L’évolution des tarifs d’utilisation du réseau public d’électricité – Voici ce que le TURPE 7 a changé cette année
Contexte :
Le TURPE (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité) est fixé par période de 4 ans. Cette redevance que touche nos gestionnaires : RTE, Enedis et ELD (Entreprise Local de distribution) servent à financer le réseau électrique de distribution et transport.
- Il représente 15 à 35 % de toutes nos factures électriques
- Le TURPE 7 pour la période 2025 – 2028 a été instauré à partir d’aout 2025
Il existe deux types de TURPE selon le niveau de puissance souscrit :
- Le TURPE HTA, qui concerne toutes les installations raccordées inférieure ou égale à 20 kV. Il concerne les sites et projets qui vont aller jusqu’à 20 MVA (environ), principalement les gros sites industriels ou infrastructures importantes.
- Le TURPE HTB, qui concerne toutes les installations supérieures raccordées ou égales à 63 kV. Il concerne donc les consommateurs personnels, industries diffuses, stations IRVE …
Cet article concerne uniquement le TURPE HTA & BT.
Enjeux pour le financement des réseaux électriques :
- Financer un réseau électrique vieillissant
RTE et Enedis évaluent chacun à 100 Mds€ les besoins en investissements sur leurs réseaux d’ici à 2040, qui seront à la charge des utilisateurs des réseaux (les injecteurs d’énergie et consommateurs).
Le réseau électrique français est un des réseaux les plus fiables au monde (en termes de temps de durée moyenne de coupure par client et de disponibilité – Source Council of European Energy Regulators), ce réseau a connu très peu d’évolution depuis le déploiement du Plan Messmer des années 70 et la vague d’investissement nécessaire dans le réseau HTA & HTB.
Le changement climatique et l’augmentation des températures annuelles moyennes demande également de libérer des fonds pour remplacer les équipements les plus sensibles pour d’autres plus résistants (armoires électriques, isolation thermiques des transformateurs, enterrement des tronçons de lignes connaissant des risques fort d’incendie, …).
- Accompagner le déploiement des EnR
Au-delà du gisement de production, des moyens de financement, l’acceptation locale ou encore de leurs impacts écologiques, l’enjeu premier des énergies renouvelables (solaire, éolien, hydaulique…) est de pouvoir se raccorder sur le réseau électrique afin de pouvoir injecter la production. Aujourd’hui les gestionnaires de réseau connaissent sur certaines zones une limite pour traiter les demandes de raccordement et répondre au SDDR (Schéma décennal de développement du réseau), les S3rEnR (Les Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau) et la PPE ( Programmation Pluriannuelle de l’Energie).
Un des objectifs du TURPE 7 est d’avoir des délais de raccordement et cout maitrisé sur 5 ans.
- Améliorer les solutions de flexibilités
L’électrification massive des énergies primaires consommées par tous les secteurs demande de repenser la manière de produire notre énergie (moins d’imports d’énergies fossiles, production territorialisée) mais aussi la manière de la consommer. Les changements de procédés thermiques pour des procédés électriques peuvent apporter des leviers de flexibilités, permettant ainsi de gérer plus intelligemment sa consommation.
La flexibilité concerne donc à la fois la consommation d’énergie électrique et l’injection, différents leviers avec plusieurs rôles existent.
Dans sa finalité, cette flexibilité électrique permet de réduire les couts des infrastructures tout en facilitant le déploiement des EnR et l’électrification des usages.
- Réviser la structuration du TURPE pour tous les consommateurs
Selon l’IEA Energy Outlook 2025, la part de l’électricité dans le mix énergétique mondiale augmente deux fois plus vite que l’augmentation de la consommation d’énergie. Cette donnée s’explique car les solutions d’électrification sont souvent des solutions compétitives, économiques, techniquement, et causant très peu d’émission de CO2 (notamment en France).
Le taux d’électrification de tous les secteurs lorsque cette solution est pertinente est de fait un bon indicateur de réussite ou d’échec de la transition énergétique et écologique nécessaire. Cette électrification demande de penser à la fois les bons volumes de production d’énergies électriques décarbonée (nucléaire, hydraulique, éolien terrestre/offshore, photovoltaïque,…), l’accessibilité des solutions d’électrification pour tous (leasing social, CEE, …) mais aussi un réseau électrique efficace, adapté aux profils de consommations et avec une tarification compétitive.
Le tarif d’utilisation du réseau électrique ne doit plus uniquement s’adresser favorablement aux électros intensifs, mais aussi avoir des tarifs pertinents pour des consommations décentralisées (électrification du tertiaire, électrification des véhicules, électrification des industries [ETI/PME]).
Zoom sur le raccordement pour les producteurs d’énergie électrique :
Avec l’instauration du TURPE 7, un objectif de réduction des délais de raccordement pour les énergies renouvelables est fixé avec une trajectoire définit pour les producteurs BT > 36 kVA & HTA. Enedis va également assurer une transparence par rapport à ces délais, en publiant un rapport annuel sur sa performance en matière de raccordement auprès des consommateurs et producteurs.
A titre d’exemple, une réduction du délai de raccordement IRVE dans le résidentiel collectif est également prévue pour faciliter le déploiement.
Zoom sur l’évolution des heures creuses :
Historiquement, la différenciation temporelle des tarifs de TURPE a permis le pilotage de la majorité des ballons d’eau chaude sanitaire depuis les années 1980, ce qui représente encore aujourd’hui près de 7 GW de puissance décalée, notamment lors des pointes de consommation électrique. C’est les tarifs tempo ou tarif jour-nuit.
Cette incitation au décalage de la consommation électrique doit être aujourd’hui adaptée en prenant en compte le pic de la production photovoltaïque en saison estivale l’après-midi (entre 11h et 17h), ce qui influe fortement sur les prix de marché électrique (phénomène de « duck curve »)
Le TURPE 7 acte la mise en place de nouvelles heures creuses à partir d’aout 2025 de manière progressive. Les plages horaires pourront différer entre hiver et été et selon les localisations. L’objectif est que la grande majorité des clients ait des heures creuses additionnelles au moins l’été d’ici fin 2027. Ce sont les fournisseurs d’énergies qui informeront les clients de la mise en place de ces nouveaux horaires.
Structure tarifaire des heures creuses
À travers ses différentes composantes tarifaires (composante de soutirage, de puissance, etc.), la structure du TURPE répartit les coûts de réseau entre les différents types d’utilisateurs. L’objectif est que chaque utilisateur supporte les coûts qu’il génère par son usage du réseau électrique. Pour prendre en compte les nouvelles problématiques de congestion du réseau, la nouvelle structure tarifaire du TURPE 7 va :
- Favoriser le placement des heures creuses lors des après-midis d’été.
- Mieux prendre en compte la diversité des situations locales des réseaux et laisser aux gestionnaires de réseaux la possibilité de choisir les plages d’heures creuses les plus adaptées.
Ces évolutions pourront intervenir en cours de contrat à partir d’août 2025, avec un préavis de 6 mois communiqué par le GRD.
Les zones non interconnectées ne sont pas soumises aux mêmes règles : EDF SEI mène une étude spécifique afin d’identifier les heures creuses pertinentes sur les différents territoires insulaires et DOM TOM.
