Délibération n° 2019-265 du 4 décembre 2019 portant décision sur les niveaux de dotation du fonds de péréquation de l'électricité (FPE) pour Eau Électricité de Wallis-et-Futuna (EEWF) au titre des années 2020 et 2021 et sur le cadre de régulation associé
| Jurisdiction | France |
| Publication au Gazette officiel | JORF n°0290 du 14 décembre 2019 |
| Record Number | JORFTEXT000039508444 |
| Date de publication | 14 décembre 2019 |
| Court | COMMISSION DE REGULATION DE L'ENERGIE |
| Enactment Date | 04 décembre 2019 |
Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Christine CHAUVET, Catherine EDWIGE, Jean-Laurent LASTELLE et Ivan Faucheux, commissaires.
Les tarifs 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), sont aujourd'hui fixés 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 (1).
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, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseaux efficace, ainsi que des prévisions concernant le nombre de consommateurs raccordés aux réseaux d'Enedis, leur consommation et leur puissance souscrite.
Cadre juridique actuel
Ce tarif ne permettant pas toujours la prise en compte des spécificités de certaines concessions de distribution publique d'électricité, le fonds de péréquation de l'électricité (FPE) a pour objet de compenser l'hétérogénéité des conditions d'exploitation de ces réseaux.
Les dispositions de l'article L. 121-29 du code de l'énergie, prévoient 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. »
Cet article prévoit la possibilité d'intégrer dans le mécanisme de péréquation des charges liées à la gestion des réseaux dans les zones non interconnectées (ZNI).
Les montants à percevoir ou à verser au titre de cette péréquation sont déterminés, de manière forfaitaire, à partir d'une formule de péréquation fixée par décret en Conseil d'Etat.
Toutefois, dans l'hypothèse où cette formule normative de péréquation ne permettrait pas une prise en compte de la réalité des coûts d'exploitation exposés, l'article L. 121-29 du code de l'énergie a introduit la possibilité pour les GRD d'électricité desservant plus de 100 000 clients et ceux qui interviennent dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental 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 et codifiées aux articles R.121-60 à R.121-62 du code de l'énergie.
L'ordonnance n° 2016-572 du 12 mai 2016 portant extension et adaptation aux îles Wallis et Futuna de diverses dispositions du code de l'énergie, notamment dans son article 4, a étendu les dispositions de l'article L. 121-29 du code de l'énergie à Wallis et Futuna à compter du 1er janvier 2020.
Electricité et Eau de Wallis et Futuna (ci-après EEWF), par son courrier du 14 mars 2019, a indiqué à la CRE son souhait de bénéficier du mécanisme de péréquation établie à partir de l'analyse de ses comptes pour la période 2020-2021.
L'article R. 121-60 du code l'énergie 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.
Objet de la délibération
La présente délibération a pour objet de déterminer les niveaux annuels de dotation dont bénéficiera EEWF sur la période 2020-2021 au titre de la péréquation des charges de distribution d'électricité, ainsi que le cadre de régulation en vigueur sur cette même période.
Travaux menés en vue de la détermination du niveau de dotation du FPE
EEWF a transmis à la CRE le 30 juin 2019 un dossier exposant ses coûts prévisionnels pour la période 2020-2021, ainsi que ses demandes relatives au cadre de régulation.
Pour déterminer les niveaux annuels de dotation du FPE pour la période 2020-2021, la CRE a analysé des charges prévisionnelles présentées par EEWF en s'appuyant, notamment, sur les niveaux de charge réalisés par l'opérateur en 2017 et 2018.
Les analyses de la CRE la conduisent à retenir un niveau annuel moyen de charges supportées par l'opérateur s'élevant à 3 585 k€ sur la période 2020-2021. Ainsi, en tenant compte des recettes prévisionnelles issues du TURPE, le niveau de dotation annuel moyen retenu par la CRE sur la période 2020-2021 s'élève à 2 699 k€.
Ce montant annuel moyen de dotation a été établi en tenant compte, sur la période 2020-2021 :
- d'un niveau annuel moyen de charges nettes d'exploitation s'élevant à 3 062 k€. Ce montant tient compte d'un niveau annuel moyen d'ajustements retenus par la CRE de - 24 k€ ;
- d'un niveau annuel moyen de charges de capital de 523 k€, intégrant l'ensemble des prévisions d'investissements communiquées par EEWF. Pour déterminer ce niveau, la CRE a retenu la même méthode de calcul des charges de capital que celle du TURPE 5 HTA-BT, reconduite dans le TURPE 5 bis HTA-BT ;
- d'un niveau annuel moyen de recettes prévisionnelles issues de la perception du TURPE s'élevant à 886 k€. Ce montant est calculé à partir de la grille tarifaire applicable au 1er août 2019 d'une part, et des hypothèses d'évolution du nombre de consommateurs raccordés, de puissances souscrites et de volumes d'énergie soutirée fournies par EEWF d'autre part.
La CRE considère que, dans le cadre de la péréquation tarifaire, 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 distribution de l'opérateur. En outre, le surcoût de production supporté par EEWF est couvert par les charges de service publique de l'énergie (SPE).
La présente délibération met en place un cadre de régulation inspiré des délibérations relatives aux dotations FPE d'EDF SEI (2), de GÉRÉDIS (3) et d'EDM (4) précédemment publiées par la CRE, mais adapté aux caractéristiques du territoire de desserte d'EEWF, qui se distingue, par rapport à ceux des autres gestionnaires de réseaux de distribution (GRD), par la taille réduite de son infrastructure ainsi que par le faible nombre de consommateurs raccordés au réseau. En effet, la longueur totale du réseau, basse et moyenne tension, d'EEWF est de 300 kilomètres réparti sur les îles de Wallis et de Futuna.
Les mécanismes du cadre de régulation communs avec ces autres gestionnaires de réseaux de distribution sont les suivants :
- une incitation à la maîtrise des charges d'exploitation : la présente délibération fixe une trajectoire pour les années 2020 et 2021 (5), avec une évolution annuelle selon des règles prédéfinies, et l'opérateur conservera les gains ou les pertes qui pourraient être réalisés par rapport à cette trajectoire prévisionnelle. ;
- 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 ;
- la couverture des charges de capital pour leur montant réalisé à travers le CRCP.
En revanche, la CRE décide de ne pas mettre en place d'incitations financières pour EEWF, compte tenu notamment du niveau de complexité trop élevé de tels mécanismes au regard des enjeux associés. Le cadre de régulation prévoit ainsi la mise en place d'un simple suivi d'indicateurs de qualité de service et de qualité d'alimentation non incités financièrement, ainsi que le suivi du taux de pertes.
La CRE considère que le cadre de régulation mis en œuvre donne à EEWF tous les moyens nécessaires pour répondre aux différents enjeux auxquels l'opérateur est confronté sur ses territoires, en particulier la transition énergétique.
SOMMAIRE
1. PRINCIPES GÉRÉRAUX
2. CADRE DE RÉGULATION INCITATIVE
2.1. RÉGULATION INCITATIVE DES CHARGES D'EXPLOITATION ET DES DÉPENSES D'INVESTISSEMENT
2.1.1. Les charges d'exploitation
2.1.2. Les dépenses d'investissement
2.2. RÉGULATION INCITATIVE DE LA CONTINUITÉ D'ALIMENTATION
2.3. RÉGULATION INCITATIVE DE LA QUALITÉ DE SERVICE
2.4. RÉGULATION DES PERTES
2.5. COMPTE DE RÉGULARISATION DES CHARGES ET DES PRODUITS
3. NIVEAU DES CHARGES À COUVRIR
3.1. CHARGES NETTES D'EXPLOITATION
3.1.1. Demande d'EEWF
3.1.2. Analyses et ajustements retenus par la CRE
3.2. CHARGES DE CAPITAL
3.2.1. Demande d'EEWF
3.2.2. Méthode de calcul des charges de capital
3.2.3. Dépenses d'investissement prévisionnelles
3.2.4. Niveau des assiettes de rémunération
3.2.5. Taux de rémunération
3.2.6. Niveau prévisionnel des charges de capital
3.3. NIVEAU DE CHARGES RETENU PAR LA CRE
3.3.1. Niveau prévisionnel des charges retenu par la CRE
3.3.2. Niveau définitif des charges
4. CHIFFRE D'AFFAIRES PRÉVISIONNEL TURPE
5. NIVEAUX DE DOTATION
5.1. NIVEAU DÉFINITIF POUR 2020 ET PRÉVISIONNEL POUR 2021
5.2. NIVEAU DÉFINITIF POUR L'ANNÉE 2021
DÉCISION
1. PRINCIPES GÉRÉRAUX
Les niveaux de dotation définis dans cette délibération sont déterminés selon la méthodologie détaillée ci-après.
La CRE compare, pour chaque année de la période 2020-2021, le niveau prévisionnel de charges nettes d'exploitation couvertes par les recettes du TURPE perçues par EEWF avec le niveau de charges d'exploitation prévisionnelles dans la mesure où ces...
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