Délibération n° 2020-196 du 23 juillet 2020 fixant la dotation définitive au titre du Fonds de péréquation de l'électricité (FPE) pour l'année 2020 pour EDF SEI

Article (sans numéro) JORFARTI000042220201

Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Catherine EDWIGE, Ivan FAUCHEUX et Jean- Laurent LASTELLE, commissaires. Le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité dits « TURPE HTA-BT », s'appliquant aux utilisateurs raccordés aux réseaux de distribution en haute tension A (HTA) et en basse tension (BT), est actuellement défini par la délibération n° 2018-148 de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) du 28 juin 2018 portant décision sur les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dans les domaines de tension HTA et BT (dits « TURPE 5bis HTA-BT »). Le TURPE 5 HTB, qui s'applique aux utilisateurs raccordés en haute et très haute tension est quant à lui défini par la délibération de la CRE du 17 novembre 2016 portant décision sur les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dans le domaine de tension HTB. Le TURPE HTA-BT, qui est identique quel que soit le gestionnaire de réseaux de distribution (GRD) 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. L'article L. 121-29 du code de l'énergie, modifié par l'article 165 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV), 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 mentionnée à l'article L. 121-4. » Un décret et un arrêté ministériels définissent une formule normative de calcul de cette péréquation applicable aux différents gestionnaires de réseau de distribution. Dans l'hypothèse où cette formule normative de péréquation ne permettrait pas une prise en compte de la réalité des coûts d'exploitation engagés, ce même article introduit la possibilité pour les GRD d'électricité intervenant dans des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental « d'opter pour une péréquation de leurs coûts d'exploitation, établie à partir de l'analyse de leurs comptes et qui tient compte des particularités physiques de leurs réseaux ainsi que de leurs performances d'exploitation. » Ce même article dispose que, dans ce cas, « la Commission de régulation de l'énergie procède à l'analyse des comptes pour déterminer les montants à percevoir » (1). EDF SEI est le gestionnaire des réseaux de distribution dans les départements et territoires suivants : Corse, Martinique, Guadeloupe, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Guyane, La Réunion, Saint-Pierre-et-Miquelon ainsi que les îles bretonnes. Il dessert environ 1,1 million de clients. Il a formalisé en mars 2017 son souhait de bénéficier du mécanisme de péréquation établie à partir de l'analyse de ses comptes pour la période 2018-2021. Par la délibération n° 2018-070 du 22 mars 2018 (2), la CRE a déterminé les niveaux annuels prévisionnels de dotation dont bénéficiera EDF SEI sur la période 2018-2021 au titre de la péréquation des charges de distribution d'électricité, ainsi que le cadre de régulation applicable sur cette même période. Cette délibération prévoit un ajustement annuel du niveau de dotation via le mécanisme du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP). La présente délibération a pour objet de fixer la valeur définitive de la dotation d'EDF SEI au titre du fonds de péréquation de l'électricité pour l'année 2020 à 198,5 M€, en augmentation de 5,4 % par rapport à la dotation de l'année 2019 de 188,4 M€.

1. Cadre en vigueur pour l'évolution annuelle de la dotation d'EDF SEI au titre du FPE

La délibération du 22 mars 2018 portant décision sur les niveaux de dotation au titre du fonds de péréquation de l'électricité (FPE) pour EDF SEI au titre des années 2018 à 2021 et sur le cadre de régulation associé, a fixé le niveau de dotation définitif pour l'année 2018 et les niveaux prévisionnels pour les années 2019-2021. Cette délibération prévoit que pour chaque année N à compter de 2019, le niveau annuel définitif de dotation au titre du FPE est défini comme la somme :

- du niveau prévisionnel de dotation au titre de l'année N ; - du solde du CRCP de l'année N- 1, calculé comme la différence entre : - le revenu autorisé d'EDF SEI calculé ex post au titre de l'année N- 1 ; - les recettes réelles issues de la perception du TURPE et des dotations prévisionnelles du FPE pour l'année N-1.

2. Evolution du niveau de la dotation d'EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2020 2.1. Solde du CRCP d'EDF SEI pour l'année 2019 2.1.1. Revenu autorisé calculé ex post au titre de l'année 2019

Le revenu autorisé ex post calculé pour EDF SEI au titre de l'année 2019 s'élève à 567,1 M€, et est supérieur de 7 M€ au montant prévisionnel pris en compte dans la délibération du 22 mars 2018. Cet écart est la résultante :

- de charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique de 6,7 M€, faisant l'objet d'une trajectoire initiale nulle dans la délibération du 22 mars 2018 ; - de la régulation incitative qui a généré pour EDF SEI, en 2019, un bonus (+ 3 M€) ; - de charges relatives aux redevances de concession inférieures aux prévisions (- 1,4 M€).

Les montants et explications poste à poste sont détaillés en annexe 1.

2.1.2. Recettes perçues par EDF SEI au titre du TURPE pour l'année 2019

Les recettes tarifaires perçues par EDF SEI en 2019 s'élèvent à 377,6 M€, inférieures de 1,8 M€ au montant prévu dans la délibération du 22 mars 2018. Hors recettes liées au terme Rf, l'écart entre recettes et recettes prévisionnelles est estimé à - 8,5 M€ environ. Cet écart s'explique notamment par un volume acheminé plus faible que prévu (8 738 GWh au lieu de 9 273 GWh).

2.1.3. Dotation prévisionnelle prévue pour EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2019

La dotation prévisionnelle d'EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2019 est de 180,7 M€, correspondant au montant défini dans la délibération du 22 mars 2018.

2.1.4. Solde du CRCP au 31 décembre 2019

Le solde du CRCP d'EDF SEI au 31 décembre 2019 s'élève donc à 8,8 M€ et se décompose de la manière suivante :

2.2. Dotation définitive d'EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2020

La dotation définitive d'EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2020 est donc de 198,5 M€, en augmentation de 5,4 % par rapport à l'année 2019 et se décompose de la manière suivante :

Décision de la CRE

L'article L. 121-29 du code de l'énergie, modifié par l'article 165 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV), 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 mentionnée à l'article L. 1214. » Cet article introduit la possibilité pour les GRD d'électricité intervenant dans des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental « d'opter pour une péréquation de leurs coûts d'exploitation, établie à partir de l'analyse de leurs comptes et qui tient compte des particularités physiques de leurs réseaux ainsi que de leurs performances d'exploitation. » Ce même article dispose que, dans ce cas, « la Commission de régulation de l'énergie procède à l'analyse des comptes pour déterminer les montants à percevoir ». EDF SEI a formalisé en mars 2017 son souhait de bénéficier du mécanisme de péréquation établie à partir de l'analyse de ses comptes pour la période 2018-2021. Par la délibération n° 2018-070 du 22 mars 2018, la CRE a déterminé les niveaux annuels prévisionnels de dotation dont bénéficiera EDF SEI sur la période 2018-2021 au titre de la péréquation des charges de distribution d'électricité, ainsi que le cadre de régulation applicable sur cette même période. Cette délibération prévoit un ajustement annuel du niveau de dotation. Cette évolution annuelle vise, notamment, à prendre en compte les écarts entre les charges et les produits réellement constatés sur l'année précédente et les charges et les produits prévisionnels sur des postes peu prévisibles pris en compte pour définir la dotation d'EDF SEI et identifiés dans le mécanisme du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP). En application des dispositions de la délibération de la CRE susmentionnée, la dotation définitive d'EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2020 est fixée à 198,5 M€, en augmentation de 5,4 % par rapport à la dotation 2019 de 188,4 M€. Elle résulte de la somme :

- de la dotation prévisionnelle pour l'année 2020 de 189,7 M€ ; - du solde du CRCP pour l'année 2019 de 8,8 M€.

La présente délibération sera publiée sur le site internet de la CRE, notifiée à EDF SEI et transmise à la ministre de la transition écologique, au ministre des outre-mer, ainsi qu'à Enedis. La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française.

Annexe 1 JORFARTI000042220212

ANNEXES ANNEXE 1 CALCUL DU REVENU AUTORISÉ EX POST AU TITRE DE L'ANNÉE 2019

Le tableau ci-après présente le revenu autorisé calculé ex post pour les postes de charges, de recettes et les incitations financières au titre de l'année 2019. Il indique également, pour information, le montant prévisionnel pris en compte dans la délibération du 22 mars 2018 et l'écart entre le revenu autorisé calculé ex post et ce montant prévisionnel. La convention de signe de ce tableau est la suivante : un montant positif représente un montant à couvrir par la dotation, tel qu'une charge ou un bonus pour EDF SEI ; un montant négatif représente un montant venant réduire les charges couvertes par la dotation au titre du CRCP, tel qu'un produit ou une pénalité pour EDF SEI.

(*) Valeur inférieure à 0,1 M€.

Annexe JORFARTI000042220213

Postes de charges pris en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019

a) Charges nettes d'exploitation (CNE) incitées (hors catastrophes naturelles) Le montant pris en compte dans le calcul ex post du revenu autorisé pour l'année 2019 est égal à 251,8 M€, soit la valeur de référence définie dans la délibération du 22 mars 2018, 251,5 M€ (valeur de 258,9 M€ à laquelle on soustrait le montant forfaitaire des charges liées aux catastrophes naturelles de 7,4 M€), ajustée de la différence entre l'inflation prévisionnelle et l'inflation réalisée entre l'année 2016 et l'année 2018 (respectivement 1,025 et 1,026). b) Charges relatives aux catastrophes naturelles Le montant supporté par EDF SEI au titre de l'année 2019 pour les catastrophes naturelles est estimé à 2 M€ inférieur au seuil de 11,1 M€ au-dessus duquel les montants sont pris en compte au CRCP. Ainsi n'est pris en compte pour le revenu autorisé ex post de l'année 2019 que la couverture forfaitaire de 7,4 M€. c) Charges de capital totales Les charges de capital totales d'EDF SEI s'élèvent à 242,2 M€ et sont inférieures de 0,3 M€ à la valeur prévisionnelle prévue dans la délibération du 22 mars 2018. d) Valeur nette comptable des immobilisations démolies La valeur nette comptable des immobilisations démolies s'élève en 2019 à 1,3 M€ et est inférieure aux 2 M€ prévus dans la délibération. e) Charges liées à la compensation des pertes Le volume de pertes d'EDF SEI s'établit en 2019 à 1 165 GWh, pour un total d'énergie injectée de 9 904 GWh, soit un taux de perte de 11,8 %. Le poste d'achat des pertes a représenté sur 2019 une charge de 71,7 M€ supérieure de 0,3 M€ au montant prévisionnel. Le volume de perte supporté par EDF SEI en 2019 est très proche du volume prévisionnel Cela s'explique par un taux de perte supérieur aux prévisions (11,8 % contre 10,9 % prévu) compensé par des soutirages plus faibles que prévu (8,7 TWh contre 9,3 TWh prévus). Le prix d'achat des pertes étant, en 2019, légèrement supérieur aux prévisions. f) Charges relatives aux impayés correspondant au paiement du TURPE Les charges relatives aux impayés du TURPE représentent en 2019 une charge de 2,9 M€ supérieure de 0,1 M€ à la valeur prévisionnelle. g) Charges relatives aux redevances de concession Les charges relatives aux redevances de concession s'élèvent, pour l'année 2019, à 4,9 M€ et sont inférieures de 1,4 M€ à la valeur prévisionnelle. Cet écart s'explique en partie par des régularisations en faveur d'EDF SEI pour la Réunion et la Guyane. h) Charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs par EDF SEI pour la gestion des clients en contrat unique Les charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique s'élèvent à 6,7 M€ pour l'année 2019, soit un écart de 6,7 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération du 22 mars 2018 (0 M€). Ces versements sont compensés par des recettes perçues par EDF SEI au travers d'un paramètre Rf ajouté à la composante de gestion facturée par EDF SEI. Ainsi, seuls les écarts résiduels entre la rémunération moyenne des fournisseurs versée par EDF SEI et l'augmentation moyenne de la composante de gestion seront compensés via le CRCP. i) Montants retenus au titre du mécanisme de prise en compte des projets de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents Aucun projet de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents n'a été porté à la connaissance de la CRE pour 2019 ce poste est donc nul. j) Composante « prix » des pertes évitées en lien avec le projet de comptage évolué Le montant des pertes évitées prévisionnel pour l'année 2019 est évalué dans la délibération du 22 mars 2018 à 175 k€ avec une part production des tarifs réglementés de vente (PPTV) prévisionnelle moyenne de 65,05 €/MWh. La valeur réelle de la PPTV moyenne en 2019 est fixée à 65,48 €/MWh ce qui conduit à un montant de pertes évitées de 176 k€. Ainsi le poste retenu au CRCP pour compenser la variation de PPTV est de 1 k€ en faveur d'EDF SEI.

Postes de recettes pris en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019

a) Contributions des utilisateurs reçues au titre du raccordement Les recettes perçues par EDF SEI au titre du raccordement s'élèvent à 24,9 M€ en 2019 et sont supérieures de 1,1 M€ à la valeur prévisionnelle. b) Ecart de recettes liées à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes Aucune évolution imprévue du tarif des prestations annexes n'a été enregistrée en 2019, ainsi ce poste est nul au CRCP de 2019.

Incitations financières au titre de la régulation incitative au titre de l'année 2019

a) Régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué Le montant à prendre en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé est égal à la somme, pour l'année considérée, des incitations financières relatives au projet de comptage, telles que définies par la délibération de la CRE du 22 mars 2018 portant décision sur le cadre de régulation du système de comptage évolué d'EDF SEI dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA. Pour l'année 2019, les éléments à prendre en compte concernent uniquement la régulation incitative sur la performance du système de comptage évolué d'EDF SEI et ont généré un bonus global de 155 k€, dont :

- 6 k€ pour la qualité de la pose ; - 149 k€ pour la performance du système de comptage. Les principaux indicateurs expliquant ce résultat sont : - le taux de télé-relevés journaliers réussis : + 46 k€. La valeur de l'indicateur en 2019, 94,7 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 88 % pour l'année 2019 ; - le taux de publication des index réels mensuels : + 60 k€. La valeur de l'indicateur en 2019, 99,7 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 91 % pour l'année 2019 ; - le taux de disponibilité du portail internet « clients » : + 58 k€. La valeur de l'indicateur en 2019, 99,5 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 97 % pour l'année 2019.

b) Régulation incitative de la continuité d'alimentation Une régulation incitative de la continuité d'alimentation est mise en place pour EDF SEI. Cette régulation est constituée de trois indicateurs incités financièrement. Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé d'EDF SEI est égal à la somme des incitations relatives à ces trois indicateurs dans la limite globale de +/- 3,5 M€. Les indicateurs incités relatifs à la continuité d'alimentation d'EDF SEI en 2019 sont :

- la durée moyenne de coupure en BT (critère B) qui a généré un bonus de + 17 M€ pour EDF SEI ; - la durée moyenne de coupure en HTA (critère M) qui a généré un bonus de + 3 M€ pour EDF SEI ; - la fréquence moyenne de coupure en BT (critère F-BT) qui a généré un bonus de + 131 k€ pour EDF SEI.

Le plafonnement global de la régulation incitative pour la continuité d'alimentation conduit à retenir le bonus de + 3,5 M€ au profit d'EDF SEI pour l'année 2019. Le détail du résultat de ces indicateurs est fourni en annexe 3. c) Régulation incitative de la qualité de service La régulation incitative de la qualité de service d'EDF SEI a généré un bonus global de 346 k€ sur l'année 2019, hors indicateurs relatifs aux compteurs évolués. Le détail des résultats, sur l'année 2019, des différents indicateurs incités financièrement ainsi que le bilan des incitations associées sur cette période figurent en annexe 2. Les principaux indicateurs expliquant ce résultat sont :

- le taux de réponse aux réclamations dans les 15 jours calendaires : + 126 k€. La valeur de l'indicateur en 2019, 86 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 73 % pour l'année 2019 ; - le taux de respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements : + 326 k€. - pour le segment BT ≤ 36 kVA, la valeur de l'indicateur en 2019, 98 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 83 % ; - pour le segment BT > 36 kVA, collectif BT et HTA, la valeur de l'indicateur en 2019, 82 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 63 % ; - le taux de compteurs avec au moins un relevé sur index réel dans l'année pour les consommateurs BT ≤ 36 kVA : - 89 k€. La valeur de l'indicateur en 2019, 93,8 % est inférieure à l'objectif fixé à 95 %.

Dans l'ensemble, 3 indicateurs ont généré un bonus et 2 un malus. d) Régulation incitative des pertes Pour l'année 2019 la régulation incitative des pertes a engendré pour EDF SEI un malus de 938 k€. Cette régulation incitative a pour but d'inciter EDF SEI sur le volume de pertes acheté. Pour 2019, le volume de référence fixé pour EDF SEI, calculé à partir des injections réelles 2019 et du taux historique de perte de 10,9 %, est de 1 069 GWh alors que le volume de pertes réel d'EDF SEI pour 2019 a été de 1 165 GWh soit un taux de perte de 11,8 %.

Annexe 2 JORFARTI000042220214

ANNEXE 2 BILAN DE LA RÉGULATION INCITATIVE DE LA QUALITÉ DE SERVICE D'EDF SEI POUR L'ANNÉE 2019

La délibération du 19 décembre 2019 (3) a modifié les objectifs de qualité de service pour les indicateurs :

- taux de réponses aux réclamations dans les 15 jours calendaires ; - taux de respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements.

A partir de 2020, les objectifs sont rehaussés pour être en adéquation avec le niveau de performance d'EDF SEI.

Nota. - Un signe positif traduit un bonus versé à EDF SEI. Un signe négatif correspond à une pénalité.

(3) Délibération de la CRE n° 2019-301 du 19 décembre 2019 portant décision de modification de la délibération du 22 mars 2018 sur les niveaux de dotation au titre du fonds de péréquation de l'électricité (FPE) pour EDF SEI au titre des années 2018 à 2021 et sur le cadre de régulation associé.

Annexe 3 JORFARTI000042220216

ANNEXE 3 BILAN DE LA RÉGULATION INCITATIVE DE LA CONTINUITÉ D'ALIMENTATION D'EDF SEI POUR L'ANNÉE 2019

(*) Montant global de l'incitation plafonné à 3,5 M€.

Annexe JORFARTI000042220217

La délibération n° 2019-301 du 19 décembre 2019 a modifié les objectifs et la méthode de calcul de l'indicateur « durée moyenne de coupure en BT (critère B) ». A partir de 2020, l'objectif est abaissé pour être en adéquation avec le niveau de performance d'EDF SEI.