et d'analyser plus précisément les évolutions dans le bilan transmis en 2025.
Le volume d'énergie non evacuée (ENE) par les producteurs dû aux activités de RTE sur le réseau public de transport s'élève à 22 539 MWh en 2023. Ce chiffre reflète une augmentation en nombre des limitations par rapport à 2023, notamment dans le cadre du développement de réseau selon les principes du dimensionnement optimal du réseau de transport (visant à faciliter l'accueil des énergies renouvelables), définis par RTE dans son schéma décennal de développement du réseau et approuvés par la CRE (37). La CRE est vigilante à ce que les volumes d'ENE demeurent maîtrisés et considère que ce sujet constituera un enjeu de l'élaboration des prochains tarifs TURPE 7.
Le taux de respect des dates et de la durée des travaux planifiés par RTE sur le réseau public de transport pour les clients industriels baisse de façon significative, passant de 95,3 % en 2022 à 84,7 % en 2023. RTE évoque des difficultés rencontrées lors de chantiers, ayant conduit à des replanifications. La CRE demande à RTE de veiller à maintenir un haut de qualité de service dans la planification de ses interventions, dans un contexte d'augmentation des travaux à réaliser sur le réseau de transport. Cet enjeu sera instruit dans le cadre des travaux d'élaboration du TURPE 7.
Les résultats des indicateurs de continuité d'alimentation incités financièrement sont décrits en annexe 1 de la présente délibération.

Tableau récapitulatif de la publication des données de RTE

La délibération tarifaire a également introduit le suivi de la publication des données par RTE. La mise à disposition par RTE de données de marché auprès des acteurs constitue un enjeu important pour ces derniers, tant du point de vue de la qualité des données que de leurs délais de publication ou de transmission par RTE.

Indicateurs de qualité de service relatif à la mise à disposition des données
Tableau 4.2. - Bilan des indicateurs relatifs à la mise à disposition des données entre 2019 et 2023

| Indicateurs suivis (en %) |2019|2020|2021|2022|2023| |---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|----|----|----|----|----| | Taux de disponibilité de la plateforme Portail Services de RTE |99% |100%|99% |97% |97% | | Taux de fiabilité des données de tendance du mécanisme d'ajustement |100%|100%|99% |99% |100%| | Qualité du Niveau de Capacité Effectif (NCE) au titre du mécanisme de capacité (écart entre le NCE définitif et le NCE estimé) | - | - |90% |99% |99% | | Qualité de l'obligation de capacité transmise aux acteurs au titre du mécanisme de capacité (écart entre l'obligation définitive et l'obligation estimée) | - | - |100%|100%|100%| | Taux de respect du délai de publication de la déclaration d'évolution du Niveau de Capacité Certifié (NCC) évolué sur le registre des Capacités Certifiées | - | - |100%|100%|99% | | Taux de respect des délais de transmission du contrat de certification à l'Exploitant de Capacité (EDC) | - | - |100%|90% |91% | | Taux de transmission par RTE du contrôle du réalisé sur le mécanisme d'ajustement dans les délais contractuels | - | - |100%|100%|100%| |Taux de courbes de charges reçues par RTE dans les délais contractuels de la part des gestionnaires de réseau de distribution pour le contrôle du réalisé sur le mécanisme d'ajustement| - | - |99% |100%|99% |

Le taux de disponibilité des portails du mécanisme d'ajustement, ainsi que le taux de fiabilité des données de tendance du mécanisme d'ajustement, font l'objet d'un suivi depuis TURPE 5. En 2023, le taux de disponibilité de la plateforme Portail Services de RTE (portail du mécanisme d'ajustement) reste stable par rapport à 2022 à 97 %. Ce niveau reste inférieur à celui atteint les années antérieures. La CRE invite RTE à faire ses meilleurs efforts pour retrouver un niveau de disponibilité similaire à celui de ces dernières années.
Le taux de fiabilité des données de tendance du mécanisme d'ajustement atteint 100 % en 2023. Ce résultat est satisfaisant.
La délibération TURPE 6 HTB a introduit plusieurs indicateurs sur les données du mécanisme de capacité, concernant la qualité des données et le respect par RTE d'échéances réglementaires.
Les indicateurs sur la qualité des estimations d'obligation et de niveau de capacité effectif (NCE) permettent de comparer les résultats des calculs estimés par RTE un an après l'année de livraison avec les calculs définitifs publiés trois années après l'année de livraison concernée. Ces deux indicateurs se situent à des niveaux satisfaisants en 2023.
Les résultats des indicateurs de délais portent sur toutes les demandes conformes traitées en 2023, calculés toutes années de livraison confondues. Le taux de respect du délai de publication de la déclaration d'évolution du Niveau de Capacité Certifié (NCC) évolué sur le registre des capacités certifiées a été respecté sur la totalité des demandes faites à RTE en 2023. Le taux de respect des délais de transmission du contrat de certification par RTE à l'Exploitant de Capacité (EDC) dans les délais contractuels reste stable en 2023 par rapport à 2022, et donc toujours dégradé par rapport à 2021. RTE explique avoir mis en place diverses mesures d'amélioration continue depuis mi-2023. La CRE invite RTE à poursuivre les actions engagées sur ce sujet.
Le taux de transmission par RTE du contrôle du réalisé sur le mécanisme d'ajustement dans les délais contractuels atteint 100 % en 2023. Le taux de courbes de charges reçues par RTE dans les délais contractuels de la part des gestionnaires de réseau de distribution pour le contrôle du réalisé est de 99 %. Ces résultats sont satisfaisants.

(1) Délibération n° 2023-01 de la CRE du 5 janvier 2023 portant décision modifiant les délibérations de la Commission de régulation de l'énergie n° 2021-12 du 21 janvier 2021 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de transport d'électricité (TURPE 6 HTB) et n° 2021-13 du 21 janvier 2021 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité (TURPE 6 HTA-BT).
(2) Hors incitations relatives aux coûts d'achats des pertes, aux congestions internationales et aux coûts de constitution des réserves d'équilibrage.
(3) Décret n° 2021-420 du 10 avril 2021 modifiant la partie réglementaire du code de l'énergie relative aux dispositions relative à la réduction de tarif d'utilisation du réseau public de transport accordée aux sites fortement consommateurs d'électricité.
(4) Délibération de la CRE du 31 janvier 2023 portant décision relative à la fixation du montant total du versement anticipé exceptionnel d'une partie du solde du compte de régularisation des charges et produits (CRCP) de RTE ( https://www.cre.fr/documents/deliberations/montant-total-du-versement-anticipe-exceptionnel-d-une-partie-du-solde-du-compte-de-regularisation-des-charges-et-produits-crcp-de-rte-2022.html).
(5)
(6) Ce montant correspond au retraitement comptable correspondant à la compensation des pertes au titre du statut d'acteur obligé pour le financement de l'Appel d'Offre Long Terme.
(7) Incitation (M€) = 20 % * (Volumeréférence,2022 - Volumeconstaté,2022) * Prixréférence,2022
(8) Incitation (M€) = 20 % * (Prixréférence,2022 - Prixconstaté 2022) * Volumeconstaté 2022
(9) Délibération n° 2023-01 de la CRE du 5 janvier 2023 portant décision modifiant les délibérations de la Commission de régulation de l'énergie n° 2021-12 du 21 janvier 2021 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de transport d'électricité (TURPE 6 HTB) et n° 2021-13 du 21 janvier 2021 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité (TURPE 6 HTA-BT)
(10) Incitation (M€) = 20 % * (Volumeréférence,2023 - Volumeconstaté,2023) * Surcoûtréférence,2023
(11) Incitation (M€) = 20 % * (Volumeréférence,2023 - Volumeconstaté,2023) * Surcoûtréférence,2023
(12) Délibération n° 2023-01 de la CRE du 5 janvier 2023 portant décision modifiant les délibérations de la Commission de régulation de l'énergie n° 2021-12 du 21 janvier 2021 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de transport d'électricité (TURPE 6 HTB) et n° 2021-13 du 21 janvier 2021 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité (TURPE 6 HTA-BT)
(13) Incitation (M€) = 20 % * (Volumeréférence,2023 - Volumeconstaté,2023) * Surcoûtréférence,2023
(14) Incitation (M€) = 20 % * (Volumeréférence,2023 - Volumeconstaté,2023) * Surcoûtréférence,2023
(15) Délibération de la CRE du 6 janvier 2022 relative à la régulation incitative portant sur les coûts de constitution des réserves d'équilibrage de RTE pour l'année 2022
(16) Ces recettes sont nettes des indemnités versées par RTE en cas de réduction des capacités aux interconnexions.
(17) Hypothèses de différentiels de prix prévisionnels prises en compte dans la trajectoire prévisionnelle de la délibération TURPE 6 HTB, en valeur absolue.
(18) Prix spot moyen 2023, en valeur absolue.
(19) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 31 janvier 2013 portant approbation d'une convention relative à la cession d'actifs entre RTE et ERDF à la suite des évolutions de catégories des postes sources.
(20) Délibération n°2019-190 de la CRE du 24 juillet 2019 portant décision relative à la définition du budget cible du projet de raccordement du parc éolien en mer de Saint-Nazaire ; Délibération n°2020-052 de la CRE du 19 mars 2020 portant décision relative à la définition du budget cible du projet de raccordement du parc éolien en mer de Saint-Brieuc ; Délibération n° 2020-006 de la Commission de régulation de l'énergie du 16 janvier 2020 portant décision relative à la définition du budget cible du projet de renforcement de la liaison Eguzon - Marmagne.
(21) Délibération de la CRE n°2021-32 du 4 février 2021 portant décision relative à la définition du budget cible du projet de raccordement du parc éolien en mer de Courseulle-sur-Mer.
(22) Délibération n°2021-243 de la CRE du 22 juillet 2021 portant décision relative à la définition du budget cible du projet de renouvellement de la ligne Argia-Cantegrit.
(23) Délibération n°2022-206 de la CRE du 13 juillet 2022 portant décision relative à la définition du budget cible du projet de réhabilitation de la ligne aérienne Cholet - Distré 2.
(24) Délibération de la CRE du 19 janvier 2017 portant projet de décision sur le projet d'interconnexion « IFA2 » - CRE.
(25) Ce montant correspond au budget cible de 378,2 M€2017 réévalué aux conditions économiques réelles de 2021.
(26) Délibération de la CRE du 26 mars 2015 portant décision relative au mécanisme d'incitations financières du projet d'interconnexion « Savoie-Piémont ».
(27) Ce montant correspond à l'annuité prévisionnelle de 36 M€2014 réévaluée aux conditions économiques réelles de 2023.
(28) En dehors de la régulation incitative sur la qualité d'alimentation et sur les données.
(29) A l'exception des indicateurs du suivi des écarts entre coûts réels et coûts inscrits dans la PTF/dans la convention de raccordement, et du suivi de la qualité de l'onde de tension en HTB1, que RTE sera en capacité de mesurer sur l'année 2022 pour une publication dès 2023.
(30) Le délai figurant dans les règles du mécanisme de capacité est au plus tard 5 jours ouvrés après cette déclaration (paragraphe 7.6.1.4).
(31) Le délai figurant dans les règles du mécanisme de capacité est au plus tard 15 jours ouvrés après la date de réception par RTE de la demande de certification de l'EDC (paragraphes 7.5.1.5 pour les EDC raccordées au RPD et 7.5.2.1 pour les EDC raccordées au réseau de transport).
(32) Délibération de la CRE du 31 mai 2023 portant décision sur l'évolution au 1er août 2023 de la grille tarifaire des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dans le domaine de tension HTB et sur le montant de la compensation à verser à Strasbourg Electricité Réseaux en application de l'article D. 341-11-1 du code de l'énergie.
(33) 1 629 k€ actualisé au taux de 1,70 %.
(34) Ce coefficient est l'arrondi à 12c € de la valeur non arrondie de 10 532,52 €/an/contrat.
(35) Ce coefficient est l'arrondi à 12 c€ de la valeur non arrondie de 3 466,71 €/an.
(36) Ce coefficient est l'arrondi à 12 c€ de la valeur non arrondie de 622,41 €/an.
(37) Délibération du 23 juillet 2020 portant examen du schéma décennal de développement du réseau de transport de RTE élaboré en 2019.