Dans la présentation de la consultation aux acteurs du secteur (cinquième consultation lancée par la CRE sur le sujet depuis 2019), le régulateur rappelle que « la prochaine période tarifaire (2021-2024) s’inscrit dans un contexte d’accélération de la transition énergétique, avec une augmentation massive de la production d’électricité renouvelable (ENR). » Le gestionnaire du réseau de transport (GRT) d’électricité, RTE, sera directement concerné par le raccordement des parcs éoliens en mer et des autres centrales ENR de grande taille (éolien terrestre et photovoltaïque notamment).
Or, insiste la CRE, « en tant que gestionnaire du système électrique, RTE sera confronté aussi à l’arrêt des centrales au charbon et à la forte croissance de la production décentralisée et de la mobilité électrique, qui modifieront profondément les flux sur le réseau de transport d’électricité ».
Pour y faire face, dans son SDDR, récemment soumis à l’examen par la CRE, RTE prévoit une forte hausse de ses investissements : 33 milliards d’euros sur 15 ans auxquels s’ajoutent 3 md€ pour l’immobilier, les systèmes d’information, la logistique et les véhicules.
Certes, rappelle le régulateur de l’énergie, ces investissements sont aussi liés au vieillissement progressif du réseau, qui a besoin d’être modernisé pour garantir un niveau de qualité et de sécurité d’alimentation élevé. Et la CRE étant chargée de veiller au meilleurs coûts pour les consommateurs, « l’enjeu pour RTE sera aussi de réaliser les investissements nécessaires tout en maitrisant leur coût ».
Néanmoins, la CRE signale que « les évolutions technologiques (comptage évolué, stockage, numérique, etc.) créent un potentiel important de nouvelles sources de flexibilité, au moment où la transition énergétique va générer des besoins supplémentaires de flexibilité et où notre pays supporte de moins en moins une aggravation de notre empreinte environnementale ». Ainsi, l’enjeu pour RTE sera de mobiliser les sources de flexibilité nouvelles (écrêtement de la production, stockage, effacement, agrégation de flexibilités décentralisées) pour maintenir la qualité d’alimentation et la sécurité des approvisionnements, tout en limitant au strict nécessaire les renforcements de réseau.
Des tarifs impactés par les changements du marché
Comme le signale la CRE, l’évolution du Turpe dépend non seulement des charges à couvrir, mais également de l’effet volume lié à l’évolution des soutirages et des puissances souscrites, ainsi que des injections en haute tension (HTB3, soit 400 kV et HTB2, soit 225 kV ou 150 kV).
Par rapport à la période précédente (2017-2019), 2021-2024, RTE prévoit, dans son scénario de référence, un recul des soutirages (décentralisation de la production qui ne passe plus par le GRT et consommation moindre grâce à l’efficacité énergétique) de 4,1% est attendu, donc moins de revenus, et un effet à la hausse sur le Turpe ;
une stabilité (-0,2 %) des puissances souscrites du fait de la constance de la pointe de soutirage ; en revanche va apparaître, notamment avec le retrait des moyens charbon, un recul des injections en provenance de moyens centralisés (-3,5%). Néanmoins, le point le plus sensible concerne une très forte progression (+44,9 %) des refoulements des réseaux de distribution vers le réseau de transport (y compris HTB2) et de la production raccordée en HTB 1 (400 kV), qui s’explique par le développement de la production à partir d’énergies renouvelables. Le refoulement provenant de la production décentralisée non utile à certains moments.
Le Turpe comprend également la part des réseaux de distribution et pèse environ pour un tiers sur la facture des consommateurs. La part de RTE dans le Turpe est de près de 25%.
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