Offres
API
Connexion
Documents similaires
unknown - declarer resultat bnc
unknown - La fondation abritee FA
unknown - declarer resultat bnc
Arrêté - Enedis FOR RAC 43E
Convocation - LD3 06.04.2023
Déliberation - LD2 08.04.2024
Arrêté - ARR 050 raccordement ENEDIS Maison COULON
Arrêté - ARR 045 Travaux branchement Enedis Route du Vivie
Acte - 2023 guide difficultes chef entreprise
Arrêté - ARR 035 Travaux branchement ENEDIS habitation Rout
Compte-Rendu - enedis essentiel turpe6
Document publié le Samedi 1 février 2025 par la commune de Montsenelle.
Lien du pdf (Compte-Rendu - enedis essentiel turpe6)
Thèmes du document : Fiscalité, Grandes et moyennes entreprises, Démocratie,
| 1 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Tarifs en vigueur au 1er février 2025
TURPE 6 HTA/BT
Tarifs d’Utilisation
des Réseaux Publics
de Distribution d’Électricité Sommaire
1 Introduction p. 3
2 Les principes de tarification p. 4
3 Structure tarifaire p. 5
A. La composante annuelle de gestion (CG) p. 6
B. La composante annuelle de comptage (CC) p. 6
C. La composante annuelle de soutirage (CS) p. 6
D. La composante mensuelle des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) p. 7
E. La composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS) p. 8
F. La composante de regroupement (CR) p. 8
G. La composante annuelle de l’énergie réactive (CER) p. 9
H. La composante annuelle des injections (CI) p. 9
4 Tarifs des clients raccordés en HTA p. 10
A. La composante annuelle de gestion (CG) p. 10
B. La composante annuelle de comptage (CC) p. 11
C. La composante annuelle de soutirage (CS) p. 11
D. La composante mensuelle des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) p. 12
E. La composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS) p. 12
F. La composante de regroupement (CR) p. 13
G. Composante annuelle d’utilisation des ouvrages de transformation (CT) p. 14
H. La composante annuelle de l’énergie réactive (CER) p. 14
5 Tarifs des clients raccordés en BT > 36 kVA p. 15
A. La composante annuelle de gestion (CG) p. 15
B. La composante annuelle de comptage (CC) p. 16
C. La composante annuelle de soutirage (CS) p. 16
D. La composante mensuelle des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) p. 18
E. La composante annuelle de l’énergie réactive (CER) p. 18
6 Tarifs des clients raccordés en BT ≤ 36 kVA p. 19
A. La composante annuelle de gestion (CG) p. 19
B. La composante annuelle de comptage (CC) p. 20
C. La composante annuelle de soutirage (CS) p. 20
7 Éléments complémentaires p. 23
A. Contribution tarifaire d’acheminement (CTA) p. 23
B. Taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE) p. 23
C. Taxe sur la valeur ajoutée (TVA) p. 23
8 Glossaire p. 24 3 | Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Introduction
Le Code de l’énergie donne à la Commission de régulation de l’énergie (CRE) la compétence pour
fixer les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) des gestionnaires de réseaux.
Ces tarifs, fixés pour une durée moyenne de 4 ans, ont fait l’objet d’une nouvelle décision tarifaire
par la CRE dans une délibération du 21 janvier 2021, publiée le 23 avril 2021 au Journal Officiel.
Dans cette délibération, la CRE a prévu une augmentation moyenne des tarifs de 0,91%
associée à une refonte des options tarifaires proposées. Par la suite, le TURPE 6 prévoit une
évolution des grilles tarifaires par année s’ajoutant à une indexation mécanique constituée de
l’inflation constatée + 0,31%, et du facteur d’apurement « k » du compte de régulation des
charges et produits (CRCP).
La crise de l’énergie observée en 2022 et 2023 a conduit à un niveau considérable du solde de
CRCP de fin TURPE 6.
La CRE, dans le cadre de l’élaboration du futur tarif TURPE 7 HTA-BT, a organisé une
consultation publique dans laquelle elle a notamment interrogé les acteurs sur l’opportunité
d’apurer exceptionnellement tout ou partie du compte de régularisation des charges et des
produits (CRCP) de fin du TURPE 6 HTA-BT de manière anticipée à partir du 1er février 2025,
profitant ainsi de la forte baisse des prix de gros de l’électricité en 2025.
Ainsi, le niveau moyen du TURPE HTA-BT augmente de 7,70 % au 1er février 2025 (délibération de
la CRE n° 2025-08 du 15 janvier 2025).
1
LE CALENDRIER DU TURPE 6 HTA/BT
Février 2019
Consultation publique de la CRE sur
l’harmonisation des cadres de régulation
Mai 2019
1re consultation publique de la CRE
sur la structure des tarifs TURPE 6
Octobre 2019
Consultation publique sur la Qualité
de service et l’innovation
Mars 2020
2e consultation publique de la CRE
sur la structure des tarifs TURPE 6
Octobre 2020
Consultation publique de la CRE
sur le niveau, le cadre de régulation
et la structure de TURPE 6
12 janvier 2021
Avis du Conseil supérieur de l’Énergie
21 janvier 2021
Délibération de la CRE portant décision
relative au TURPE 6 HTA-BT
22 avril 2021
Publication de la délibération du 21
janvier 2021 au Journal Officiel
1er août 2021
Entrée en vigueur des nouveaux tarifs
d’utilisation des réseaux publics
d’électricité pour une période de 4 ans
environ
1er février 2025
Indexation HTA/BT : +7,70 % | 4 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Le tarif est applicable à tous les utilisateurs des réseaux, consommateurs,
producteurs, gestionnaires des réseaux et fournisseurs, pour chaque point de
connexion et pour chaque contrat d’accès. Ce document décrit uniquement les
composantes génériques du tarif pour les utilisateurs du réseau public de
distribution.
Les principes
de tarification
Qu’est-ce que le tarif ?
Le TURPE (tarif d’utilisation des réseaux publics
d’électricité) est le tarif payé par tous les
utilisateurs des réseaux publics de transport
et de distribution et vise à couvrir les coûts du
distributeur dès lors qu’ils correspondent à ceux
d’un gestionnaire de réseau efficace.
Ce tarif unique comporte trois composantes
principales : le soutirage, la gestion de la clientèle
et le comptage. Il reflète ainsi les coûts engagés
par les gestionnaires des réseaux et inclut une
rémunération de leurs investissements.
Par ailleurs, les tarifs des prestations de services
qu’Enedis propose à tous les utilisateurs du réseau
qui en font la demande sont également fixés par
la CRE. Ces prestations font l’objet d’un catalogue
dont les prix sont publics. Il est disponible sur
le site internet d’Enedis : https://www.enedis.fr/
media/2014/download.
Ce document issu de la délibération TURPE 6 HTA-
BT du 21 janvier 2021 de la CRE a été élaboré et
actualisé afin de vous en faciliter la lecture.
Le TURPE obéit aux règles suivantes :
La péréquation tarifaire
Le tarif est identique sur l’ensemble du territoire
national, conformément au principe d’égalité de
traitement inscrit dans le code de l’énergie.
Le principe du « timbre-poste »
Le tarif est indépendant de la distance parcourue
par l’énergie entre le point d’injection et le point
de soutirage (soit entre le site producteur et le
site consommateur).
La tarification en fonction de la puissance
souscrite et de l’énergie soutirée
Le tarif dépend du domaine de tension de
raccordement, de la puissance souscrite et
des flux physiques mesurés au(x) point(s) de
connexion des utilisateurs du réseau.
L’horosaisonnalité
Les prix sont différenciés selon les saisons, les
jours de la semaine et/ou les heures de la journée.
2 5 | Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Structure
tarifaire
Le TURPE 6 a été élaboré selon les principes généraux ayant fondé les TURPE précédents. En chaque
point de connexion, le prix payé annuellement pour l’utilisation des réseaux publics de distribution
(RPD) est la somme des composantes suivantes :
3
CG Composante annuelle de gestion
+ CC Composante annuelle de comptage
+ CS Composante annuelle de soutirage
+ CMDPS Composante mensuelle des dépassements de puissance souscrite
+ CACS Composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours
+ CR Composante de regroupement
+ CER Composante annuelle de l’énergie réactive
+ CI Composante annuelle des injections
= TURPE
Toutes les composantes du TURPE s’appliquent à chaque point de connexion. Selon
les modes d’utilisation, certaines composantes peuvent être égales à zéro.
Concernant la tarification de l’autoconsommation :
— les surcoûts spécifiques à la gestion (établissement de la convention d’autoconsom-
mation individuelle, contractualisation avec les participants d’une autoconsom-
mation collective et répartition de la production entre eux, notamment) ne sont
pas répercutés sur les seuls autoconsommateurs. Ces derniers bénéficient de
composantes de gestion spécifiques ;
— le déploiement systématique de Linky chez les autoconsommateurs permet de
n’employer qu’un seul dispositif de comptage, ce qui est cohérent avec le fait de
ne facturer qu’une unique composante annuelle de comptage ;
— les autoconsommateurs individuels sont soumis aux mêmes règles de tarification
à l’usage que les autres consommateurs en termes de composante de soutirage.
Le signal tarifaire a été affiné pour les autoconsommateurs collectifs afin de leur
permettre, s’ils le souhaitent (le choix de cette grille tarifaire à la place de la grille
de soutirage standard est une option), de maximiser leur production aux heures
critiques pour les réseaux et de diminuer leurs soutirages alloproduits. | 6 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
A. La composante annuelle de gestion (CG)
La composante annuelle de gestion couvre les coûts supportés par les gestionnaires des réseaux
publics de distribution pour la gestion des dossiers des utilisateurs, l’accueil physique et téléphonique,
la facturation et le recouvrement.
Cette composante est facturée, pour chaque point de connexion et chaque contrat d’accès, sous
la forme d’un terme fixe appliqué à tous les utilisateurs (producteurs, consommateurs et ELD) en
fonction de leur domaine de tension de raccordement (HTA, BT > 36 kVA, BT ≤ 36 kVA) et de leur
dispositif contractuel (CARD ou contrat unique).
Depuis le 1er janvier 2018, la composante de gestion inclut la rémunération fournisseurs afin de couvrir
les coûts engagés par ceux-ci dans le cadre de la gestion clients en contrat unique.
B. La composante annuelle de comptage (CC)
La composante annuelle de comptage couvre les coûts de fourniture, de pose et d’entretien des
dispositifs de comptage, les coûts de contrôle, de relève et de transmission de données de facturation
et les coûts liés au processus de reconstitution des flux. La composante annuelle de comptage
dépend du niveau de tension.
C. La composante annuelle de soutirage (CS)
La composante annuelle de soutirage est définie sur la base d’une allocation de coûts, de manière à ce
que le tarif payé par chaque utilisateur reflète au mieux le coût de réseau qu’il génère. Le signal tarifaire
transmis aux utilisateurs doit permettre d’optimiser à moyen terme les besoins d’investissements et
les charges d’exploitation des réseaux.
Pour l’établissement de leur composante annuelle de soutirage, les utilisateurs doivent choisir une
option tarifaire ainsi qu’une puissance souscrite, ou plusieurs puissances souscrites pour les tarifs à
différenciation temporelle. Pour les points de connexion raccordés en BT > 36 kVA et dont le contrôle
des dépassements de la puissance souscrite est effectué sur la puissance souscrite active, celle-ci est
égale à la puissance souscrite apparente multipliée par 0,93. Lorsque le contrôle des dépassements
de la puissance souscrite apparente est assuré par un disjoncteur à l’interface avec le réseau public,
Le TURPE prévoit une composante de gestion spécifique aux autoproducteurs
d’un montant inférieur à la somme des deux composantes de gestion qui seraient
appliquées pour l’injection et le soutirage.
Pour l’autoconsommation collective, cette composante de gestion peut s’appliquer
à toutes les opérations d’autoconsommation collective visées à l’article L.315-2 du
code de l’énergie, qu’elles soient circonscrites à un même bâtiment ou « étendues »,
y compris pour les opérations dont l’ensemble des participants ne se situent pas à
l’aval d’un même poste de transformation HTA/BT. 7 | Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
la puissance souscrite apparente est égale à la puissance de réglage de l’équipement de surveillance
qui commande le disjoncteur.
Les clients participant à une opération d’autoproduction collective peuvent opter pour une composante
de soutirage spécifique. Cette possibilité permet de mieux prendre en compte les économies et les
surcoûts associés aux soutirages autoproduits ou alloproduits.
D. La composante mensuelle des dépassements de puissance
souscrite (CMDPS)
La composante mensuelle des dépassements couvre le coût des dépassements de puissance
appelée par l’utilisateur au-delà de sa puissance souscrite. Enedis s’efforce de répondre favora-
blement aux appels de puissance qui dépasseraient la puissance souscrite, à condition qu’ils ne
soient pas susceptibles d’engendrer des troubles dans l’exploitation des réseaux.
Le TURPE 6 prévoit la généralisation de l’horosaisonnalité à 4 plages temporelles en
BT ≤ 36 kVA, qui se traduit par la suppression des options non saisonnalisées (CU
et MU DT) en août 2024, à l’issue d’une phase de lissage consistant à augmenter
progressivement entre 2021 et 2023 le tarif de ces options et à diminuer dans le
même temps le tarif des options à 4 plages temporelles. Au-delà, les clients pour
lesquels le déploiement de Linky n’aura pas été réalisé pourront conserver des
options non saisonnalisées dérogatoires ; les clients ayant refusé Linky se verront
facturer le coût de la relève résiduelle.
Les dépassements sont sans objet pour les points de connexion dont la puissance
souscrite est contrôlée par un disjoncteur et/ou un dispositif de comptage évolué.
En HTA, le TURPE 6 aligne le coefficient pondérateur sur celui du niveau de tension HTB
(à 0,04, au lieu de 0,11 précédemment) afin de rendre le coefficient plus cohérent avec
les formules tarifaires et de faire en sorte qu’au-delà de 100 heures de dépassement
en ruban, il devienne plus intéressant de souscrire de la puissance supplémentaire. | 8 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
E. La composante annuelle des alimentations complémentaires
et de secours (CACS)
Une alimentation de secours est une ligne maintenue sous tension et utilisée uniquement en subs-
titution d’une ou plusieurs lignes principales indisponibles en cas de défaillance, de réparation ou
de maintenance. Sa facturation est établie en fonction de la longueur des ouvrages électriques
qui la composent.
Une alimentation complémentaire est une alimentation au même domaine de tension que
l’alimentation principale, et non nécessaire par sa capacité à l’alimentation normale du site et qui
n’est pas une alimentation de secours. Sa facturation est établie en fonction de la longueur des
ouvrages électriques qui la composent.
La composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS) est facturée
pour tout utilisateur bénéficiant d’une alimentation complémentaire et/ou de secours.
F. La composante de regroupement (CR)
Les utilisateurs disposant de plusieurs points de connexion dans le domaine de tension HTA (sur
un même site) peuvent, s’ils le souhaitent, bénéficier du regroupement tarifaire pour le calcul des
composantes des injections, de soutirage et des dépassements, ainsi que la composante d’énergie
réactive.
Dans ce cas, la facturation est établie sur la base de la somme des courbes de mesure des différents
points de connexion.
Ce regroupement est autorisé lorsque le réseau le permet et moyennant une redevance de re-
groupement fixée par le tarif. Le regroupement est réalisé sur la base de la puissance souscrite
pour l’ensemble des points regroupés. La redevance est fonction de la longueur des ouvrages des
réseaux publics électriques entre chaque point de connexion et le point de connexion permettant
le regroupement.
Les composantes de gestion et de comptage sont facturées pour chacun des points
regroupés.
Dans le cas où le regroupement conventionnel concerne à la fois des installations
de production et des points de soutirage, les éventuels flux d’injection ne peuvent
être déduits des flux de soutirage pour le calcul de la composante annuelle de
soutirage. 9 | Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
G. La composante annuelle de l’énergie réactive (CER)
La tarification prévoit de facturer l’énergie réactive soutirée pendant les heures de pointe et les
heures pleines de saison haute (mois de novembre à mars) pour la partie qui dépasse 40 % de
l’énergie active consommée pendant la même période. En l’absence de dispositif de comptage
permettant d’enregistrer les flux physiques d’énergie réactive, les gestionnaires des réseaux
publics peuvent prévoir des modalités transparentes et non discriminatoires d’estimation de
ces flux.
— En injection, pour les clients raccordés en BT > 36 kVA, les valeurs Tg min et Tgmax ont été définies
de telle sorte qu’aucune CER (Composante de l’énergie réactive) ne sera facturée aux installations
de production raccordées en BT dans le cadre de TURPE 6.
— En injection, le client s’engage à fournir ou à absorber une quantité d’énergie réactive déterminée
par le gestionnaire du réseau public.
H. La composante annuelle des injections (CI)
La composante annuelle des injections est facturée pour chaque point de connexion en fonction
de l’énergie active injectée sur le réseau public de distribution.
La facturation de l’énergie réactive s’applique aux clients raccordés en HTA et en
BT > 36 kVA.
Pour les clients connectés en HTA et en BT, le niveau de la composante annuelle des
injections est égal à zéro. | 10 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Tarifs des clients
raccordés en HTA N.B. : les prix sont indiqués HT.
A. La composante annuelle de gestion (CG)
Le montant de la composante annuelle de gestion (en €/an) est fonction du cadre contractuel choisi
par l’utilisateur. Elle est due pour chacun des points de connexion. Depuis le 1er janvier 2018 le niveau
de cette composante tient compte de la contrepartie financière versée aux fournisseurs dans le cadre
de la gestion des clients en contrat unique. Elle s’applique selon la grille suivante :
Pour les utilisateurs équipés d’une installation de production et qui ne disposent que d’un contrat
d’accès au réseau en soutirage, dénommés autoproducteurs individuels sans injection, la composante
annuelle de gestion est égale à celle de la grille suivante :
Pour les utilisateurs équipés d’une installation de production et disposant, pour un même point de
connexion, d’un contrat d’accès au réseau en injection et d’un contrat d’accès au réseau en soutirage,
ou d’un contrat d’accès au réseau associant injection et soutirage ; dénommés « autoproducteurs
individuels avec injection », la composante de gestion facturée est égale à la somme du montant de
la composante de gestion associée à un contrat d’accès au réseau conclu par l’utilisateur (y compris
Ccard), et de la moitié du montant de la composante de gestion associée à un contrat d’accès au réseau
conclu par le fournisseur (y compris Rf) et facturée comme suit :
Utilisateur avec injection €/an
4
Utilisateur en CARD €/an Utilisateur en contrat unique €/an
504,84 440,76
Utilisateur en CARD €/an Utilisateur en contrat unique €/an
504,84 440,76
725,16 11 | Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
B. La composante annuelle de comptage (CC)
Dans la mesure où tous les dispositifs de comptage doivent en principe faire partie des ouvrages en
concession, la CRE simplifie la composante de comptage : elle s’applique dorénavant à l’ensemble des
utilisateurs (il n’y a plus de composante de comptage spécifique pour les utilisateurs propriétaires
de leur dispositif de comptage, contrairement aux TURPE antérieurs).
C. La composante annuelle de soutirage (CS)
Toutes les composantes annuelles de soutirage des tarifs HTA sont à 5 classes temporelles :
— Pointe
— Heure Pleine Saison Haute (HPH)
— Heure Creuse Saison Haute (HCH)
— Heure Pleine Saison Basse (HPB)
— Heure Creuse Saison Basse (HCB).
La classe temporelle de pointe est soit une classe temporelle fixe (2h le matin et 2h le soir, de décembre
à février inclus, hors dimanche) soit une classe temporelle dite à pointe mobile. Les heures dites de
pointe mobile sont les heures de la période PP1 du mécanisme de capacité et sont déterminées par
RTE la veille pour le lendemain, avec une limite de 15 jours par an.
Quatre options tarifaires sont proposées :
— Courte Utilisation avec Pointe fixe
— Longue Utilisation avec Pointe fixe
— Courte Utilisation avec Pointe mobile
— Longue Utilisation avec Pointe mobile.
Pour chacun de leurs points de connexion au domaine de tension HTA et pour chacune des cinq
plages temporelles de l’option tarifaire choisie, les utilisateurs choisissent, par multiples de 1 kW, une
puissance souscrite Pi, où i désigne la plage temporelle. Quel que soit i, les puissances souscrites
doivent être telles que Pi+1 ≥ Pi.
En chacun de ces points de connexion, la composante annuelle de soutirage est établie selon la
formule suivante :
5 5
i =2 i =1
CS = b1 x P1 + Σ bi • (Pi - Pi-1) + Σ ci • Ei
Pi désigne la puissance souscrite pour la ième plage temporelle, exprimée en kW et Ei désigne l’énergie
active soutirée pendant la ième plage temporelle, exprimée en kWh.
Fréquence minimale de transmission Composante de comptage €/an
Mensuelle 383,76 | 12 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Coefficient pondérateur de la puissance (bi)
Coefficient pondérateur de l’énergie (ci)
D. La composante mensuelle des dépassements de puissance
souscrite (CMDPS)
Le montant de la CMDPS se calcule selon la formule suivante en utilisant les paramètres bi précédents.
ΔP désigne le dépassement de puissance en kW par pas de 10 minutes.
CMDPS = Σ 0,04 x bi x √ Σ (ΔP2) i = coefficient pondérateur de puissance
CU pointe fixe
CU pointe mobile
LU pointe fixe
LU pointe mobile
c€/kWh Pointe HPH HCH HPB HCB
CU pointe fixe 6,76 4,84 2,83 0,82 0,54
CU pointe mobile 8,05 4,66 2,83 0,82 0,54
LU pointe fixe 3,16 2,41 1,83 0,70 0,53
LU pointe mobile 3,66 2,19 1,83 0,70 0,53
4 125,16
E. La composante annuelle des alimentations complémentaires
et de secours (CACS)
Le montant de la composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours se calcule
en fonction de la longueur des liaisons et du nombre de cellules pour les parties dédiées à l’utilisateur
selon la grille suivante :
Cellules (€/cellule/an) Liaisons (€/km/an)
Aériennes 1 125,28
Souterraines 1 687,93
14,13 14,13 14,13 14,13 14,13
14,13 14,13 14,13 14,13 14,13
34,48 31,12 18,61 15,18 14,19
37,46 33,15 18,61 15,18 14,19
€/kW/an Pointe HPH HCH HPB HCB 13 | Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
— Pour un secours assuré à un domaine de tension identique sur un transformateur différent
de celui de l’alimentation principale, une autre composante correspondant à la réservation
de puissance sur ce transformateur est également facturée à :
— Pour un secours assuré à un domaine de tension inférieur à celui de l’alimentation principale,
une autre redevance, correspondant à la tarification du niveau de tension inférieur est
également facturée selon la grille suivante :
€/kW/an
8,05
Domaine de
tension de
l’alimentation
principale
Domaine de
tension de
l’alimentation de
secours
Part puissance
(€/kW/an)
Part énergie
(c€/kWh)
α
(c€/kW)
HTB 2 HTA 10,45 2,26 83,87
HTB 1 HTA 3,64 2,26 29,78
F. La composante de regroupement (CR)
Formules de calcul
Pour un utilisateur ayant opté pour le regroupement de plusieurs points de connexion,
le montant de la composante de regroupement se calcule pour chacun des points de connexion
selon la formule suivante :
CR = L.k.Ps
Où :
— L est la plus petite longueur totale des ouvrages électriques du réseau public concerné
permettant physiquement le regroupement ;
— k dépend du type de liaison (aérienne ou souterraine) ;
— Ps est la puissance souscrite pour l’ensemble des points conventionnellement regroupés
Niveau des paramètres
Le niveau du paramètre « k » est défini comme suit, suivant le type de liaison :
k (€/ kW/km/an)
Liaisons aériennes 0,64
Liaisons souterraines 0,93 | 14 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
G. Composante annuelle d’utilisation des ouvrages de transformation (CT)
Un gestionnaire de réseau public de distribution qui exploite en aval de son point de connexion une
ou plusieurs liaisons, aériennes ou souterraines, au même domaine de tension que la tension aval du
transformateur auquel il est relié directement, sans l’intermédiaire d’une liaison en amont de son point
de connexion, peut demander à bénéficier de la composante annuelle de soutirage (CS) applicable au
domaine de tension directement supérieur à celui applicable au point de connexion.
Il doit dans ce cas acquitter une composante annuelle d’utilisation des ouvrages de transformation,
reflétant le coût des transformateurs et des cellules. Cette composante est calculée selon la formule
suivante, en fonction de sa puissance souscrite regroupée P Souscrite regroupée
Domaine de tension du point
de connexion
Domaine de tension de la
tarification appliquée
k
(€/kW/an)
BT HTA 10,75
H. La composante annuelle de l’énergie réactive (CER)
Flux de soutirage
L’énergie réactive absorbée au-delà du rapport tg φmax entre l’énergie réactive absorbée et l’énergie
active soutirée par point de connexion est facturée selon le tableau suivant :
Rapport tg φmax c€/kVArh
0,40 2,48
Flux d’injection
L’énergie réactive en opposition à la consigne ainsi que l’énergie réactive hors bandeau (tg φmin
tg φmax) est facturée selon le tableau suivant :
Les valeurs des seuils tg φmin tg φmax sont définies par le gestionnaire du réseau public de distribution.
c€/kVArh
2,48
CT = k*Psouscrite regroupée 15 | Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Tarifs des clients
raccordés en BT>36 kVA N.B. : les prix sont indiqués HT.
A. La composante annuelle de gestion (CG)
Le montant de la composante annuelle de gestion (en €/an) est fonction du cadre contractuel choisi
par l’utilisateur. Elle est due pour chacun des points de connexion. Depuis le 1er janvier 2018 le niveau
de cette composante tient compte de la contrepartie financière versée aux fournisseurs dans le cadre
de la gestion des clients en contrat unique. Elle s’applique selon la grille suivante :
Pour les utilisateurs équipés d’une installation de production et qui ne disposent que d’un contrat
d’accès au réseau en soutirage, dénommés « autoproducteurs individuels sans injection », la composante
annuelle de gestion est celle de la grille précédente.
Pour les utilisateurs participant à une opération d’autoconsommation collective, telle que définie
par les dispositions de l’article L.315-2 du code de l’énergie, la composante de gestion facturée est
égale à la composante de gestion hors coefficient Rf ou CCARD majorée de 50 %, à laquelle s’ajoute
le coefficient Rf ou CCARD. Elle s’applique selon la grille suivante :
Pour les utilisateurs équipés d’une installation de production et disposant, pour un même point de
connexion des contrats d’accès au réseau en injection et des contrats d’accès au réseau en soutirage,
ou des contrats d’accès au réseau associant injection et soutirage, dénommés « autoproducteurs
individuels avec injection », la composante de gestion facturée est égale à la somme du montant de
la composante de gestion associée à un contrat d’accès au réseau conclu par l’utilisateur (y compris
CCARD), et de la moitié du montant de la composante de gestion associée à un contrat d’accès au
réseau conclu par le fournisseur (y compris Rf ), et facturée comme suit :
5
Utilisateur en CARD €/an Utilisateur en contrat unique €/an
252,36 220,32
Utilisateur en CARD €/an Utilisateur en contrat unique €/an
318,00 285,96
Autoproducteurs individuels
avec injection €/an
362,64 | 16 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
B. La composante annuelle de comptage (CC)
Dans la mesure où tous les dispositifs de comptage doivent en principe faire partie des ouvrages
en concession, la CRE simplifie la composante de comptage : le TURPE 6 HTA-BT ne prévoit donc
pas de composante de comptage spécifique pour les utilisateurs propriétaires de leur dispositif de
comptage, contrairement aux TURPE antérieurs.
C. La composante annuelle de soutirage (CS)
Toutes les composantes annuelles de soutirage des tarifs BT >36 sont à 4 classes temporelles :
— Heure Pleine Saison Haute (HPH)
— Heure Creuse Saison Haute (HCH)
— Heure Pleine Saison Basse (HPB)
— Heure Creuse Saison Basse (HCB)
Deux options tarifaires sont proposées :
— Courte Utilisation
— Longue Utilisation
Pour chacun de leurs points de connexion au domaine de tension BT>36 et pour chacune des quatre
plages temporelles de l’option tarifaire choisie, les utilisateurs choisissent, par multiples de 1 kVA,
une puissance souscrite Pi, où i désigne la plage temporelle. Quel que soit i, les puissances souscrites
doivent être telles que Pi+1 ≥ Pi.
En chacun de ces points de connexion, la composante annuelle de soutirage est établie selon la
formule suivante :
4 4
i =2 i =1
CS = b1 x P1 + Σ bi • (Pi - Pi-1) + Σ ci • Ei
Pi désigne la puissance souscrite pour la ième plage temporelle, exprimée en kVA et Ei désigne l’énergie
active soutirée pendant la ième plage temporelle, exprimée en kWh.
Les autoproducteurs en collectif participant à une opération d’autoconsommation dont l’intégralité
des points de soutirage et d’injection des participants sont situés en aval d’un même poste de
transformation d’électricité de moyenne en basse tension (HTA/BT), peuvent également souscrire
les deux tarifs suivants :
— tarif courte utilisation à quatre plages temporelles – autoproduction collective (en aval
d’un même poste HTA/BT) ;
— tarif longue utilisation à quatre plages temporelles – autoproduction collective (en aval
d’un même poste HTA/BT).
Fréquence minimale de transmission Composante de comptage €/an
Mensuelle 288,84 17 | Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Par exception, pour les points de connexion ayant sélectionné une formule tarifaire d’acheminement
spécifique dans le cadre d’une opération d’autoconsommation collective dont l’intégralité des points de
soutirage et d’injection des participants sont situés en aval d’un même poste HTA/BT, la composante
annuelle de soutirage est établie selon la formule suivante :
4 8
i =2 j =1
CS = b1 x P1 + Σ bi • (Pi - Pi-1) + Σ cj • Ej
Pi désigne la puissance souscrite apparente pour la ième plage temporelle, exprimée en kVA. Ej désigne
l’énergie active soutirée sur le jème poste tarifaire, exprimée en kWh.
Coefficient pondérateur de la puissance (bi)
€/kVA/an HPH HCH HPB HCB
CU 17,71 14,75 14,30 13,92
LU
CU – autoproduction collective
LU – autoproduction collective
Coefficient pondérateur de l’énergie (ci)
CU
LU
CU – autoproduction collective,
part autoproduite
CU – autoproduction collective,
part alloproduite
LU – autoproduction collective,
part autoproduite
LU – autoproduction collective,
part alloproduite
17,80 14,25 12,93 12,68
28,92 18,48 16,30 14,64
29,59 18,95 15,48 14,36
c€/kWh HPH HCH HPB HCB
6,37 4,88 2,62 1,81
5,32 4,23 2,42 1,49
3,63 2,59 0,87 0,55
6,48 4,20 2,36 1,81
5,50 3,64 2,23 1,12
3,63 2,59 0,87 0,55 | 18 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
D. La composante mensuelle des dépassements de puissance
souscrite (CMDPS)
Sur la base de la durée de dépassement de puissance apparente souscrite h (en heures), la CMDPS
est calculée de la façon suivante pour chacune des plages temporelles du mois considéré (en €) :
CMDPS = 12,65 x h
Les utilisateurs dont la CMDPS pour l’ensemble des plages temporelles serait supérieure à la fois
à 30 % de leur facture TURPE mensuelle et à 25 fois le tarif de la puissance supplémentaire qu’il
aurait été nécessaire de souscrire pour éviter tout dépassement, pourront obtenir le plafonnement
de leur CMDPS pour le mois concerné à la plus élevée des deux limites précitées, sur demande
auprès du GRD.
E. La composante annuelle de l’énergie réactive (CER)
Flux de soutirage
L’énergie réactive absorbée au-delà du rapport tg φmax entre l’énergie réactive absorbée
et l’énergie active soutirée par point de connexion est facturée selon le tableau suivant :
Flux d’injection
L’énergie réactive en opposition à la consigne ainsi que l’énergie réactive hors bandeau (tg φmin
tg φmax) est facturée selon le tableau suivant :
NB : Les valeurs de tg φmin tg φmax ont été définies de telle sorte qu’aucune CER ne soit facturée aux installations
de production raccordées en BT dans le cadre de TURPE 6.
Rapport tg φmax c€/kVArh
0,40 2,59
c€/kVArh
2,59 19 | Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Tarifs des clients
raccordés en BT≤36 kVA N.B. : les prix sont indiqués HT.
A. La composante annuelle de gestion (CG)
Le montant de la composante annuelle de gestion (en €/an) est fonction du cadre contractuel
choisi par l’utilisateur. Elle est due pour chacun des points de connexion. Depuis le 1er janvier
2018 le niveau de cette composante tient compte de la contrepartie financière versée aux
fournisseurs dans le cadre de la gestion des clients en contrat unique. Elle s’applique selon
la grille suivante :
Pour les utilisateurs équipés d’une installation de production et qui ne disposent que d’un contrat
d’accès au réseau en soutirage, dénommés « autoproducteurs individuels sans injection », la composante
annuelle de gestion est celle de la grille précédente.
Pour les utilisateurs participant à une opération d’autoconsommation collective, telle que définie
par les dispositions de l’article L.315-2 du code de l’énergie, la composante de gestion facturée est
égale à la composante de gestion hors coefficient Rf ou CCARD majorée de 50 %, à laquelle s’ajoute
le coefficient Rf ou CCARD. Elle s’applique selon la grille suivante :
Pour les utilisateurs équipés d’une installation de production et disposant, pour un même point de
connexion des contrats d’accès au réseau en injection et des contrats d’accès au réseau en soutirage,
ou des contrats d’accès au réseau associant injection et soutirage, dénommés « autoproducteurs
individuels avec injection », la composante de gestion facturée est égale à la somme du montant de
la composante de gestion associée à un contrat d’accès au réseau conclu par l’utilisateur (y compris
CCARD), et de la moitié du montant de la composante de gestion associée à un contrat d’accès au
réseau conclu par le fournisseur (y compris Rf ), et facturée comme suit :
6
Utilisateur en CARD €/an Utilisateur en contrat unique €/an
18,24 16,92
Autoproducteurs collectifs en CARD €/an Autoproducteurs collectifs en contrat unique €/an
22,80 21,60
Autoproducteurs individuels
avec injection €/an
26,64 | 20 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
B. La composante annuelle de comptage (CC)
Dans la mesure où tous les dispositifs de comptage doivent en principe faire partie des ouvrages
en concession, la CRE simplifie la composante de comptage : le TURPE 6 HTA-BT ne prévoit donc
pas de composante de comptage spécifique pour les utilisateurs propriétaires de leur dispositif de
comptage, contrairement aux TURPE antérieurs.
En l’absence de dispositif de comptage, le gestionnaire de réseau peut estimer les flux d’énergie
soutirée ou injectée ; dans ce cas, la composante annuelle de comptage est de :
Composante de comptage sans dispositif €/an
1,80
Pour les clients avec un dispositif de comptage hors Linky, n’ayant pas transmis leur index depuis au
moins 12 mois, une composante de comptage spécifique sera facturée tous les 2 mois :
C. La composante annuelle de soutirage (CS)
Les trois options tarifaires existantes sont prolongées en TURPE 6 :
— courte utilisation (CU) ;
— moyenne utilisation avec différenciation temporelle Heures Pleines/Heures Creuses
(MUDT) ;
— longue utilisation (LU).
De plus, pour les utilisateurs équipés d’un compteur communicant Linky ouvert aux nouveaux
Fréquence minimale de transmission Composante de comptage €/an
Bimestrielle (si compteur Linky)
ou semestrielle 22,44
Composante de comptage spécifique €/bimestre
10,20 21 | Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
services, deux options tarifaires supplémentaires sont proposées dans lesquelles les signaux
horosaisonnalisés sont renforcés avec l’introduction d’une saison haute et d’une saison basse
comme pour les domaines de tension supérieurs :
— courte utilisation avec 4 classes temporelles (CU 4) ;
— moyenne utilisation avec 4 classes temporelles (MU 4).
Les 4 classes temporelles sont les suivantes :
— Heure Pleine Saison Haute (HPH)
— Heure Creuse Saison Haute (HCH)
— Heure Pleine Saison Basse (HPB)
— Heure Creuse Saison Basse (HCB)
En chacun des points de connexion au domaine de tension BT jusqu’à la puissance souscrite de
36 kVA incluse, la composante annuelle de soutirage est établie selon la formule suivante :
n
i =1
CS = b x P + Σ ci • Ei
Où P désigne la puissance souscrite, exprimée en kVA. Pour les utilisateurs bénéficiant d’un branchement
à puissance surveillée, elle est égale à la puissance de réglage du dispositif approprié et Ei désigne
l’énergie soutirée pendant la ième plage temporelle, exprimée en kWh.
Les autoproducteurs en collectif raccordés en BT<36 peuvent également s’ils le préfèrent souscrire
les deux options suivantes, permettant de facturer différemment les soutirages issus de l’opération
d’autoconsommation (soutirages dits « autoproduits ») de ceux issus du réseau public de distribution
(soutirages dits « alloproduits ») :
— courte utilisation avec 4 classes temporelles – autoproduction collective ;
— moyenne utilisation avec 4 classes temporelles – autoproduction collective.
Par exception, pour les points de connexion ayant sélectionné une formule tarifaire d’acheminement
spécifique dans le cadre d’une opération d’autoconsommation collective, la composante annuelle
de soutirage est établie selon la formule suivante :
n
j=1
CS = b x P + Σ cj • Ej
Où :
— P désigne la puissance souscrite, exprimée en kVA. Pour les utilisateurs bénéficiant d’un
branchement à puissance surveillée, elle est égale à la puissance de réglage du dispositif
approprié ;
— E j désigne l’énergie active soutirée sur le j ème poste tarifaire, exprimée en kWh. | 22 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Coefficient pondérateur de l’énergie (ci) en c€/kWh
c€/kWh HPH HCH HPB HCB
CU 4 7,50 5,13 1,60 1,00
CU 4,93
MU 4 6,89 4,77 1,57 0,98
MU DT 5,04 3,57 5,04 3,57
LU 1,24
CU 4 - autoproduction collective,
part autoproduite 1,86 1,44 0,87 0,42
CU 4 - autoproduction collective,
part alloproduite 8,14 4,98 2,57 0,97
MU 4 - autoproduction collective,
part autoproduite 1,86 1,44 0,87 0,42
MU 4 - autoproduction collective,
part alloproduite 7,41 4,75 2,50 0,97
€/kVA/an
CU 4 10,08
CU 11,28
MU 4 11,88
MU DT 13,80
€/kVA/an
LU 91,44
CU 4 – autoproduction collective 10,08
MU 4 – autoproduction collective 12,00
Coefficient pondérateur de la puissance (b) en €/kVA 23 | Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Éléments
complémentaires
Taxes et contributions
Le tarif est présenté hors taxes. Cependant, sur les factures des utilisateurs, viennent s’ajouter
certaines taxes et contributions.
A. Contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA)
— La CTA est réservée à la Caisse Nationale des Industries Electriques et Gazières (CNIEG).
— Elle est assise sur les éléments fixes du tarif (composante de comptage, de gestion, part fixe
de la composante de soutirage et des alimentations complémentaires et de secours).
— Son taux est défini par arrêté ministériel.
— La CTA est facturée au client final par le fournisseur d’électricité (contrat unique) ou par le
gestionnaire de réseau de distribution (contrat CARD).
B. Taxe Intérieure sur la Consommation Finale d’Electricité (TICFE) ou Contribution au Service Public d’Electricité (CSPE)
La taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité est également toujours appelée par son
ancien nom (la CSPE). Le terme d’accise sur l’électricité est également utilisé.
La TICFE intègre, depuis janvier 2022, une part départementale et, depuis janvier 2023, une part
communale (ex TCDFE et TCCFE).
C. Taxe sur la Valeur Ajoutée (TVA)
La taxe sur la valeur ajoutée (TVA) est facturée au client final (CARD) ou au fournisseur d’électricité
(pour les utilisateurs en contrat unique). La TVA est assise sur l’ensemble des éléments facturés y
compris la CTA, la CSPE/TICFE.
7 | 24 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Glossaire
AODE
Les autorités organisatrices d’un réseau public
de distribution sont définies à l’article L. 2224-
31 du code général des collectivités territoriales.
Elles ont pour mission de conclure les contrats de
concession, et d’exercer le contrôle du bon accom-
plissement des missions de service public fixées,
pour ce qui concerne les autorités concédantes,
par les cahiers des charges de ces concessions.
Il s’agit de communes ou d’établissements de
coopération intercommunale (syndicat, commu-
nauté de communes, communauté d’agglomé-
ration, une communauté urbaine, métropole).
CARD
Le contrat d’accès au réseau de distribution (CARD)
est signé entre Enedis et le client final. Il définit
les responsabilités du client et du gestionnaire
de réseau de distribution en matière d’accès et
d’utilisation du réseau sur le point de livraison
concerné.
Il précise notamment les conditions de raccor-
dement, les modalités relatives au comptage
et aux puissances souscrites ou injectées, les
dispositions propres à la continuité et à la qualité
de fourniture, ainsi que les tarifs.
CONTRAT UNIQUE
Contrat regroupant la fourniture d’électricité,
l’accès et l’utilisation des réseaux, conclu entre
un client et un fournisseur d’électricité pour
un ou des point(s) de livraison. Conformément à
l’article L111-92 du code de l’énergie, la possibilité
pour un fournisseur d’offrir un contrat unique
à des clients est subordonnée à la signature
préalable par le fournisseur d’un contrat
avec le gestionnaire du réseau de distribution
du territoire concerné (contrat GRD-F).
8
DISPOSITIF DE COMPTAGE
Le dispositif de comptage est constitué de
l’ensemble des compteurs d’énergie active et/
ou réactive au point de comptage considéré,
des armoires, coffrets ou panneaux afférents,
ainsi que, le cas échéant, des équipements
complémentaires qui lui sont dédiés.
DOMAINE DE TENSION
Les domaines de tension des Réseaux Publics
de Distribution en courant alternatif sont définis
par le tableau ci-dessous :
OUVRAGES DE TRANSFORMATION
Les ouvrages de transformation sont les ouvrages
des réseaux publics d’électricité qui sont situés
à l’interface entre deux domaines de tension
différents.
PLAGE TEMPORELLE
— Saison Haute/Saison Basse
La saison haute est constituée des mois de
décembre à février et de 61 jours répartis de telle
sorte qu’au cours d’une même année civile, la
saison haute ne soit pas constituée de plus de trois
périodes disjointes. Les autres périodes constituent
la saison basse. Actuellement, la saison haute est
constituée des mois de novembre à mars.
— Heures pleines - Heures creuses
Les plages temporelles sont fixées localement
par le gestionnaire de réseau public en fonction
des conditions d’exploitation des réseaux publics.
Tension Domaine de tension
1 kV < U ≤ 50 kV HTA
50 V < U ≤ 1 kV BT 25 | Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité
Elles sont communiquées à toute personne en
faisant la demande et publiées sur le site internet
du gestionnaire de réseau public.
— Heures de pointe
Les heures de pointe sont applicables aux Tarifs
HTA ayant souscrit l’option pointe fixe et sont
fixées, de décembre à février inclus, à raison de
2 heures le matin dans la plage de 8 heures à 12
heures et de 2 heures le soir dans la plage de 17
heures à 21 heures, à l’exception des dimanches.
— Heures de pointe mobile
Elles sont applicables aux tarifs HTA ayant
souscrit l’option pointe mobile. Ces heures sont
déterminées nationalement par le signal PP1 du
mécanisme de capacité et sont communiquées
la veille pour le lendemain sur le site internet de
RTE, dans la limite de 10 à 15 jours par an et sur
les plages horaires [7h-15h] et [18h-20h].
POINTS DE CONNEXION
Le ou les point(s) de connexion d’un utilisateur
au réseau public coïncide(nt) avec la limite de
propriété entre les ouvrages électriques de
l’utilisateur et les ouvrages électriques du réseau
public. Il(s) correspond(ent) généralement à
l’extrémité d’un ouvrage électrique, matérialisée
par un organe de coupure.
Un organe de coupure est un appareil installé sur
le réseau électrique, qui permet d’interrompre le
courant circulant entre les deux extrémités de
cet appareil.
Plus de définitions sur le site Enedis :
http://www.enedis.fr/glossaire Enedis
4, place de la Pyramide
92800 Puteaux
enedis.fr
Enedis est une entreprise de service public, gestionnaire du réseau de distribution d’électricité qui emploie 39 000 personnes. Au service de 38,7 millions de clients, elle développe, exploite, modernise 1,4 million de kilomètres de réseau électrique basse et moyenne tension (230 et 20 000 volts) et gère les données associées. Enedis réalise les raccordements des clients, le dépannage 24h/24, 7J/7, le relevé des compteurs et toutes les interventions techniques. Intervenant pour le compte des collectivités locales, propriétaires des réseaux, elle est indépendante des fournisseurs d’énergie qui sont chargés de la vente et de la gestion du contrat de fourniture d’électricité.
enedis.officiel
@enedis
enedis.officiel
SA à directoire et à conseil de surveillance
Capital de 270 037 000 €
R.C.S. de Nanterre 444 608 442
© Enedis
www.grouperougevif.fr
- 28507 -
09/2023