Délibération n° 2026-155 du 16 juillet 2026 fixant la dotation définitive au titre du Fonds de Péréquation de l'Electricité (FPE) pour l'année 2026 pour EDF SEI

Article (sans numéro) JORFARTI000054609537

Participaient à la séance : Emmanuelle WARGON, présidente, Victor ALONSO, Anthony CELLIER, Nadia FAURE et Didier REBISCHUNG, commissaires.

Le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité dit « TURPE HTA-BT », s'appliquant aux utilisateurs raccordés aux réseaux de distribution en haute tension A (HTA) et en basse tension (BT) est fixé par les délibérations n° 2021-13 et n° 2025-78 de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) des 21 janvier 2021 (1) et 13 mars 2025 (2) (dits « TURPE 6 HTA-BT » et « TURPE 7 HTA-BT »). Le TURPE 6 HTA-BT est entré en vigueur le 1er août 2021 et a été abrogé le 1er août 2025 avec l'entrée en vigueur du TURPE 7 HTA-BT, lui-même entré en vigueur pour une durée d'environ 4 ans.

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 exploités par 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 dispose qu'« [i]l 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. »

Les articles R. 121-51 à R. 121-59 du code de l'énergie définissent la procédure applicable à la péréquation forfaitaire. L'évaluation des charges supportées par le GRD d'électricité est effectuée conformément à la formule normative de calcul définie à l'article R. 121-55 du code de l'énergie.

Dans l'hypothèse où ils estimeraient que cette formule normative de péréquation ne permettrait pas une prise en compte de la réalité des coûts d'exploitation engagés, l'article L. 121-29 du code de l'énergie 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 » et précise que « [l]a Commission de régulation de l'énergie procède à l'analyse des comptes pour déterminer les montants à percevoir » (3).

EDF SEI est le gestionnaire des réseaux de distribution dans les collectivités et territoires suivants : Corse, Martinique, Guadeloupe, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Guyane, La Réunion, Saint-Pierre-et-Miquelon ainsi que les îles bretonnes de Chausey, Sein, Molène et Ouessant. Il dessert environ 1,2 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. EDF SEI a renouvelé sa demande le 31 mars 2021 pour bénéficier du mécanisme de péréquation établie à partir de l'analyse de ses comptes pour la période 2022-2025.

Par la délibération n° 2022-19 du 20 janvier 2022 (4), la CRE a déterminé les niveaux annuels prévisionnels de dotation dont bénéficie EDF SEI sur la période 2022-2025 au titre de la péréquation des charges de distribution d'électricité, ainsi que le cadre de régulation applicable sur cette même période. Cette délibération a maintenu le mécanisme d'ajustement annuel du niveau de dotation via le mécanisme du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP). Depuis, la CRE a pris une nouvelle délibération n° 2026-18 du 27 janvier 2026 (5) pour la période 2026-2029.

Conformément à la délibération du 20 janvier 2022, la présente délibération fixe le niveau de dotation définitif au titre du FPE pour l'année 2026, en tenant compte du CRCP de l'année 2025 calculé selon les modalités applicables pour la période 2022-2025 définies par cette même délibération.

(1) Délibération n° 2021-13 de la CRE du 21 janvier 2021 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité (TURPE 6 HTA-BT).

(2) Délibération n° 2025-78 de la CRE du 13 mars 2025 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité (TURPE 7 HTA-BT).

(3) Les modalités d'application de ce mécanisme de péréquation sont précisées par le décret n° 2017-847 du 9 mai 2017 relatif à la péréquation des charges de distribution d'électricité et codifiées aux articles R. 121-60 à R. 121-62 du code de l'énergie.

(4) Délibération n° 2022-19 de la CRE du 20 janvier 2022 portant décision sur les niveaux de dotation d'EDF SEI au titre du fonds de péréquation de l'électricité (FPE) pour les années 2022 à 2026 et sur le cadre de régulation associé.

(5) Délibération n° 2026-18 de la CRE du 27 janvier 2026 portant décision sur le niveau de dotation d'EDF SEI au titre du fonds de péréquation de l'électricité (FPE) pour les années 2026 à 2029.

Article (sans numéro) JORFARTI000054609544

Sommaire

1. Cadre en vigueur pour l'évolution annuelle de la dotation d'EDF SEI au titre du FPE 2. Evolution du niveau de la dotation d'EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2026 2.1. Solde du CRCP d'EDF SEI pour l'année 2025 2.1.1. Revenu autorisé définitif au titre de l'année 2025 2.1.2. Recettes perçues par EDF SEI au titre du TURPE pour l'année 2025 2.1.3. Dotation prévisionnelle prévue pour EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2025 2.1.4. Solde du CRCP au 31 décembre 2025 2.2. Dotation définitive d'EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2026 Décision de la CRE ANNEXE 1. - Calcul du revenu autorisé définitif au titre de l'année 2025 ANNEXE 2. - Bilan de la régulation incitative de la qualité de service d'EDF SEI pour l'année 2025 ANNEXE 3. - Bilan de la régulation incitative de la continuité d'alimentation d'EDF SEI pour l'année 2025

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

La délibération du 20 janvier 2022 susmentionnée a fixé les niveaux prévisionnels pour les années 2022-2025. De même, la délibération du 27 janvier 2026 susmentionnée a fixé les niveaux prévisionnels pour les années 2026-2029. Cette délibération prévoit que pour chaque année N à compter de 2022, la CRE définit le niveau de dotation définitif pour l'année N au titre du FPE qui 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 définitif au titre de l'année N - 1 ; - les recettes effectivement perçues par EDF SEI.

Conformément à la délibération du 20 janvier 2022, la présente délibération fixe le niveau de dotation définitif au titre du FPE pour l'année 2026, en tenant compte du CRCP de l'année 2025.

2. Evolution du niveau de la dotation d'EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2026 2.1. Solde du CRCP d'EDF SEI pour l'année 2025 2.1.1. Revenu autorisé définitif au titre de l'année 2025

Le revenu autorisé définitif pour EDF SEI au titre de l'année 2025 s'élève à 738,4 M€, et est supérieur de 107,3 M€ au montant prévisionnel pris en compte dans la délibération du 20 janvier 2022. Cet écart résulte notamment :

- de charges nettes d'exploitation incitées supérieures aux prévisions, expliquées par une inflation réalisée supérieure à l'inflation prévisionnelle (+ 21,6 M€) ; - de charges de capital supérieures aux prévisions (+ 25,7 M€) ; - de charges d'exploitation relatives aux aléas climatiques supérieures aux prévisions (+ 42,2 M€) ; - des contreparties perçues au titre des raccordements inférieures aux prévisions (+ 15,9 M€) ; - de la régulation incitative qui a généré pour EDF SEI, en 2025, un bonus (+ 1,0 M€), celui-ci se décompose comme : - un bonus de 4,0 M€ pour la régulation incitative des pertes au titre des années 2024 et 2025 ; - un bonus de 1,7 M€ pour la régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué ; - un malus de 3,5 M€, limité par le plafond, pour la régulation incitative de la continuité d'alimentation, dont : - un malus de 3,6 M€ pour l'indicateur de durée moyenne de coupure en BT (critère B) qui a été de 261,1 min en 2025 pour un objectif de 220,2 min ; - un malus de 3,1 M€ pour l'indicateur de durée moyenne de coupure en HTA (critère M) qui a été de 194,2 min en 2025 pour un objectif de 166 min ; - un malus de 0,3 M€ pour la régulation incitative de la qualité de service, dont : - un malus de 0,3 M€ pour l'indicateur mesurant les « délais moyens de raccordement ». - un malus de 0,3 M€ pour la régulation incitative des coût unitaires d'investissement ; - un malus de 0,6 M€ pour la régulation incitative des dépenses de R&D ; - le détail de ce poste est présenté en annexe 2.

2.1.2. Recettes perçues par EDF SEI au titre du TURPE pour l'année 2025

Les recettes tarifaires perçues par EDF SEI en 2025 s'élèvent à 544,0 M€, supérieures de 98,9 M€ au montant prévu dans la délibération du 20 janvier 2022. Cet écart est notamment est lié à une augmentation du TURPE plus importante que prévu.

2.1.3. Dotation prévisionnelle prévue pour EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2025

La dotation prévisionnelle d'EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2025 est de 186,1 M€, correspondant au montant défini dans la délibération du 20 janvier 2022.

2.1.4. Solde du CRCP au 31 décembre 2025

Le solde du CRCP d'EDF SEI au 31 décembre 2025 s'élève donc à 8,4 M€ et se décompose de la manière suivante :

2.2. Dotation définitive d'EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2026

La dotation définitive d'EDF SEI au titre du FPE pour l'année 2026 est donc de 174,4 M€ et se décompose de la manière suivante :

Décision de la CRE

L'article L. 121-29 du code de l'énergie dispose qu'« [i]l 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. » Cet article introduit la possibilité pour les gestionnaires de réseaux de distribution (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. EDF SEI a renouvelé, en mars 2021, son souhait de bénéficier du mécanisme de péréquation établie à partir de l'analyse de ses comptes pour la période 2022-2025. Par sa délibération n° 2022-19 du 20 janvier 2022, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a déterminé les niveaux annuels prévisionnels de la dotation dont bénéficie EDF SEI sur la période 2022-2025 au titre de la péréquation des charges de distribution d'électricité, ainsi que le cadre de régulation applicable sur ces mêmes périodes. 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 2026 est fixée à 174,4 M€. Elle résulte de la somme :

- de la dotation prévisionnelle pour l'année 2026 de 166,0 M€ ; - du solde du CRCP pour l'année 2025 de 8,4 M€.

La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française et sur le site internet de la CRE. Elle sera notifiée à EDF SEI et transmise aux ministres chargés de l'économie, de l'énergie et des outre-mer, ainsi qu'à Enedis.

Annexe 1 JORFARTI000054609549

ANNEXES ANNEXE 1 CALCUL DU REVENU AUTORISÉ DÉFINITIF AU TITRE DE L'ANNÉE 2025

Le tableau ci-après présente le revenu autorisé définitif pour les postes de charges, de recettes et les incitations financières au titre de l'année 2025. Il indique également, pour information, le montant prévisionnel pris en compte dans la délibération du 20 janvier 2022 et l'écart entre le revenu autorisé définitif 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.

Postes de charges pris en compte pour le calcul définitif du revenu autorisé au titre de l'année 2025

a) Charges nettes d'exploitation (CNE) incitées

Le montant pris en compte dans le calcul définitif du revenu autorisé pour l'année 2025 est égal à 323,0 M€, soit la valeur de référence définie dans la délibération du 20 janvier 2022, 301,4 M€, ajustée de la différence entre l'inflation prévisionnelle et l'inflation réalisée entre l'année 2020 et l'année 2025 (respectivement 1,075 et 1,152).

b) Charges de capital totales

Les charges de capital totales d'EDF SEI s'élèvent à 292,1 M€ et sont supérieures de 25,7 M€ à la valeur prévisionnelle prévue dans la délibération du 20 janvier 2022. Cet écart s'explique notamment par une augmentation globale des investissements.

c) Charges liées à la compensation des pertes

Le volume de pertes d'EDF SEI s'établit en 2025 à 931 GWh, pour un total d'énergie injectée de 9 826 GWh, soit un taux de perte de 9,5 %. Le poste d'achat des pertes a représenté sur 2025 une charge de 89,0 M€ inférieur de 2,5 M€ au montant prévisionnel. L'écart s'explique notamment par un coût unitaire des pertes plus élevé que prévu compensé par une baisse de 21 % du volume de perte par rapport au prévisionnel.

d) Charges relatives aux impayés correspondant au paiement du TURPE

Les charges relatives aux impayés du TURPE représentent en 2025 une charge de 3,9 M€ supérieure à la valeur prévisionnelle de 2,2 M€.

e) 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 11,0 M€ pour l'année 2025 supérieures à la valeur prévisionnelle de 9,6 M€. Ces versements sont compensés par des recettes perçues par EDF SEI au travers d'un paramètre R f 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.

f) Charges d'exploitation relatives aux aléas climatiques

Le montant retenu pour le calcul du revenu autorisé définitif est égal à la somme du niveau de couverture ex ante de 5,8 M€, et du montant cumulé de charges nettes d'exploitation au titre des aléas climatiques pour la seule part de ce montant dépassant, le cas échéant, 9,5 M€. En 2025, les charges nettes d'exploitation déclarées par EDF SEI au titre des aléas climatiques ont été de 52,9 M€ en lien principalement avec le cyclone Garance. La CRE décide de retraiter une partie des charges déclarées par l'opérateur telle que :

- 0,9 M€ sont des surcoûts estimées et non réalisées de charges d'exploitation lié à l'augmentation des dépannages - 0,2 M€ de charges insuffisamment justifiées liées au recrutement anticipé d'ETP - 0,1 M€ lié à une surestimation des charges de cohortes

La CRE retient ainsi un montant total de 51,7 M€, ce montant est supérieur au montant de 9,5 M€. Ainsi, le montant retenu pour le calcul du CRCP de l'année 2025 est égal au montant fixé moins l'écart entre le plafond de 9,5 M€ et la couverture ex ante de 5,8 M€ soit 48,0 M€. Par ailleurs, la CRE envisage d'étudier le retraitement d'une partie des charges de personnel facturée à EDM pour les cohortes de soutien à la suite du passage de Chido de sorte à éviter un double comptage de ces charges pour les utilisateurs finaux.

g) Coûts échoués (valeur nette comptable des immobilisations démolies)

La couverture via le CRCP des coûts échoués, autres que ceux qui seraient jugés récurrents ou prévisibles, qui seraient retirés de l'inventaire avant la fin de leur durée de vie comptable, fait l'objet d'un examen de la CRE, sur la base de dossiers argumentés présentés par EDF SEI. EDF SEI n'a présenté aucune demande de couverture de coûts échoués pour l'année 2025, le montant de ce poste est donc nul.

h) Charges relatives aux indemnités pour coupure longue > 6,5 M€

Le niveau à partir duquel les pénalités versées par EDF SEI sont couvertes par le CRCP est fixé à 6,5 M€. En 2025, EDF SEI a versé 6,8 M€ d'indemnités pour coupure longue. Ainsi, le montant retenu pour le calcul du CRCP de l'année 2025 est égal à 0,3 M€.

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 2025, ce poste est donc nul.

j) Charges associées à la mise en œuvre des flexibilités

Le montant retenu pour le calcul du revenu autorisé définitif est égal à la somme des charges d'exploitation engendrées par l'exploitation de solutions de flexibilité, validées après analyse de la CRE, sur le réseau d'EDF SEI. EDF SEI n'a présenté aucune demande de couverture de charges associées à la mise en œuvre de flexibilité pour l'année 2025, le montant de ce poste est donc nul. Postes de recettes pris en compte pour le calcul définitif du revenu autorisé au titre de l'année 2025

a) Contributions des utilisateurs reçues au titre du raccordement

Les recettes perçues par EDF SEI au titre du raccordement s'élèvent à 29,8 M€ en 2025 et sont inférieures de 15,9 M€ à la valeur prévisionnelle. Cet écart s'explique notamment par un niveau plus faible de puissance de raccordement des sites photovoltaïques éligibles à l'arrêté tarifaire S24 que prévu.

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 2025, ainsi ce poste est nul au CRCP de 2025.

c) Plus-values de cession d'actifs immobiliers et de terrains

EDF SEI n'a pas réalisé de plus-value dans le cadre de cession d'actifs immobiliers ou de terrains, le montant de ce poste est donc nul en 2025. Incitations financières au titre de la régulation incitative au titre de l'année 2025

a) Régulation incitative de la qualité de service

La régulation incitative de la qualité de service d'EDF SEI a généré un malus global de 288 k€ sur l'année 2025, hors indicateurs relatifs aux compteurs évolués. Le détail des résultats, sur l'année 2025, 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 délai moyen de raccordement : - 305 k€, EDF SEI est incité sur les délais de réalisation des travaux de raccordement pour 3 catégories de raccordement, EDF SEI est au-dessus des objectifs fixés pour deux catégories : - le délai moyen de réalisation des travaux de raccordement pour la catégorie « consommateurs BT » a été de 53,6 jours en 2025 pour un objectif fixé à 58 jours ; - le délai moyen de réalisation des travaux de raccordement pour la catégorie « consommateurs BT > 36 kVA, HTA et les secteurs d'aménagement individuels et collectifs avec aménagement réseau » a été de 268,8 jours en 2025 pour un objectif fixé à 245 jours ; - le délai moyen de réalisation des travaux de raccordement pour la catégorie « producteurs BT > 36 kVA et HTA » a été de 425,2 jours en 2025 pour un objectif fixé à 314 jours.

Les performances d'EDF SEI en 2025 en deçà des objectifs fixés pour les raccordements des plus hauts niveaux de tension mais néanmoins en amélioration. EDF SEI obtient un bonus pour la première catégorie de raccordement en atteignant l'objectif fixé pour cette année.

- le taux de respect de l'envoi de proposition de raccordement dans le délai de la procédure ou dans le délai demandé : +28 k€. - pour le segment BT ≤ 36 kVA, la valeur de l'indicateur en 2025, 96,7 %, est supérieur à l'objectif de référence fixé à 96 % ; - pour le segment BT > 36 kVA, collectif BT et HTA, la valeur de l'indicateur en 2025, 91,2 %, est supérieur à l'objectif de référence fixé à 90 %.

Dans l'ensemble, 3 indicateurs ont généré un bonus et 2 indicateurs ont généré un malus.

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 définitif 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 2025 sont :

- la durée moyenne de coupure en BT (critère B) qui a généré un malus de - 3,6 M€ pour EDF SEI ; - la durée moyenne de coupure en HTA (critère M) qui a généré un malus de - 3,1 M€ pour EDF SEI ; - la fréquence moyenne de coupure en BT (critère F-BT) qui a généré un bonus de 20 k€ pour EDF SEI.

Ainsi le montant total à prendre en compte pour la régulation incitative de la continuité d'alimentation en 2025 est de - 3,5 M€. Ces indicateurs s'améliorent en 2025 après une année 2024 particulièrement touchée par plusieurs tempêtes ne relevant pas de la qualification d'évènement exceptionnel. Le détail du résultat de ces indicateurs est fourni en annexe 3.

c) Régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué

Le montant à prendre en compte pour le calcul définitif 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 n° 2018-071 du 22 mars 2018 (6). Pour l'année 2025, l'incitation sur les coûts d'investissement dans le comptage pour l'année 2025 et la régulation incitative sur la performance du système de comptage évolué doit être calculée. La régulation incitative sur la performance du système de comptage évolué d'EDF SEI a généré un bonus global de 1 186 k€, ce bonus s'explique notamment par la performance d'EDF SEI sur les indicateurs :

- taux de télé-relevés journaliers réussis : + 22 k€. La valeur de l'indicateur en 2025, 96,4 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 96,0 % pour l'année 2025 ; - taux de publication des index réels mensuels : - 33 k€. La valeur de l'indicateur en 2025, 97,9 %, est inférieur à l'objectif de référence fixé à 98,5 % pour l'année 2025 ; - taux de télé-prestations réalisées le jour J demandé par le fournisseur : + 1 193 k€. La valeur de l'indicateur en 2025, 95,0 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 92 % pour l'année 2025.

La régulation incitative sur les coûts d'investissement dans le projet de comptage a généré un bonus de 516 k€ pour les investissements réalisés durant la période de déploiement massif. Ce bonus est calculé comme 200 pbs attribué à EDF SEI sur l'écart entre la valeur des actifs mis en service et la valeur de référence. Pour l'année 2025, la valeur de la base d'actifs régulés (BAR) mis en service par EDF SEI pour le projet de comptage évolué est de 153,5 M€, la BAR de référence est de 179,4 M€.

d) Régulation incitative des pertes

Le calcul de la régulation incitative des pertes est calculé tous les deux ans. Ainsi la régulation incitative pour le calcul du CRCP de l'année 2025 prend en compte les années 2024 et 2025. Pour l'année 2024, le volume de référence fixé pour EDF SEI, calculé à partir des injections réelles 2024, du taux historique de perte de 10,9 % et du taux de compteur communicants déployés par EDF SEI, est de 1 095 GWh supérieur au volume de pertes réel d'EDF SEI pour 2024 de 958 GWh soit un taux de perte de 9,6 %. Pour l'année 2024 EDF SEI perçoit donc un bonus de 1 982 k€. Pour l'année 2025, le volume de référence fixé pour EDF SEI, calculé à partir des injections réelles 2025, du taux historique de perte de 10,9 % et du taux de compteur communicants déployés par EDF SEI, est de 1 092 GWh supérieur au volume de pertes réel d'EDF SEI pour 2025 de 932 GWh soit un taux de perte de 9,5 %. Pour l'année 2025 EDF SEI obtient donc un bonus de 2 308 k€. Les résultats de ces deux années sont en amélioration et le montant à prendre pour le calcul du CRCP de l'année 2026 est de 4,0 k€ équivalent au plafond du bonus.

e) Régulation incitative des coûts unitaires des investissements dans les réseaux

EDF SEI est incité, pour certains investissements, à hauteur de 20 % de l'écart entre les investissements réalisés et le coût théorique de ces investissements selon un modèle de coûts unitaires établi par la CRE. L'incitation liée à la régulation incitative des coûts unitaires d'investissements dans les réseaux est, dans un premier temps, calculée sur la base de données provisoires, et l'année suivante sur la base de données mises à jour. Le montant pour l'année 2024 n'a pas évolué et correspond au montant provisoire de - 300 k€ déjà pris en compte lors du calcul du CRCP de l'année 2022. Le montant de l'incitation annuelle au titre de l'année 2025, calculé sur la base des données provisoires est - 300 k€. EDF SEI justifie ces surcoûts significatifs sur les coûts unitaires par les efforts conséquents de réduction des délais de raccordement (cf. annexe 2) ainsi que par l'inflation réalisée tant sur les coûts de main d'œuvre que de matériels.

f) Régulation incitative permettant de soutenir l'innovation à l'externe

La délibération du 20 janvier 2022 a introduit un mécanisme d'incitation financière au respect des délais d'exécution, par EDF SEI, d'actions identifiées comme prioritaires pour favoriser l'innovation des acteurs de marché. Le montant retenu pour le calcul du revenu autorisé définitif de l'année 2025, au titre de la régulation incitative permettant de soutenir l'innovation à l'externe, est égal au montant de la ou des pénalités résultant de l'application de ce cette régulation, au titre de l'année 2025. Aucune action n'est intégrée dans le mécanisme, ainsi le montant à prendre en compte au titre de l'année 2025 est nul.

g) Régulation incitative des dépenses de R&D

Le cadre prévoit la définition d'une trajectoire de dépense de R&D incitée de manière asymétrique : en fin de période tarifaire, EDF SEI doit présenter à la CRE un bilan financier de la R&D, et les montants non dépensés sur la période sont restitués aux consommateurs, via le CRCP, tandis que les dépassements de trajectoire restent à la charge de l'opérateur. Au global, EDF SEI a dépensé moins que la trajectoire prévisionnelle recalée de l'inflation réalisée. En conséquence, EDF SEI doit restituer un montant de 0,6 M€ au CRCP par ce mécanisme.

(6) Délibération n° 2018-071 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.

Annexe 2 JORFARTI000054609550

ANNEXE 2 BILAN DE LA RÉGULATION INCITATIVE DE LA QUALITÉ DE SERVICE D'EDF SEI POUR L'ANNÉE 2025

Tableaux récapitulatifs de la régulation incitative de la qualité de service d'EDF SEI

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

Annexe JORFARTI000054609551

Analyse de la qualité de service d'EDF SEI

En 2025, la performance d'EDF SEI sur les indicateurs de qualité de service lui fait supporter un malus global de 288 k€ : deux indicateurs génèrent un bonus, les 3 autres génèrent un malus. Sur l'indicateur mesurant le « taux de réponses aux réclamations dans les 15 jours calendaires », la performance de 93,2 % est en amélioration par rapport à l'année 2024 (90,4 %) et est en-dessous de l'objectif fixé à 94 %. Sur l'indicateur mesurant le « taux de compteurs avec au moins un relevé sur index réel dans l'année pour les consommateurs BT ≤ 36 kVA », EDF SEI améliore ses résultats par rapport à l'année 2024 et est au-dessus de l'objectif fixé. EDF SEI a stabilisé sa performance a des niveaux équivalents à ceux d'avant la crise COVID et parvient à atteindre les objectifs en fin de période.

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Par la délibération du 20 janvier 2022 la CRE a modifié la régulation incitative des raccordements, en introduisant un indicateur incité mesurant le délai moyen de réalisation des raccordements qui s'appuie sur 3 catégories de raccordement distinctes :

- consommateurs BT ≤ 36 kVA ; - consommateurs BT > 36 kVA, HTA et secteurs d'aménagement individuel et collectif avec aménagement réseau ; - producteurs BT > 36 kVA et HTA.

L'indicateur mesurant le « taux de respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements » n'est plus incité. L'indicateur mesurant le taux de respect de l'envoi de proposition de raccordement dans le délai de la procédure ou dans le délai demandé » reste incité financièrement. Les objectifs pour les délais moyens des raccordements ont été fixés en référence aux moyennes réalisées par EDF SEI sur la période 2018-2021. Dans le cadre de son projet d'entreprise Latitudes, EDF SEI s'est donnée pour objectif de réduire par deux ses délais de raccordement d'ici fin 2025 par rapport à 2022. Les résultats se sont significativement améliorés pour les catégories concernant les raccordements de consommateurs, particulièrement sur le segment BT ≤ 36 kVA passant de 80 j en 2023 à 54 j en 2025. Pour le segment producteurs > 36kVA, les résultats se sont dégradés, avec une augmentation de 357 à 588 jours puis s'améliorent en 2025 pour atteindre 425 jours. EDF SEI indique que ces résultats, malgré une amélioration entre 2024 et 2025, restent élevés en raison de la clôture des affaires les plus anciennes et qu'une amélioration sur cet indicateur devrait se poursuivre pour les prochaines années. L‘indicateur mesurant le « délai moyen des raccordements » génère ainsi un malus total de - 305 k€, EDF SEI ayant été au-dessus des objectifs fixés pour deux des trois catégories.

Pour l'indicateur mesurant le « taux de respect de l'envoi de proposition de raccordement dans le délai de la procédure ou dans le délai demandé », la performance s'est stabilisée pour le segment BT≤ 36 kVA et pour le segment BT > 36 kVA, collectif BT et HTA.

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Analyse de la qualité de service spécifique du projet de comptage d'EDF SEI

La régulation incitative de la qualité de service du projet de comptage d'EDF SEI a commencé en 2018. En 2025, la performance d'EDF SEI est satisfaisante. La chaîne communicante a globalement bien fonctionné. Sur l'indicateur mesurant le « taux de télé-relevés journaliers réussis », EDF SEI maintient sa performance et l'indicateur s'établit à 96,4 % pour un objectif de 96 %. Pour l'indicateur mesurant le « taux de publication des index réels mensuels » la performance d'EDF SEI en 2025 (97,9 %) est stable par rapport à celle de l'année 2024 et néanmoins inférieur à l'objectif fixé. EDF SEI a aussi maintenu un taux de compteur non communicant faible, le taux s'est stabilisé à 1,3 % mais est au-dessus de l'objectif fixé de 1,0 % pour la fin de période.

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L'objectif de l'indicateur mesurant le « taux de télé-prestations réalisées le jour J demandé par le fournisseur » est de 92 % en 2025. EDF SEI a atteint le niveau de 95,0 % en 2025 et généré un bonus de 1 186 k€.

Annexe 3 JORFARTI000054609552

ANNEXE 3 BILAN DE LA RÉGULATION INCITATIVE DE LA CONTINUITÉ D'ALIMENTATION D'EDF SEI POUR L'ANNÉE 2025

Tableaux récapitulatifs de la régulation incitative de la continuité d'alimentation d'EDF SEI

Analyse de la continuité d'alimentation d'EDF SEI

En 2025, les performances d'EDF SEI sur les indicateurs de critère B et M se sont améliorés par rapport à 2024. Avec une durée moyenne de coupure des clients BT (critère B) de 261,06 minutes en 2025, EDF SEI reste significativement au-dessus de l'objectif fixé à 220,2 minutes. La durée moyenne de coupure en HTA a rompu avec la dégradation des dernières années passant de 242 min en 2024 à 194 min en 2025. Au global, ces deux indicateurs génèrent un malus atteignant le plafond de - 3 500 k€. Ces indicateurs s'améliorent en 2025 après une année 2024 particulièrement touchée par plusieurs tempêtes ne relevant pas de la qualification d'évènement exceptionnel.

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La fréquence moyenne de coupure en BT (critère F-BT) a été stabilisé en 2025 pour atteindre 3,51 coupures par client en moyenne. Ce niveau reste en-dessous de l'objectif fixé à 3,79 coupures par client.