Turpe : La Cour recommande une révision des politiques de dividendes et des mécanismes de rémunération

La masse financière à couvrir par les recettes tarifaires, appelé « revenu autorisé » des gestionnaires, a augmenté en moyenne de plus de 3 % par an entre 2017 et 2023, soit +2,9 Md€ au total, essentiellement tirée par les dépenses sur le réseau de distribution.

Le revenu autorisé pour Enedis en 2023 s’est ainsi élevé à 16,0 Md€, et celui de RTE à 4,2 Md€ (dont 85 % tarifé à Enedis pour ses soutirages depuis le réseau de transport). Parallèlement, la consommation, et donc les volumes acheminés, ont eu tendance à diminuer sur la période (-5 % sur le réseau de distribution).

Il s’ensuit que l’équivalent du TURPE HTA-BT (acquitté par les clients raccordés au réseau de distribution) en €/MWh est passé de 37,2 à 46,9 entre 2017 et 2023, soit une hausse de 26 %.

Le TURPE représentait ainsi un peu moins d’un quart du prix moyen hors TVA payé par les clients finals pour leur consommation d’électricité en 2023. À ce niveau, la France affiche un tarif d’utilisation des réseaux proche de la moyenne européenne, mais nettement inférieur à ceux de l’Allemagne ou de l’Espagne.

Ces comparaisons sont toutefois à considérer avec précaution, en raison des écarts induits par les données géographiques (densité de population, distances pour acheminer l’électricité des régions productrices vers les régions consommatrices, etc.) ou encore des périmètres différents des charges couvertes par les tarifs dans chaque pays.

Les prochaines années sont caractérisées par des besoins prévisionnels d’investissements en très forte croissance, pour répondre notamment aux objectifs de décarbonation de l’économie.

RTE prévoit ainsi 100 Md€ d’investissements d’ici à 2040 pour répondre aux enjeux de renouvellement et de développement de son réseau. Enedis projette sur la même période 2022-2040 un besoin d’investissement de 96 Md€2021. Les programmes d’investissements sous-jacents, que la Cour n’a pas expertisés, seront notamment soumis pour approbation ou pour avis à la CRE. Il s’agit en effet de raccorder de nombreux moyens de production d’électricité renouvelable (parcs éoliens en mer en particulier) et de nouveaux sites de consommation (bornes de recharges de véhicules électriques, électrification des procédés industriels, électrolyseurs pour la production d’hydrogène, etc.), de renforcer et de développer les réseaux pour faire transiter des flux plus importants, tout en menant les renouvellements nécessaires. À niveau de consommation constant, les hausses d’investissements projetées, hors inflation, pourraient conduire, selon les estimations de la Cour, à une augmentation de près de 10 €/MWh de l’équivalent du TURPE HTA-BT entre 2023 et 2030 (+21 %). Une telle hausse des tarifs devrait pour l’essentiel être neutralisée sous l’effet de l’augmentation attendue de la consommation, que les investissements sont censés accompagner. Néanmoins, les incertitudes quant aux scénarios d’évolution de la consommation à ces horizons ne permettent pas d’exclure des augmentations significatives de tarifs à moyen terme pour les usagers qui ne bénéficient pas d’abattements de TURPE. Par ailleurs, localement, des risques de surdimensionnement, en principe temporaires, pourraient apparaître dès lors que les gestionnaires de réseaux engageraient des investissements par anticipation des besoins. En outre, la perspective d’une très forte hausse des investissements annuels pose la question de l’arbitrage entre rémunération des actionnaires, via les dividendes qu’ils perçoivent, et modération du tarif acquitté par les consommateurs, à apprécier au prisme des meilleurs moyens de financer cette montée en puissance. En effet, à moins de mobiliser directement les moyens de l’État (par une augmentation de capital), RTE et Enedis vont devoir financer la forte croissance des investissements par fonds propres et emprunts. Or, pour respecter une trajectoire soutenable donnée de ratio d’endettement, il est possible soit de mettre à contribution immédiate les usagers via le tarif, en augmentant le taux de rémunération des actifs ou en anticipant des prises en charge de dépenses d’investissement par le TURPE, soit de réduire le taux de distribution de dividendes aux actionnaires. À cet égard, la Cour considère que, dans la hiérarchie des solutions de financement, l’ajustement de la politique de dividendes est à mettre en œuvre en premier lieu et qu’en tout état de cause, les besoins de financement ne peuvent pas justifier de fixer la rémunération des actifs des opérateurs à des niveaux ne reflétant pas le très faible niveau de risque auquel ils sont exposés (cf. infra). Enfin, les tarifs d’acheminement pourraient augmenter dès 2025 sous l’effet des hausses de prix applicables à la consommation physique d’énergie par les réseaux (dites « charges d’achat de pertes » par les gestionnaires de réseaux) en 2023 et 2024, ce qui justifie d’examiner dès à présent les marges de manœuvre disponibles pour contenir l’évolution des différents déterminants du revenu autorisé de RTE et d’Enedis.

Ce tarif d’acheminement de l’électricité des centres de production aux lieux de consommation permet de financer le transport (effectué par RTE sur les lignes à haute ou très haute tension) et la distribution (effectuée en très grande partie par Enedis, et, dans quelques communes par des entreprises locales de distribution dites ELD) de l’électricité sur les réseaux en France. Le TURPE perçu par RTE qui concerne le réseau électrique haute tension est le TURPE HTB ; le TURPE perçu par Enedis (et les ELD) pour le réseau moyenne et basse tension est le TURPE HTA-BT.