La CRE a adopté deux délibérations du 21 janvier 2021 (publiées au Journal officiel de la République française n° 0096 du 23 avril 2021) portant décision sur le TURPE 6 Transport (HTB) et le TURPE 6 Distribution (HTA- BT), après avis favorable du Conseil supérieur de l’énergie. Ces tarifs s’appliquent depuis le 1er août 2021 pour une durée d’environ 4 ans.
S’agissant des charges de distribution dans la délibération n° 2021-13 du 21 janvier 2021, décision portant sur le tarif, la CRE fixe la marge sur actif à 2,5 % et la rémunération additionnelle des capitaux propres régulés à 2,3 %. L’évolution tarifaire moyenne s’établit à + 0,91 % au 1er août 2021 et à + 1,39 % en moyenne par an sur l’ensemble de la période tarifaire, sur la base d'une hypothèse d’inflation moyenne sur la période de 1,07 % par an.
S’agissant des charges de transport, dans la délibération n° 2021-12 du 21 janvier 2021 portant décision sur le tarif, la CRE, pour rémunérer la base d'actifs régulés (BAR), retient un coût moyen pondéré du capital (CMPC) de 4,6 % nominal avant impôt. L’évolution tarifaire s’est établie en moyenne, à + 1,09 % au 1er août 2021 et à + 1,57 % par an sur l’ensemble de la période tarifaire, sur la base d’une hypothèse d’inflation moyenne sur la période de 1,07 % par an.
En application de la délibération de la CRE du 18 janvier 2018, les fournisseurs d'énergie sont rémunérés pour les prestations de gestion de clientèle qu'ils effectuent pour le compte des Gestionnaires de Réseau de Distribution (GRD) auprès des clients en contrat unique.
Le principe de commissionnement est identique pour tous les fournisseurs commercialisant des offres de marché en contrat unique. Seuls les tarifs réglementés électricité donnent lieu à un commissionnement légèrement inférieur (4,50 € au lieu de 6,80 € par point de livraison (PDL) jusqu’au 1er août 2019), cet écart se résorbant régulièrement jusqu’à disparaître au 1er août 2022.
Pour la rémunération des charges de gestion de clientèle au titre du passé (avant le 1er janvier 2018), la CRE fixe dans sa délibération un montant qu’elle considère comme un plafond, qui peut être pris en compte par le TURPE.
La loi n° 2017-1839 du 30 décembre 2017 introduit par ailleurs une disposition visant à écarter la possibilité pour les fournisseurs d’obtenir auprès des gestionnaires de réseau une rémunération pour les prestations de gestion de clientèle réalisées par le passé. Le 23 décembre 2016, la société ENGIE avait assigné Enedis à ce titre devant le Tribunal de commerce de Paris. Dans le cadre de ce contentieux, une Question Prioritaire de Constitutionnalité a été soulevée par ENGIE concernant la disposition introduite par la loi hydrocarbures mettant fin à la possibilité d’obtenir un commissionnement pour le passé. Cette disposition a été validée par le Conseil constitutionnel dans sa décision n° 2019-776 du 19 avril 2019. La procédure devant le Tribunal de commerce de Paris est toujours en cours.
Le TURPE HTA-BT, qui est identique quel que soit le gestionnaire de réseaux de distribution d’électricité, est déterminé à partir du niveau prévisionnel de charges supportées par Enedis, sous réserve que ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace, ainsi que des prévisions concernant le nombre de consommateurs raccordés aux réseaux d’Enedis, leur consommation et leur puissance souscrite.
Ce tarif ne permettant pas toujours la prise en compte des spécificités de certaines zones de desserte, le Fonds de péréquation de l’électricité (FPE) a pour objet de compenser l’hétérogénéité des conditions d’exploitation de ces réseaux. Le Code de l’énergie dispose qu’il est procédé à une péréquation des charges de distribution d’électricité en vue de répartir entre les gestionnaires de réseaux publics de distribution d’électricité les charges résultant de leur mission d'exploitation des réseaux publics. Deux mécanismes de péréquation sont prévus : l’un forfaitaire, l’autre établi par la CRE à partir de l’analyse des comptes des gestionnaires de réseau. Un décret et un arrêté ministériels définissent le mécanisme forfaitaire de calcul de cette péréquation. Au sein du groupe EDF, le FPE concerne Enedis, Électricité de Strasbourg et SEI.
Dans sa délibération du 28 juillet 2021, la CRE a fixé, sur la base de l’analyse de ces comptes, la dotation définitive au titre du Fonds de péréquation de l'électricité pour SEI, à 195,3 millions d’euros au titre de 2021.
S’agissant du mécanisme forfaitaire, l’arrêté du 7 octobre 2021 fixe les contributions et les dotations des différents opérateurs de réseau de distribution au FPE au titre de 2021. La contribution forfaitaire de Strasbourg Électricité Réseaux s’est ainsi élevée à 1,7 millions d’euros et celle d’Enedis à 26,4 millions d'euros, Enedis étant par ailleurs le gestionnaire désigné par la CRE pour assurer la collecte et le versement des contributions FPE pour l’ensemble des ELD (Entreprises Locales de Distribution).
Le dispositif d’Accès Régulé à l’Énergie Nucléaire Historique (ARENH) est mis en œuvre depuis 2011 pour permettre aux fournisseurs alternatifs d’acheter de l'électricité à EDF pour l’approvisionnement de leurs clients finals, après signature d'un accord-cadre, à un prix régulé et pour des volumes déterminés conformément aux dispositions prévues par le Code de l’énergie. Ce dispositif est aussi accessible aux gestionnaires de réseau pour leurs pertes.
Le prix de l’ARENH, déterminé par les ministres chargés de l’énergie et de l'économie sur proposition de la CRE, est fixé à 42 €/MWh depuis janvier 2012. Il comprend la livraison de l’électricité et intègre depuis 2017 des garanties de capacité associées.
Le volume global maximal d’ARENH pouvant être cédé aux fournisseurs qui en font la demande pour couvrir le besoin de leurs clients finals est fixé par arrêté à 100 TWh par an (voir note 23).
Par sa délibération n° 2021-339 du 8 novembre 2021, la Commission de régulation de l’énergie a fixé, en application des dispositions du Code de l'énergie, la méthode de répartition des volumes d’ARENH en cas de demande exprimée supérieure au volume global maximal fixé pour l’année 2022 et a instauré, au vu de la crise exceptionnelle traversé par le marché de l’électricité, des contrôles renforcés et des règles exceptionnelles de prise en compte des volumes d’ARENH demandés par les fournisseurs.
Elle dispose que les filiales contrôlées par EDF seront écrêtées intégralement (à l'exception des gestionnaires de réseau qui ne le sont pas) pour les volumes conduisant à un dépassement du volume global maximal et qu’elles pourront conclure avec la société mère des contrats répliquant le dispositif de l’ARENH ainsi que les conditions d’approvisionnement, notamment le taux d’écrêtement des fournisseurs alternatifs.
La loi Énergie et Climat du 8 novembre 2019 a introduit de nouvelles dispositions. Elle augmente le volume global maximal pouvant être cédé dans le cadre de l'ARENH initialement fixé à 100 TWh à 150 TWh à compter du 1er janvier 2020 permettant ainsi au gouvernement de modifier le volume global maximal au-delà de 100 TWh par arrêté ministériel. Elle permet en outre de réviser le prix de l'ARENH par arrêté des ministres pendant une période transitoire (voir note 23).
Concernant le guichet de novembre 2021, la demande des fournisseurs (hors filiales EDF et gestionnaires de réseau) pour livraison 2022 s’est élevée à 160,36 TWh. La CRE a ajusté certaines demandes à la baisse, pour un total de - 0,03 TWh ce qui fixe le niveau de demande validé par la CRE à 160,33 TWh, et procédé à l’écrêtement des demandes de chaque fournisseur. À cela s’ajoutent les volumes cédés par EDF à ses filiales via les contrats répliquant le dispositif de l'ARENH et les souscriptions au titre des pertes réseau (26,4 TWh).
Des contentieux en lien avec l’ARENH ont par ailleurs été initiés en 2020 par des fournisseurs d’énergie dans le contexte de crise sanitaire. Ils sont décrits en note 17.3.4.
Comme annoncé dans le projet de PPE publié le 25 janvier 2019, le gouvernement avait lancé, en janvier 2020, un appel à contributions sur les constats fondamentaux qui ont conduit au projet de la réforme de la régulation économique du nucléaire existant ainsi que sur ses principes de construction et de fonctionnement, projet de régulation qui remplacerait l’ARENH. Comme de nombreux autres acteurs du secteur, le groupe EDF a contribué à cette consultation, qui s’est achevée le 17 mars 2020. La ministre de la Transition écologique et solidaire et le ministre de l’Économie et des Finances avait confié à la Commission de régulation de l’énergie (CRE) une mission relative à l'expertise des coûts supportés par l’opérateur nucléaire et à la détermination de la juste rémunération de cette activité dans le cadre de la future régulation du nucléaire existant envisagée par les autorités françaises. En 2021, il n’y a pas eu de développements significatifs sur les termes et conditions d’une possible nouvelle régulation du nucléaire existant.
