Participaient à la séance : Emmanuelle WARGON, présidente, Anthony CELLIER, Ivan FAUCHEUX et Valérie PLAGNOL, commissaires.
En application des dispositions de l'article L. 341-3 du code de l'énergie, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) fixe les méthodes utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité. En outre, ce même article énonce d'une part que « [l]a Commission de régulation de l'énergie se prononce […] sur les évolutions des tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité » et d'autre part qu'elle « peut prévoir un encadrement pluriannuel d'évolution des tarifs ».
Les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité, dits « TURPE HTA-BT », s'appliquent aux utilisateurs raccordés aux réseaux de distribution en haute tension A (HTA) et en basse tension (BT). Par la délibération du 21 janvier 2021 (1), la CRE a fixé les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité dans les domaines de tension HTA et BT applicables à compter du 1er août 2021 (dits « TURPE 6 HTA-BT ») pour une durée de 4 ans environ.
Dans ce cadre, la présente délibération a pour objet de :

- faire évoluer la grille tarifaire du TURPE 6 HTA-BT de + 4,81 % au 1er août 2024, en application des formules d'évolution annuelle prévues par la délibération TURPE 6 HTA-BT, résultant :
- de la prise en compte de l'inflation pour + 2,50 % ;
- du coefficient d'indexation annuelle automatique fixé dans la délibération TURPE 6 HTA-BT de + 0,31 % ;
- de la prise en compte du solde du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP), soit + 2 %. Le CRCP permet de protéger Enedis contre les variations de charges ou de recettes imprévisibles et non maîtrisables ;
- ajuster le niveau du terme Rf au 1er août 2024.

Cette évolution tarifaire résulte notamment :

- de recettes tarifaires inférieures aux prévisions, s'expliquant par un volume acheminé (320,9 TWh) inférieur aux prévisions (346,4 TWh), du fait d'un hiver 2023 doux et des efforts de sobriété réalisés par les consommateurs d'électricité ;
- de charges liées aux achats au titre des pertes d'électricité, supérieures aux prévisions (+ 2 594 M€), du fait de la hausse des prix de gros de l'électricité ;
- de charges relatives au paiement du TURPE HTB pour les postes source d'Enedis inférieures à la prévision (- 1 959 M€) principalement en raison de la restitution par RTE des recettes d'interconnexion exceptionnelles réalisées en 2022 (- 1 706 M€).

Les performances d'Enedis en matière de qualité de service en 2023, et pour laquelle Enedis est incité financièrement dans le cadre du TURPE 6, sont contrastées :

- des résultats sur les indicateurs de qualité d'alimentation qui n'atteignent pas les objectifs fixés, en raison notamment du nombre élevé d'événements climatiques d'ampleur en 2023 :
- un temps de coupure moyen annuel par client de 72,9 minutes, supérieur à l'objectif de 62 minutes pour le marché de masse (basse tension), et de 48,2 minutes, supérieur à l'objectif de 41,5 minutes pour les clients en HTA ;
- une fréquence moyenne de coupure annuelle par client :
- pour le marché de masse de 2,08 coupures, supérieure à l'objectif de 1,47 ;
- et pour les clients en HTA de 2,27 coupures, supérieure à l'objectif de 1,58 ;
- des résultats sur les délais de raccordement qui n'atteignent pas l'objectif fixé. Enedis se rapproche néanmoins des objectifs fixés sur une partie des segments incités :
- amélioration sur les délais de raccordement des clients en soutirage BT ≤ 36 kVA sans extension, passés de 74 jours en 2022 à 66 jours en 2023. Cependant Enedis reste au-dessus de l'objectif fixé à 62 jours pour 2023 ;
- amélioration du délai de raccordement des clients BT ≤ 36 kVA avec extension du réseau, passé de 165,9 jours en 2022 à 152 jours en 2023. Cependant Enedis reste au-dessus de l'objectif fixé à 131 jours en 2023 ;
- amélioration du délai de raccordements collectifs, passant de 226,3 jours en 2022 à 201 jours en 2023. La performance d'Enedis reste au-dessus de l'objectif fixé à 180 jours ;
- augmentation du délai de raccordement pour les clients en soutirage BT > 36 kVA avec et sans extension : la performance se détériore légèrement, à 147 jours en 2023 (pour un objectif de 134 jours) contre 144,8 jours en 2022 ;
- augmentation du délai des raccordements en soutirage en HTA : la performance d'Enedis se dégrade significativement, passant de 230 jours en 2022 à 247 jours en 2023 (pour un objectif fixé à 160 jours) ;
- augmentation du délai de raccordement des producteurs en BT > 36 kVA et HTA : la performance d'Enedis se dégrade significativement, passant de 254 jours en 2022 à 279 jours en 2023 (pour un objectif fixé à 165 jours).

Sommaire

1. Cadre en vigueur pour l'évolution des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dans les domaines de tension HTA et BT
   1.1. Délibération du 21 janvier 2021 - TURPE 6 HTA-BT
   1.2. Evolution spécifique de la composante d'accès aux réseaux publics de distribution d'électricité (terme Rf) et du paramètre Ccard

2. Evolution de la grille tarifaire du TURPE 6 HTA-BT au 1er août 2024
   2.1. Solde du CRCP au 1er janvier 2024
   2.1.1. Solde prévisionnel du CRCP au 31 décembre 2023
   2.1.2. Ecarts entre montants réalisés et montants prévisionnels pour l'année 2023
   2.1.2.1. Revenu autorisé définitif au titre de l'année 2023
   2.1.2.2. Recettes tarifaires perçues par Enedis au titre de l'année 2023
   2.1.3. Solde du CRCP au 1er janvier 2024
   2.2. Paramètre d'évolution de la grille tarifaire TURPE 6 HTA-BT au 1er août 2024
   2.2.1. Evolution de l'indice des prix à la consommation IPC2024
   2.2.2. Facteur d'évolution annuel sur la grille tarifaire X
   2.2.3. Coefficient K2024 en vue de l'apurement du solde du CRCP
   2.2.4. Coefficient Z2024 correspondant à l'évolution moyenne du tarif au 1er août 2024
   2.2.5. Evolution du terme Rf et du paramètre Ccard
   Décision de la CRE
   Annexe 1. - Calcul du revenu autorisé définitif au titre de l'année 2023
   Annexe 2. - Coefficients tarifaires applicables au 1er août 2024
   Composante annuelle de gestion (CG)
   Composante annuelle de comptage (CC)
   Composante annuelle des injections (CI)
   Composantes annuelles de soutirage (CS) et composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) pour le domaine de tension HTA
   Composantes annuelles de soutirage (CS) et composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) pour le domaine de tension BT > 36 kVA
   Composante annuelle de soutirage (CS) pour le domaine de tension BT ≤ 36 kVA
   Composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS)
   Composante de regroupement (CR)
   Composante annuelle d'utilisation des ouvrages de transformation (CT)
   Composante annuelle de l'énergie réactive (CER)
   Dispositions spécifiques relatives à la composante annuelle de l'énergie réactive entre deux gestionnaires de réseaux publics d'électricité
   Annexe 3. - Bilan de la régulation incitative de la qualité de service d'Enedis pour l'année 2023
   Annexe 4. - Bilan de la régulation incitative de la continuité d'alimentation d'Enedis pour l'année 2023
   Annexe 5. - Bilan de la régulation incitative sur la mise à disposition des données pour l'année 2023

3. Cadre en vigueur pour l'évolution des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dans les domaines de tension HTA et BT
   1.1. Délibération du 21 janvier 2021 - TURPE 6 HTA-BT

Par la délibération du 21 janvier 2021 susmentionnée, la CRE a fixé les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité dans les domaines de tension HTA et BT applicables à compter du 1er août 2021 (dits « TURPE 6 HTA-BT »). Ce tarif est conçu pour s'appliquer pour une durée d'environ quatre ans, avec un ajustement mécanique au 1er août de chaque année.
Conformément à la délibération TURPE 6 HTA-BT, le niveau des grilles tarifaires évolue au 1er août de chaque année N du pourcentage de variation suivant, par rapport au niveau du tarif en vigueur au 31 juillet de l'année N :

Z = IPC + X + K

où :

- Z est la variation de la grille tarifaire au 1er août de l'année N exprimée en pourcentage et arrondie à 0,01 % près ;
- IPC est, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er août de l'année N, le taux d'inflation prévisionnel pour l'année N pris en compte dans la loi de finances de l'année N ;
- X est le facteur d'évolution annuelle sur la grille tarifaire fixé par la CRE dans la présente délibération tarifaire, égal à 0,31 % (cf. paragraphe 3.3 de la délibération TURPE 6 HTA-BT) ;
- K est l'évolution de la grille tarifaire, exprimée en pourcentage, résultant de l'apurement du solde du CRCP ; K est compris entre + 2 % et - 2 %.

1.2. Evolution spécifique de la composante d'accès aux réseaux publics de distribution d'électricité (terme Rf) et du paramètre Ccard

La composante d'accès aux réseaux publics de distribution d'électricité évolue suivant les valeurs et les modalités d'évolution de la composante d'accès au réseau définie par la délibération de la CRE n° 2018-011 du 18 janvier 2018 (2). Selon la délibération n° 2021-157 du 3 juin 2021 (3) qui a modifié les règles d'évolution du terme Rf, les niveaux de la composante d'accès définis dans la délibération n° 2018-011 sont réévalués de l'inflation à compter du 1er août 2021 : les niveaux en vigueur au 01/08/N sont indexés sur l'inflation effectivement constatée et cumulée entre 2019 et N - 1.
Le paramètre Ccard évolue suivant les valeurs et les modalités d'évolution définies par la délibération de la CRE n° 2021-13 du 31 janvier 2021. Cette délibération précise qu'à compter du 1er août 2021, le montant du paramètre Ccard applicable pour la période du 01/07/N au 30/06/N + 1 est obtenu par indexation de cette valeur de référence sur l'inflation effectivement constatée et cumulée entre 2019 et N - 1.

2. Evolution de la grille tarifaire du TURPE 6 HTA-BT au 1er août 2024
   2.1. Solde du CRCP au 1er janvier 2024

Le solde du CRCP au 31 décembre 2023 est calculé comme la somme :

- du solde prévisionnel de CRCP au 31 décembre 2023, rappelé au point 2.1.1 ; et
- de la différence, au titre de l'année 2023, entre :
- la différence entre le revenu autorisé définitif et le revenu autorisé prévisionnel, révisé de l'inflation et de l'évolution tarifaire du TURPE HTB entre le 1er août 2021 et le 1er août de l'année N (voir point 2.1.2) ;
- la différence entre les recettes perçues par Enedis et les recettes prévisionnelles réévaluées sur la base des évolutions réelles déjà appliquées à la grille tarifaire (voir point 2.1.3).

Le solde du CRCP au 1er janvier de l'année N est obtenu en actualisant le solde définitif du CRCP au 31 décembre de l'année N - 1 au taux sans risque en vigueur de 1,7 %.

2.1.1. Solde prévisionnel du CRCP au 31 décembre 2023

Le solde du CRCP au 1er janvier 2023 s'élève à 1 304 M€, tel que calculé dans la délibération d'évolution annuelle du 31 mai 2023 (4).
Le solde prévisionnel du CRCP d'Enedis au 31 décembre 2023 prend en compte l'apurement partiel du CRCP réalisé en 2023. Il est égal à la somme du solde du CRCP au 1er janvier 2023 et de la différence au titre de l'année 2023 entre le revenu autorisé prévisionnel révisé de l'inflation et les recettes prévisionnelles réévaluées sur la base des évolutions réelles déjà appliquées à la grille tarifaire. Il s'élève à 840,9 M€ et se décompose de la manière suivante :

| Composantes du CRCP prévisionnel total |Montant (M€)| |--------------------------------------------------------------------------------------------------------------|------------| | Solde du CRCP au 1er janvier 2023 [A] | 1 303,5 | | Revenu autorisé prévisionnel révisé de l'inflation au titre de l'année 2023 [B] | 15 129,1 | |Recettes prévisionnelles révisées des évolutions tarifaires réellement appliquées au titre de l'année 2023 [C]| 15 591,6 | | Solde prévisionnel du CRCP au 31 décembre 2023 [A]+[B]-[C] | 840,9 |

2.1.2. Ecarts entre montants réalisés et montants prévisionnels pour l'année 2023
2.1.2.1. Revenu autorisé définitif au titre de l'année 2023

Le revenu autorisé définitif au titre de l'année 2023 s'élève à 16 029,1 M€, dont un malus de - 108,3 M€ d'incitations financières dans le cadre de la régulation incitative de la qualité de service, de la continuité d'alimentation, des coûts unitaires d'investissement, du projet Linky ainsi que de la régulation incitative relative aux pertes.
Ce revenu définitif est supérieur de 900,0 M€ au revenu autorisé prévisionnel pris en compte dans la délibération tarifaire du 21 janvier 2021 révisé de l'inflation réalisée (5).
Charges et recettes permettant de déterminer le revenu autorisé définitif :
L'écart entre le revenu autorisé définitif et le montant prévisionnel révisé de l'inflation s'explique notamment par :

- les charges liées au paiement du TURPE HTB pour les postes source d'Enedis inférieures à la prévision (- 1 958,6 M€), en raison d'une part de la restitution d'une partie des recettes exceptionnelles d'interconnexion réalisées par RTE en 2022, et imputée au CRCP de 2023, d'autre part de la consommation sur le réseau d'Enedis, inférieure aux prévisions (320,9 TWh au lieu de 346,4 TWh) ;
- les charges liées aux pertes (y compris la régulation incitative relative aux pertes) supérieures aux prévisions (+ 2 593,6 M€), dues à un prix d'achat des pertes plus élevé, le volume de pertes étant très proche des prévisions ;
- les charges relatives aux impayés des clients finals, supérieures à la trajectoire tarifaire (+ 41,3 M€, soit 131,3 M€ au lieu de 90,0 M€) ;
- les coûts échoués non récurrents ou imprévisibles, liés à des événements climatiques exceptionnels, qui représentent 2,0 M€ en 2023 ;
- les recettes liées aux contributions des utilisateurs au titre du raccordement, supérieures au prévisionnel (- 120,6 M€, soit 941,4 M€ au lieu de 820,9 M€), en lien notamment avec la dynamique des raccordements producteurs ;
- les charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique non prises en compte dans la délibération TURPE 6 HTA-BT (+ 316,5 M€) - ces charges sont compensées par les recettes tarifaires liées à la perception du commissionnement fournisseur.

Les montants et les explications poste à poste sont détaillés en annexe 1.
Régulation incitative :
Les différentes incitations financières issues du cadre de régulation incitative d'Enedis génèrent en 2023 un malus global de 108,3 M€ en défaveur d'Enedis, qui se décompose comme suit :

- un bonus de 4,1 M€ pour la régulation incitative des pertes, qui s'explique notamment par un prix de pertes d'Enedis inférieur au prix de référence (cf. annexe 1) ;
- un malus de - 33,9 M€ pour la régulation des coûts unitaires d'investissements dans les réseaux, résultant de coûts unitaires supérieurs aux objectifs. En effet, Enedis atteint le plafond du malus (- 30,0 M€) pour l'année 2022 et supporte un malus supplémentaire au titre de 2021 (- 3,9 M€) ;
- un bonus de 15,5 M€ pour la régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué Linky. Ce bonus se décompose entre, d'une part, un bonus de 16,4 M€ au titre de la régulation incitative des coûts unitaires du projet Linky, et d'autre part, un malus de 0,9 M€ relatif à la régulation incitative de performance du système de comptage évolué. Concernant ce malus, la délibération de la CRE n° 2022-82 du 17 mars 2022 (6) a fixé de nouveaux objectifs de performance à Enedis pour la période 2020-2024. Enedis n'a pas été en mesure d'atteindre les objectifs fixés pour 1 des 6 indicateurs incités et a, en conséquence, supporté un malus de - 0,9 M€ ;
- un malus atteignant le plafond de - 83,0 M€ pour la régulation incitative de la continuité d'alimentation d'Enedis :
- la performance d'Enedis sur les 4 indicateurs incités est, pour la première fois depuis plusieurs années, inférieure aux objectifs fixés. En particulier, le critère B s'établit à 72,9 minutes pour un objectif de 62 minutes, ce qui génère à lui seul un malus de - 69,9 M€, en raison notamment d'un nombre particulièrement élevé d'événements climatiques d'ampleur en 2023. Le détail de la performance d'Enedis sur ces indicateurs de continuité d'alimentation est présenté en annexe 4 ;
- en 2023, Enedis a versé au total 166,7 M€ de pénalités pour coupure longue. Le revenu autorisé d'Enedis prend en compte une couverture maximale par le tarif de 75 M€. Le CRCP prévoit également la couverture des charges supportées par l'opérateur au-delà de 117 M€, soit 49,7 M€ au titre de 2023. Ainsi, Enedis garde à sa charge l'écart entre la trajectoire tarifaire et le plancher de prise en charge au CRCP (42 M€). Au total, le tarif couvre donc 124,7 M€ (soit la somme de 75 M€ et 49,7 M€) au titre de l'année 2023 ;
- un malus de - 12,2 M€ pour la régulation incitative de la qualité de service d'Enedis :
- ce malus s'explique principalement par une performance inférieure aux objectifs fixés sur les délais de raccordement, même si elle est en amélioration (- 16,8 M€) :
- les délais des travaux de raccordement des clients en soutirage en BT < 36 kVA sans extension du réseau sont passés de 74 jours en 2022 à 65,9 jours en 2023. Malgré cette amélioration, Enedis reste au-dessus de l'objectif fixé de 62 jours en 2023 et subit un malus de - 2,9 M€ ;
- les délais de raccordements collectifs (- 2,5 M€), de raccordements en soutirage sur le réseau HTA (- 5,0 M€) et de raccordements des producteurs pour les installations BT > 36 kVA et HTA (- 2,5 M€), pour lesquels Enedis n'atteint pas les objectifs fixés et se voit attribuer le plafond du malus ;
- ce malus est pour partie compensé par les indicateurs supérieurs aux objectifs, à savoir « taux de réponses aux réclamations dans les 15 jours calendaires » (1,6 M€) (7), « taux d'appel à la ligne spécialisée fournisseurs avec un temps d'attente inférieur à 90 secondes » (2,7 M€), « énergie calée et normalisée en Recotemp » (2,5 M€) ;
- un bonus de 1,2 M€ pour la régulation incitative de mise à disposition des données d'Enedis.

Le détail de la performance d'Enedis sur ces indicateurs de qualité de service est présenté en annexe 3.

2.1.2.2. Recettes tarifaires perçues par Enedis au titre de l'année 2023

Les recettes tarifaires perçues par Enedis au titre de l'année 2023 sont égales à 15 068,8 M€ et sont inférieures de 522,8 M€ par rapport aux recettes prévisionnelles révisées des évolutions tarifaires réellement appliquées (15 591,6 M€). Elles se décomposent comme suit :

- 14 752 M€ pour les recettes TURPE hors Rf inférieures de 840 M€ au montant prévisionnel révisé des évolutions tarifaires réellement appliquées pour 2023. Cet écart s'explique notamment par un volume acheminé plus faible, 320,9 TWh livrés contre 346,4 TWh prévus, qui est notamment dû à un hiver 2023 plus doux ainsi qu'à une diminution des consommations liée aux efforts de sobriété réalisés par les consommateurs ;
- 316,5 M€ pour les recettes collectées via le paramètre Rf, non prise en compte dans les recettes prévisionnelles.

2.1.3. Solde du CRCP au 1er janvier 2024

| Composantes du CRCP total au 1er janvier 2024 |Montant (M€)| |---------------------------------------------------------------------------------------------------------------|------------| | Solde prévisionnel du CRCP au 31 décembre 2023 [A] | 840,9 | | Revenu autorisé définitif au titre de l'année 2023 [B] | 16 029,1 | | Revenu autorisé prévisionnel révisé de l'inflation au titre de l'année 2023 [B'] | 15 129,1 | | Recettes perçues par Enedis au titre de l'année 2023 [C] | 15 068,8 | |Recettes prévisionnelles révisées des évolutions tarifaires réellement appliquées au titre de l'année 2023 [C']| 15 591,6 | | Solde du CRCP au 31 décembre 2023 [A] + [B] - [B'] - ([C] - [C']) | 2 263,8 | | Actualisation au taux de 1,7 % | 38,5 |

2.2. Paramètre d'évolution de la grille tarifaire TURPE 6 HTA-BT au 1er août 2024
2.2.1. Evolution de l'indice des prix à la consommation IPC2024

L'indice IPC, qui correspond au taux d'inflation hors tabac prévisionnel pour l'année 2024 pris en compte dans le projet de loi de finances pour l'année 2024 est égal à + 2,50 %. Pour rappel, la prévision de l'indice IPC dans la délibération tarifaire du 21 janvier 2021 était de 1,50 % pour l'année 2024.

2.2.2. Facteur d'évolution annuel sur la grille tarifaire X

Le facteur d'évolution annuel sur la grille tarifaire X a été fixé dans la délibération TURPE 6 HTA-BT à + 0,31 % par an.

2.2.3. Coefficient K2024 en vue de l'apurement du solde du CRCP

La délibération TURPE 6 HTA-BT du 21 janvier 2021 prévoit que l'évolution de la grille tarifaire au 1er août 2024 prend en compte un coefficient K, qui vise à apurer, d'ici le 31 juillet 2025, le solde du CRCP du 1er janvier 2024. Le coefficient K est plafonné à +/- 2 %.
Le coefficient K est déterminé de manière à ce que l'évolution tarifaire effectivement mise en œuvre permette de couvrir, dans la limite de son plafonnement, la somme des coûts à couvrir suivants :

- le revenu autorisé prévisionnel lissé pour l'année 2025 défini par la délibération TURPE 6 HTA-BT, mis à jour de l'inflation et de l'évolution tarifaire du TURPE HTB entre le 1er août 2023 et le 1er août 2024 ;
- l'apurement prévisionnel du solde du CRCP, sur l'année 2024.

Le coefficient nécessaire pour apurer le solde du CRCP au 1er janvier 2024 s'élève à + 7,64 %. Ce chiffre dépasse le plafond de + 2 %, le coefficient K2024 est donc fixé à + 2 %.

2.2.4. Coefficient Z2024 correspondant à l'évolution moyenne du tarif au 1er août 2024

La variation du niveau des grilles tarifaires au 1er août 2024 est égale à :

Z2024 = IPC2024 + X + K2024 = 2,50 % + 0,31 % + 2 % = + 4,81 %

2.2.5. Evolution du terme Rf et du paramètre Ccard

La délibération de la CRE n° 2018-011 du 18 janvier 2018 a augmenté la part fixe (composante de gestion) à hauteur d'un montant moyen Rf pris en compte au titre des contreparties financières versées aux fournisseurs pour rémunérer la gestion de clientèle effectuée par ces derniers pour le compte des GRD à compter du 18 janvier 2018.
La délibération susmentionnée prévoit, pour les clients raccordés aux niveaux de tension BT ≤ 36 kVA, une révision du terme Rf le 1er août de chaque année, à l'occasion de l'évolution annuelle du TURPE. La CRE a considéré qu'il était pertinent, à titre transitoire et jusqu'au 31 juillet 2022, de différencier la contrepartie financière prise en compte, selon qu'elle est versée au titre de la gestion des clients au TRV ou des clients en offre de marché. Les coûts de gestion des clients au TRV et des clients en offre de marché ne font plus l'objet d'une différentiation à partir du 1er août 2022.
De plus, la délibération n° 2021-157 du 3 juin 2021 a introduit une indexation sur l'inflation effectivement constatée et cumulée entre 2019 et l'année précédant la mise à jour tarifaire des montants définis par la délibération n° 2018-011.
Le montant du terme Rf est, à partir du 1er août 2024 :

- pour les clients BT ≤ 36 kVA de 7,64 € ;
- pour les clients BT > 36 kVA de 87,65 € ;
- pour les clients HTA de 175,30 €.

De la même manière, la délibération TURPE 6 a fixé les valeurs applicables pour le coefficient Ccard, qui vise à rémunérer les GRD pour le surcoût qu'il encourt pour la gestion des clients ayant conclu un contrat d'accès au réseau directement avec lui, et a aussi introduit une indexation sur l'inflation effectivement constatée et cumulée entre 2019 et l'année précédant la mise à jour tarifaire.
Le montant du paramètre Ccard est, à partir du 1er août 2024 :

- pour les clients BT ≤ 36 kVA de 8,88 € ;
- pour les clients BT > 36 kVA de 119,12 € ;
- pour les clients HTA de 238,23 €.

Décision de la CRE

En application des dispositions de l'article L. 341-3 du code de l'énergie, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) fixe les méthodes utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité. En outre, ce même article énonce d'une part que « [l]a Commission de régulation de l'énergie se prononce […] sur les évolutions des tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité » et d'autre part qu'elle « peut prévoir un encadrement pluriannuel d'évolution des tarifs ».
Par la délibération n° 2021-13 du 21 janvier 2021, la CRE a fixé les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité dans les domaines de tension HTA et BT applicables à compter du 1er août 2021 (dits « TURPE 6 HTA-BT ») pour environ 4 ans. Cette délibération précise en outre les modalités du calcul de l'évolution de la grille tarifaire à chaque 1er août, à partir de 2022.
Les évolutions annuelles de grille tarifaire visent, notamment, à prendre en compte les écarts entre les charges et les produits réellement constatés sur l'année précédente et les charges et les produits prévisionnels sur des postes peu prévisibles pris en compte pour définir le TURPE et identifiés dans le mécanisme du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP).
Enfin, la délibération de la CRE n° 2018-011 du 18 janvier 2018 a augmenté la part fixe (abonnement) à hauteur d'un montant moyen Rf pris en compte au titre des contreparties financières versées aux fournisseurs pour rémunérer la gestion de clientèle effectuée par ces derniers pour le compte des GRD à compter du 1er janvier 2018. De plus, la délibération n° 2021-157 du 3 juin 2021 a introduit une indexation sur l'inflation effectivement constatée et cumulée entre 2019 et l'année précédant la mise à jour tarifaire des montants définis par la délibération n° 2018-011.
En application des dispositions des délibérations de la CRE susmentionnées, l'évolution annuelle du TURPE 6 HTA-BT résulte :

- d'une évolution à la hausse du niveau moyen du tarif de Z2024 = + 4,81 % en application de la formule définie dans la délibération tarifaire du 21 janvier 2021 :

Z2024 = IPC2024 + X + K2024 = 2,50 % + 0,31 % + 2 % = + 4,81 %

- du montant du terme Rf qui est, à partir du 1er août 2024 :
- pour les clients BT ≤ 36 kVA de 7,64 € ;
- pour les clients BT > 36 kVA de 87,65 € ;
- pour les clients HTA de 175,30 € ;
- du montant du paramètre Ccard qui est, à partir du 1er août 2024 :
- pour les clients BT ≤ 36 kVA de 8,88 € ;
- pour les clients BT > 36 kVA de 119,12 € ;
- pour les clients HTA de 238,23 €.

L'évolution tarifaire entre en vigueur le 1er août 2024. Les coefficients de la grille tarifaire du TURPE 6 HTA-BT qui découlent de la présente évolution figurent en annexe 2 de la présente délibération.
La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française et sur le site internet de la CRE. Elle sera transmise aux ministres chargés de l'énergie et de l'économie.