Participaient à la séance : Emmanuelle WARGON, présidente, Anthony CELLIER, Ivan FAUCHEUX et Lova RINEL, commissaires.
Les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) d'électricité sont chargés de l'acheminement de l'électricité sur les réseaux publics de distribution jusqu'aux consommateurs finals. Ils facturent l'acheminement de l'électricité aux utilisateurs de leur réseau, en application des tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution (TURPE) fixés par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).
En complément de la prestation d'acheminement de l'électricité, il existe également des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD d'électricité. Ces prestations, réalisées à la demande principalement des fournisseurs et des consommateurs finals, sont rassemblées, pour chaque GRD d'électricité, dans un catalogue de prestations qui est public. Les prestations annexes réalisées par les GRD d'électricité à destination des responsables d'équilibre (RE) sont regroupées dans un catalogue de prestations qui leur est dédié. L'article L. 341-3 du code de l'énergie confère à la CRE la compétence en matière de tarification des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD d'électricité.
Ainsi, les dispositions de l'article L. 341-3 du code de l'énergie prévoient que « la Commission de régulation de l'énergie fixe […] les méthodes utilisées pour établir les tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif » par les gestionnaires de réseaux.
Ce même article précise également que « la Commission de régulation de l'énergie se prononce, s'il y a lieu à la demande des gestionnaires des réseaux publics de transport ou de distribution d'électricité, sur les évolutions […] des tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de ces réseaux » en indiquant, en outre, que la CRE procède, selon les modalités qu'elle détermine, à la consultation des acteurs du marché de l'énergie.
En outre, aux termes des dispositions de l'article L. 134-1 du code de l'énergie, la CRE a compétence pour préciser « les règles concernant : / 1° Les missions des gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution d'électricité en matière d'exploitation et de développement des réseaux ; / 2° Les conditions de raccordement aux réseaux publics de transport et de distribution d'électricité ; / 3° Les conditions d'accès aux réseaux et de leur utilisation y compris la méthodologie de calcul des tarifs d'utilisation des réseaux et les évolutions de ces tarifs, […]. »
Les tarifs et le contenu des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD d'électricité actuellement en vigueur ont été fixés par la délibération de la CRE n° 2024-117 du 25 juin 2024 (1). Cette délibération est entrée en vigueur le 1^er août 2024.
Par ailleurs, les GRD d'électricité peuvent, dans le respect des principes du droit de la concurrence, proposer des prestations relevant du domaine concurrentiel, dont ils fixent librement le prix. En sus du respect de ces principes, et dès lors qu'ils choisiraient de les mentionner dans leur catalogue, la CRE demande aux GRD que ces prestations soient clairement identifiées comme telles et isolées dans le catalogue de prestations, afin d'éviter tout risque de confusion avec les prestations réalisées à titre exclusif par ces gestionnaires. En outre, l'opérateur doit alors indiquer expressément que ces prestations peuvent être réalisées par d'autres prestataires.
En application des articles du code de l'énergie précités, la présente délibération de la CRE a notamment pour objet :

- pour les consommateurs :
- l'adaptation de la prestation de « relevé spécial », dans le cadre de l'entrée en vigueur de la délibération TURPE 7 HTA-BT (2) et de la nouvelle composante additionnelle pour comptage non communicant ;
- la pérennisation de la prestation expérimentale « Analyse de la qualité d'alimentation électrique », permettant aux consommateurs de demander un rapport d'analyse à Enedis en cas de perturbation ou d'interruption de l'alimentation ;
- pour les producteurs :
- la création d'une prestation « Raccordement anticipé des producteurs BT>36 kVA » visant à faire contribuer financièrement les producteurs en raccordement anticipé au réseau BT pour la gestion par le GRD des contraintes réseaux qu'ils engendrent, à savoir les limitations d'injection des autres producteurs dans le cadre de l'équilibrage du réseau ;
- la reconduction de la prestation expérimentale « Téléaction sous IP » dans les mêmes conditions financières et techniques pour un an de plus ;
- pour les responsables d'équilibre :
- la reconduction de la prestation expérimentale consistant à transmettre au responsable d'équilibre, de manière anticipée et en RecoTemp, des Bilans détaillés par sous-profil et par fournisseur/acheteur.

A compter de l'entrée en vigueur de la présente délibération de la CRE, la délibération n° 2024-117 précitée est abrogée.
La CRE a organisé une consultation publique (3) qui s'est déroulée du 24 avril au 18 mai 2025. Elle a reçu 13 contributions. L'ensemble des réponses non confidentielles à la consultation publique menée par la CRE est publié en même temps que la présente délibération.
Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 17 juin 2025.

Sommaire

1. Méthodes et compétences de la CRE
   1.1. Principes de tarification des prestations annexes
   1.2. Dispositions générales
   1.3. Prestations réalisées à titre expérimental

2. Modalités d'évolution annuelle des tarifs des prestations annexes des GRD d'électricité
   2.1. Indexation annuelle des tarifs des prestations annexes
   2.2. Modalités de prise d'effet des évolutions des tarifs des prestations

3. Evolutions des prestations des GRD au 1^er août 2025
   3.1. Evolution des prestations à destination des particuliers, des entreprises et des professionnels et des collectivités au 1^er août 2025
   3.1.1. Evolution de la prestation « Enquête »
   3.1.2. Evolution de la prestation « Intervention de courte durée »
   3.1.3. Evolution de la prestation « Relevé spécial »
   3.1.4. Pérennisation de la prestation annexe expérimentale « Analyse de la qualité d'alimentation électrique »
   3.2. Evolution des prestations à destination des producteurs au 1^er août 2025
   3.2.1. Duplicata de document (type 1)
   3.2.2. Raccordement anticipé des producteurs > 36 kVA
   3.2.3. Reconduction de la prestation expérimentale « Téléaction sous IP »
   3.3. Evolution des prestations à destination de plusieurs segments clients au 1^er août 2025
   3.3.1. Evolution des prestations de « Vérification sur le dispositif de comptage »
   3.3.2. Evolution de la prestation de « Modification contractuelle de puissance »
   3.3.3. Introduction de la prestation « LinkyReady »

4. Evolution des prestations à destination des responsables d'équilibre
   4.1. Reconduction de la prestation expérimentale S515 « Transmission anticipée en RecoTemp des bilans détaillés par sous-profil et par fournisseur »
   4.2. Diverses modifications du catalogue des prestations à destination des responsables d'équilibre non soumises à la consultation publique
   4.2.1. Correction de la description des prestations « Transmission de l'énergie de production » (flux RP09) et « Transmission mensuelle de la courbe de mesure de production » (flux RP12)
   4.2.2. Ajout du dernier jeu de données disponible sur la plateforme Services aux responsables d'équilibre
   Décision de la CRE
   ANNEXE 1 : Contenus et tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité à destination des particuliers, des entreprises, des professionnels et des collectivités

5. Prestations annexes obligatoirement proposées par les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité
   1.1. Mise en service à la suite d'un raccordement nouveau
   1.2. Mise en service sur raccordement existant
   1.3. Changement de fournisseur
   1.4. Changement de responsable d'équilibre
   1.5. Résiliation sans suppression du raccordement
   1.6. Modification de formule tarifaire d'acheminement (HTB, HTA et BT > 36 kVA)
   1.7. Modification de formule tarifaire d'acheminement (BT ≤ 36kVA)
   1.8. Modification de puissance souscrite (HTB, HTA et BT > 36 kVA)
   1.9. Modification de puissance souscrite ou de type d'alimentation à isopuissance (BT ≤ 36kVA)
   1.10. Modification de puissance de raccordement en injection pour les producteurs raccordés dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA
   1.11. Modification de comptage sur réducteurs
   1.12. Activation du calendrier tarifaire du fournisseur
   1.13. Modification de comptage à lecture directe
   1.14. Intervention pour impayé ou manquement contractuel (HTB, HTA et BT > 36 kVA)
   1.15. Intervention pour impayé ou manquement contractuel (BT ≤ 36 kVA)
   1.16. Rétablissement suite à intervention pour impayé ou manquement contractuel (HTB, HTA et BT > 36 kVA)
   1.17. Rétablissement suite à intervention pour impayé ou manquement contractuel (BT ≤ 36 kVA)
   1.18. Relevé spécial
   1.19. Accès aux données de comptage (HTB, HTA et BT > 36 kVA)
   1.19.1. Consultation des données de comptage
   1.19.2. Emission d'un historique de données
   1.20. Transmission en J + 1 des données du compteur pour les sites raccordés dans les domaines de tension HTA et BT > 36 kVA
   1.21. Transmission ponctuelle de données mesurées en infrajournalier pour les sites raccordés dans les domaines de tension HTA et BT > 36 kVA
   1.22. Accès aux données de comptage (BT ≤ 36 kVA)
   1.22.1. Consultation des données de comptage
   1.22.2. Emission d'un historique de données
   1.23. Activation de la transmission récurrente de la courbe de mesure (HTB, HTA et BT > 36 kVA)
   1.24. Demande de collecte de la courbe de charge (BT ≤ 36 kVA)
   1.25. Transmission de l'historique d'index (HTB, HTA et BT > 36 kVA)
   1.26. Transmission de l'historique de courbe de mesure (HTB, HTA et BT > 36 kVA)
   1.27. Transmission récurrente de données quotidiennes (BT ≤ 36 kVA)
   1.28. Transmission récurrente de courbe de charge (BT ≤ 36 kVA)
   1.29. Mise à disposition hebdomadaire de courbes de mesure au pas 30 minutes (BT ≤ 36kVA)
   1.30. Transmission de courbes de mesure au pas de 10 minutes (HTA et BT > 36 kVA)
   1.31. Transmission de données de consommation agrégées aux propriétaires ou gestionnaires d'immeubles
   1.32. Choix de la date de publication des index mensuels (BT ≤ 36 kVA)
   1.33. Relevé en masse à date choisie (BT ≤ 36 kVA)
   1.34. Intervention pour permettre la vérification des protections en HTA et/ou des protections de découplage par un tiers agréé
   1.35. Vérification sur le dispositif de comptage
   1.35.1. Vérification métrologique du compteur
   1.35.2. Vérification de la chaîne de mesure (HTB et HTA)
   1.35.3. Vérification visuelle du compteur
   1.36. Interventions spécifiques sur dispositif de comptage en propriété de l'utilisateur
   1.36.1. Synchronisation du dispositif de comptage (HTB, HTA et BT > 36 kVA)
   1.36.2. Abandon de la propriété du dispositif de comptage de l'utilisateur
   1.37. Séparation de réseaux
   1.38. Déplacement d'ouvrages autres que le dispositif de comptage ou le branchement
   1.39. Suppression du raccordement
   1.40. Modification des codes d'accès au compteur
   1.41. Activation de la sortie « téléinformation client » (TIC)
   1.42. Intervention de courte durée
   1.43. Protections de chantier ou mises hors tension d'ouvrages pour travaux
   1.43.1. Isolation de réseau nu BT par pose de matériels isolants
   1.43.2. Autres cas
   1.44. Prestation de relève à pied (HTB, HTA et BT > 36 kVA)
   1.45. Prestation annuelle de décompte
   1.46. Intervention « express »
   1.47. Dédit
   1.48. Déplacement vain
   1.49. Changement de nature de contrat
   1.50. Raccordement anticipé des producteurs > 36 kVA

6. Prestations que les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité peuvent proposer
   2.1. Mise en service ou rétablissement dans la journée (BT ≤ 36 kVA)
   2.2. Mise sous tension pour essais des installations électriques (HTB, HTA, BT > 36 kVA et BT ≤ 36 kVA)
   2.3. Déconnexion ou reconnexion au potelet (BT ≤ 36 kVA)
   2.4. Modifications de comptage
   2.4.1. Remplacement du compteur
   2.4.2. Mise en place d'un système de téléreport des index (BT ≤ 36 kVA)
   2.4.3. Raccordement du dispositif de comptage à une ligne de réseau téléphonique commuté
   2.5. Relevé de courbes de mesure par GSM
   2.6. Paramétrage d'une synchrone de courbes de mesure
   2.7. Contrôle de cohérence d'un dispositif de comptage par un compteur en doublon (BT ≤ 36 kVA)
   2.8. Bilans qualité de fourniture (HTB et HTA)
   2.8.1. Bilan standard de continuité
   2.8.2. Bilan personnalisé de continuité
   2.8.3. Bilan personnalisé de qualité
   2.8.4. Analyse de la qualité d'alimentation électrique
   2.9. Production de réactif par batteries de condensateurs au poste de transformation HTB/HTA
   2.10. Mise en place d'une télécommande des interrupteurs d'arrivée (HTB et HTA)
   2.11. Étude de perturbations
   2.12. Enquête sur les flux de soutirage d'un point de connexion
   2.13. Mise en place d'un test sur mesure d'interopérabilité des systèmes d'information
   2.14. Forfait « agent assermenté »
   2.15. Duplicata de document
   2.16. Correction d'index de mise en service, de changement de fournisseur ou de résiliation
   2.17. Délivrance du marquage « LinkyReady »
   ANNEXE 2 : Contenus et tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité à destination des responsables d'équilibre

7. Prestations annexes non facturées à destination des responsables d'équilibre devant être proposées par Enedis
   1.1. Transmission de la courbe de température

8. Prestations annexes non facturées à destination des responsables d'équilibre devant être proposées par les gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité
   2.1. Transmission du périmètre
   2.2. Transmission mensuelle de la courbe de mesure ajustée de consommation
   2.3. Transmission mensuelle de la courbe de mesure de production
   2.4. Transmission hebdomadaire de la courbe de mesure ajustée de consommation
   2.5. Transmission hebdomadaire de la courbe de mesure de production
   2.6. Transmission de l'énergie de production
   2.7. Transmission des données ARENH
   2.8. Reconstitution optionnelle des flux sur la base des courbes de mesure pour les sites en BT ≤ 36 kVA

9. Prestations annexes facturées à destination des responsables d'équilibre devant obligatoirement être proposées par les gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité
   3.1. Reconstitution optionnelle des flux sur la base des courbes de mesure pour les sites en BT > 36 kVA et HTA

10. Prestations annexes à destination des responsables d'équilibre pouvant être proposées par les gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité
    4.1. Transmission d'un historique de données du responsable d'équilibre
    4.2. Transmission des Bilans
    4.3. Transmission des Bilans détaillés par sous-profil
    4.4. Transmission des Bilans détaillés par sous-profil et par fournisseur
    4.5. Transmission des facteurs d'usages unitaires échantillonnés
    4.6. Transmission anticipée en S-1 des facteurs d'usages agrégés par sous-profil à la maille du GRD
    4.7. Transmission de Bilans Ecarts en S+1 avec tendance de calage
    4.8. Transmission en M-1 de la liste des CARD-S présents au périmètre du responsable d'équilibre le mois suivant
    4.9. Transmission des Bilans RecoTemp anticipés
    4.10. Transmission des courbes de charge des sites télérelevés agrégées par fournisseur ou par filière de production
    4.11. Transmission des facteurs d'usage unitaires des sites profilés
    4.12. Accès à la plateforme Services aux Responsables d'équilibre et transmission du flux de notification de mise à jour des jeux de données

11. Bouquets de prestations annexes à destination des responsables d'équilibre pouvant être proposés par les gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité

12. Méthodes et compétences de la CRE
    1.1. Principes de tarification des prestations annexes

Les dispositions du code de l'énergie confèrent à la CRE la compétence en matière de tarification des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD d'électricité.
Ainsi, les dispositions de l'article L. 341-3 du code de l'énergie prévoient que « la Commission de régulation de l'énergie fixe […] les méthodes utilisées pour établir les tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif » par les gestionnaires de réseaux.
Ce même article précise également que « la Commission de régulation de l'énergie se prononce, s'il y a lieu à la demande des gestionnaires des réseaux publics de transport ou de distribution d'électricité, sur les évolutions […] des tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de ces réseaux » en indiquant, en outre, que la CRE procède, selon les modalités qu'elle détermine, à la consultation des acteurs du marché de l'énergie.
En outre, aux termes des dispositions de l'article L. 134-1 du code de l'énergie, la CRE a compétence pour préciser « les règles concernant : / 1° Les missions des gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution d'électricité en matière d'exploitation et de développement des réseaux ; / 2° Les conditions de raccordement aux réseaux publics de transport et de distribution d'électricité ; / 3° Les conditions d'accès aux réseaux et de leur utilisation y compris la méthodologie de calcul des tarifs d'utilisation des réseaux et les évolutions de ces tarifs, […] ».
Le tarif TURPE 6 HTA-BT (4) en vigueur prévoit que les recettes prévisionnelles issues des prestations annexes sont déduites des charges brutes d'exploitation pour déterminer le niveau des charges nettes d'exploitation prises en compte pour déterminer le niveau du tarif. Ce principe est poursuivi dans le TURPE 7 HTA-BT, qui entrera en vigueur le 1^er août 2025.
En outre, le compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) prend en compte, lorsque l'évolution de leur tarif diffère de l'application des formules d'indexation annuelle des prix des prestations, l'intégralité de l'écart entre les recettes des prestations annexes effectivement perçues et les recettes qui auraient été perçues, pour le même volume de prestations, si l'évolution des tarifs avait été calculée à partir des formules d'indexation annuelle.
Par ailleurs, les dispositions de l'article L. 341-2, 3° du code de l'énergie précisent que le TURPE comprend « une partie des coûts des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de ces réseaux […] ». Ainsi, le TURPE couvre une partie des coûts liés à la réalisation de ces prestations.
Le coût des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD d'électricité est donc :

- soit entièrement couvert par le tarif d'utilisation des réseaux (prestations telles que le changement de fournisseur, qui ne font pas l'objet d'une facturation spécifique). La prestation n'est alors pas facturée au demandeur ;
- soit couvert en tout ou partie par le tarif de la prestation facturé par le GRD. La part du coût non couverte par le tarif de la prestation est couverte par le tarif d'utilisation des réseaux.

Les tarifs des prestations annexes à destination des responsables d'équilibre, des particuliers, des entreprises, des professionnels et des collectivités réalisées à titre exclusif par les GRD d'électricité évoluent au 1^er août de chaque année, par l'application de la formule définie au point 2.1 de la présente délibération.
Enfin, les GRD d'électricité peuvent, dans le respect des principes du droit de la concurrence, proposer des prestations relevant du domaine concurrentiel, dont ils fixent librement le prix. En sus du respect de ces principes, et dès lors que les GRD choisiraient de les inclure dans leur catalogue, ces prestations doivent être clairement identifiées comme telles dans le catalogue de prestations, afin d'éviter tout risque de confusion avec les prestations réalisées à titre exclusif par ces gestionnaires. En outre, le GRD doit alors indiquer expressément que ces prestations peuvent être réalisées par d'autres prestataires.

1.2. Dispositions générales

La présente délibération décrit le contenu des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux publics de distribution, fixe les tarifs de ces prestations et précise, le cas échéant, les délais standard ou maximaux de réalisation de ces prestations. Les définitions des termes utilisés sont celles fixées par les règles tarifaires de la délibération TURPE 6 HTA-BT reconduites dans la délibération TURPE 7 HTA-BT.
Les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité peuvent prévoir des délais standard ou maximaux de réalisation, plus courts que ceux prévus par les présentes règles tarifaires.
Les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité peuvent également prévoir de réaliser certaines prestations annexes en version « express » (c'est-à-dire dans des délais plus courts que les délais standard ou maximaux). Dans ce cadre, les gestionnaires précisent les prestations annexes qui peuvent être réalisées en version « express », ainsi que les délais de réalisation « express » correspondants. Lorsqu'elles sont réalisées en version « express », le tarif des prestations est majoré des frais prévus en annexe de la présente délibération. Pour les points de connexion en BT ≤ 36 kVA, les versions « express » des prestations pouvant être téléopérées ne sont pas accessibles aux utilisateurs équipés de compteurs non évolués.
Les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité garantissent la réalisation de ces prestations dans des conditions transparentes et non-discriminatoires à tous les utilisateurs.
Ces prestations annexes sont réalisées à la demande d'un utilisateur, d'un tiers, ainsi que, le cas échéant, à l'initiative d'un gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité dans le cadre de ses missions.
La totalité des prestations annexes réalisées par les gestionnaires de réseaux de distribution figure dans leurs catalogues de prestations annexes.
Les tarifs fixés par les présentes règles tarifaires sont exprimés en euros hors taxes et correspondent à ceux pratiqués pendant les jours ouvrés (du lundi au vendredi, hors jours fériés) et les heures ouvrées. Sauf disposition contraire, ces tarifs s'entendent par point de connexion et par contrat d'accès.
A titre exceptionnel, et dans la limite des disponibilités des équipes techniques des gestionnaires de réseaux publics de distribution, des interventions peuvent être programmées en dehors des jours ou heures ouvrés. Sauf disposition contraire, les prestations annexes peuvent alors donner lieu à des majorations de facturation reflétant les surcoûts de main-d'œuvre engagés.
Il appartient aux gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité de préciser les conditions pratiques de réalisation, les clauses restrictives, les canaux d'accès et les clauses contractuelles, relatifs aux prestations annexes visées par les présentes dispositions. Il leur appartient également de définir les heures ouvrées pendant lesquelles sont normalement réalisées les prestations annexes, ainsi que les prestations annexes qui peuvent être réalisées en dehors des jours et heures ouvrés avec le surcoût correspondant.
Certaines prestations annexes sont facturées sur devis. Les devis sont construits sur la base :

- de coûts standard de main-d'œuvre, fonction de la qualification des intervenants ;
- de prix figurant dans un canevas technique pour les opérations standard ou de coûts réels.

Certaines prestations prévoient une tarification différente selon la situation technique, et notamment la nécessité ou non d'un déplacement. Dans ces cas, si un déplacement est nécessaire uniquement pour activer le dispositif de télécommunication du compteur, la prestation demandée est facturée au tarif « sans déplacement ».
Les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité publient et communiquent leur catalogue de prestations, incluant l'ensemble des éléments précités, à toute personne en faisant la demande. Cette publication doit être réalisée sur le site internet du gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié. Le gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité transmet à la CRE, et publie sur son site internet ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié, le calendrier de mise en place des prestations de transmission de données associées au déploiement des compteurs évolués.

1.3. Prestations réalisées à titre expérimental

Une prestation à titre expérimental doit faire l'objet d'une notification adressée à la CRE. Cette notification devra notamment inclure une description de la prestation, ainsi qu'une estimation du coût de réalisation de la prestation.
Préalablement à toute expérimentation, une concertation entre le gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité et l'ensemble des acteurs de marché concernés devra être menée. Elle impliquera les acteurs de marchés : les fournisseurs, les associations de consommateurs, les autorités concédantes, etc. Cette concertation pourra se dérouler dans le cadre des réunions des groupes de concertation de la CRE.
La CRE disposera d'un délai de deux mois à compter de la réception de la notification du gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité pour s'opposer à la mise en œuvre de l'expérimentation.
La durée d'une expérimentation est limitée à deux ans, renouvelable une fois pour deux ans, après accord de la CRE. Le délai de deux ans commencera à courir à compter de l'expiration du délai dont dispose la CRE pour s'opposer à l'expérimentation ou à son renouvellement.
Le gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité devra transmettre à la CRE, au plus tard dix-huit mois après le début de l'expérimentation, un retour d'expérience lui permettant de se prononcer sur la mise en œuvre définitive de la prestation et sur sa tarification.
Le gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité devra identifier de manière claire, dans son catalogue de prestations, celles qui sont réalisées à titre expérimental.
Les prestations proposées à titre expérimental sont facturées à leur coût de revient.

2. Modalités d'évolution annuelle des tarifs des prestations annexes des GRD d'électricité
   2.1. Indexation annuelle des tarifs des prestations annexes

Chaque année, les tarifs des prestations annexes visées par les présentes règles tarifaires sont ajustés mécaniquement, le 1^er août, du pourcentage suivant :

Z_N = IPC_N

Avec :

- Z_N : pourcentage d'évolution des tarifs en vigueur à compter du 1^er août de l'année N par rapport à ceux en vigueur le mois précédent, arrondi au dixième ;
- IPC_N : pourcentage d'évolution entre la valeur moyenne de l'indice mensuel des prix à la consommation sur les douze mois de l'année N-1 et la valeur moyenne du même indice sur les 12 mois de l'année N-2, tel que publié par l'INSEE (identifiant : 1763852).

Les tarifs ainsi calculés sont arrondis au centime d'euro le plus proche (ou, pour les tarifs annuels, à la valeur divisible par douze la plus proche).
Le pourcentage d'évolution de l'indice mensuel des prix à la consommation harmonisé - France - Ensemble hors tabac, à prendre en compte pour l'évolution au 1^er août 2025 des tarifs des prestations annexes est donc de + 1,8 %.

2.2. Modalités de prise d'effet des évolutions des tarifs des prestations

Dans sa délibération n° 2024-117, la CRE a précisé les modalités de facturation des prestations : le tarif appliqué est celui en vigueur au moment de sa demande par l'utilisateur. La CRE a demandé également aux GRD de préciser les modalités de facturation dans leur catalogue de prestations.
S'agissant du cas particulier des entreprises locales de distribution (ELD) qui appliquent aujourd'hui le tarif en vigueur au moment de la réalisation de la prestation, et compte tenu des implications de cette modification en termes d'adaptation de leurs systèmes d'information, la CRE a octroyé un délai de deux ans aux ELD concernées pour implémenter ces modalités de facturation, soit d'ici le 1^er août 2026. En outre, la CRE a demandé à ces ELD de faire figurer dans leur catalogue la règle en vigueur ainsi que l'évolution annoncée.

3. Evolutions des prestations des GRD au 1^er août 2025
   3.1. Evolution des prestations à destination des particuliers, des entreprises et des professionnels et des collectivités au 1^er août 2025
   3.1.1. Evolution de la prestation « Enquête »

Contexte
La prestation d'enquête sur les flux de soutirage d'un point de connexion est une prestation pouvant être proposée par les GRD d'électricité.
Conformément à la délibération n° 2024-177, elle permet actuellement de vérifier, à la demande du client, s'il y a utilisation frauduleuse de l'installation ou dysfonctionnement de comptage, grâce à une analyse des flux de soutirage avec enquête éventuelle sur place.
Enedis constate que l'ensemble des cas qui lui sont remontés correspondent à des suspicions d'utilisation illicite de l'électricité à partir de l'installation intérieure du client (utilisation indue, litiges entre voisins), et non à des fraudes intervenant sur le compteur ou sur le réseau.
Or, pour ces cas, Enedis a indiqué que ses salariés n'étaient ni habilités ni formés pour réaliser le constat de fraudes potentielles ou avérées et ne pouvaient pas intervenir sur l'installation intérieure du client. Le client doit s'adresser à un électricien et, le cas échant, procéder à un constat d'huissier.
Enedis a donc proposé de supprimer la mention d'« utilisation frauduleuse de l'installation » dans la description de la prestation « Enquête » et le maintien d'un canal alternatif pour traiter les cas de fraude supputée par le fournisseur (ou par le client, par l'intermédiaire de son fournisseur). Une demande d'instruction ad hoc via le formulaire M002 (5) serait effectuée par le fournisseur. A la suite d'échanges avec le client et/ou le fournisseur, si Enedis juge qu'un déplacement sur site est nécessaire, celui-ci serait facturé au client. En cas de suspicion de fraude détectée lors du déplacement, Enedis pourrait ensuite faire intervenir un agent assermenté (forfait prévu dans la délibération relative aux prestations annexes) et facturer également ce forfait au client.
Retours des acteurs à la consultation publique
Dans sa consultation publique, la CRE avait émis un avis préliminaire favorable à la demande d'évolution de la prestation présentée par Enedis pour la prestation « Enquête », considérant qu'un autre canal pour traiter ces demandes paraissait envisageable.
La majorité des acteurs s'étant exprimée sur ce point n'est pas favorable à la demande de modification de la prestation « Enquête », visant à supprimer la mention d'utilisation frauduleuse de l'installation de comptage et à faire remonter ces cas de fraudes par le biais du formulaire M002.
Deux acteurs estiment que le formulaire M002 n'a pas vocation à se subsister au Catalogue des prestations annexes. Ils rappellent que le formulaire M002, qui concerne des demandes diverses, n'est pas encadré par un délai de réalisation ni par des règles de facturation.
Un acteur suggère de structurer la prestation « Enquête » avec différents items pour mieux différencier les types de demandes, notamment les cas de fraude. Il estime que cela permettrait de mieux cibler les interventions et d'améliorer l'efficacité du traitement des suspicions de fraude.
Un autre acteur souligne également qu'il est nécessaire, pour les fournisseurs et leurs clients, que les annulations de prestations du fait du GRD, quel que soit le canal de transmission des demandes, soient motivées. En effet, cet acteur indique que la majorité des demandes d'enquêtes sont annulées sans que le motif ne soit renseigné. Il n'est toutefois pas opposé à l'utilisation du formulaire M002 mais demande qu'une sous-demande dédiée soit ajoutée pour identifier ces cas spécifiques.
Enfin, un autre acteur défavorable à la modification de la prestation craint que celle-ci n'impose à l'usager d'avoir préalablement identifié les causes de la situation à laquelle il fait face.
Analyse de la CRE
Pour rappel, la prestation « Enquête » est actuellement soumise à un standard de réalisation de 10 jours ouvrés et est associée à une facturation de 35,86 € TTC.
D'après Enedis, le motif de « fraude » ne représente qu'une très faible partie des demandes de prestations « Enquête » : parmi les demandes d'enquêtes clôturées par Enedis au dernier trimestre de l'année 2024, seul 1 % des dossiers contiendraient la mention de « fraude » de manière avérée.
Le retrait de l'enquête au motif d'une suspicion d'utilisation frauduleuse de l'installation de comptage de la prestation telle que définie par la délibération n° 2024-117 nécessiterait de clarifier et d'inscrire les délais et coûts associés à cette procédure, ce que le formulaire M002 ne permet pas dans sa configuration actuelle.
Par ailleurs, Enedis a précisé à la CRE la procédure envisagée pour le traitement de ces demandes par le biais du formulaire M002, à la suite de la consultation publique. Une fois la demande initiée par le biais du formulaire M002, un diagnostic par les équipes internes d'Enedis est effectué, pouvant notamment consister en l'analyse des consommations du point de livraison. Une préanalyse doit néanmoins être réalisée par les fournisseurs, lorsqu'ils sont contactés par leurs clients dans l'optique d'une telle demande. Si les équipes d'Enedis constatent des écarts inattendus ou injustifiés, le déplacement d'un agent d'Enedis est organisé et peut donner lieu, en cas de fraude suspectée, au déplacement subséquent d'un agent assermenté des équipes d'Enedis afin de constater la fraude.
Or, la CRE considère que cette procédure est similaire à celle prévue aujourd'hui dans le cadre de la prestation « Enquête » et que son traitement par le biais du formulaire M002 réduirait, en l'état, la visibilité de la CRE sur la tarification et les délais de traitement des demandes liées au cas de fraudes.
Compte tenu de ces éléments, la CRE décide de ne pas retenir la demande de modification d'Enedis concernant la prestation « Enquête ». Toutefois, la CRE souligne l'importance qu'un travail soit engagé avec les fournisseurs sur le traitement des demandes remontées par leurs clients avant la transmission de celles-ci à Enedis. En effet, un travail d'analyse est nécessaire pour s'assurer que la prestation « Enquête » représente le bon canal de transmission des demandes liées à des écarts de consommation. Concernant le formulaire M002, la CRE souligne qu'une analyse est prévue sur le sujet avec Enedis dans le cadre du GT Procédures, dans le cadre de prochains travaux initiés courant 2026.

3.1.2. Evolution de la prestation « Intervention de courte durée »

Contexte
La prestation annexe « Interventions de courte durée » est une prestation obligatoirement proposée par les GRD d'électricité. Conformément à la délibération n° 2024-177 de la CRE, elle consiste en la réalisation d'une intervention d'une durée inférieure à 15 minutes pour un motif autre que ceux définis par ailleurs dans les règles tarifaires (délibération tarifaire ou prestations annexes). Parmi les cas d'usage possibles de cette prestation figurent notamment la vérification de l'interface de communication « télé-information client », l'ouverture de local, ou encore le contrôle de tension instantané sans pose d'enregistreur.
Enedis indique qu'une demande d'intervention de courte durée entraîne directement la prise de rendez-vous dans le tableau de charge et s'intègre automatiquement dans les tournées des techniciens. Or, certains techniciens ne sont pas équipés de voltmètres et ne peuvent donc pas effectuer le contrôle de tension instantané en l'état, en cas de requête de cette intervention par le client.
Enedis a donc proposé de supprimer le cas d'usage du « contrôle de tension instantané (sans pose d'enregistreur) » dans la description de la prestation « Intervention de courte durée ». Les demandes de contrôles de tension instantanés (sans pose d'enregistreur) seraient plutôt transmises à Enedis par le biais d'une demande diverse via le formulaire M002.
De façon similaire à la demande d'évolution concernant la prestation « Enquête » (partie 3.1.1), Enedis considère que le formulaire M002 est le canal le plus à même d'accueillir les demandes de contrôle de tension instantané (sans pose d'enregistreur), parce qu'il correspond au canal de demande le plus souple de son catalogue de prestations.
Retours des acteurs à la consultation publique et analyse de la CRE
Dans la consultation publique, la CRE a exprimé un avis préliminaire défavorable à la demande d'évolution de la prestation « Intervention de courte durée » formulée par Enedis.
La majorité des acteurs ayant répondu à la consultation publique s'est exprimée en défaveur de la proposition d'Enedis et partage l'analyse préliminaire de la CRE.
Deux acteurs considèrent que la prestation telle que définie dans le Catalogue des GRD d'électricité, en application de la délibération n° 2024-117 de la CRE, est applicable en l'état par Enedis, qui dispose des moyens opérationnels et organisationnels pour s'y conformer.
Par ailleurs, plusieurs acteurs jugent que l'utilisation du formulaire M002 n'est pas adaptée. Deux d'entre eux suggèrent de faire évoluer les outils existants pour mieux répondre à ces demandes spécifiques, permettant de s'assurer que les techniciens disposent de l'équipement approprié avant leur déplacement : mettre en place des sous-types de prestations pour le contrôle de tension instantané ou créer une nouvelle prestation dédiée à ce type de demande.
Un acteur rappelle également que le motif « contrôle de tension instantané (sans pose d'enregistreur) » n'est pas disponible dans le menu déroulant de la prestation actuelle. Son ajout constituerait une solution simple.
Un acteur s'est exprimé en faveur de la demande de modification d'Enedis, estimant qu'une prise de RDV systématique ne semble pas pertinente compte tenu du déploiement massif des compteurs Linky et de l'existence du journal des creux de tension.
Compte tenu des retours à la consultation publique et de ses analyses, la CRE décide de maintenir l'orientation présentée en consultation et de conserver le contrôle de tension instantané au sein de la prestation d'« Interventions de courte durée », considérant que les difficultés que rencontre Enedis dans son organisation peuvent être réglées par une évolution SI, avec la création d'un sous-type « Mesure de tension » au sein des « Interventions de courte durée ».

3.1.3. Evolution de la prestation « Relevé spécial »

Contexte
La prestation de « Relevé spécial » qui permet de délivrer un relevé en dehors du cycle de relève régulier, consiste en la lecture et la transmission des index. Elle figure parmi les prestations obligatoirement proposées par les GRD d'électricité.
Conformément à la délibération n° 2024-117, les modalités de facturation prévue aujourd'hui par Enedis sont les suivantes :

- pour les points de connexion en HTA et BT > 36 kVA, le relevé spécial est facturé 66,56 €₂₀₂₄ HT ;
- pour les points de connexion BT ≤ 36 kVA non équipés d'un compteur évolué, le relevé spécial est facturé 29,89 €₂₀₂₄ HT ;
- pour les points de connexion BT ≤ 36 kVA équipés d'un compteur évolué silencieux (i.e. compteur ayant déjà été communicant mais n'est plus communicant depuis au moins deux mois), le relevé spécial n'est pas facturé dans la limite de deux par an et par point de livraison. Au-delà de cette limite, la prestation est facturée 29,89 €₂₀₂₄ HT ;
- pour les points de connexion BT ≤ 36 kVA équipés d'un compteur évolué, la prestation n'est pas facturée.

Afin d'appliquer les modalités opérationnelles prévues dans le cadre du dispositif de relève résiduelle post-déploiement massif des compteurs Linky, et particulièrement en application de la composante additionnelle pour comptage non communicant (CACNC) du TURPE 7 HTA-BT, « un système de prise de rendez-vous pour les demandes de relève à pied ou de pose de Linky » doit être mis en place par Enedis.
Dans ce cadre, Enedis a proposé que le premier relevé, par an, des points de connexion BT ≤ 36 kVA non équipés d'un compteur évolué ne soit pas facturé, car financé par la composante tarifaire additionnelle. Au-delà, tout relevé supplémentaire qui serait demandé en plus de ce premier relevé, serait facturé 29,89 € HT₂₀₂₄ par Enedis.
Dans sa consultation publique, la CRE s'est exprimée en faveur de la proposition d'Enedis. En outre, la CRE a également proposé que les modalités applicables aux clients ne pouvant être équipés d'un compteur évolué pour impossibilité technique du fait du GRD, soient alignées avec celles des clients équipés d'un compteur évolué « silencieux », pour lesquels la facturation additionnelle ne s'applique qu'à partir du troisième relevé demandé au cours d'une même année.
Retours des acteurs à la consultation publique et analyse de la CRE
L'ensemble des acteurs s'étant exprimé sur ce point dans le cadre de la consultation publique sont favorables à l'orientation de la CRE.
Compte tenu de ces éléments, la CRE décide de modifier la prestation de « Relevé spécial » et d'indiquer que :

- le premier relevé annuel n'est pas facturé dans le cadre d'une demande de prise de RDV car couvert par la CACNC du TURPE 7 ;
- les clients ne pouvant être équipés d'un compteur évolué pour raisons techniques du GRD sont traités comme les cas de compteurs silencieux, avec une facturation à partir du 3^e relevé demandé par an.

En conséquence, les dispositions retenues par la CRE ci-dessus s'appliqueront également aux ELD qui factureraient la composante additionnelle. Chaque ELD qui atteindra le taux de déploiement de 90 % des compteurs évolués fera évoluer son catalogue au plus tard le 1^er août suivant, afin d'appliquer ces mêmes dispositions.

3.1.4. Pérennisation de la prestation annexe expérimentale « Analyse de la qualité d'alimentation électrique »

En 2019, Enedis a demandé l'introduction d'une prestation expérimentale consistant à mettre à disposition des fournisseurs en faisant la demande, un rapport d'analyse de la qualité de fourniture (perturbations, excursions, interruptions) d'un point de livraison équipé d'un compteur Linky communicant. Le rapport rend compte de la qualité de fourniture sur une période de 10 jours, accompagné d'une analyse qualitative. Cette prestation n'est pas facturée au demandeur.
Enedis a indiqué à la CRE que les adaptations SI nécessaires à la mise en œuvre de cette prestation n'avaient eu lieu qu'en 2023. Son traitement a donc été manuel, et a porté sur une centaine de prestations. Enedis indique ne pas disposer de REX précis sur cette prestation, et demande à consulter de nouveau les fournisseurs afin d'estimer leurs besoins sur ce service, avant d'y apporter des évolutions.
La CRE a indiqué dans sa délibération qu'elle déciderait de l'opportunité de sa pérennisation dans la perspective de l'évolution des prestations annexes au 1^er août 2025.
Dans ce contexte, Enedis a demandé à la CRE que cette prestation soit pérennisée, et modifiée sur les points suivants.
Restriction de l'accès à la prestation aux seuls fournisseurs :
Aujourd'hui, la prestation peut être demandée par le client final ou bien par son fournisseur. Or, Enedis constate qu'une partie significative des demandes de la prestation, pour les deux options, concerne des motifs irrecevables (demandes de vérification de compteur ou de disjoncteur, dépannage, intervention sur branchement endommagé…). Afin de limiter les demandes non pertinentes, Enedis envisage ainsi d'en limiter l'accès aux seuls fournisseurs pour le compte de leurs clients. Cette restriction d'accès s'accompagnerait d'un accompagnement des fournisseurs dans la compréhension et la sollicitation de cette prestation.
Suppression de l'option 2 « Analyse des interruptions d'alimentation » :
La prestation comporte aujourd'hui deux options : une première dédiée à l'analyse des perturbations d'alimentation, et une seconde dédiée aux interruptions d'alimentation. Enedis considère que la majorité des demandes reçues pour cette deuxième option concerne des demandes d'indemnisation à la suite d'une coupure, qui font l'objet d'un formulaire et d'un traitement séparé à part entière. Enedis souhaite ainsi concentrer la prestation sur le diagnostic et l'analyse des excursions de tension.
Par ailleurs, contrairement à l'analyse issue des données réseau (« vision réseau »), les relevés de coupure des compteurs Linky (vision « compteur ») ne font pas figurer les coupures inférieures à une seconde (microcoupures). Enedis indique valoriser ces deux visions pour l'analyse qualitative fournie au client. Toutefois, Enedis considère que les écarts entre les deux visions peuvent soulever des interrogations supplémentaires de la part des clients.
Par ailleurs, Enedis a présenté un retour d'expérience détaillé de la mise en œuvre de cette prestation à la CRE. Entre novembre 2023 et décembre 2024, Enedis a reçu entre 15 et 40 demandes par mois, en grande majorité sur le segment des clients particuliers. La répartition des deux options parmi les demandes est équilibrée (60 % de demandes pour l'option 1,40 % pour l'option 2).
La CRE, dans sa consultation publique, a indiqué être favorable à la pérennisation de la prestation expérimentale dans la mesure où elle pourrait permettre, via l'exploitation des données du compteur Linky, d'éclairer l'utilisateur du réseau sur les causes d'une perturbation ou d'une interruption de l'alimentation, dans le cadre de réclamations du client à son fournisseur. Cependant, bien que la CRE soit favorable à la restriction de l'accès à la prestation aux seuls fournisseurs, elle a émis un avis défavorable concernant la suppression de l'option 2. En effet, elle considère que la prestation doit maintenir une analyse des interruptions au même titre que les perturbations.
Retour des acteurs à la consultation publique
La majorité des contributeurs à la consultation publique est favorable à la pérennisation de la prestation dans le sens où elle permet d'accompagner les clients et d'expliquer certaines anomalies. Cependant, un acteur relève que cette prestation est en doublon avec d'autres.
Concernant la limitation de l'accès aux seuls fournisseurs, les avis des contributeurs à la consultation publique sont mitigés. En effet, certains acteurs redoutent que cela allonge les délais de traitement et s'opposent donc à la proposition effectuée en consultation publique et d'autres acteurs estiment que le canal fournisseur pourrait permettre d'effectuer une première analyse de pertinence des demandes, limitant ainsi le volume de prestations.
Enfin, les acteurs sont également partagés concernant la suppression de l'option 2. Toutefois, la majorité souhaite que l'analyse des interruptions soit effectuée.
Analyse de la CRE
La CRE, après analyse des retours à la consultation publique, estime que la prise en charge des demandes dans les meilleurs délais est nécessaire pour le consommateur. De plus, elle estime que l'option 2 telle que décrite aujourd'hui dans la prestation permet de couvrir le besoin d'analyse des interruptions. Par conséquent, la CRE décide de pérenniser la présente prestation au catalogue en conservant l'option 2. De plus, la CRE décide de maintenir la possibilité pour un utilisateur de demander directement la prestation auprès du GRD à des fins de lisibilité et d'accessibilité de la prestation.

3.2. Evolution des prestations à destination des producteurs au 1^er août 2025
3.2.1. Duplicata de document (type 1)

Contexte et demande d'Enedis
La prestation « Duplicata de document » figure parmi les prestations facultatives que les GRD peuvent proposer. Cette prestation définit les frais appliqués à la suite de l'envoi du duplicata d'un document de moins de douze mois, fixés à 14,39 € HT, conformément à la délibération n° 2024-117 de la CRE.
Enedis a proposé de supprimer le bornage temporel limitant aujourd'hui la prestation aux seuls documents datant de moins de 12 mois et de l'étendre à tous les documents, quelle que soit la date associée. Cette demande d'évolution est motivée par un besoin de simplification et Enedis a indiqué avoir reçu des demandes de duplicata de documents datant de plus de 12 mois, non prévues par la délibération relative aux prestations annexes.
Dans sa consultation publique, la CRE avait émis un avis favorable à la demande de modification proposée par Enedis.
Retours des acteurs à la consultation publique et analyse de la CRE
L'ensemble des acteurs ayant émis un avis sur ce point dans la consultation sont alignés avec l'analyse préliminaire de la CRE et sont favorables à la demande de modification de la prestation « Duplicata de document de type 1 ».
La CRE considère que l'évolution envisagée vise à permettre aux GRD d'électricité de répondre aux demandes de duplicata de documents datant de plus de 12 mois, rendant ainsi la prestation de duplicata accessible à tous les documents, quelle que soit leur date, au même tarif.
Par conséquent, la CRE décide de modifier la prestation de « Duplicata de document » dans sa délibération afin d'en supprimer le bornage temporel.

3.2.2. Raccordement anticipé des producteurs > 36 kVA

Contexte et demande d'Enedis
Les demandes de raccordement d'installations de production photovoltaïque, particulièrement en BT, sont en forte croissance. Les délais de raccordement associés peuvent être longs, notamment lorsque des travaux sur le réseau public de transport sont nécessaires.
En 2022, Enedis a ainsi étendu la solution de raccordement anticipé aux producteurs raccordés en BT. Le raccordement anticipé implique des écrêtements ponctuels non indemnisés tant que les travaux ne sont pas terminés. A date, Enedis ne dispose pas de solution de pilotage de la production BT. De ce fait, ce sont des capacités de production renouvelable raccordées en HTA qui sont ponctuellement écrêtées pour remédier aux contraintes réseau. Ces producteurs HTA écrêtés sont ensuite indemnisés par le TURPE. La CRE considère que cette situation qui fait porter la charge opérationnelle des raccordements anticipés à la collectivité ne peut être que transitoire.
En juillet 2022, la CRE a demandé à Enedis d'instruire l'opportunité d'un pilotage des sites producteurs raccordés en BT > 36 kVA pour le cas d'usage des producteurs en raccordement anticipé avant complétude des ouvrages S3REnR.
En 2023, Enedis a présenté une analyse coût-bénéfice négative à la CRE, ainsi qu'une alternative, fondée sur une contribution financière des producteurs en BT afin de garantir l'équité entre les utilisateurs de réseaux.
Bien que la CRE ait demandé à Enedis dans la délibération TURPE 7 de fournir une analyse coût-bénéfice d'ici au 1^er août 2027 « en explorant une diversité de solutions de pilotage afin de déterminer leurs conditions de mise en place dès lors que l'une d'elles serait acceptable », la solution prévue à ce stade est une contribution financière, dans le cadre d'une prestation annexe.
Cette contribution permettrait de couvrir une partie des charges associées aux contraintes réseaux résultant de l'accès de l'utilisateur à ce réseau et actuellement supportées par le TURPE. Seuls les futurs producteurs en raccordement anticipé en seraient redevables, et seulement en l'absence de solution de pilotage accessible à Enedis. Enfin, Enedis propose que cette contribution soit forfaitaire et facturée au producteur en une fois au moment des travaux de raccordement.
Dans la continuité de ces échanges, Enedis a présenté à la CRE une demande d'introduction d'une prestation annexe dont le prix, établi à 5,4 €/kW raccordé, correspond aux hypothèses statistiques suivantes :

- une génération de la contrainte au moment du pic de production solaire, estimée à 2 heures par jour, pendant quatre mois (entre mai et août) ;
- un facteur de 60 % de journées sur lesquelles les conditions météo font apparaître la contrainte pendant cette période de quatre mois ;
- les contraintes générées sur la période des travaux sur le réseau de transport iront en grandissant en nombre et en profondeur : à mesure que le nombre de producteurs augmentera, les contraintes arriveront de plus en plus tôt. Ainsi, la profondeur de limitation augmente de 10 % à 30 % par année de travaux, et la fréquence de limitation augmente de 15 % à 45 % par année de travaux ;
- une durée de travaux de raccordement sur laquelle la contrainte est observée égale à trois ans ;
- une valorisation de l'énergie non injectée (ENI) de 89 €/MWh en moyenne ;
- la prise en compte d'un coefficient opérationnel traduisant les réalités relatives au processus opérationnel et aux modèles météorologiques. En effet, la finesse des prévisions météorologiques et les modélisations des outils de conduite impliquent que les durées d'écrêtements soient plus importantes que la durée effective de la contrainte physique. Ce coefficient est pour le moment fixé à 2, et fera l'objet d'une mise à jour.

Enedis a demandé que cette prestation soit intégrée à titre expérimental dans son catalogue, car le périmètre technique du pilotage en BT risque d'évoluer selon l'actualisation de l'analyse coût-bénéfice.
La CRE, dans sa consultation publique du 17 avril 2025, a proposé l'intégration de cette prestation en tant que prestation pérenne dans le catalogue au tarif de 5,4 €/kW estimant que la durée prévisionnelle de la prestation dépasse la durée limite pour une prestation expérimentale. De plus, la prestation pouvant concerner d'autres GRD, le vecteur prestation expérimentale n'est pas adapté.
Retours des acteurs à la consultation publique
La majorité des contributeurs à la consultation publique est favorable à l'intégration de cette prestation au catalogue des GRD en tant que prestation annexe. En effet, les acteurs soulignent l'impact des producteurs BT > 36 kVA sur le réseau et notamment au niveau de tension HTA. Toutefois, certains acteurs soulignent que la prestation doit rester optionnelle, permettant aux sites capables d'écrêter leur production en réponse à un signal du GRD de ne pas se voir appliquer la présente prestation.
Par ailleurs, un acteur est défavorable à l'introduction de cette prestation au catalogue argumentant qu'elle devrait être expérimentale en attente de la solution de pilotage demandée à Enedis dans la délibération TURPE 7 HTA-BT. De plus, l'acteur met en avant que cette prestation pourrait peser sur financièrement, notamment sur les producteurs dans le cas où une généralisation des quotes-parts S3REnR serait effectuée.
Analyse de la CRE
La CRE estime que la prestation telle que présentée en consultation publique répond au besoin actuel en couvrant les coûts engendrés par les producteurs BT > 36 kVA raccordés de façon anticipée et n'écrêtant pas leur production lorsque nécessaire. Par ailleurs, la présentation de la prestation en concertation lors du Comité de Concertation des Producteurs et des opérateurs de Stockage (CCPS) du 6 mai 2025 n'a pas soulevé d'interrogation ou d'opposition de la part des fournisseurs. La CRE décide donc d'intégrer cette prestation au tronc commun du catalogue de prestations des GRD.
Pour autant, cette prestation s'appliquera uniquement aux sites ne pouvant pas répondre à un signal du GRD pour s'écrêter.
Par ailleurs, la CRE rappelle que les dispositions de l'arrêté du 22 mars 2022 (6) ne prévoient pas d'appliquer de quote-part S3RENR aux producteurs BT > 36 kVA.
Enfin, pour s'assurer que le montant reflète efficacement les coûts engendrés par les producteurs BT > 36 kVA sur la HTA, la CRE demande aux GRD de fournir une analyse pour éventuellement ajuster le tarif de la prestation au 1^er août 2026.

3.2.3. Reconduction de la prestation expérimentale « Téléaction sous IP »

La prestation expérimentale de « Téléaction sous IP » a été créée en 2020 afin de proposer une offre consistant à mettre à disposition un point d'accès pour les échanges d'informations entre le point de livraison du producteur et le poste de transformation HTB/HTA auquel il est raccordé.
La téléaction est nécessaire pour les producteurs HTA dits « à risque de fonctionnement en réseau séparé » tels que définis dans la DTR Enedis-PRO-RES_10E § 2.3.2.1. (7) dans le sens où ces producteurs nécessitent une protection de découplage de type H4 avec télédécouplage. Elle consiste en une commande de l'organe de coupure du producteur dans le cas d'un défaut au niveau du réseau Enedis auquel l'installation du producteur est raccordée, et ce afin d'éviter un fonctionnement en îlot du réseau entre les consommateurs et le producteur après ouverture du disjoncteur du poste source. Le fonctionnement en îlot pourrait être préjudiciable pour la sécurité des personnes ou des matériels notamment en cas de court-circuit maintenu ou de désynchronisation du signal.
Le schéma de principe de la solution de téléaction est illustré ci-dessous :

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

La prestation expérimentale en vigueur consiste à mettre en œuvre des services de réseau de télécommunication entre l'installation du producteur et le poste source d'Enedis. Par ailleurs, la téléaction nécessite l'installation d'un boîtier de téléaction sur l'installation du producteur ainsi qu'au poste source. Bien qu'Enedis qualifie la technologie de ces boîtiers, leur installation n'est pas couverte par la prestation et relève de la responsabilité du producteur.
Enedis, à la suite du constat d'une difficulté de mise en œuvre de la téléaction du fait d'interfaces différentes, a demandé à la CRE d'élargir les actions de la prestation en intégrant la fourniture, la pose et la mise en service des boitiers de téléaction. La prestation permettrait donc de fournir une protection clé en main pour le producteur. Enedis considère que l'intégration de ces activités dans son offre a pour but de faciliter l'implémentation du système en réduisant les interfaces entre les différents acteurs.
Enedis a demandé l'évolution tarifaire suivante :

|n° lot|Lot de la prestation|Tarif actuel
(prestation
expérimentale)|Tarif proposé
(prestation
pérennisée)| Justification de l'augmentation | |------|--------------------|-------------------------------------------------------|-----------------------------------------------------|-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| | 1 | Accès au service | 136,02 € HT 163,23 € TTC | 16 152 € HT 19 382 € TTC |Le coût proposé intègre désormais les boitiers de téléaction sous l'aspect matériel, étude et mise en service pour un montant global de 15 216 € HT.
Des frais d'accès au réseau de télécommunication sont également pris en compte pour 936 € HT (*).| | 2 | Abonnement mensuel | 396,74 € HT 476,09 € TTC | 1 400 € HT 1 680 € TTC | Le coût proposé est composé majoritairement de l'abonnement au service de télécommunication pour 1256 € HT (*).
Des frais de supervision et de support fournisseurs sont également inclus pour un montant global de 144 € HT. |

(*) Le coût des services de télécommunication a augmenté du fait du changement de technologie et de l'imposition d'un réseau fibré lié à un service satisfaisant un haut niveau de cybersécurité.

Dans sa consultation publique, la CRE a estimé que les activités proposées dans la prestation peuvent être réalisées par un acteur ne bénéficiant pas de la qualité de GRD. De ce fait, la CRE a proposé un avis défavorable à l'inclusion de cette prestation au domaine monopolistique. Toutefois, la CRE a souligné la nécessité qu'Enedis décrive les contraintes devant être respectées par le tiers et le système mis en place afin de respecter les contraintes de sécurité et de cybersécurité.
Réponse à la consultation publique
La majorité des contributeurs à la consultation publique partage l'avis de la CRE et met en avant que les actions portées par la prestation telle que demandée par Enedis peuvent être réalisées par des acteurs tiers dès lors que ces acteurs respectent les contraintes de sécurité et de cybersécurité telles que définies par Enedis.
Toutefois, certains acteurs mettent en avant la responsabilité et l'obligation de résultat d'Enedis concernant la sécurité du réseau pour les biens et les personnes et la cybersécurité du réseau électrique. Par conséquent, ces acteurs demandent l'inclusion de ces activités au monopole.
Analyse de la CRE
La CRE considère que plusieurs activités couvertes par la prestation « Téléaction sous IP » peuvent être effectuées par un acteur ne disposant pas de la qualité de GRD, dès lors que ce dernier se conforme aux prescriptions techniques établies par le GRD. A ce stade, le contenu de la prestation proposé par Enedis ne permet pas d'identifier les opérations qui seraient susceptibles de relever de son monopole.
La CRE considère également que les problématiques de cybersécurité en cas de branchement au système d'information du GRD et d'installation du boitier de téléaction au niveau du poste source ne confèrent pas, par défaut, un caractère monopolistique à une prestation puisque le GRD peut établir un cahier des charges définissant les exigences qui s'imposeraient aux tiers pour réaliser de telles opérations.
Par ailleurs, la CRE regrette également qu'Enedis n'ait pas réalisé de concertation ad hoc avec les producteurs en amont de sa demande de pérennisation de la prestation.
En conséquence, la CRE décide de prolonger d'un an la prestation expérimentale en vigueur, aux mêmes conditions de réalisation et tarifaires, et demande à Enedis de distinguer les actions relevant du monopole de celles relevant des actions concurrentielles et, le cas échéant, fournir les sous-jacents permettant la tarification des actions au monopole. A l'issue de cette analyse, la CRE envisage que cette prestation expérimentale prenne fin au 31 juillet 2026 et proposera dans le cadre de la prochaine consultation relative aux prestations annexes les modalités de pérennisation des différentes composantes de la présente prestation.
De plus, la CRE demande à Enedis de concerter les producteurs et les ELD pour co-construire des modalités de pérennisation de ces dispositions en amont de la saisine la CRE. La CRE demande à Enedis de lui communiquer une proposition au plus tard le 30 septembre 2025.

3.3. Evolution des prestations à destination de plusieurs segments clients au 1^er août 2025
3.3.1. Evolution des prestations de « Vérification sur le dispositif de comptage »

Contexte et demande d'Enedis
La « Vérification sur le dispositif de comptage » consiste à effectuer une vérification métrologique et/ou visuelle du ou des compteur(s) sans dépose d'équipement. Elle est accessible aussi bien aux consommateurs, via leur fournisseur, qu'aux producteurs. Cette prestation est facturée si aucun défaut n'est visuellement constaté. Dans le cas contraire, elle n'est pas facturée.
Conformément à la délibération n° 2024-117 de la CRE, la prestation de « Vérification sur le dispositif de comptage » se décline en plusieurs options, parmi lesquelles la « Vérification visuelle du compteur ». Celle-ci consiste en un contrôle visuel du fonctionnement du compteur et en un relevé des index, aujourd'hui accessible pour les points de connexion en BT ≤ 36 kVA. La prestation est facturée si aucun défaut n'est visuellement constaté. Dans le cas contraire, elle n'est pas facturée.
Enedis a proposé d'étendre l'accès à la « Vérification visuelle des compteurs » aux points de connexion raccordés en BT > 36 kVA et en HTA. Dès lors, l'ensemble des consommateurs et producteurs rattachés au réseau d'un GRD d'électricité pourraient demander une vérification visuelle de leur dispositif de comptage au GRD auquel ils sont rattachés.
De plus, Enedis a proposé d'appliquer une tarification différenciée entre les segments de clients, prenant en compte le temps total de main-d'œuvre nécessaire à la réalisation de la prestation.
Pour les producteurs et consommateurs en BT ≤ 36 kVA, qui ont déjà accès à la prestation de « Vérification visuelle du compteur », Enedis a souhaité maintenir le prix actuellement en vigueur de 35,67 € HT. Pour les points de connexion en HTA et BT > 36 kVA, qui pourraient désormais bénéficier de la prestation, Enedis a proposé de fixer le prix de la prestation à 133,15 € HT, compte tenu de la complexité et de la technicité plus grandes des installations à contrôler.
Dans sa consultation publique, la CRE a émis un avis favorable à la demande d'ouverture de l'option de « Vérification visuelle sur le dispositif de comptage » formulée par Enedis, qui permet l'accès à la prestation à de nouveaux segments de clients, ainsi qu'aux modalités de tarification envisagées.
Retours des acteurs à la consultation publique
Concernant l'ouverture de l'option de « Vérification visuelle sur le dispositif de comptage » proposée par Enedis, qui permet l'accès à la prestation à de nouveaux segments de clients, l'ensemble des acteurs ayant répondu à la consultation sur ce point y sont favorables.
Concernant les modalités de tarification, les acteurs comprennent la différenciation des prix entre segments de clients mais s'interrogent sur l'écart proposé en consultation.
Plusieurs acteurs souhaitent que la CRE s'assure que le coût associé à la prestation pour les segments de clientèle en HTA et BT > 36 kVA reflète le coût généré par le GRD. Certains d'entre eux s'interrogent sur la durée de la vérification visuelle des compteurs (80 minutes) sur les segments susmentionnés.
Analyse de la CRE
Concernant l'introduction d'un tarif différencié entre différents segments de clients, la CRE considère que les éléments transmis par Enedis justifient qu'un prix plus élevé soit appliqué aux interventions de vérification visuelle sur le dispositif de comptage, pour les segments HTA et BT > 36 kVA. Le prix de la prestation dépend du profil de l'agent et du temps total de main-d'œuvre nécessaire à la réalisation de la prestation. Le temps de main-d'œuvre comprend les délais administratifs, le déplacement et l'intervention.
Ainsi, pour les « nouveaux » segments concernés (HTA et BT > 36 kVA), la vérification visuelle du compteur serait effectuée en 80 minutes en moyenne, dont 20 minutes de temps administratif et 45 minutes de temps de déplacement.
Pour les points de connexion en BT ≤ 36 kVA, l'intervention, plus simple du point de vue technique, est réalisée par un opérateur en 30 minutes en moyenne, comptabilisant notamment 15 minutes de temps de déplacement.
Du point de vue organisationnel, les clients en HTA et BT > 36 kVA relèvent de bases opérationnelles dédiées uniquement au marché d'affaires. Celles-ci sont plus dispersées sur le territoire. Une base opérationnelle peut parfois couvrir une Direction Régionale sur l'ensemble de sa zone de desserte, impliquant des temps de déplacement plus importants.
Ainsi, la CRE considère l'introduction d'un tarif différencié entre différents segments de clients comme pertinente, dans la mesure où des profils d'agents différents sont mobilisés selon qu'il s'agit des segments de clientèle en BT ≤ 36 kVA, en HTA ou en BT > 36 kVA, et que des temps de main-d'œuvre totaux sont également nécessaires.
Compte tenu de ces éléments, la CRE décide de modifier la prestation de « Vérification visuelle sur le dispositif de comptage » et retient les modalités de tarification suivantes :

- pour les points de connexion en BT ≤ 36 kVA : 36,31 € HT ;
- pour les points de connexion en BT > 36 kVA : 133,15 € HT ;
- pour les points de connexion en HTA : 133,15 € HT €.

La prestation n'est pas facturée si un défaut est visuellement constaté. Dans le cas contraire, ces modalités de tarification s'appliquent.

3.3.2. Evolution de la prestation de « Modification contractuelle de puissance »

Contexte et demande d'Enedis
Les demandes clients de changement de type d'alimentation transmises aux GRD d'électricité, c'est-à-dire de passage monophasé à triphasé (ou inversement) à isopuissance, renvoie à un cas d'usage spécifique, qu'Enedis traite actuellement par différents canaux. Ces demandes sont aujourd'hui adressées à Enedis par le biais :

- d'une demande de modification de puissance souscrite ;
- d'une demande de déplacement de compteur ou de déplacement et modification de raccordement, dont les modalités de facturation sont fixées par le barème de raccordement des utilisateurs au réseau public de distribution d'électricité concédé à Enedis ;
- d'une demande directe de déplacement du branchement ou du compteur à Enedis, via le portail « Raccordement ».

Enedis indique que ces canaux ne sont pas toujours adaptés au traitement qui doit être réalisé pour les demandes de changement de type d'alimentation électrique sans modification de puissance souscrite.
En effet, lorsque le changement de type d'alimentation est effectué dans le cadre de travaux d'adaptation du branchement, il peut actuellement faire l'objet d'une facturation au client par le biais du devis qui est établi par Enedis. En revanche, en l'absence de tels travaux d'adaptation, l'intervention de changement de type d'alimentation électrique à isopuissance n'est pas facturée, la délibération ne prévoyant pas de modalités de facturation pour ce cas d'usage spécifique.
Pourtant, même en l'absence de travaux d'adaptation du branchement, le changement d'alimentation électrique à isopuissance nécessite une intervention technique semblable à celle effectuée dans le cadre d'une demande de modification de puissance souscrite nécessitant un passage de monophasé à triphasé ou inversement. Ce dernier cas de figure est quant à lui bien prévu dans la délibération relative aux prestations annexes de la CRE. Il est actuellement facturé 149,96 € HT.
Afin de permettre la facturation des demandes de changements d'alimentation électrique (passage de mono/tri à tri/mono) sans changement de puissance, Enedis a proposé l'intégration du cas d'usage « Passage tri/mono ou mono/tri à iso puissance » dans la délibération, au sein de la prestation de modification de puissance souscrite. En application de la délibération n° 2024-117 de la CRE, elle est proposée dans les Catalogues des GRD. Elle s'intitule « Modification de formule tarifaire d'acheminement ou de puissance souscrite [BT ≤ 36 kVA] » dans le Catalogue d'Enedis.
Dans sa consultation publique, la CRE a exprimé un avis favorable à la proposition d'Enedis, visant à intégrer le « passage à mono/tri ou tri/mono à iso puissance » dans la délibération.
Retours des acteurs à la consultation publique
La quasi-totalité des acteurs ayant répondu sur ce point dans la consultation publique est favorable à l'introduction du cas d'usage à la prestation de modification contractuelle de puissance, permettant la facturation des demandes de changements d'alimentation électrique sans modification de puissance.
Un acteur souligne toutefois que l'introduction d'un cas à « iso puissance » dans une prestation intitulée « Modification de puissance souscrite » peut porter à confusion.
Un acteur se montre défavorable à la modification proposée, au titre que les clients peuvent déjà demander le « Changement de type d'alimentation électrique à isopuissance » sur le portail raccordement, sans passer par le fournisseur. A ce titre, il suggère plutôt la mise en place d'une facturation sur devis pour le changement d'alimentation sans travaux, via la prestation de « demande de déplacement du branchement/compteur », par l'ajout dans le barème raccordement du montant forfaitaire de 149,96 €HT correspondant au passage de tri/mono ou mono/tri sans modification du branchement.
Analyse de la CRE
L'ajout du cas d'usage de « passage à mono/tri ou tri/mono à iso puissance » aux prestations proposées par les GRD d'électricité permet à ces derniers de couvrir les coûts de leur intervention au titre d'un changement d'alimentation électrique réalisé sans travaux d'adaptation.
En outre, l'intégration du cas d'usage à la prestation de « Modification contractuelle de puissance » est permise par la similarité entre les interventions techniques nécessaires aux demandes de modification de puissance seule d'une part et celles pour une modification de type d'alimentation à isopuissance d'autre part. La CRE considère que les interventions, similaires du point de vue technique, doivent être facturées au même niveau. Elle retient ainsi les mêmes modalités de tarification prévues pour les cas susmentionnés.
Dans un souci de lisibilité, la CRE décide de modifier le titre de la prestation en « Modification contractuelle de puissance ou de type d'alimentation électrique à isopuissance » afin d'y inscrire l'intégration du nouveau cas de figure.

3.3.3. Introduction de la prestation « LinkyReady »

Enedis dispose d'un laboratoire équipé pour fournir du matériel, des espaces, ainsi que des répliques de sections du réseau de distribution aux équipementiers industriels désireux de développer des technologies aval compteur. Ces ressources sont mises à la disposition des industriels à travers la prestation « Service d'accès au Laboratoire Mobilité Electrique Enedis », inscrite au domaine concurrentiel.
Enedis a indiqué à la CRE que plusieurs industriels ont exprimé le besoin de garantir la compatibilité de leurs équipements avec la Téléinformation Client (TIC). Pour répondre à ce besoin, Enedis a alors demandé à la CRE la mise en place d'une prestation « LinkyReady ». L'objectif de la marque LinkyReady est de permettre aux services de support client d'Enedis et aux fabricants d'identifier, grâce à un logo visible, les produits récepteurs TIC compatibles avec le compteur Linky. Enedis indique que le marquage permet de rassurer le consommateur dans le choix de son équipement.
La CRE, dans sa consultation publique du 17 avril 2025, a proposé de scinder la prestation initialement demandée par Enedis en une prestation annexe au domaine monopolistique et une prestation au domaine concurrentiel dont la répartition est présentée ci-dessous :

|n° lot| Lot de la prestation | Domaine |Tarif proposé
en consultation
publique| |------|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|--------------|------------------------------------------------------| | 1 | Forfait campagne de test en laboratoire Enedis Lab dans l'objectif d'obtenir le marquage LinkyReady |Concurrentiel | Sans objet | | 2 |Délivrance de l'autorisation de marquage pour une licence non exclusive d'utilisation de cette marque pour le matériel ayant réussi les tests.|Monopolistique| 1 000 € HT - 1 200 € TTC | | 3 | Expertise technique TIC (formation, tests spécifiques, accompagnement…) |Concurrentiel | Sans objet | | 4 | Programmation spécifique pour tests TIC des compteurs de prêt |Monopolistique| 325 € HT - 390 € TTC | | 5 | Programmation d'une licence d'utilisation du logiciel de simulation de TIC |Concurrentiel | Sans objet |

Réponse à la consultation publique
L'intégralité des contributeurs à la consultation publique partage l'avis de la CRE proposé en consultation publique.
Ils mettent en avant que le marquage « LinkyReady » et le parcours associé permettra d'améliorer la compatibilité entre la télé information client (TIC) et les équipements des consommateurs permettant ainsi d'améliorer l'expérience client du consommateur final.
De plus les acteurs soulignent la pertinence de la répartition des lots entre les domaines monopolistique et concurrentiel proposée ci-dessus.
Enfin, les acteurs sont favorables à la tarification proposée pour la délivrance de l'autorisation de marquage puisqu'elle permet de faire porter son coût à l'industriel bénéficiaire de l'avantage commercial donné par ce marquage.
Analyse de la CRE
La CRE, après analyse des retours à la consultation publique, décide de créer la prestation annexe « LinkyReady » incluant les deux lots « Délivrance de l'autorisation de marquage pour une licence non exclusive d'utilisation de cette marque pour le matériel ayant réussi les tests » et « Programmation spécifique pour tests TIC des compteurs de prêt » respectivement au tarif de 1 000,00 €HT et 325,00 €HT. Les autres lots seront intégrés par Enedis dans son catalogue de prestations en tant que prestation au domaine concurrentiel.

4. Evolution des prestations à destination des responsables d'équilibre
   4.1. Reconduction de la prestation expérimentale S515 « Transmission anticipée en RecoTemp des bilans détaillés par sous-profil et par fournisseur »

La prestation S515 est une prestation expérimentale, mise en service le 1^er janvier 2021, à la demande de certains responsables d'équilibre lors des groupes de travail Recoflux de 2018 et 2019, et a été depuis reconduite 2 ans. Elle consiste à transmettre aux responsables d'équilibre, à chaque rejeu M+6 et M+12, les courbes de charge estimées par sous-profil et par fournisseur, en mode RecoTemp de manière anticipée.
Enedis envisage de prolonger l'expérimentation jusqu'au décommissionnement des flux historiques au profit de la mise à disposition des mêmes données sur la plateforme Services aux responsables d'équilibre.
Retour des acteurs à la consultation publique et analyse de la CRE
La CRE est favorable à la reconduction de cette prestation en mode expérimental jusqu'à ce que la donnée soit disponible sur la plateforme Services aux responsables d'équilibre.
L'ensemble des acteurs concernés, ayant répondu à la consultation publique, est favorable à cette évolution.

4.2. Diverses modifications du catalogue des prestations à destination des responsables d'équilibre non soumises à la consultation publique
4.2.1. Correction de la description des prestations « Transmission de l'énergie de production » (flux RP09) et « Transmission mensuelle de la courbe de mesure de production » (flux RP12)

Les deux prestations « Transmission de l'énergie de production » et « Transmission mensuelle de la courbe de mesure de production » comportent dans leur description dans le catalogue de prestation Enedis des inexactitudes, qu'il convient de corriger.
En effet, la prestation « Transmission de l'énergie de production » consiste à transmettre au responsable d'équilibre l'énergie des sites de production profilés qui se trouvent dans son périmètre d'équilibre. Ces sites ont soit conclu un contrat d'Accès au réseau et d'Exploitation, soit un contrat unique d'injection.
De même, la prestation « Transmission mensuelle de la courbe de mesure de production » consiste à transmettre au responsable d'équilibre la courbe de mesure mensuelle de production des sites télérelevés en courbe de charge qui se trouvent dans son périmètre. Ces sites ont conclu avec Enedis un contrat CARD-injection.

4.2.2. Ajout du dernier jeu de données disponible sur la plateforme Services aux responsables d'équilibre

Dans sa délibération du 25 juin 2024 portant décision sur les prestations réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité, la CRE avait entériné la publication dans l'annexe du catalogue de prestations de la liste des jeux de données disponibles sur la plateforme Services aux responsables d'équilibre.
Depuis la dernière publication du guide, la plateforme a été enrichie du jeu de données « Courbe de charge du bilan ARENH au périmètre RE » (ajout qui avait été validé lors du GT Recoflux du 17 octobre 2024 par la CRE et les responsables d'équilibre).
Ainsi la liste des jeux de données disponibles figurant dans l'annexe du catalogue sera incrémentée de ce nouvel ajout.
Décision de la CRE
Les dispositions de l'article L. 341-3 du code de l'énergie prévoient que « la Commission de régulation de l'énergie fixe […] les méthodes utilisées pour établir les tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif » par les gestionnaires de réseaux.
Ce même article précise également que « la Commission de régulation de l'énergie se prononce, s'il y a lieu à la demande des gestionnaires des réseaux publics de transport ou de distribution d'électricité, sur les évolutions […] des tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de ces réseaux » en indiquant, en outre, que la Commission de régulation l'énergie (CRE) procède, selon les modalités qu'elle détermine, à la consultation des acteurs du marché de l'énergie.
Par ailleurs, aux termes des dispositions de l'article L. 134-1 du code de l'énergie, la CRE a compétence pour préciser « les règles concernant : / 1° Les missions des gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution d'électricité en matière d'exploitation et de développement des réseaux ; / 2° Les conditions de raccordement aux réseaux publics de transport et de distribution d'électricité ; / 3° Les conditions d'accès aux réseaux et de leur utilisation y compris la méthodologie de calcul des tarifs d'utilisation des réseaux et les évolutions de ces tarifs, […] ».
La délibération n° 2024-117 de la CRE du 25 juin 2024 a défini le contenu, les tarifs et leurs modalités d'évolution des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité.
Les tarifs de ces prestations ont depuis évolué annuellement par l'application des formules d'indexation, mais le contenu des prestations n'a pas évolué.
En application des formules d'indexation annuelle qui sont reconduites par la présente délibération, les tarifs des prestations évoluent au 1^er août 2025 de 1,8 %.
La présente délibération fixe le contenu et les tarifs des prestations annexes à destination des responsables d'équilibre, particuliers, des entreprises et des collectivités réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité, dont la liste figure en annexe à la présente délibération. Notamment, elle acte :

- pour les consommateurs :
- la pérennisation de la prestation expérimentale « Analyse de la qualité d'alimentation électrique », permettant aux consommateurs de demander un rapport d'analyse à Enedis en cas de perturbation ou d'interruption de l'alimentation ;
- l'adaptation de la prestation de « relevé spécial », dans le cadre de l'entrée en vigueur de la délibération TURPE 7 HTA-BT et de la nouvelle composante additionnelle pour comptage non communicant ;
- pour les producteurs :
- la création d'une prestation « raccordement anticipé des producteurs BT>36 kVA » visant à faire contribuer financièrement les producteurs en raccordement anticipé au réseau BT pour la gestion par le GRD des contraintes réseaux qu'ils engendrent, à savoir les limitations d'injection des autres producteurs dans le cadre de l'équilibrage du réseau ;
- la reconduction de la prestation expérimentale « Téléaction sous IP » dans les mêmes conditions financières et techniques pour un an de plus ;
- pour les responsables d'équilibre (RE) :
- reconduit la prestation « Transmission anticipée en RecoTemp des Bilans détaillés par sous-profil et par fournisseur » en mode expérimental.

Les évolutions fixées par la présente délibération entrent en vigueur au 1^er août 2025.
A compter de l'entrée en vigueur de la présente délibération de la CRE selon la date susmentionnée, la délibération n° 2024-117 de la CRE du 25 juin 2024 précitée est abrogée.
Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 17 juin 2025.
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.