Délibération n° 2018-070 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
| Jurisdiction | France |
| Publication au Gazette officiel | JORF n°0083 du 10 avril 2018 |
| Record Number | JORFTEXT000036783638 |
| Date de publication | 10 avril 2018 |
| Court | COMMISSION DE REGULATION DE L'ENERGIE |
| Enactment Date | 22 mars 2018 |
Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Christine CHAUVET, Catherine EDWIGE, Hélène GASSIN, Jean-Laurent LASTELLE et Jean-Pierre SOTURA, commissaires.
Les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dits « TURPE HTA-BT » s'appliquent aux utilisateurs raccordés aux réseaux de distribution en haute tension A (HTA) et en basse tension (BT). Le nouveau TURPE 5 HTA-BT (1) est entré en vigueur le 1er août 2017, de façon synchronisée avec le TURPE 5 HTB (qui s'applique aux utilisateurs raccordés en haute et très haute tension), pour une durée d'environ quatre ans.
Le TURPE HTA-BT, qui s'applique à l'ensemble des gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) d'électricité, est déterminé à partir du niveau prévisionnel de charges supportées par Enedis, dans la mesure où 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.
Dans la mesure où les coûts unitaires liés à la gestion de son réseau étaient supérieurs aux coûts d'Enedis, EDF SEI a vu, sur la période TURPE 4, ses charges couvertes au-delà du niveau du TURPE HTA-BT par un reversement de la part d'Enedis faisant l'objet d'un calcul spécifique. Celui-ci avait été pris en compte, dans le TURPE 4 HTA-BT, à hauteur de 152 M€/an sur la période 2014-2017. Ce montant a été confirmé pour l'année 2017 dans la délibération TURPE 5 HTA-BT.
Le cadre de régulation qui s'applique à EDF SEI sur la période 2014-2017 conduit l'opérateur à conserver l'intégralité des pertes et des gains réalisés par rapport à la trajectoire prévisionnelle de charges.
Cadre juridique actuel
Les dispositions de 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), prévoient la possibilité d'intégrer dans le mécanisme de péréquation les charges liées à la gestion des réseaux dans les zones non interconnectées (ZNI).
Cet article dispose ainsi 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. »
Ce même article du code de l'énergie a par ailleurs introduit la possibilité pour certains GRD d'électricité d'opter pour un mécanisme de péréquation s‘appuyant sur l'analyse comptable de leurs charges.
Cet article dispose ainsi que « les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité […] qui interviennent dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental peuvent […] 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 ».
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. L'article 3 de ce décret précise que les GRD qui souhaitent opter pour une péréquation établie à partir de l'analyse de leurs comptes au titre de l'année 2018 doivent présenter leur demande à la Commission de régulation de l'énergie (CRE) avant le 30 juin 2017.
Ce même article dispose par ailleurs que la notification des contributions doit être effectuée par la CRE au GRD demandeur avant le 31 juillet 2018.
EDF SEI a formalisé, à l'occasion de la transmission de son dossier de demande de dotation au titre du FPE à la CRE le 31 mars 2017, son souhait d'opter pour une péréquation établie à partir de l'analyse de ses comptes au titre de cette période.
L'article 1er du décret n° 2017-847 du 9 mai 2017 susmentionné dispose par ailleurs que cette demande engage le GRD demandeur jusqu'à la dernière année de la période tarifaire en cours au moment de la demande. Cette disposition permet ainsi la mise en place d'un cadre de régulation incitative pluriannuel sur la période 2018-2021.
Objet de la délibération
La présente délibération a pour objet de déterminer les niveaux annuels de dotation dont bénéficiera EDF SEI sur la période 2018-2021 au titre du fonds de péréquation de l'électricité (FPE), ainsi que le cadre de régulation en vigueur sur cette même période.
Travaux menés en vue de la détermination du niveau de dotation au titre du FPE
EDF SEI a transmis à la CRE le 31 mars 2017 un dossier exposant ses coûts prévisionnels pour la période 2018-2021, ainsi que ses demandes relatives au cadre de régulation. EDF SEI a par ailleurs, à cette occasion, saisi la CRE de son projet de comptage évolué qui vise à déployer 1,2 million de compteurs sur la période 2018-2024.
EDF SEI a ensuite transmis une mise à jour de ce dossier le 30 juin 2017.
La prise en compte des derniers éléments du dossier adressé à la CRE par EDF SEI conduirait la CRE à définir un niveau de dotation annuel moyen d'un montant de 183,3 M€, hors projet de comptage évolué. Ce niveau de dotation correspondrait à un niveau moyen annuel de charges supportées par l'opérateur sur la période 2018-2021 de 570,1 M€, en augmentation par rapport au niveau réalisé en 2016 de + 11,5 %.
Pour déterminer les niveaux annuels de dotation au titre du FPE pour la période 2018-2021, la CRE a mené des analyses approfondies des charges prévisionnelles présentées par EDF SEI en s'appuyant, notamment, sur le niveau de productivité atteint par l'opérateur en 2016, et a confié à un consultant externe la réalisation d'un audit des charges d'exploitation de l'opérateur sur cette période. Les conclusions de cette étude ont été publiées sur le site internet de la CRE simultanément à la consultation publique du 30 novembre 2017 (2).
La CRE a en effet organisé une consultation publique qui s'est déroulée du 30 novembre 2017 au 12 janvier 2018 pour laquelle 4 contributions ont été reçues. Les réponses dont les auteurs n'ont pas demandé à ce qu'elles restent confidentielles sont publiées en même temps que la présente délibération.
La CRE a également procédé à deux reprises à l'audition d'EDF SEI.
Les analyses de la CRE la conduisent à retenir un niveau de dotation annuel moins élevé que la demande de l'opérateur. Pour déterminer ce niveau de dotation, la CRE :
- ne retient qu'une partie des hausses de charges d'exploitation présentées par EDF SEI pour la période 2018-2021 ;
- prend en compte l'intégralité des dépenses d'investissement sur la période 2018-2021 ;
- retient, pour déterminer la part des recettes du TURPE perçues par EDF SEI et permettant la couverture de ses charges de capital, la même méthode de calcul des charges de capital que celle retenue dans le cadre du TURPE 5 HTA-BT, en adaptant les valeurs retenues sur certains paramètres.
En conséquence, le niveau annuel moyen de dotations sur la période 2018-2021 s'élève à 162,1 M€, hors projet de comptage évolué, en augmentation de + 6,7 % par rapport au reversement annuel dont bénéficiait EDF SEI sur la période 2014-2017. Ce niveau de dotation correspond à un niveau moyen annuel de charges supportées par l'opérateur sur la période 2018-2021 de 548,9 M€, en augmentation par rapport au niveau réalisé en 2016 de + 7,3 %.
Ce montant annuel moyen de dotation a été établi en tenant compte, sur la période 2018-2021 :
- d'un niveau annuel moyen de charges nettes d'exploitation s'élevant à 308,3 M€. Ce montant est en augmentation de + 4,5 % par rapport au montant réalisé de 2016 ;
- d'un niveau annuel moyen de charges de capital de 240,6 M€, intégrant l'ensemble des prévisions d'investissements communiquées par EDF SEI.
La CRE considère que les niveaux de dotations définis dans la présente délibération, conjugués aux recettes issues de la perception du TURPE, permettent de couvrir l'ensemble des coûts prévisionnels de l'opérateur.
La CRE définit par ailleurs pour EDF SEI un cadre de régulation proche de celui actuellement en vigueur pour Enedis, avec notamment :
- des dotations définies sur la période 2018-2021, avec une évolution annuelle selon des règles prédéfinies ;
- une incitation à la maîtrise des charges d'exploitation : l'opérateur conservera les gains ou les pertes qui pourraient être réalisés par rapport à la trajectoire prévisionnelle ;
- un suivi des coûts unitaires d'investissement dans les réseaux ;
- des incitations à l'amélioration de la qualité de service et de la continuité d'alimentation, à la maîtrise des charges d'achat de pertes et à l'efficacité des dépenses de recherche et développement et des réseaux électriques intelligents ;
- un compte de régularisation des charges et des produits (CRCP), permettant de corriger, pour certains postes préalablement identifiés, les écarts entre les charges et les produits réels et les charges et les produits prévisionnels pris en compte pour établir les niveaux de dotations ;
- une clause de rendez-vous activable en 2020, afin d'examiner les conséquences éventuelles de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires, ou d'une décision juridictionnelle ou quasi-juridictionnelle pouvant avoir des effets significatifs sur les charges d'exploitation de l'opérateur sur les années 2020 et 2021.
Ce cadre de régulation vise, d'une part, à limiter le risque financier d'EDF SEI ou des utilisateurs et, d'autre part, à encourager le GRD à améliorer sa performance via la mise en place de mécanismes incitatifs portant, notamment, sur la continuité d'alimentation et sur la qualité du service rendu aux utilisateurs de ses réseaux.
Les spécificités des territoires sur lesquels intervient EDF SEI ont par ailleurs été prises en compte pour l'élaboration de ce cadre de régulation. Cela se traduit notamment par la mise en place...
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