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estimations et les coûts non contrôlables avérés, par des mécanismes d'ajustement précisément
définis et connus à l’avance de l'entreprise régulée. Il ne faut en revanche inclure aucun mécanisme
d'ajustement sur les coûts contrôlables, puisque le caractère incitatif de la régulation résulte
justement de la possibilité pour l'entreprise régulée de conserver les gains liés aux écarts entre les
coûts estimés et les coûts avérés.
Nous voyons ainsi apparaître une deuxième élément lié au temps : la périodicité des ajustements aux
facteurs externes. Il n'y a a priori aucune raison pour que les ajustements se fassent à la fin de la
période de régulation incitative. Ainsi, il est tout à fait envisageable de définir une période de
régulation de quatre années et des ajustements annuels.
Outre les coûts non contrôlables, il est difficile en pratique d'inclure tous les coûts contrôlables
dans le mécanisme incitatif. C'est en particulier le cas des investissements qui, dans le transport de
l'électricité, sont des actifs de longue vie, présentant une fois réalisés des caractéristiques de coûts
échoués. Leur inclusion dans un mécanisme incitatif présente donc un risque de sous-investissement.
C'est la raison principale pour laquelle les investissements sont généralement exclus du mécanisme
incitatif.
En pratique, le mécanisme incitatif couvre essentiellement les coûts d'exploitation de l'entreprise
régulée. La régulation du transport de l'électricité peut ainsi s'articuler autour d'un mécanisme
incitatif central couvrant les coûts d'exploitation accompagnés d'autres mécanismes, notamment
pour réguler les investissements (par exemple en combinant une approche cost of service avec un
outil de planification) mais aussi pour la qualité de service (par exemple par l'intermédiaire d'un
mécanisme incitatif ciblé qui peut très bien être inclus dans un price cap).
Outre les mécanismes d'ajustement aux facteurs externes sur lesquels l'entreprise régulée ne peut
agir, il convient de définir des règles précises de révision du price cap à l'issue de la période de
régulation. En effet, dans le cas contraire, si l'entreprise régulée anticipe que la révision du price cap
ne va lui laisser aucun bénéfice des efforts réalisés, elle ne sera pas incitée à en fournir en fin de
période.
A la lumière de ces enseignements, le caractère incitatif de TURP2 est fortement contraint : d'une
part, la période de régulation est d'une durée trop courte ; d'autre part, les mécanismes
d'ajustement et les règles de révision du price cap ne sont pas précisément définis et connus de
l'entreprise régulée.
Les tendances et évolutions observées chez d'autres régulateurs
Des cinq pays dont nous avons étudié la régulation du transport de l'électricité, deux pays, le
Royaume-Uni et la Norvège, se distinguent par leur plus grande expérience de mise en application de
mécanismes de régulation incitative. La tendance observée dans ces deux pays est une multiplication
des instruments de régulation ciblés s'articulant autour d'un price cap conduisant à une régulation
très complexe.
Par ailleurs, l'analyse des dispositifs nationaux révèle le rôle crucial des préoccupations des
régulateurs nationaux dans le design des mécanismes de régulation. Ainsi, l'objectif du régulateur
norvégien était l'amélioration de l'efficacité des gestionnaires de réseau dans un contexte où le
développement du réseau était très satisfaisant et la qualité de service excellente. C'est pourquoi la
première période de régulation n'incluait pas de dispositif ciblé sur la qualité de service et incitant à
l'investissement. A l'opposé, le design du dispositif italien a été affecté par le black out de 2003. La