ANNEXE 4
BILAN DE LA QUALITÉ DE SERVICE DE RTE POUR L'ANNÉE 2024

Tableau 1 - Bilan des indicateurs de qualité de service de RTE en 2024 (hors indicateurs sur la publication des données)

| Indicateurs | Unité | 2024 | |-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|--------------------------------|------| | Raccordement | | | | Taux de respect des délais inscrits dans la proposition technique et financière (PTF) | - | 51 % | | Taux de respect des délais inscrits dans la convention de raccordement | - | 67 % | | Taux de respect entre les coûts facturés et les coûts inscrits dans la convention de raccordement | - |100 % | | Taux de respect entre les coûts facturés et les coûts inscrits dans la PTF +/-15 % | - | 92 % | | Délais moyens de raccordement par segment | | | | Eolien offshore | nombre de mois | 72 | | EnR terrestre | nombre de mois | 28 | | Distributeurs et Consommateurs | nombre de mois | 29 | | Taux de PTF transmises dans le délai de 3 mois | | | | Producteurs et GRD (hors CTRP) | | 50 % | | Consommateurs | | 24 % | | Taux de PTF transmises dans le délai convenu | | | | Producteurs et GRD (hors CTRP) | | 65 % | | Consommateurs | | 84 % | | Nombre de PTF remises dans un délai supérieur à 6 mois | | | | Producteurs et GRD (hors CTRP) | | 42 | | Consommateurs | | 28 | | Délai convenu moyen de transmission des propositions techniques et financières | | | | Producteurs et GRD (hors CTRP) | nombre de mois | 4,7 | | Consommateurs | nombre de mois | 5,7 | | Délais moyens de transmission des propositions techniques et financières | | | | Producteurs et GRD (hors CTRP) | nombre de mois | 4,2 | | Consommateurs | nombre de mois | 5,9 | | Comptage | | | | Respect des délais d'intervention de dépannage sur compteurs |nombre de jours de retard cumulé| 427 | | Réclamation | | | | | | | | Taux de prise en charge d'une réclamation sous 10 jours | - | 94 % | | Taux de traitement d'une réclamation sous 30 jours | - | 92 % | | Durée moyenne globale du traitement d'une réclamation | nombre de jours | 16 | | Qualité de l'onde de tension | | | | Durée moyenne de dépassement de la tension maximale par niveau de tension | | | | HTB3 | min/poste | 59 | | HTB2 | min/poste | 1864 | | 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 % | | HTB3 dans la plage [428 kV ; 440 kV] | - | 0 % | | HTB3 dans la plage [424 kV ; 428 kV] | - | 2 % | | HTB3 dans la plage [420 kV ; 424 kV] | - | 97 % | | HTB2 dans la plage [250 kV ; 255 kV] | - | 0 % | | HTB2 dans la plage [255 kV ; 270 kV] | - | 0 % | | HTB2 dans la plage [247,5 kV ; 250 kV] | - | 1 % | | HTB2 dans la plage [245 kV ; 247,5 kV] | - | 99 % | | Continuité d'alimentation | | | | Taux de respect des engagements contractuels du CART relatifs à la qualité d'électricité | | | | Client industriels | | 85 % | | Clients ferroviaires | | 71 % | | Distributeurs | | 97 % | | Energie Non Evacuée par les producteurs due aux activités de RTE sur le réseau public de transport | MWh |30 900| |Taux de respect des dates et de la durée des travaux planifiés par RTE sur le réseau public de transport pour les clients industriels| - | 83 % |

Analyse de la qualité de service de RTE en 2024
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 dégradés en 2024 par rapport à 2023, passant de 57 % à 51 % et de 82 % à 67 %, respectivement.
Les indicateurs du taux respect entre les coûts facturés et les coûts inscrits dans la convention de raccordement et du taux de respect entre les coûts facturés et les coûts inscrits dans la PTF +/-15 % se maintiennent à des niveaux satisfaisants en 2024.
Les délais moyens de raccordement augmentent en 2024 par rapport à 2023, sauf pour le segment éolien mer. Concernant les raccordements de consommateurs industriels et de distributeurs, les délais augmentent entre 2023 et 2024, traduisant une part plus importante de PTF avec créations d'actifs par rapport à 2023. Sur les EnR en mer, le délai moyen de 2024 correspond au délai d'un unique projet : la mise à disposition du parc éolien flottant de Gruissan. Sur les EnR terrestres, en 2023 seuls 2 projets ont été mis à disposition. Il s'agissait de projets sans création d'actifs, ce qui explique le délai moyen réduit. En 2024, il y a eu la mise à disposition de 7 projets, dont 4 avec création d'actifs, ce qui explique le délai moyen supérieur à celui de l'année précédente.
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 2 de la présente délibération.
Les taux de transmission des PTF dans les délais convenus avec le demandeur en 2024 sont de 65 % (contre 55 % en 2023) pour le segment « producteurs et GRD » et de 84 % pour le segment « consommateurs » (contre 67 % en 2023). Le taux de transmission des PTF dans un délai de trois mois est de 50 % pour le segment « producteurs et GRD » (contre 40 % en 2023) et de 24 % sur le segment « consommateurs » (contre 18 % en 2023). Ces résultats sont en hausse mais doivent être encore améliorés.
Le nombre de PTF transmises dans un délai supérieur à 6 mois en 2024 s'élève à 42 pour le segment « producteurs et GRD » (contre 39 en 2023), ce qui représente 15 % des PTF sur ce segment (contre 17 % en 2023). Pour le segment « consommateurs », le nombre de PTF transmises dans un délai supérieur à 6 mois en 2024 est de 28 (contre 35 en 2023), ce qui représente 38 % des PTF sur ce segment (contre 32 % en 2023). Si certains délais peuvent être justifiés par des circonstances spécifiques (adaptation ou révision de S3REnR, mise en place des ORREM, etc.), la CRE considère nécessaire de réduire de tels délais extrêmes.
Les délais convenus de transmission des PTF sont en légère baisse par rapport à 2023, en moyenne de 4,7 mois pour le segment « producteurs et GRD » (contre 5,2 mois en 2023) et de 5,7 mois pour le segment « consommateurs » (contre 6,0 mois en 2023). Les délais moyens de transmission des PTF sur ces segments sont respectivement de 4,2 mois (contre 4,5 mois en 2023) et 5,9 mois (contre 6,7 mois en 2023). Ces résultats s'améliorent légèrement mais demeurent éloignés du délai standard de trois mois inscrit dans la documentation technique de référence de RTE.
Comptage
Le respect des délais contractuels de réalisation d'une intervention de dépannage sur compteurs s'est amélioré en 2024 par rapport à 2023, passant de 959 à 427 jours de retard cumulé. Cette bonne performance en 2024 par rapport aux années précédentes s'explique par une baisse du nombre d'interventions sur l'année, mais est surtout le résultat des efforts de RTE sur ce sujet. La CRE invite RTE à stabiliser ces résultats.
Traitement des réclamations
La performance de RTE sur le traitement des réclamations s'est améliorée au global en 2024 : le taux de traitement d'une réclamation sous 30 jours est passé de 81 % à 92 % et la durée moyenne du traitement d'une réclamation est passée de 20 à 16 jours. Le taux de traitement d'une réclamation sous 10 jours s'est néanmoins dégradé tout en restant à un niveau satisfaisant, passant de 98 % à 94 %. Ces dynamiques ont eu lieu alors que RTE fait face à une augmentation du nombre de réclamations reçues en 2024 (+34 %), sous l'effet, d'après RTE, de contestations sur les volumes certifiés au titre du mécanisme de capacité, ainsi que de réclamations liées à la qualité de l'électricité, notamment associées à des creux de tension. La CRE salue les efforts de RTE sur l'année 2024 et l'invite à continuer dans cette dynamique.
Qualité de l'onde de tension
L'année 2024, en comparaison de 2023, a globalement été plus favorable à la tenue du plan de tension. En effet, 2024 a connu une meilleure disponibilité des groupes de production, notamment les groupes hydrauliques. Des mises en service de moyens de compensation ont localement aidé à la maîtrise des tensions hautes.
En conséquence, la durée moyenne de dépassement de la tension maximale a baissé de façon significative au niveau de tension HTB 2, passant de 2 568 minutes par poste en 2023 à 1 864 minutes par poste en 2024. Au niveau de tension HTB 3, elle s'est légèrement dégradée, passant de 47 minutes par poste en 2023 à 59 minutes par poste en 2024.
RTE explique ne pas être en mesure de fournir un indicateur fiable sur le dépassement de la tension maximale en HTB 1, en raison du trop faible nombre de nœuds équipés de télémesures, affectant négativement la robustesse des données collectables. Les niveaux de tension supérieurs (HTB 2 et HTB 3) concernent principalement des installations de production, les installations de consommation étant majoritairement raccordées en HTB 1.
La CRE rappelle sa demande à RTE, faite dans la délibération TURPE 7 HTB, de publier les indicateurs de qualité de l'onde de tension pour le niveau de tension HTB 1. Leur absence est préjudiciable aux utilisateurs raccordés à ce niveau de tension, qui constituent par ailleurs la majorité des clients raccordés au RPT.
Continuité d'alimentation
Les engagements en matière de continuité d'alimentation sont établis sur l'année civile (du 1^er janvier au 31 décembre) pour une durée de 3 ans. Pour l'année 2024, 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 est de, respectivement, 85 % pour les industriels, 71 % dans le ferroviaire et 97 % pour les distributeurs. La CRE constate une dégradation du respect des engagements pour le secteur ferroviaire par rapport au dernier triennal (79 % en 2021). La CRE considère nécessaire d'améliorer ces résultats. A l'exception du secteur ferroviaire, les taux de respect des engagements demeurent satisfaisants.
Le volume d'Energie Non Evacuée (ENE) par les producteurs éoliens et photovoltaïques raccordés sur le RPT dû aux activités de RTE sur le RPT s'élève à 30,9 GWh en 2024 (cette valeur n'étant pas définitive), contre 30,8 GWh en 2023 (valeur définitive). Ce volume est calculé pour les limitations à réseau complet (69,5 %), pour les limitations lors de pertes d'ouvrages (0,5 %) et pour les limitations lors de travaux programmés (30 %).
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 poursuit sa baisse, passant de 85 % en 2023 à 83 % en 2024. 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.
Les résultats des indicateurs de continuité d'alimentation incités financièrement sont décrits en annexe 2 de la présente délibération.

Tableau 2 - Bilan des indicateurs relatifs à la mise à disposition des données en 2024

| Indicateurs suivis (en %) | 2024 | |----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|-------| | Taux de disponibilité de la plateforme Portail Services de RTE |99,7 % | | Taux de fiabilité des données de tendance du mécanisme d'ajustement |100,0 %| | Qualité du Niveau de Capacité Effectif (NCE) au titre du mécanisme de capacité (écart entre le NCE définitif et le NCE estimé) |98,0 % | |Qualité de l'obligation de capacité transmise aux acteurs au titre du mécanisme de capacité (écart entre l'obligation définitive et l'obligation estimée) |99,9 % | |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|99,8 % | | Taux de respect des délais de transmission du contrat de certification à l'Exploitant de Capacité (EDC) |99,6 % | | Taux de transmission par RTE du contrôle du réalisé sur le mécanisme d'ajustement dans les délais contractuels |100,0 %|

Le taux de disponibilité de la plateforme Portail Services de RTE s'établit à 99,7 % en 2024, en hausse par rapport à 2023 (97,0 %). Le taux de fiabilité des données de tendance du mécanisme d'ajustement demeure à 100,0 % en 2024, comme depuis 2022. Ces résultats sont satisfaisants.
Concernant les données du mécanisme de capacité, 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 2024.
Concernant le mécanisme de capacité, les résultats des indicateurs de respect des délais portent sur toutes les demandes conformes traitées en 2024, 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 demeure satisfaisant en 2024 à 99,8 % (contre 99,3 % 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 s'améliore en 2024 (99,6 %) par rapport à 2023 (90,6 %), résultant, d'après RTE, de diverses mesures d'amélioration continue mises en place depuis fin 2023.
Enfin, le taux de transmission par RTE du contrôle du réalisé sur le mécanisme d'ajustement dans les délais contractuels se maintient à 100,0 % en 2024. Ces résultats sont satisfaisants.

(1) Délibération de la CRE du 13 mars 2025 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de transport d'électricité (TURPE 7 HTB).
(2) Délibération de la CRE du 21 janvier 2021 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de transport d'électricité (TURPE 6 HTB).
(3) Délibération de la CRE du 5 janvier 2023 portant décision modifiant les délibérations de la CRE 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).
(4) Délibération de la CRE du 26 juin 2024 portant décision sur l'évolution au 1^er août 2024 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.
(5) Correspond aux dépenses de R&D nettes des subventions, conformément au périmètre couvert par la régulation.
(6) Montant de référence corrigé de l'inflation réellement constatée.
(7) 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.
(8) Incitation (M€) = 20 % * (Volume_{référence,2023} - Volume_{constaté,2023}) * Prix_{référence,2023}.
(9) Incitation (M€) = 20 % * (Prix_{référence,2023} - Prix_{constaté 2023}) * Volume_{constaté 2023}.
(10) 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).
(11) La FCR cooperation est un marché commun utilisant la méthode d'échange des réserves pour le réglage de fréquence définie dans le règlement européen relatif à l'équilibrage de l'électricité (EBGL).
(12) Incitation (M€) = 20 % * (Volume_{référence,2024} - Volume_{constaté,2024}) * Surcoût_{référence,2024}.
(13) Incitation (M€) = 20 % * (Volume_{référence,2024} - Volume_{constaté,2024}) * Surcoût_{référence,2024}.
(14) 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).
(15) Incitation (M€) = 20 % * (Volume_{référence,2023} - Volume_{constaté,2023}) * Surcoût_{référence,2023}.
(16) Incitation (M€) = 20 % * (Volume_{référence,2023} - Volume_{constaté,2023}) * Surcoût_{référence,2023}.
(17) Délibération de la CRE n° 2024-157 du 4 septembre 2024 portant approbation d'un contrat entre RTE et EDF Renouvelables concernant la contractualisation de flexibilités locales pour la résolution des congestions.
(18) 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.
(19) Ces recettes sont nettes des indemnités versées par RTE en cas de réduction des capacités aux interconnexions.
(20) 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.
(21) 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 ; Délibération de la CRE du 28 octobre 2021 portant décision relative à la définition du budget cible du projet de raccordement du parc éolien en mer de Gruissan.
(22) 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.
(23) Délibération de la CRE du 25 avril 2019 portant décision relative à la définition du budget cible du projet de création du poste électrique 400/225 kV Sud - Aveyron.
(24) Délibération de la CRE du 22 novembre 2018 portant décision relative à la définition du budget cible du projet de renforcement de la ligne 400 kV entre le sud de Lille et le nord-ouest d'Arras de RTE.
(25) Délibération de la CRE du 19 janvier 2017 portant projet de décision sur le projet d'interconnexion « IFA2 » - CRE.
(26) Ce montant correspond au budget cible de 378,2 M€2017 réévalué aux conditions économiques réelles de 2021.
(27) Délibération de la CRE du 26 mars 2015 portant décision relative au mécanisme d'incitations financières du projet d'interconnexion « Savoie-Piémont ».
(28) Ce montant correspond à l'annuité prévisionnelle de 36 M€₂₀₁₄ réévaluée aux conditions économiques réelles de 2024.
(29) En dehors de la régulation incitative sur la qualité d'alimentation et sur les données.
(30) A l'exception du suivi de la qualité de l'onde de tension en HTB1, que RTE publiera en 2026 pour l'année 2025.