Participaient à la séance : Emmanuelle WARGON, présidente, Anthony CELLIER, Ivan FAUCHEUX, Valérie PLAGNOL et Lova RINEL, commissaires.
Les articles L. 341-2, L. 341-3 et L. 341-4 du code de l'énergie encadrent les compétences de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) en matière de tarification de l'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité. La CRE peut procéder aux modifications de cadre de régulation, de niveau et de structure des tarifs qu'elle estime justifiées au vu notamment de l'analyse de la comptabilité des opérateurs et de l'évolution prévisible des charges de fonctionnement et d'investissement.
Le tarif d'utilisation des réseaux publics de transport d'électricité de RTE, dit TURPE 6 HTB, est entré en vigueur le 1er août 2021 pour une durée d'environ quatre ans, en application de la délibération de la CRE du 21 janvier 2021 (1) (2). La présente délibération définit le TURPE 7 HTB, qui entrera en vigueur le 1er août 2025 pour une durée d'environ quatre ans.
Compte tenu du besoin de visibilité des acteurs de marché et dans l'objectif de mener un processus de consultation large et participatif sur les prochains tarifs d'utilisation des réseaux d'électricité, la CRE a procédé à une première consultation publique en date du 14 décembre 2023 (3), portant spécifiquement sur la structure du TURPE. Entre janvier et septembre 2024, elle a organisé cinq ateliers thématiques ouverts au public, sur la structure tarifaire, la flexibilité au service des réseaux d'électricité, le raccordement des utilisateurs aux réseaux d'électricité, la qualité de service de RTE et d'Enedis et la trajectoire prévisionnelle des investissements de RTE et d'Enedis. Elle a également organisé un atelier sur l'accessibilité et la valorisation des données des gestionnaires de réseaux. Enfin, elle a mené une seconde consultation publique portant sur l'ensemble des sujets en octobre 2024 (4).
Les supports des ateliers, transmis aux participants, ont été publiés sur le site internet de la CRE avec la consultation publique du 11 octobre 2024. A l'issue de chaque atelier, la CRE a reçu des contributions de certains acteurs. Les réponses aux deux consultations publiques sont également publiées sur le site internet de la CRE.
Conformément à la loi, le TURPE 7 HTB est fixé de manière à couvrir les coûts de RTE dans la mesure où ils correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace. La présente délibération se fonde notamment sur la demande tarifaire de RTE ainsi que sur les échanges avec ce dernier, sur des analyses internes, sur des rapports d'audits externes (5) et sur le retour des acteurs à l'issue des ateliers et en réponse aux consultations publiques. La CRE a également auditionné RTE à plusieurs reprises ainsi que ses actionnaires.
En application des dispositions de l'article L. 341-3 du code de l'énergie, la présente délibération prend en compte les orientations de politique énergétique sur le TURPE HTB adressées à la CRE par un courrier de la ministre chargée de l'énergie en date du 26 octobre 2023, publié avec la consultation publique du 11 octobre 2024.
Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 6 mars 2025.
Principaux enjeux du tarif de transport d'électricité (TURPE 7 HTB)
Le tarif TURPE 7 HTB doit répondre aux enjeux de la période tarifaire (2025-2028), tout en préparant le réseau de transport d'électricité aux défis de moyen et long terme du système électrique.
Ainsi, la période tarifaire du TURPE 7 sera marquée par des politiques volontaristes d'électrification des usages, et notamment une hausse prévue de la consommation des sites industriels raccordés au réseau de transport, ainsi qu'une croissance de la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables (EnR) terrestres et en mer. En outre, le vieillissement du réseau de transport d'électricité français, dont la moyenne d'âge atteint 50 ans, et la nécessité d'améliorer la résilience des réseaux face au changement climatique, nécessiteront un effort de maintenance et de renouvellement accru dans les années à venir.
Dans ce contexte, les dépenses prévisionnelles annuelles d'investissement de RTE sont en très forte hausse (de 2,1 Md€ en 2023 à 6,2 Md€ en 2028), comme celles de ses homologues européens. RTE a publié en février 2025 le nouveau schéma décennal de développement du réseau (6) (SDDR) représentant un volume d'investissements de l'ordre de 100 Md€ d'ici à 2040, après mise en œuvre des principes de mutualisation et de priorisation des investissements. Le TURPE 7 HTB accompagne cette forte croissance d'activité, tout en incitant l'opérateur à viser un haut degré de performance et à maintenir une qualité de service et d'alimentation à un niveau élevé.
Le réseau de transport d'électricité devra s'adapter au rythme de la progression de l'électrification, entraînant une hausse de la consommation, et du développement des EnR pour permettre leur raccordement dans des délais satisfaisants. La saturation progressive de nombreuses zones du réseau de transport est de nature à retarder le raccordement de nouvelles installations de consommation ou de production dans l'attente de travaux. Dans ce contexte, le TURPE 7 HTB prend en compte les récentes évolutions législatives et règlementaires, permettant d'anticiper la création de nouvelles infrastructures pour réduire les délais de raccordement. Le recours aux flexibilités (stockage, modulation de la demande et de la production, etc.) est également indispensable pour permettre à RTE de réduire les délais de raccordement et de concentrer les investissements sur les zones prioritaires pour l'électrification des usages et le développement de moyens de production bas-carbone. A ce titre, le TURPE 7 HTB renforce les moyens et les incitations pour RTE afin de mieux mobiliser les flexibilités physiques du système électrique.
Le TURPE 7 HTB donne des moyens supplémentaires significatifs à RTE pour accompagner et faciliter l'électrification croissante des usages tout en maintenant un niveau élevé de performance dans l'utilisation des moyens alloués et la qualité du service aux utilisateurs. Cet objectif est d'autant plus important dans une période de forte croissance des investissements, pour laquelle des gains d'efficience doivent être atteints, notamment par la standardisation des opérations, déjà initiée par RTE au cours des dernières années.
Par la présente délibération, la CRE fixe le TURPE 7 HTB de RTE et présente ci-après de manière synthétique ses principales parties : le niveau tarifaire, la structure tarifaire et le cadre de régulation.

NIVEAU DU TARIF

Evolution des charges à couvrir
RTE a formulé une demande d'évolution tarifaire exposant ses prévisions de coûts pour la période 2025-2028 ainsi que ses demandes relatives au cadre de régulation.
La demande du dossier tarifaire de RTE aurait conduit à une hausse du tarif unitaire moyen de 12,2 % par rapport à la grille tarifaire au 1er novembre 2024, applicable au 1er août 2025, puis à une évolution à l'inflation aux 1ers août 2026, 2027 et 2028.
La CRE a retenu une évolution tarifaire de 9,6 % qui a été effectuée dans le cadre du TURPE 6, afin d'anticiper l'apurement du compte de régularisation des charges et produits (CRCP), applicable au 1er février 2025. Une telle évolution, suivie d'une évolution proche de l'inflation aux 1ers août 2026, 2027 et 2028, permet par ailleurs de couvrir l'ensemble des charges prévisionnelles du TURPE 7 HTB.
Pour prendre sa décision, en plus de ses analyses propres, de la large consultation des acteurs et des échanges avec RTE, la CRE s'est appuyée sur des études de consultants externes dont les rapports sont publiés sur le site internet de la CRE. Ces études portent sur les sujets suivants :

- un audit de la demande relative aux charges d'exploitation (hors charges liées à l'exploitation du système électrique) et aux investissements hors réseaux de RTE pour la période 2025-2028 ;
- un audit de la demande du taux de rémunération des actifs régulés des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution d'électricité.

Au terme de ses analyses, des retours des acteurs à la consultation publique du 11 octobre 2024 et des échanges complémentaires qu'elle a eus avec RTE, la CRE retient une hausse des charges à couvrir moins importante que celle demandée par RTE. Le tarif donne cependant les moyens à RTE de mener à bien un programme d'investissements ambitieux et nécessaire tout en maintenant un niveau de qualité d'alimentation et de service élevé.
Charges d'exploitation (hors charges liées à l'exploitation du système électrique)
La CRE retient une trajectoire de charges d'exploitation, hors charges liées à l'exploitation du système électrique, pour le TURPE 7 HTB prenant principalement en compte :

- la hausse des coûts de maintenance, dans un contexte de vieillissement du réseau et de tension sur les chaînes d'approvisionnement en équipements électriques ;
- une croissance des charges de personnel donnant à RTE les moyens suffisants pour le traitement des demandes de raccordements et la croissance des investissements.

Au global, sur la période du TURPE 7, la trajectoire des charges nettes d'exploitation de RTE, hors charges liées à l'exploitation du système électrique, s'élève à 2 497 M€ par an en moyenne pour la période du TURPE 7, à comparer à un niveau constaté en 2023 de 2 017 M€, soit + 24 %.
La trajectoire de charges nettes d'exploitation du TURPE 7 HTB correspond à une enveloppe globale. RTE répartira cette enveloppe entre les différentes natures de charge, en fonction de ses choix de gestion.
Charges liées à l'exploitation du système électrique
La CRE retient une trajectoire de charges liées à l'exploitation du système électrique de 1 656 M€ par an en moyenne, en baisse de 26 % par rapport au niveau exceptionnellement élevé constaté en 2023 en raison de prix de l'électricité moins élevés sur la période du TURPE 7.
Charges de capital
Rémunération du capital
La CRE définit le coût moyen pondéré du capital (CMPC) sur la base d'une méthode à structure normative qui assure une rémunération raisonnable des capitaux investis.
La CRE fait évoluer cette méthode pour mieux prendre en compte la dynamique de court terme des taux d'intérêt, sur le modèle de ses décisions tarifaires de début 2024 s'agissant des opérateurs d'infrastructures gazières. Pour déterminer le niveau de rémunération du TURPE 7 HTB, la CRE retient :

- un taux sans risque nominal déterminé selon la méthode utilisée pour le tarif TURPE 6 HTB et les tarifs précédents, fondée sur l'analyse de paramètres de long terme, qui s'établit à 1,4 % ;
- un taux sans risque nominal fondé sur des données économiques plus récentes, qui s'établit à 3,3 %.

La pondération retenue par la CRE entre ces deux taux repose sur une répartition normative de la part respective des nouveaux actifs et des anciens actifs de RTE, évaluée pour la période du TURPE 7. Elle s'établit à 70 % pour le taux fondé sur des données de long terme, et à 30 % pour le taux fondé sur des données plus récentes.
Compte tenu des valeurs retenues par la CRE pour les autres paramètres, le CMPC de RTE pour le TURPE 7 HTB est de 5,0 % nominal, avant impôts.
Enfin, la CRE retient une prime de rémunération spécifique de 0,5 % pour les actifs constitutifs de raccordement des parcs éoliens en mer, qui engendrent une complexité et des risques pour RTE supérieurs au reste de son activité. La construction de ces actifs s'établissant sur des durées significativement plus longues que les autres projets de RTE, la CRE fixe également une rémunération des immobilisations en cours de ces actifs au CMPC.
Trajectoire d'investissements et financement de RTE
RTE prévoit un programme d'investissements en forte croissance, avec un total de 19,5 Md€ entre 2025 et 2028, soit 4,9 Md€ par an, à comparer à 1,8 Md€ par an en moyenne réalisé sur 2021-2023. La CRE retient la trajectoire prévue par RTE qui répond aux enjeux de la transformation du système électrique.
La hausse des investissements entraînera nécessairement une hausse de l'endettement de RTE pendant le TURPE 7. La CRE vérifiera que la structure financière de RTE, aujourd'hui saine, continuera de lui permettre de remplir l'ensemble de ses missions.
Niveau des charges de capital
Les dépenses d'investissements de RTE pour le développement du réseau en mer s'accélèrent fortement pendant la période TURPE 7 et les projets associés sont caractérisés par des durées d'immobilisation en cours et d'amortissement particulièrement élevées comparativement aux investissements de RTE pendant la période du TURPE 6. Le TURPE 7 HTB prévoit en conséquence une hausse modérée de la base d'actifs régulés (BAR) de RTE de 17 Md€ au 1er janvier 2025 à 20 Md€ au 1er janvier 2028.
Le niveau moyen des charges de capital à couvrir pour TURPE 7 HTB s'élève à 2 216 M€ en moyenne par an, pour un montant réalisé en 2023 de 1 846 M€, soit + 20 %.
Recettes d'interconnexion
La CRE retient des recettes d'interconnexion s'élevant à 1 445 M€ par an en moyenne sur la période du TURPE 7. Cette trajectoire prudente tient compte des fortes incertitudes sur les différentiels de prix de gros de l'électricité entre pays voisins dans les années futures.
La CRE a proposé, dans la consultation publique du 11 octobre 2024, de réserver les excédents éventuels de recettes d'interconnexion au financement des investissements de RTE sous réserve que les montants correspondants ne soient pas soumis à un prélèvement pour le versement de dividendes. Les actionnaires n'ayant pas donné suite à cette proposition, le cadre tarifaire des recettes d'interconnexion reste inchangé.
Solde du CRCP en fin de période TURPE 6
Le revenu autorisé de RTE intègre, en complément des charges d'exploitation et de capital à couvrir, l'apurement du solde du CRCP de fin de TURPE 6 HTB, estimé à 524 M€. Ce solde est particulièrement élevé du fait, d'une part de la flambée des prix de gros de l'électricité durant la crise de l'énergie qui a eu lieu pendant la période TURPE 6, ce qui a fortement augmenté les coûts d'exploitation du système électrique (pertes, réserves, congestions), et d'autre part de la baisse de la consommation qui a réduit les recettes de RTE.
Trajectoire de consommation
La CRE retient une trajectoire de consommation en croissance (+ 3,1 %/an en moyenne), particulièrement pour les clients directement raccordés au réseau public de transport (RPT). La multiplication des demandes de raccordement devrait se traduire par une hausse de la consommation industrielle de 9 TWh/an sur la période du TURPE 7, portée par le développement de nouveaux usages tels que les datacenters (+ 1,5 TWh/an) ou la production d'hydrogène par électrolyse (+ 3,5 TWh/an). Ces évolutions auront un effet limité sur les recettes du TURPE 7 HTB, en raison de la réduction du tarif de transport d'électricité prévue par les dispositions de l'article L. 341-4-2 du code de l'énergie pour les sites fortement consommateurs d'électricité.
Evolution du TURPE 7 HTB
La somme des charges à couvrir incluant le CRCP s'élèvent à 5 056 M€ en moyenne par an sur la période du TURPE 7, à comparer à 4 182 M€ en 2023, soit + 21 %. La hausse prévue des consommations ne compense que partiellement l'augmentation des charges. En conséquence, une hausse du tarif est nécessaire sur la période 2025-2028.
Dans sa délibération n° 2025-09 du 15 janvier 2025, la CRE a décidé de faire évoluer de manière exceptionnelle le TURPE 6 HTB au 1er février 2025 afin d'apurer de manière anticipée le solde du CRCP prévisionnel au 1er janvier 2025 de 524 M€.
En tenant compte de cet effet, l'évolution exceptionnelle du TURPE 6 HTB de + 9,6 % au 1er février 2025 permet, de couvrir l'ensemble des charges prévisionnelles du TURPE 7 HTB ainsi que le montant restant à apurer du CRCP de fin du TURPE 6 HTB, sans effectuer de mouvement en niveau au 1er août 2025. Les mouvements suivants, sur la base des hypothèses actuellement connues, seront proches de l'inflation aux 1ers août des années 2026, 2027 et 2028.

STRUCTURE DES TERMES TARIFAIRES

La CRE reconduit en TURPE 7 HTB la structure tarifaire du TURPE 6 HTB avec des ajustements de méthode mineurs.
La CRE reconduit la méthode appliquée pour le tarif TURPE 6 HTB, en y apportant des améliorations sur la prise en compte des pointes d'injection du réseau, afin de la rendre plus robuste aux évolutions du système. Les grilles tarifaires évoluent peu dans leur structure entre TURPE 6 HTB et TURPE 7 HTB.
Les heures creuses l'après-midi en été seront généralisées à partir de janvier 2027 pour le niveau de tension HTB.
Dans ses consultations publiques, la CRE a proposé de faire évoluer le placement des heures pleines et des heures creuses des gestionnaires de réseau afin de tenir compte de l'évolution du mix de production électrique. L'abondance de la production photovoltaïque en saison estivale (avril à octobre inclus) l'après-midi se traduit par une moindre tension du réseau dans les zones de consommation sur ces mêmes heures.
A la suite du retour positif de la majorité des contributeurs, la CRE met en œuvre ces évolutions, qui concernent également les clients raccordés sur le réseau de transport d'électricité. Les heures creuses de tous les clients raccordés au réseau de transport d'électricité seront ainsi saisonnalisées, avec un placement généralisé d'heures creuses les après-midis d'été à partir du 1er janvier 2027. Les plages d'heures creuses de la majorité du territoire national (hors régions Nouvelle-Aquitaine et Occitanie) seront ainsi placées :

- de 22 heures à 6 heures en saison haute (novembre à mars) ;
- de 2 heures à 6 heures puis de 12 heures à 16 heures en saison basse (avril à octobre).

S'agissant des régions Nouvelle-Aquitaine et Occitanie, la CRE estime pertinent de différencier le placement des heures pleines et des heures creuses par rapport au reste du territoire, en raison du fort développement de la production photovoltaïque dans ces deux régions. Les plages d'heures creuses de ces deux régions seront donc placées, à partir du 1er janvier 2027 :

- de 2 heures à 4 heures et de 10 heures à 16 heures en saison haute (novembre à mars) ;
- de 10 heures à 18 heures en saison basse (avril à octobre).

Le placement actuel des plages d'heures creuses (entre 23 heures et 7 heures toute l'année pour tous les utilisateurs) sera conservé jusqu'au 31 décembre 2026 afin de laisser suffisamment de temps aux clients concernés pour s'adapter aux futures règles de placement.
La CRE introduit une composante tarifaire optionnelle transitoire pour les sites d'injection-soutirage.
Les sites d'injection-soutirage ont la capacité de s'adapter de manière symétrique aux contraintes du réseau. La CRE introduit, pour la période du TURPE 7, une tarification permettant d'exploiter au mieux cette capacité au bénéfice du réseau.
Ainsi, les sites d'injection-soutirage recevront une incitation à un fonctionnement contracyclique en fonction de la zone de réseau dans laquelle ils se situent (incitation, par exemple, à injecter lorsque les autres utilisateurs de la zone soutirent fortement).
Pour le TURPE 7 HTB, la CRE retient, à titre transitoire, compte tenu pour l'heure des difficultés techniques liées à la mise en œuvre de cette composante, que seront éligibles à cette tarification les installations situées dans les zones de réseau dimensionnées en injection par de la production photovoltaïque, ainsi que les zones de réseau dimensionnées en soutirage par la consommation résidentielle.

RÉGULATION INCITATIVE DE RTE

En lien avec la transformation en cours du système électrique, la CRE met en œuvre plusieurs évolutions significatives des régulations incitatives de RTE.
La CRE a identifié, sur la base notamment des retours des acteurs de marché, quatre objectifs prioritaires pour RTE et retient des cadres incitatifs adaptés pour le TURPE 7 HTB :

I. - Réduire les délais des raccordements au réseau de transport

Le raccordement au réseau électrique est une étape clé des projets d'installations de production et de consommation. Le raccordement rapide au réseau de RTE est donc un enjeu majeur pour permettre l'électrification des usages au niveau national et in fine l'atteinte de l'objectif de neutralité carbone à l'horizon 2050.
Le TURPE 6 HTB avait déjà prévu un renforcement du suivi de la performance de RTE dans les raccordements. Les résultats ont été inférieurs aux objectifs du TURPE 6 HTB, dans un contexte de très forte croissance des demandes de raccordement. RTE ayant maintenu une bonne performance sur les coûts de raccordement, l'objectif prioritaire fixé par la CRE pour le TURPE 7 HTB est de réduire les délais de raccordement à toutes les étapes, des études préalables jusqu'à la réalisation des travaux.
Dans ce cadre, le TURPE 7 HTB accorde des moyens supplémentaires tout en prévoyant des incitations renforcées à RTE dans les domaines suivants :

- réduction des délais de remise des études préalables au raccordement ;
- réduction des délais de raccordement ;
- accélération des raccordements dans les zones de mutualisation et pour les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR), selon une logique de priorisation retenue dans la trajectoire d'investissement ;
- amélioration de la transparence sur le raccordement, par le développement des outils de visualisation de la capacité sur le réseau de transport et la publication d'un rapport annuel sur la performance de RTE en matière de raccordement.

La CRE est attentive à la forte augmentation des demandes de raccordement sur le réseau de transport et a déjà fait évoluer les conditions préalables à ces demandes, afin d'en renforcer le niveau de maturité. Ces travaux se poursuivront au cours de la période du TURPE 7 et intègreront les résultats du nouveau SDDR de RTE.

II. - Investir dans le réseau de transport tout en maitrisant les coûts

Le programme d'investissements de RTE sur la période du TURPE 7 (2025-2028) est marqué notamment par des enjeux forts de raccordement de nouveaux consommateurs industriels et de nouvelles capacités de production. RTE prévoit également une accélération du renouvellement de son réseau dans les prochaines années, afin d'en limiter le vieillissement.
L'augmentation des investissements doit s'accompagner d'une démarche d'efficience et de maîtrise des coûts. A cette fin, le TURPE 7 HTB introduit une régulation incitative sur les coûts unitaires d'investissements de RTE. Elle porte sur une part significative des investissements de RTE, de l'ordre de 500 M€/an. Les grands projets d'investissements font par ailleurs toujours l'objet d'une régulation incitative dédiée via la fixation de budgets cibles. La CRE invite également RTE à poursuivre la démarche engagée ces dernières années afin d'améliorer le suivi des opérations réalisées, notamment dans le domaine du renouvellement du réseau.
Enfin, le TURPE 7 HTB prévoit une incitation à réaliser les projets structurants de développement du réseau dans les délais, dont les objectifs seront définis sur la base des études du nouveau SDDR. La réalisation de ces projets est un prérequis essentiel aux raccordements de clients dans certaines zones et à la limitation des contraintes qui pourraient se manifester sur le réseau.

III. - Recourir aux flexibilités au service du réseau

Le recours à la flexibilité comme outil supplémentaire pour le dimensionnement et l'exploitation des réseaux est récent pour les gestionnaires de réseaux. Les évolutions rapides du système électrique rendent désormais nécessaire l'usage plus systématique de cet outil.
La CRE introduit pour le TURPE 7 HTB un cadre de régulation pour RTE afin d'inciter :

- au recours, quand c'est pertinent, à la flexibilité en complément ou en substitution du réseau, RTE conservant une part de l'économie générée ;
- à l'accélération du développement des automates locaux de gestion du réseau (automates NAZA), et à l'optimisation du recours aux écrêtements de production renouvelable ;
- à la mise en œuvre de gabarits pour standardiser les raccordements flexibles de capacités de stockage, qui permettent de réduire les coûts et les délais de raccordement, en contrepartie de limitations ciblées à l'injection ou en soutirage.

IV. - Maintenir les bonnes performances de RTE sur la gestion des interconnexions

La CRE introduit une incitation financière de RTE au respect du seuil européen minimal de 70 % de capacités à mettre à disposition des échanges transfrontaliers et à la disponibilité des interconnexions à courant continu. Ce mécanisme vise à maintenir le haut niveau de performance de RTE dans la gestion des capacités transfrontalières et la disponibilité des interconnexions aux frontières françaises.
En dehors de ces évolutions, la CRE retient un cadre de régulation tarifaire dans la continuité des tarifs précédents.
La CRE reconduit pour le TURPE 7 HTB les principaux mécanismes du cadre de régulation tarifaire du TURPE 6 HTB : durée d'environ quatre ans, régulation incitative à la maîtrise des charges d'exploitation, régulation incitative de la qualité de service, couverture a posteriori de certains écarts via le CRCP, encadrement de l'apurement annuel du CRCP. Toutefois, afin de réduire le risque d'un CRCP élevé sur la période TURPE 7, la CRE porte le plafond du coefficient k d'évolution annuelle du TURPE de +/-2 à +/-3 % et modifie la prise en compte de l'inflation dans l'évolution annuelle du TURPE.

(1) Délibération de la CRE du 21 janvier 2021 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de transport d'électricité.
(2) Probabilité calculée à partir du critère M (la durée moyenne de coupure en HTA) utilisé dans le cadre de la régulation incitative de la qualité d'alimentation.
(3) Consultation publique n° 2023-13 du 14 décembre 2023 portant sur la structure tarifaire des prochains tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité « TURPE 7 ».
(4) Consultation publique n° 2024-15 du 11 octobre 2024 relative au prochain tarif d'utilisation des réseaux publics de transport d'électricité (TURPE 7 HTB).
(5) Un audit de la demande relative aux charges d'exploitation de RTE (hors charges liées à l'exploitation du système électrique) pour la période 2025-2028 et un audit de la demande de taux de rémunération des actifs régulés des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution d'électricité.
(6) Le schéma de développement du réseau (SDDR) 2025 sera soumis à l'examen de la CRE après consultation des acteurs de marché.