Délibération n° 2018-071 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

JORF n°0085 du 12 avril 2018
texte n° 110



Délibération n° 2018-071 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

NOR: CREE1809509X
ELI: Non disponible


Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Christine CHAUVET, Catherine EDWIGE, Hélène GASSIN, Jean-Laurent LASTELLE et Jean-Pierre SOTURA, commissaires.


Cadre juridique


Le paragraphe 2 de l'annexe I relative aux mesures relatives à la protection des consommateurs de la directive 2009/72/CE du 13 juillet 2009 du Parlement européen et du Conseil concernant les règles communes pour le marché intérieur de l'électricité énonce que les « Etats membres veillent à la mise en place de systèmes intelligents de mesure qui favorisent la participation active des consommateurs au marché de la fourniture d'électricité. La mise en place de tels systèmes peut être subordonnée à une évaluation économique à long terme de l'ensemble des coûts et des bénéfices pour le marché et le consommateur, pris individuellement […] ».
Il précise, par ailleurs, que « si la mise en place de compteurs intelligents donne lieu à une évaluation favorable, au moins 80 % des clients seront équipés de systèmes intelligents de mesure d'ici à 2020 ».
Ces dispositions de la directive ont été transposées en droit français. L'article L. 341-4 du code de l'énergie précise ainsi que les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) doivent mettre en œuvre des dispositifs de comptage permettant aux fournisseurs de « proposer à leurs clients des prix différents suivant les périodes de l'année ou de la journée et incitant les utilisateurs de réseaux à limiter leur consommation pendant les périodes où la consommation de l'ensemble des consommateurs est la plus élevée ».
L'article R. 341-8 du code de l'énergie prévoit que d'ici au 31 décembre 2020, au moins 80 % des sites raccordés en basse tension (BT) pour des puissances inférieures ou égales à 36 kilovoltampères sont équipés de compteurs évolués, dans la perspective d'atteindre un objectif de 100 % d'ici à 2024.
Enfin l'article R. 341-6 du même code dispose que les spécifications et les éléments de coûts des dispositifs de comptage évolué relevant des gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité desservant plus de cent mille clients sont soumis, préalablement à leur mise en œuvre, à la Commission de régulation de l'énergie (CRE), qui peut formuler des recommandations notamment en vue de veiller à la mise en place de dispositifs de comptage interopérables au plan national.
L'article L. 341-3 du code de l'énergie dispose que la CRE peut prévoir « des mesures incitatives appropriées, tant à court terme qu'à long terme, pour encourager les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution à améliorer leurs performances, notamment en ce qui concerne la qualité de l'électricité, à favoriser l'intégration du marché intérieur de l'électricité et la sécurité de l'approvisionnement et à rechercher des efforts de productivité ».


Projet de comptage évolué d'EDF SEI


EDF SEI est le principal GRD des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental (ZNI) et est donc en charge de déployer les compteurs évolués dans ces territoires.
EDF SEI a saisi la CRE de son projet de déploiement de compteurs évolués et d'une demande d'un cadre de régulation incitative fondé sur les mêmes mécanismes que ceux qui s'appliquent au projet Linky d'Enedis, mais adapté à la situation particulière des ZNI.
Le projet de comptage évolué d'EDF SEI dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA a pour objectif le déploiement de 1,2 million de compteurs évolués entre 2018 et 2024 en Corse, Martinique, Guadeloupe, Guyane et à La Réunion permettant notamment la transmission à distance des index de consommation réelle.
La CRE a fait réaliser par un consultant externe une étude technico-économique du projet d'EDF SEI afin d'en évaluer les coûts et les bénéfices pour les différents acteurs dont les consommateurs.
En prenant en compte les ajustements d'hypothèses retenus par la CRE, le déploiement généralisé d'un système de comptage évolué pour l'électricité dans les cinq territoires ciblés par EDF SEI présente un intérêt économique à long terme dans le scénario de référence :


- au seul périmètre de l'activité distribution d'EDF SEI, le projet est déjà viable économiquement puisque la valeur actualisée nette (VAN) est de + 43 M€ ;
- en prenant en compte les gains liés à la maîtrise de la demande en énergie (MDE), à la présence du client non requise lors des relèves et des interventions, ainsi qu'à la réduction des charges de service public, la VAN du projet s'établit à + 444 M€.


Les compteurs évolués sont un levier de la transition énergétique ainsi qu'une opportunité de moderniser et d'améliorer la performance des métiers de distributeur et de fournisseur d'électricité, au bénéfice du consommateur final.
Au-delà des obligations découlant du droit européen et national, les compteurs évolués sont un des éléments permettant de répondre aux enjeux particuliers auxquels doivent faire face les systèmes électriques des ZNI.
Ces systèmes vont en effet devoir intégrer les évolutions découlant des politiques publiques visant à développer les énergies renouvelables, le stockage électrique et certains usages de l'électricité (véhicules électriques, pompes à chaleur) et à développer la maîtrise de la demande en énergie.
Pour répondre au mieux à ces enjeux, la CRE considère nécessaire qu'EDF SEI accompagne le déploiement de son projet de comptage évolué par des actions de pédagogie dans ses territoires.


Objet de la délibération


Le projet de comptage évolué d'EDF SEI diffère des projets classiques de l'opérateur par le niveau élevé de ses coûts mais également par ses longs délais de construction et de déploiement. De plus, la rentabilité de ce projet pour les consommateurs n'est rendue possible que par le niveau des gains attendus du système.
Etant données l'ampleur du projet et la nécessité de se prémunir contre toute dérive des coûts et des délais, la CRE décide de mettre en place un cadre de régulation spécifique, comme pour les autres projets de déploiement de compteurs évolués, tant en électricité qu'en gaz naturel, qui incitera EDF SEI à :


- maîtriser sur la durée les coûts d'investissements et les gains de fonctionnement attendus ;
- garantir le niveau de performance attendu du système global sur toute la chaîne de traitement des index ;
- respecter le planning de déploiement.


La CRE a consulté, du 30 novembre 2017 au 12 janvier 2018, l'ensemble des acteurs de marché afin de connaître leurs positions sur les résultats de l'étude technico-économique qu'elle a menée, sur le niveau des charges du projet de comptage évolué que la CRE envisage de prendre en compte pour déterminer le niveau de dotation à verser à EDF SEI, ainsi que sur le cadre de régulation incitative du projet qu'elle envisage de mettre en œuvre.
La présente délibération fixe le cadre de régulation incitative appliqué au projet de comptage évolué d'EDF SEI proche de ceux mis en œuvre pour Enedis et GRDF pour leurs projets de comptage évolué respectifs.
Cette régulation incitative comporte notamment une prime incitative de rémunération de 200 points de base (pbs) assortie d'objectifs de respect de coûts, délais et performances du système. En cas d'atteinte de ces objectifs, EDF SEI conservera l'intégralité de la prime. En revanche en cas de dérive de la performance sur un ou plusieurs de ces objectifs, la prime incitative serait réduite, potentiellement en-deçà du taux de rémunération de base, dans la limite d'un plancher de - 100 pbs.
Le niveau de cette prime de rémunération a été évalué au regard de l'appréciation, par la CRE, du risque supporté par EDF SEI dans le cadre de ce projet en intégrant notamment les contraintes spécifiques auxquelles l'opérateur doit faire face sur ces territoires. La CRE considère en effet que le niveau de risque technique de ce projet est plus faible que celui supporté par Enedis au moment du lancement du projet Linky, dans la mesure où EDF SEI s'appuie largement sur une solution technique déjà éprouvée par Enedis car très largement déployée en métropole. Afin d'assurer une cohérence avec le niveau de prime envisagé, les objectifs de régulation incitative détaillés ci-après sont adaptés à la situation d'EDF SEI, et en particulier aux contraintes spécifiques auxquelles l'opérateur doit faire face sur les territoires où il intervient.


SOMMAIRE


1. Contexte et objectif de la délibération
1.1. Cadre juridique
1.1.1. Cadre juridique européen
1.1.2. Cadre juridique national
1.2. Contexte du projet d'EDF SEI
1.2.1. Demande d'EDF SEI
1.2.2. Un projet structurant pour les systèmes électriques des ZNI
1.3. Objet de la délibération
2. Consultation publique
3. Description du projet et évaluation technico-économique
3.1. Description du projet
3.1.1. Fonctionnalités et solution technique
3.1.2. Calendrier de déploiement
3.2. Evaluation technico-économique du projet
3.2.1. Ajustements retenus par la CRE par rapport aux résultats de l'étude technico-économique
3.2.2. VAN résultant du projet
4. Décision de la CRE concernant le cadre de régulation incitative
4.1. Mise en place d'un cadre de régulation incitative
4.2. Régulation incitative des délais de déploiement
4.3. Régulation incitative des coûts d'investissement de comptage
4.4. Régulation incitative sur la performance du système de comptage évolué d'EDF SEI
4.5. Plafonnement global des incitations
4.6. Clause de rendez-vous
5. Décision de la CRE concernant la couverture des coûts du projet de comptage évolué
5.1. Méthode de détermination des charges de capital
5.2. Méthode de détermination des charges d'exploitation
5.3. Impact sur le niveau de dotation au titre du FPE pour la période 2018-2021
5.3.1. Charges nettes d'exploitation
5.3.2. Valeur nette comptable des immobilisations démolies
5.3.3. Charges de capital
5.3.4. Niveau de charges additionnelles liées au projet de comptage évolué
6. Annexe 1 : indicateurs de suivi de la performance du système de comptage évolué d'EDF SEI
6.1. Qualité de la pose
6.1.1. Indicateurs incités financièrement
6.1.2. Indicateurs de suivi
6.2. Performance du système de comptage évolué
6.2.1. Indicateurs incités financièrement
6.2.2. Indicateurs de suivi
7. Annexe 2 : Trajectoires des coûts unitaires complets des actifs de comptage et des couts de SI


1. Contexte et objectif de la délibération
1.1. Cadre juridique
1.1.1. Cadre juridique européen


Le paragraphe 2 de l'annexe I relative aux mesures relatives à la protection des consommateurs de la directive 2009/72/CE du 13 juillet 2009 du Parlement européen et du Conseil concernant les règles communes pour le marché intérieur de l'électricité énonce que les « Etats membres veillent à la mise en place de systèmes intelligents de mesure qui favorisent la participation active des consommateurs au marché de la fourniture d'électricité. La mise en place de tels systèmes peut être subordonnée à une évaluation économique à long terme de l'ensemble des coûts et des bénéfices pour le marché et le consommateur, pris individuellement […] ».
Il précise, par ailleurs, que « si la mise en place de compteurs intelligents donne lieu à une évaluation favorable, au moins 80 % des clients seront équipés de systèmes intelligents de mesure d'ici à 2020 ».
La directive 2006/32/CE du 5 avril 2006 du Parlement européen et du Conseil relative à l'efficacité énergétique dans les utilisations finales et aux services énergétiques prévoyait, dans la mesure où cela est techniquement possible et financièrement raisonnable, la mise à disposition des consommateurs finaux, notamment dans le cadre du remplacement d'un compteur existant ou d'un nouveau raccordement, de compteurs individuels mesurant avec précision leur consommation effective et permettant des factures fondées sur la consommation réelle d'énergie.
La directive 2012/27/UE du 25 octobre 2012 du Parlement européen et du Conseil relative à l'efficacité énergétique, tout en abrogeant la directive 2006/32/CE du 5 avril 2006, reprend les dispositions susmentionnées.


1.1.2. Cadre juridique national


Les dispositions relatives aux compteurs évolués de la directive 2009/72/CE du 13 juillet 2009 du Parlement européen et du Conseil concernant les règles communes pour le marché intérieur de l'électricité ont été transposées en droit français. L'article L. 341-4 du code de l'énergie précise ainsi que les GRD doivent mettre en œuvre des dispositifs de comptage permettant aux fournisseurs de « proposer à leurs clients des prix différents suivant les périodes de l'année ou de la journée et incitant les utilisateurs de réseaux à limiter leur consommation pendant les périodes où la consommation de l'ensemble des consommateurs est la plus élevée ».
L'article 18 de la loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de l'environnement précise que les objectifs d'efficacité et de sobriété énergétiques impliquent la généralisation de compteurs intelligents « afin de permettre aux occupants de logements de mieux connaître leur consommation d'énergie en temps réel et ainsi de la maîtriser ».
L'article R. 341-8 du code de l'énergie prévoit que d'ici au 31 décembre 2020, au moins 80 % des sites raccordés en basse tension (BT) pour des puissances inférieures ou égales à 36 kilovoltampères sont équipés de compteurs évolués, dans la perspective d'atteindre un objectif de 100 % d'ici à 2024.
Enfin l'article R. 341-6 du même code dispose que les spécifications et les éléments de coûts des dispositifs de comptage évolué relevant des gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité desservant plus de cent mille clients sont soumis, préalablement à leur mise en œuvre, à la CRE, qui peut formuler des recommandations notamment en vue de veiller à la mise en place de dispositifs de comptage interopérables au plan national.
L'article L. 341-3 du code de l'énergie dispose que la CRE peut prévoir « des mesures incitatives appropriées, tant à court terme qu'à long terme, pour encourager les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution à améliorer leurs performances, notamment en ce qui concerne la qualité de l'électricité, à favoriser l'intégration du marché intérieur de l'électricité et la sécurité de l'approvisionnement et à rechercher des efforts de productivité ».


1.2. Cadre juridique national
1.2.1. Demande d'EDF SEI


EDF SEI est le principal gestionnaire de réseaux de distribution (GRD) des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental (ZNI) et est donc en charge de déployer les compteurs évolués dans ces territoires. Les territoires concernés sont la Corse, la Martinique, la Guadeloupe, la Guyane et La Réunion.
Par courrier en date du 18 octobre 2016, EDF SEI a saisi la CRE d'un projet de déploiement de compteurs évolués et d'une demande d'un cadre de régulation incitative fondé sur les mêmes mécanismes que ceux qui s'appliquent au projet Linky d'Enedis, mais adapté à la situation particulière des ZNI.
EDF SEI prévoit de déployer 1,2 million de compteurs évolués entre 2018 et 2024. EDF SEI déploiera des compteurs Linky G3, et utilisera le système d'information développé par Enedis pour le projet Linky en métropole.
Le projet d'EDF SEI conduira, sur la période 2018-2024, à des investissements (achats et pose des compteurs et des concentrateurs, systèmes d'information) d'un montant cumulé de l'ordre de 270 M€, et des surcoûts temporaires sur ses charges d'exploitation de l'ordre de 12 M€ par an.
Ce projet générera également des gains pour EDF SEI pour la gestion du réseau et du système électrique (réduction des pertes non techniques, gains sur la relève et les petites interventions), ainsi que pour les consommateurs (maîtrise de la demande d'électricité - MDE - notamment).
La CRE a réalisé une étude technico-économique afin d'en évaluer les coûts et les bénéfices pour le marché et les consommateurs. Les conclusions de cette étude ont été publiées sur le site internet de la CRE simultanément à la consultation publique du 30 novembre 2017 sur le sujet.


1.2.2. Un projet structurant pour les systèmes électriques des ZNI


Au-delà des obligations découlant du droit européen et national, les compteurs évolués sont un des éléments permettant de répondre aux enjeux auxquels doivent faire face les systèmes électriques des ZNI.
Ces systèmes vont devoir intégrer les évolutions découlant des politiques publiques visant à développer les énergies renouvelables, le stockage électrique et certains usages de l'électricité (véhicules électriques, pompes à chaleur).
De même, la maîtrise de la demande en énergie est un enjeu essentiel pour ces territoires.
Les compteurs évolués sont un levier de la transition énergétique ainsi qu'une opportunité de moderniser et d'améliorer la performance des métiers de distributeur et de fournisseur d'électricité, au bénéfice du consommateur final.
Ces nouveaux compteurs permettront d'établir les factures sur des index réels télé-relevés et d'éviter la présence du consommateur pour la plupart des petites interventions qui seront réalisées à distance par télé-opération (modification de la puissance souscrite, mise en service, etc.). Le nombre de réclamations devrait également diminuer.
Ils permettront le pilotage des équipements des consommateurs et les aideront à maîtriser leurs dépenses par un accès en ligne aux données personnalisées de consommation (comparaisons, détection de consommations anormales, alertes…) et la possibilité de mettre en place des dispositifs d'affichage déporté.
Les compteurs évolués permettront également de proposer des offres tarifaires adaptées aux besoins spécifiques de chacun et répondant aux contraintes des systèmes électriques des ZNI.
Ils permettront d'améliorer la gestion des réseaux électriques en permettant la détection des pannes et l'optimisation du diagnostic à distance en cas d'incident sur les réseaux, une meilleure connaissance du rattachement des clients (cartographie) et des flux d'énergie sur la basse tension et de la qualité d'alimentation par client.
Ils favoriseront l'insertion de productions renouvelables décentralisées et de moyens de stockage sur les réseaux, par une meilleure connaissance de la production décentralisée et du niveau d'autoconsommation avec la possibilité à terme de piloter une partie de cette production ou du stockage réparti.
Enfin, le traitement des données de consommation et de production et leur mise à disposition de façon agrégée aidera aux pilotages et au suivi des politiques publiques locales.
Afin de répondre au mieux à ces enjeux, la CRE considère nécessaire qu'EDF SEI accompagne le déploiement de son projet de comptage évolué par des actions de pédagogie dans ses territoires.


1.3. Objet de la délibération


L'article 165 de la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (« LTECV ») a introduit à l'article L. 121-29 du code de l'énergie la possibilité pour les gestionnaires de réseaux qui interviennent dans les ZNI d'opter pour un mécanisme de péréquation s'appuyant sur l'analyse de leurs comptes, dans le cadre du Fonds de péréquation de l'électricité (FPE).
Concernant les années 2018 et suivantes, la CRE a indiqué dans la délibération du 17 novembre 2016 relative au TURPE 5 HTA-BT (1) qu'elle prévoyait de procéder en 2017 à une analyse des coûts d'EDF SEI afin de déterminer le niveau des dotations correspondantes, sur la période 2018-2021. La CRE publie, simultanément à la présente délibération, une délibération portant sur la détermination des niveaux de dotation à verser à EDF SEI sur cette période au titre du FPE (2). Les charges relatives au projet de comptage évolué d'EDF SEI détaillées dans la présente délibération sont prises en compte pour déterminer le niveau de dotation à verser à l'opérateur sur la période 2018-2021.
Le projet de comptage évolué d'EDF SEI diffère des projets classiques de l'opérateur par le niveau élevé de ses coûts mais également par ses délais longs de construction (deux ans) et de déploiement (sept ans). De plus, la rentabilité de ce projet pour les consommateurs n'est rendue possible que par le niveau des gains attendus du système.
Etant données l'ampleur du projet et la nécessité de se prémunir contre toute dérive des coûts et des délais, la CRE décide de mettre en place un cadre de régulation spécifique, comme pour les autres projets de déploiement de compteurs évolués, tant en électricité qu'en gaz naturel, qui incitera EDF SEI à :


- maîtriser sur la durée les coûts d'investissements et les gains de fonctionnement attendus ;
- garantir le niveau de performance attendu du système global sur toute la chaîne de traitement des index ;
- respecter le planning de déploiement.


2. Consultation publique


La CRE a organisé, du 30 novembre 2017 au 12 janvier 2018, une consultation publique sur le projet de déploiement des systèmes de comptage évolué d'EDF SEI afin de recueillir l'avis des acteurs de marché sur les résultats de l'étude technico-économique qu'elle a menée, sur le niveau des charges du projet de comptage évolué que la CRE envisage de prendre en compte pour déterminer le niveau de dotation à verser à EDF SEI, ainsi que sur le cadre de régulation incitative du projet qu'elle envisage de mettre en œuvre.
La CRE a reçu deux contributions à cette consultation publique. L'une d'entre elles, en particulier, est favorable au lancement du projet et au cadre de régulation incitative envisagé sous réserve de la prise en compte de certaines modifications. Ces modifications portent sur des éléments de coûts et de gains du projet et sur des éléments du mécanisme de régulation incitative.
Les réponses à la consultation publique dont les auteurs n'ont pas demandé qu'elles restent confidentielles sont publiées, sur le site de la CRE, en même temps que la présente délibération.


3. Description du projet et évaluation technico-économique
3.1. Description du projet
3.1.1. Fonctionnalités et solution technique


Le système de comptage évolué qui sera déployé par EDF SEI dispose des mêmes fonctionnalités que Linky :


- le télé-relevé quotidien des données du compteur ;
- la réalisation de télé-prestations à distance (réduction de la puissance, coupure, changement de grilles tarifaires et de puissance souscrite) par le GRD ;
- la mesure de la consommation et, le cas échéant, de la production décentralisée ;
- l'affichage des informations sur le compteur et/ou un téléreport à partir de la TIC (télé-information client) installée.


EDF SEI utilisera le système de comptage évolué Linky G3 actuellement déployé en métropole par Enedis ainsi que les systèmes d'information mis en place par Enedis.
Le compteur permet des communications bidirectionnelles (transmission et réception des informations) et permet le relevé à distance ainsi que le pilotage de la fourniture d'énergie.
La communication s'effectue entre un ensemble de compteurs installés chez les utilisateurs et un concentrateur localisé à proximité dans le poste de distribution publique, via la technologie du Courant Porteur en Ligne (CPL), qui rassemble ces données pour les transmettre au gestionnaire de réseaux. A chaque compteur et concentrateur est associé un modem CPL qui code et décode les données en un signal électrique et les superpose au courant électrique à 50 hertz.
Au niveau des concentrateurs, les données sont ensuite codées sous format numérique, puis transmises au système informatique du gestionnaire de réseau par l'intermédiaire du réseau de téléphonie GPRS.


3.1.2. Calendrier de déploiement


EDF SEI prévoit de déployer environ 1,2 million de compteurs évolués entre 2018 et 2024, soit environ 255 000 compteurs en Corse, 205 000 en Martinique, 225 000 en Guadeloupe, 85 000 en Guyane et 445 000 à La Réunion. Le rythme de croisière du déploiement s'élèvera à environ 200 000 poses par an et sera le plus soutenu de 2019 à 2023. Les années 2018 et 2024 prévoient respectivement une montée en charge et un arrêt progressif avec, pour chacune de ces deux années, environ 100 000 poses réalisées dans l'année.
Le déploiement sera réalisé à hauteur d'environ 80 % en massif (3), et le restant en diffus (4).


3.2. Evaluation technico-économique du projet


L'étude technico-économique du projet a été réalisée en comparant un scénario sans déploiement de compteurs évolués (scénario « Business as usual » - BAU) avec le plan d'affaire du déploiement des compteurs évolués, sur la période 2017-2038.
Cette étude a été réalisée à partir des données et des informations fournies par EDF SEI, ajustées par le consultant dans certains cas. Ces hypothèses ont également été complétées, notamment pour évaluer les gains pour l'ensemble du système électrique.
Les conclusions de cette étude ont été publiées sur le site internet de la CRE simultanément à la consultation publique du 30 novembre 2017 sur le sujet.


3.2.1. Ajustements retenus par la CRE par rapport aux résultats de l'étude technico-économique


La CRE a poursuivi ses échanges avec EDF SEI au-delà de la publication de la consultation publique sur le sujet.
Dans ce contexte, la CRE décide d'ajuster certaines hypothèses retenues dans l'étude technico-économique menée par le consultant externe. Ces ajustements concernent principalement les chroniques de déploiement, le coût des compteurs et des concentrateurs, les coûts d'investissements et de fonctionnement concernant les systèmes d'information et le pilotage du projet, l'évaluation des charges d'exploitation évitées du fait du projet, ainsi que la performance attendue du système.
Chroniques de déploiement :
Les prévisions de déploiement de compteurs évolués ont été affinées par EDF SEI. Elles se traduisent dorénavant par un démarrage plus progressif du déploiement (i.e. années 2017 et 2018), et un déploiement plus important sur les années 2023 et 2024 afin d'atteindre le taux cible de 90,7 % à fin 2024. Les années de déploiement intensif (i.e. 2019 à 2022) n'ont, quant à elles, été modifiées qu'à la marge.
EDF SEI a par ailleurs revu à la baisse le taux cible de déploiement pour la Corse pour tenir compte des difficultés de déploiement liées notamment au traitement des zones isolées ou reculées, ainsi qu'au grand nombre de résidences secondaires. Le taux cible de déploiement en 2024 s'élève ainsi à 83,2 %, et le déploiement sur cette zone se poursuivra donc au-delà de 2024.
Cette révision a par ailleurs concerné une donnée erronée dans le rapport du consultant : le taux cible de déploiement de compteurs numériques en Guadeloupe en 2024 avait été, à tort, fixé dans l'étude à 100 % alors qu'il est en réalité estimé par l'opérateur à 92,5 %.
La CRE retient l'ensemble des hypothèses d'EDF SEI relatives aux chroniques de déploiement des compteurs.
Coût des compteurs :
L'évaluation du prix auquel EDF SEI devrait acheter ses compteurs est réalisée à partir d'une estimation du prix auquel Enedis achètera ses propres compteurs Linky G3, à laquelle s'ajoute un surcoût visant à prendre en compte les spécificités des compteurs d'EDF SEI par rapport aux compteurs Linky (i.e. absence de couleur verte, absence de marquage Linky, présence d'un codet différencié, clés de sécurité spécifiques à EDF SEI).
Concernant ce surcoût, EDF SEI estime, au regard notamment de premiers échanges avec un fabricant de compteurs, que l'évaluation retenue par le consultant est sous-évaluée. Ce surcoût s'applique sur l'ensemble de la période du déploiement.
La CRE considère que la prise en compte d'un surcoût au titre des évolutions susmentionnées est justifiée. L'appel d'offres relatif à la fourniture des matériels de comptage n'étant pas finalisé à la date de la présente délibération, le niveau du surcoût retenu par la CRE n'est pas rendu public dans ce document.
Les hypothèses relatives aux coûts de référence des compteurs d'EDF SEI que la CRE retient sur la période 2017-2022 sont détaillées ci-après.
Période 2017-2018 :
Sur cette période, la CRE retient comme prix de référence la moyenne des prix issus des contrats liant Enedis et ses fournisseurs sur cette période, à laquelle s'ajoute le surcoût prévisionnel mentionné plus haut.
Période 2019-2022 :
Sur cette période, un appel d'offres commun Enedis/EDF SEI a été lancé, qui doit permettre à EDF SEI de bénéficier d'un effet de massification des achats.
Dans ce contexte, la CRE retient comme prix de référence les prix obtenus par Enedis pour ses propres compteurs Linky G3 dans le cadre de cet appel d'offres commun, auxquels s'ajoute le surcoût prévisionnel mentionné plus haut.
La CRE considère en effet qu'il est pertinent d'immuniser EDF SEI contre le risque lié au prix des compteurs Linky G3 d'Enedis dans la mesure où EDF SEI ne dispose pas de levier permettant d'optimiser ce prix.
EDF SEI considère toutefois qu'il ne pourra pas bénéficier, dès le début de l'année 2019, des prix résultant de l'appel d'offres commun avec Enedis, mais seulement à compter de la mi-année 2019. La CRE partage cette hypothèse. Dans ces conditions, la CRE retient, pour l'année 2019, un prix de référence égal à la moyenne entre :


- le prix de référence des compteurs EDF SEI pour l'année 2018, d'une part ;
- le prix des compteurs Linky G3 issus de l'appel d'offres au titre de l'année 2019, augmenté du surcoût prévisionnel mentionné plus haut, d'autre part.


Les prix issus de l'appel d'offres n'étant pas connus à la date de la présente délibération, l'ensemble des éléments chiffrés présentés plus loin dans cette délibération (i.e. VAN du projet, niveaux additionnels de dotation au titre du projet de comptage évolué,.) ont été établis en tenant compte des coûts de référence des compteurs Linky G3 tels qu'établis dans la délibération de la CRE du 17 juillet 2014 (5).
Période 2023-2024 :
EDF SEI anticipe sur cette période une remontée des prix des compteurs. Cette remontée s'inscrirait dans un contexte où, le déploiement de Linky étant terminé, EDF SEI ne pourrait plus bénéficier de l'effet de massification des achats. EDF SEI fait ainsi l'hypothèse que les prix des compteurs devraient remonter pour ces deux années à un niveau proche de ceux anticipés pour l'année 2018. La CRE partage cette hypothèse.
Sur cette période, la CRE retient donc des prix de compteurs identiques à ceux anticipés pour l'année 2018, réévalués de l'inflation.
Coût des concentrateurs :
EDF SEI considère que les évolutions spécifiques de son matériel par rapport aux concentrateurs posés par Enedis (i.e. spécificités des cartes SIM et activation du roaming notamment), conjuguées au fait que les volumes de concentrateurs achetés seront plus limités que ceux d'Enedis, devraient générer un surcoût.
La CRE considère que les éléments complémentaires portés à sa connaissance par EDF SEI à l'issue de la consultation publique justifient de prendre en compte un surcoût par rapport aux prix auxquels Enedis achètera ses propres matériels.
La CRE retient par conséquent le niveau du surcoût évalué par EDF SEI sur la base de premiers échanges entre l'opérateur et un fabricant.
L'appel d'offres relatif à la fourniture des matériels de comptage n'étant pas finalisé à la date de la présente délibération, le niveau du surcoût retenu par la CRE n'est pas rendu public dans ce document.
Coûts d'investissement et charges d'exploitation relatifs aux systèmes d'information (SI) :
Les conclusions de l'étude technico-économique confirment les hypothèses retenues initialement par EDF SEI quant aux charges relatives aux systèmes d'information, aussi bien pour ce qui relève des dépenses d'investissement que des charges d'exploitation.
EDF SEI a, par la suite, fait part à la CRE de modifications des dépenses relatives aux SI. Ces modifications sont les suivantes :


- changement des modalités de comptabilisation de certaines dépenses ;
- augmentation de certaines dépenses relevant des charges d'exploitation ;
- intégration d'investissements complémentaires en lien avec la sécurité des SI et des outils de déploiement à la suite d'échanges entre EDF SEI et l'ANSSI.


La CRE considère que l'intégration de ces nouvelles dépenses est justifiée et tient compte de ces dépenses dans les charges relatives au projet de comptage évolué d'EDF SEI.
Coûts d'investissement relatifs au pilotage du projet :
EDF SEI a transmis à la CRE, à l'issue de l'étude technico-économique, de nouvelles trajectoires relatives au pilotage du projet :


- sur la période de déploiement du projet (2018-2024), EDF SEI affecte différemment les coûts entre charges d'exploitation et dépenses d'investissement tout en estimant des dépenses annuelles équivalentes à celles estimées par le consultant ;
- au-delà de l'année 2024, EDF SEI prévoit exclusivement des dépenses d'exploitation relatives à la supervision du renouvellement du parc de compteurs évolués. Ces dépenses, d'un niveau constant (hors inflation) sont au global sur la période post-2024 inférieures à l'estimation réalisée par le consultant.


La CRE retient les trajectoires communiquées par EDF SEI.
Charges d'exploitation évitées :
Les gains sur les charges d'exploitation apportés par ce projet sont évalués par rapport à un scénario « BAU » : ils correspondent aux charges d'exploitation qu'auraient supportées EDF SEI sans le déploiement des compteurs évolués, et qui peuvent être évités grâce à ce dernier.
Si la CRE partage l'identification des différentes typologies de gains énoncées par le consultant dans le cadre de son analyse technico-économique, elle considère en revanche que les modalités d'évaluation de ces gains doivent être amendées. Les modifications apportées sont de deux ordres :


- les gains générés en année N ont été évalués par le consultant en tenant compte du taux prévisionnel de déploiement des compteurs évolués au 31 décembre de l'année N. La CRE considère que ce calcul surestime le niveau des gains dans la mesure où ce taux ne reflète pas le nombre moyen de compteurs évolués posés en année N. Par conséquent, la CRE retient pour évaluer les gains de charges d'exploitation en année N le taux moyen de déploiement des compteurs évolués sur cette année, calculé comme la moyenne des taux prévisionnels au 31 décembre de l'année N - 1 et au 31 décembre de l'année N ;
- les gains générés en année N ont été évalués par le consultant en tenant compte du taux prévisionnel de déploiement des compteurs évolués au 31 décembre de l'année N. La CRE considère que les gains n'apparaitront qu'à l'occasion du basculement du compteur en mode « communicant ». Aussi, la CRE tient compte, pour l'évaluation des charges d'exploitation évitées, des taux de compteurs posés et communicants, et non des seuls compteurs posés.


Performance du système :
Les appréciations du consultant et d'EDF SEI quant aux niveaux de performance attendue du système divergent sur certains indicateurs. En particulier, les hypothèses initiales d'EDF SEI considéraient des taux de performance des compteurs évolués de 80 % à la fois pour la télérelève et pour les télé-opérations.
Considérant ces taux comme nettement sous-évalués par l'opérateur, le consultant a retenu dans son rapport final des taux de 94 % pour les télé-prestations réalisées le jour J et de 99 % pour les télé-relèves d'au moins un index par an, basés sur les niveaux de performance actuels atteints par le système Linky.
A la suite du rapport du consultant, EDF SEI a réévalué ces hypothèses. L'opérateur considère toutefois que, compte tenu des spécificités liées aux télécommunications dans les DOM et en Corse, les taux constatés pour Linky ne pourront être atteints sur ces territoires. Il estime ainsi que ces difficultés de télécommunications devraient conduire à retenir des taux cibles égaux à ceux de Linky dégradés de cinq points, à savoir :
89 % pour le taux de télé-prestations réalisées le jour J ;
94 % pour le taux de télé-relèves d'au moins un index par an.
La CRE partage les arguments d'EDF SEI et retient les taux détaillés ci-dessus.


3.2.2. VAN résultant du projet


En prenant en compte l'ensemble des ajustements détaillés au paragraphe 3.2.1, le déploiement généralisé d'un système de comptage évolué pour l'électricité dans les cinq territoires ciblés par EDF SEI présente un intérêt économique à long terme :


- au seul périmètre de l'activité distribution d'EDF SEI, le projet est déjà viable économiquement puisque la VAN est de + 43 M€ ;
- en prenant en compte les gains liés à la MDE, à la présence du client non requise lors des relèves et des interventions, ainsi qu'à la réduction des charges de service public, la VAN du projet s'établit à + 444 M€.



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Fig. 1 Coûts et bénéfices du projet en tenant compte des ajustements retenus par la CRE (M€2017)


4. Décision de la CRE concernant le cadre de régulation incitative
4.1. Mise en place d'un cadre de régulation incitative


La mise en œuvre du projet de comptage évolué, du fait de son caractère exceptionnel dans ses dimensions techniques, industrielles et financières, génère des risques différents de ceux habituellement rencontrés par EDF SEI dans la conduite de son activité traditionnelle. La CRE considère que EDF SEI doit être responsabilisé et incité à la bonne réussite du projet en termes de performances et de respect des coûts et des délais et qu'il devra, à ce titre, assumer les conséquences financières d'éventuelles dérives.
Dans ce contexte, la CRE applique au projet de comptage évolué d'EDF SEI un cadre de régulation incitative proche de ceux mis en œuvre pour Enedis et GRDF pour leurs projets de comptage évolué respectifs.
Cette régulation incitative comporte notamment une prime incitative de rémunération de 200 pbs assortie d'objectifs de respect de coûts, de délais et de performances du système. Cette prime est attribuée aux actifs de comptage (y compris les systèmes d'information) mis en service entre le 1er janvier 2018 et le 31 décembre 2024, sur la durée de vie de ces actifs et viendra s'ajouter à la rémunération de base du projet.
Le niveau de cette prime de rémunération a été évalué au regard de l'appréciation, par la CRE, du risque supporté par EDF SEI dans le cadre de ce projet. La CRE considère en effet que le niveau de risque technique de ce projet est plus faible que celui supporté par Enedis au moment du lancement du projet Linky, dans la mesure où EDF SEI s'appuie largement sur une solution technique déjà éprouvée par Enedis car très largement déployée en métropole. Afin d'assurer une cohérence avec le niveau de prime envisagé, les objectifs de régulation incitative détaillés ci-après sont adaptés à la situation d'EDF SEI, et en particulier aux contraintes spécifiques auxquelles l'opérateur doit faire face sur les territoires où il intervient.
Cette prime incitative est un élément du mécanisme global incitant EDF SEI à respecter les objectifs de ce projet dans toutes ses dimensions (coûts, calendrier de déploiement, performance).
En cas d'atteinte de ces objectifs, EDF SEI conservera l'intégralité de la prime de rémunération. En revanche, en cas de dérive de la performance sur un ou plusieurs de ces objectifs, la rémunération du projet sera réduite, potentiellement en-deçà du taux de rémunération de base du projet, dans une limite de - 100 pbs.
A l'inverse, une réduction des coûts unitaires d'investissement par rapport aux coûts unitaires de référence conduira à l'attribution d'un bonus supplémentaire égal à la prime incitative qu'aurait touchée EDF SEI si les coûts d'investissement évités avaient été dépensés. De cette façon, EDF SEI est incité à réaliser ce projet au meilleur coût pour la collectivité et les utilisateurs bénéficieront de la plus grande part des gains de productivité.
Pour mettre en œuvre ces incitations, un suivi régulier des projets tout au long de leur déploiement sera mis en place :


- suivi du respect du calendrier prévisionnel de déploiement du projet, avec des pénalités en cas de retard (cf. § 4.2) ;
- suivi des coûts unitaires d'investissement du système de comptage évolué, avec des pénalités (respectivement bonus) en cas de dérive (respectivement diminution) de ces coûts (cf. § 4.3) ;
- suivi de la performance du système en termes de qualité du service rendu, dès le début de la phase de déploiement, avec des incitations financières (bonus et pénalités) versées en fonction de l'atteinte ou non d'objectifs prédéfinis (cf. § 4.4).


En complément, une clause de rendez-vous sera mise en place. Elle permettra de prendre en compte les conséquences éventuelles de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires, de décisions juridictionnelles ou quasi-juridictionnelles ou d'événements exogènes imprévisibles pouvant avoir des effets significatifs sur l'équilibre économique du projet.
En synthèse, le mécanisme de régulation incitative défini pour le projet de comptage évolué d'EDF SEI est le suivant :



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Fig. 2 Schéma de principe du cadre de régulation incitative du projet de comptage évolué d'EDF SEI
Les charges de capital des actifs du projet de comptage couvriront par ailleurs l'amortissement de ces actifs.
Enfin, les charges d'exploitation relatives à l'activité de comptage feront l'objet d'un suivi particulier, notamment à l'occasion de la détermination du niveau de dotation dont bénéficiera EDF SEI au titre du FPE. Lors de chaque exercice pluriannuel de détermination de ce niveau de dotation, la CRE s'assurera que les trajectoires de charges d'exploitation présentées par EDF SEI sont cohérentes les trajectoires prévisionnelles de charges d'exploitation du système de comptage évolué et avec les trajectoires prévisionnelles de réduction de coûts retenues par la CRE à l'issu de l'étude technico-économique ad hoc.


4.2. Régulation incitative des délais de déploiement


La régulation incitative sur le respect du calendrier prévisionnel de déploiement du projet s'appliquera sur la période 2018-2024.
Comme pour Enedis, le suivi de la trajectoire des taux prévisionnels de déploiement de compteurs posés et communicants sera réalisé régulièrement pendant la période de déploiement. Une non-atteinte des taux de déploiement prévisionnels générera des pénalités selon les modalités suivantes :


- le taux de déploiement de compteurs posés et communicants est un taux cumulé ;
- le taux de déploiement réel sera égal au rapport entre le nombre de compteurs posés et communicants, d'une part, et le parc réel de compteurs, d'autre part. La prise en compte du parc réel de compteurs permettra de tenir compte de l'évolution du parc pendant la durée du déploiement.


Le suivi sera réalisé à partir du début du déploiement et jusqu'à l'atteinte du taux de déploiement cible, dans une limite de deux ans après la date de fin théorique du déploiement, aux dates suivantes :


- au 31 décembre 2020, 31 décembre 2022 et au 31 décembre 2024 ;
- puis au 31 décembre 2026, en cas de non atteinte du taux de déploiement cible au 31 décembre 2024.


A ces dates, le taux de déploiement réel est comparé au taux de déploiement prévisionnel.
Si le taux de déploiement réel est inférieur d'au moins 5,0 % au taux de déploiement théorique, l'écart entre ces deux taux, diminué de 5,0 %, est appliqué au nombre de compteurs du parc réel à cette même date afin de déterminer le nombre de compteurs non posés ou non communicants qui auraient dû l'être.
Ce seuil de 5,0 % permet de tenir compte des difficultés que pourrait rencontrer EDF SEI dans le respect du calendrier de déploiement en lien avec les spécificités des territoires sur lesquels il intervient et qui ne seraient pas de son fait.
La pénalité supportée par EDF SEI est alors égale au produit du nombre de compteurs non posés ou non communicants et d'une pénalité unitaire calculée comme le minimum entre le coût unitaire complet réel de l'ensemble des compteurs posés depuis le début du déploiement et le coût unitaire de référence.
Un retard en début de déploiement est pénalisé moins fortement qu'un retard en fin de déploiement afin de prendre en compte l'effet d'apprentissage de l'opérateur.
Les pénalités unitaires sont les suivantes :


Date de comparaison des taux
de déploiement réalisé et prévisionnel

Pénalité unitaire
(en % du coût unitaire complet)

31 décembre 2020

4,0 %

31 décembre 2022

8,0 %

31 décembre 2024

12,0 %

Le cas échéant, 31 décembre 2026

16,0 %


L'illustration du mécanisme d'incitation au respect du calendrier de déploiement industriel envisagé par la CRE à ce stade est la suivante :



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Fig. 3 Taux de déploiement cumulé et illustration du mécanisme de régulation incitative sur les délais
Les pénalités encourues seront reprises à EDF SEI à travers un poste ad hoc du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) de l'opérateur.
Les trajectoires prévisionnelles de taux de déploiement cumulés retenues par la CRE sont celles figurant dans le plan d'affaires d'EDF SEI, soit :


Date de comparaison des taux
de déploiement réalisé et prévisionnel

Cible du taux de déploiement
des compteurs évolués posés et communicants

31 décembre 2020

23,4 %

31 décembre 2022

56,5 %

31 décembre 2024

83,2 %


Ces trajectoires sont cohérentes avec un taux de déploiement de compteurs posés non-nécessairement communicants de 90,7 % à fin 2024.
Le cas échéant, le taux cible de déploiement des compteurs évolués posés et communicants au 31 décembre 2026 serait égal à 86,8 %.


4.3. Régulation incitative des coûts d'investissement de comptage


La régulation incitative des coûts unitaires d'investissement de comptage vise à inciter EDF SEI à réaliser les investissements liés au projet au meilleur coût pour la collectivité. Elle s'appliquera sur la période allant de 2018 à la fin réelle du déploiement. La fin réelle du déploiement s'entend comme l'atteinte du taux de déploiement cible, dans la limite de deux ans après la date de fin théorique du déploiement (i.e. 2026).
Les principes de la régulation incitative au respect des coûts prévisionnels des investissements de comptage seront identiques à ceux définis pour le projet Linky. Toutefois, compte tenu du niveau de la prime incitative de rémunération pour le projet d'EDF SEI, les paramètres associés à ce mécanisme sont adaptés :


- le montant des investissements en actifs de comptage et en SI mis en service pendant la période de déploiement sera comparé à un coût de référence ;
- comme pour Enedis, la dépense d'investissement de référence sera calculée à partir d'un coût complet de référence, augmenté des dépenses d'investissements prévisionnelles de SI. Le coût complet de référence sera égal :
- jusqu'en 2024 : au coût unitaire complet prévisionnel (compteurs, concentrateurs et autres coûts hors SI) des compteurs posés (non nécessairement communicants) pendant l'année, multiplié par le nombre de compteurs réellement posés, afin de prendre en compte l'évolution du parc pendant la durée du déploiement ;
- pour les années 2025 et 2026, en cas de non-atteinte du taux de déploiement cible en 2024 : au coût unitaire complet prévisionnel (intégrant le coût de tous les actifs de comptage) des compteurs posés (non nécessairement communicants) pendant la dernière année de la période théorique de déploiement (i.e. 2024), multiplié par le nombre de compteurs réellement posés ;


- cette comparaison serait effectuée aux mêmes dates que celles retenues pour la régulation incitative sur les délais de déploiement :
- au 31 décembre 2020 sur les années 2018 à 2020 ;
- au 31 décembre 2022 sur les années 2021 et 2022 ;
- au 31 décembre 2024 (sur les années 2023 et 2024) et, en cas de non atteinte du taux de déploiement cible à fin 2024, au 31 décembre 2026 (sur les années 2025 et 2026) ;


- à chaque date de calcul, le taux de performance (écart, en pourcentage, entre le montant réalisé et le montant de référence) retenu sera le taux de performance constaté depuis le début du déploiement à la date du calcul ;


- si le montant des investissements en actifs de comptage mis en service est supérieur au coût de référence :


- pour les dépenses d'investissement réalisées pendant la période théorique de déploiement, la part de la dépense d'investissement égale au coût de référence sera rémunérée au taux de rémunération de base tel que défini au paragraphe 5.1 et bénéficierait de la prime incitative pendant la durée de vie de ces actifs ;
- pour les dépenses d'investissement réalisées après la date de fin théorique de déploiement (soit le 31 décembre 2024), la part de la dépense d'investissement égale au coût de référence sera rémunérée au taux de rémunération de base en vigueur pendant la durée de vie de ces actifs ;
- quelle que soit la date de réalisation des dépenses d'investissement :
- la part des dépenses d'investissement comprise entre 100 % et 110 % du coût de référence sera rémunérée au taux de rémunération de base en vigueur pendant la durée de vie de ces actifs ;
- la part des dépenses d'investissement comprise entre 110 et 120 % du coût de référence sera rémunérée au coût de la dette en vigueur pendant la durée de vie de ces actifs ;
- la part des dépenses d'investissement supérieure à 120 % du coût de référence ne sera pas rémunérée pendant la durée de vie de ces actifs.


- si le montant des investissements en actifs de comptage mis en service est inférieur ou égal au coût de référence :
- pour les dépenses d'investissement réalisées pendant la période théorique de déploiement, la dépense réelle sera rémunérée au taux de rémunération de base en vigueur et bénéficiera de la prime incitative pendant la durée de vie de ces actifs. EDF SEI recevra par ailleurs un bonus correspondant à l'application de la prime incitative sur l'écart entre la dépense d'investissement réelle et le coût de référence pendant la durée de vie de ces actifs ;
- pour les dépenses d'investissement réalisées après la date de fin théorique de déploiement, la dépense réelle serait rémunérée au taux de rémunération de base en vigueur. En revanche, l'opérateur bénéficiera de l'application de la prime incitative sur l'écart entre la dépense d'investissement réelle et le coût de référence pendant la durée de vie de ces actifs.


Le schéma suivant illustre la régulation incitative des coûts unitaires d'investissement de comptage pour EDF SEI (pour un actif mis en service pendant la phase théorique de déploiement industriel) :



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Fig. 4 Principe du mécanisme de régulation incitative sur les coûts d'investissement
En pratique, les incitations seront calculées de la façon suivante :


- les actifs liés au projet de comptage évolué d'EDF SEI mis en service sur la période du 1er janvier 2018 au 31 décembre 2024 (y compris les systèmes d'information) bénéficient d'une prime de rémunération de 200 pbs. Cette prime s'applique sur la valeur nette comptable et sur la durée de vie de ces actifs ;
- chaque année, la base d'actifs régulés (BAR) réalisée au 1er janvier de l'année (6) est comparée à une BAR de référence ;
- la BAR de référence sera établie sur la base du nombre de compteurs effectivement en service, des coûts unitaires prévisionnels complets d'investissement de chaque année (compteurs, concentrateurs et autres coûts hors SI) et des coûts prévisionnels de SI. L'amortissement de la BAR de référence sera calculé au prorata de l'amortissement de la BAR réalisée ;
- si la BAR réalisée sera inférieure à la BAR de référence, un bonus de 200 pbs sur l'écart sera octroyé à EDF SEI ;
- si la BAR réalisée sera supérieure à la BAR de référence :
- pour les actifs bénéficiant de la prime, une pénalité de - 200 pbs sera appliquée à l'écart ;
- une pénalité supplémentaire égale à (taux de rémunération - coût de la dette) en vigueur au moment du calcul sera appliquée à la part de l'écart comprise entre 10 % et 20 % de la BAR de référence ;
- une pénalité supplémentaire égale à taux de rémunération en vigueur au moment du calcul sera appliquée à la part de l'écart supérieure à 20 % de la BAR de référence ;


- lors du dernier calcul, l'écart constaté entre la BAR réalisée et la BAR de référence sera utilisé pour fixer le montant des bonus/pénalités attribués sur la durée de vie restante de ces actifs.


Les bonus ou pénalités générés par ce mécanisme seraient pris en compte à travers un poste ad hoc du CRCP de l'opérateur.
La trajectoire de référence des coûts unitaires des actifs de comptage et des dépenses de SI est précisée dans une annexe confidentielle à ce document. Ces coûts se fondant en partie sur les résultats de l'appel d'offres conjoint entre Enedis et EDF SEI sur les matériels de comptage évolué, la CRE prendra une délibération ultérieure pour fixer définitivement les coûts unitaires de référence retenus.


4.4. Régulation incitative sur la performance du système de comptage évolué d'EDF SEI


Le niveau de qualité de service du système de comptage évolué d'EDF SEI est un élément essentiel, non seulement, pour l'amélioration du fonctionnement du système électrique, mais, également, pour la réalisation des gains relatifs aux interventions techniques et à la relève. Ces gains sont en effet directement proportionnels au niveau de performance du système de comptage. Un niveau de performance moindre qu'attendu aurait donc un impact significatif sur la valeur économique du projet de comptage évolué d'EDF SEI.
Le mécanisme de régulation incitative sur le respect des niveaux de performance attendue sera constitué de cinq indicateurs faisant l'objet d'un suivi et d'une incitation financière à compter du début du déploiement industriel, soit au 1er janvier 2018, en cas de non-atteinte ou de dépassement d'objectifs préalablement définis. Ces incitations financières donneront lieu à des pénalités ou des bonus versés respectivement aux utilisateurs et à EDF SEI, à travers un poste ad hoc du CRCP d'EDF SEI en vigueur au moment du calcul de l'incitation.
Ce mécanisme complète le mécanisme de suivi de la qualité de service d'EDF SEI défini par la CRE dans sa délibération n° 2018-070. Ainsi, à partir du démarrage du déploiement industriel, EDF SEI sera incité financièrement sur le périmètre des compteurs évolués, mais restera incité par ailleurs sur le périmètre des compteurs non communicants.
Les indicateurs donnant lieu à incitations financières envisagés sont les suivants :


- taux de télé-relevés journaliers réussis ;
- taux de publication des index réels mensuels ;
- taux de disponibilité du portail internet « clients » ;
- taux de compteurs évolués sans index télé-relevé au cours des deux derniers mois ;
- taux de télé-prestations réalisées le jour J demandé par le fournisseur.


Par ailleurs, afin de veiller à ce que le respect du calendrier de déploiement ne se fasse pas au détriment de la qualité de la pose, la CRE met un place une incitation financière sur le taux de ré-interventions à la suite de la pose d'un compteur évolué lors du déploiement.
Elle suivra également, sans incitation, les indicateurs suivants :


- le taux de réclamations liées au déploiement ;
- le nombre de réclamations liées au déploiement.


La CRE estime nécessaire de donner de la visibilité à EDF SEI sur le niveau de performance attendu lors du déploiement. En conséquence, la CRE définit la trajectoire d'objectifs et d'incitations financières pour les quatre premières années du déploiement massif, soit pour la période qui s'étend de 2018 à 2021. Par ailleurs, afin de tenir compte de l'effet d'apprentissage, les objectifs et les incitations financières seront renforcés d'une année à l'autre pendant ces quatre années. A cet effet, la CRE décide pour ces indicateurs de :


- fixer un unique objectif de référence en-dessous duquel l'opérateur paiera une pénalité et au-dessus duquel il percevrait un bonus. ;
- définir des niveaux d'incitations financières progressifs pour tenir compte du rythme de déploiement des compteurs évolués ;
- déterminer des valeurs « plancher » correspondant aux valeurs maximales du montant des pénalités financières. Ces valeurs sont fixées en s'assurant que celles-ci correspondent à des situations exceptionnelles qui justifient l'interruption du mécanisme de régulation incitative.


Au-delà de 2021, la CRE pourra faire évoluer ce mécanisme sur la base du retour d'expérience pour la période de 2018 à 2021.
La régulation incitative de la qualité de service se poursuivra au-delà de la fin de la phase de déploiement, de manière à s'assurer dans la durée du maintien voire de l'amélioration de la qualité du service rendu par les compteurs évolués.
La CRE décide également de suivre, sans incitation, les indicateurs suivants :


- nombre de points de connexion BT ≤ 36 kVA équipés d'un compteur ;
- nombre de points de connexion équipés d'un compteur évolué ;
- nombre de compteurs évolués déclarés communicants dans le SI ;
- délai moyen entre la pose d'un compteur et sa déclaration dans le SI ;
- taux de transmission quotidienne des données de consommation au fournisseur ;
- taux de compteurs sans index télé-relevés par plage de délais ;
- taux d'index estimés sur demandes de résiliation ;
- nombre de réclamations de clients finals ou du fournisseur liées aux données de consommation, par nature ;
- taux de réclamations de clients finals ou du fournisseur liées aux données de consommation.


La définition des indicateurs, ainsi que les objectifs et incitations financières associés, figurent en annexe du présent document.


4.5. Plafonnement global des incitations


La régulation incitative du projet de comptage évolué d'EDF SEI pourrait conduire, dans le cas d'une mauvaise performance de l'opérateur, à une rémunération du projet inférieure au taux de rémunération de base.
En cas de mauvaise performance, EDF SEI se verra appliquer une pénalité qui viendra diminuer la couverture normale de ses coûts. A l'inverse, en cas de bonne performance, EDF SEI recevra un bonus qui s'ajoutera à la couverture normale de ses coûts.
La présente délibération met en place un plafonnement global des incitations liées au respect des délais de déploiement, des coûts d'investissement et à la performance des systèmes de comptage évolué.
Dans ce mécanisme, le montant total des pénalités au titre de la régulation incitative du projet de comptage évolué ne pourra pas excéder 300 points de base de rémunération. Ainsi, sur la durée de vie du projet, la rémunération globale du projet ne pourra pas être inférieure au taux de rémunération de base diminué de 100 pbs.


4.6. Clause de rendez-vous


La présente délibération met en place une clause de rendez-vous qui permettra d'examiner les éventuelles conséquences de causes exogènes à EDF SEI ayant des effets significatifs sur l'équilibre économique ou sur le calendrier de déploiement du projet.
Les conséquences induites par ces causes exogènes ne seront prises en compte qu'au titre de la période postérieure à la mise en œuvre de cette clause de rendez-vous.
Cette clause de rendez-vous est activable dès l'entrée en vigueur de la présente délibération sur demande de l'opérateur ou à l'initiative de la CRE.


5. Décision de la CRE concernant la couverture des coûts du projet de comptage évolué


La délibération de la CRE n° 2018-070 fixe le niveau prévisionnel de dotation dont bénéficie EDF SEI au titre du FPE pour la période 2018-2021. Ce niveau de dotation, en complément des recettes d'acheminement perçues par EDF SEI, au titre de l'application du TURPE HTA-BT, est établi pour couvrir les charges de l'opérateur. Ces charges incluent les charges afférentes au projet de comptage évolué d'EDF SEI.
La méthode de détermination des charges de capital et des charges nettes d'exploitation en lien avec le projet de comptage évolué est présentée ci-après.


5.1. Méthode de détermination des charges de capital


Les actifs mis en service dans le cadre du projet de comptage évolué d'EDF SEI entre le 1er janvier 2018 et le 31 décembre 2024 (y compris les systèmes d'information) font l'objet d'un traitement spécifique et donc d'un calcul de charges de capital séparé.
Les charges de capital relatives aux autres actifs sont quant à elles calculées conformément à la méthodologie décrite par la délibération de la CRE en vigueur relative au niveau de dotation dont bénéficie EDF SEI au titre du FPE.
Par ailleurs, le remplacement par anticipation des compteurs existants par des compteurs numériques entraînera des coûts qui seront couverts par le TURPE.
Actifs mis en service dans le cadre du projet de comptage évolué d'EDF SEI entre le 1er janvier 2018 et le 31 décembre 2024
Le projet de comptage évolué représentant un montant d'investissement important (environ 270 M€ en cumulé sur la période 2018-2024) en comparaison des projets normalement menés par EDF SEI, la CRE retient une méthode de détermination des charges de capital liées au projet de comptage évolué qui incite l'opérateur à optimiser le couple quantité/coût de la dette.
Cette méthode permettra à EDF SEI de conserver les éventuels gains liés à cette optimisation. En contrepartie, EDF SEI supportera les éventuelles contreperformances, par exemple si le coût de la dette effectif est supérieur au coût de la dette cible envisagé par la CRE.
Pour ce faire, la méthode de rémunération est fondée sur l'application à la base d'actifs régulées du projet de comptage évolué d'un taux de rémunération calculé sur la base d'une quantité et d'un coût de la dette cibles.
La BAR du projet de comptage évolué d'EDF SEI correspond à la valeur nette comptable au 1er janvier de l'année des actifs mis en service dans le cadre du projet sur la période du 1er janvier 2018 au 31 décembre 2024 (y compris les systèmes d'information). Cette méthode de rémunération s'applique sur la durée de vie de ces actifs.
La CRE retient pour la période 2018-2021 un taux de rémunération de 5,8 % (nominal, avant impôt). Ce taux est fondé sur un taux d'endettement financier normatif de 60 % et sur les niveaux des paramètres financiers et des paramètres relatifs à la fiscalité retenus dans la délibération de la CRE n° 2018-070 :


Paramètres financiers et paramètres relatifs à la fiscalité

Taux sans risque nominal

2,7 %

Prime de dette

0,6 %

Bêta de l'actif

0,345

Prime de risque de marché

5,0%

Déductibilité fiscale des charges financières nettes

75 %

Taux d'impôt sur les sociétés (IS)

30,69 %


Ce taux pourra être revu à l'occasion de chaque nouvelle période d'encadrement pluriannuel prévue pour la définition du niveau de dotation bénéficiant à EDF SEI au titre du FPE.
En complément de la rémunération, les charges de capital incluent les dotations nettes aux amortissements relatives à la BAR du projet de comptage évolué.
L'ensemble des passifs de concession relatifs aux actifs liés au projet de comptage évolué ainsi que les dotations nettes aux provisions pour renouvellement sont traités dans le cadre de la méthodologie décrite dans la délibération de la CRE en vigueur relative au niveau de dotation dont bénéficie EDF SEI au titre du FPE.
Autres actifs :
Les charges de capital relatives aux autres actifs sont déterminées selon la méthodologie décrite par la délibération de la CRE en vigueur relative au niveau de dotation dont bénéficie EDF SEI au titre du FPE.
Ces actifs comprennent :


- les actifs mis en service dans le cadre du projet de comptage évolué jusqu'au 31 décembre 2017 ainsi qu'à compter du 1er janvier 2025 ;
- les compteurs électromécaniques et électroniques classiques (y compris ceux mis en service à compter du 1er janvier 2018).


Prise en compte pour la détermination des niveaux de dotation au titre du FPE de la dépose anticipée des compteurs existants
Le remplacement par anticipation des compteurs existants par des compteurs évolués entraînera des coûts dans la mesure où les compteurs existants ne seront pas tous entièrement amortis lors de leur remplacement.
Pour cela, la CRE aligne le traitement de ces coûts sur le traitement comptable retenu par EDF SEI.


5.2. Méthode de détermination des charges d'exploitation


Les charges d'exploitation modifiées par le système de comptage évolué d'EDF SEI feront l'objet d'un suivi particulier, notamment à l'occasion de l'élaboration du niveau de dotation dont bénéficiera EDF SEI au titre du FPE.
Lors de chaque exercice pluriannuel, la CRE s'assurera que les trajectoires de charges d'exploitation présentées par EDF SEI seront cohérentes avec les trajectoires prévisionnelles de réduction de coûts et les trajectoires prévisionnelles de charges d'exploitation du système de comptage évolué retenues à la suite de l'étude technico-économique menée par la CRE.


5.3. Impact sur le niveau de dotation au titre du FPE pour la période 2018-2021
5.3.1. Charges nettes d'exploitation


Les charges nettes d'exploitation à prendre en compte au titre des années 2018 à 2021 sont les suivantes :


Charges nettes d'exploitation
(en M€ courants)

2018

2019

2020

2021

Moyenne 2018-2021

Charges d'exploitation additionnelles - Total hors VNC des immobilisations démolies

17,5

12,7

11,5

9,7

12,9

dont charges supplémentaires

17,3

12,6

12,0

12,4

13,5

dont charges évitées

- 0,3

- 0,2

0,6

2,7

0,7


L'évolution des charges négative en 2018 et 2019 s'explique notamment par la désoptimisation de la relève à pied et des petites interventions qui n'est pas entièrement contrebalancée par l'apparition de gains sur ces années.
Ces charges prennent en compte, pour l'année 2018, les charges nettes d'exploitation comptabilisées par EDF SEI au titre des années 2014 à 2017 en lien avec leur projet de comptage évolué, pour un montant cumulé de 5,3 M€.


5.3.2. Valeur nette comptable des immobilisations démolies


Le projet de comptage évolué d'EDF SEI entraînera une augmentation de la valeur nette comptable des immobilisations démolies, en lien avec le remplacement anticipé de compteurs. Les estimations de la valeur nette comptable des immobilisations démolies en lien avec le projet de comptage évolué sont les suivantes :


En M€ courants

2018

2019

2020

2021

Moyenne 2018-2021

Valeurs nettes comptables des immobilisations démolies

0,0

0,2

1,0

2,3

0,9


5.3.3. Charges de capital


Les charges de capital additionnelles à prendre en compte, en lien avec le projet de comptage évolué d'EDF SEI, comprennent :


- les charges de capital liées aux actifs affectables au projet de comptage évolué (compteurs numériques, concentrateurs, systèmes d'information) ;
- les charges de capital évitées.


Les trajectoires prévisionnelles de dépenses d'investissements correspondantes est la suivante :


Dépenses d'investissements
(en M€ courants)

2018

2019

2020

2021

Moyenne 2018-2021

Dépenses d'investissements additionnelles

20,2

24,3

33,5

34,8

28,2

dont dépenses d'investissements supplémentaires

27,9

34,9

44,5

46,2

38,4

dont dépenses d'investissements évitées

7,7

10,6

11,0

11,4

10,2


Ainsi, la trajectoire prévisionnelle de la valeur nette comptable des actifs de comptage évolué est la suivante :


Valeur nette comptable des actifs de comptage évolué au 01.01.N
(en M€ courants)

2018

2019

2020

2021

Moyenne 2018-2021

Valeur nette comptable des actifs de comptage évolué

10,6

35,3

64,1

99,5

52,4


Les charges de capital correspondantes sont les suivantes :


Charges de capital
(en M€ courants)

2018

2019

2020

2021

Moyenne 2018-2021

Charges de capital additionnelles

3,6

7,3

11,2

15,9

9,5

dont charges de capital comptage évolué

4,0

8,7

14,0

20,0

11,7

dont charges de capital évitées

0,3

1,4

2,8

4,1

2,2


5.3.4. Niveau de charges additionnelles liées au projet de comptage évolué


La prise en compte du projet de comptage évolué d'EDF SEI et du cadre de régulation envisagé par la CRE conduit donc sur la période 2018-2021, aux niveaux de charges additionnelles suivants :


Charges additionnelles relatives au projet de comptage évolué
(en M€ courants)

2018

2019

2020

2021

Moyenne 2018-2021

Charges additionnelles

21,2

20,2

23,6

27,9

23,2

dont charges d'exploitation

17,5

12,7

11,5

9,7

12,9

dont valeur nette comptable des immobilisations démolies

0,0

0,2

1,0

2,3

0,9

dont charges de capital

3,6

7,3

11,2

15,9

9,5


Les charges de capital ainsi que la valeur nette comptable des immobilisations démolies seront prises en compte pour leur niveau réalisé à travers le mécanisme du CRCP présenté dans la délibération de la CRE n° 2018-070.
Les charges d'exploitation sont incitées à 100 %. Ainsi, les gains ou pertes qu'EDF SEI réalisera sur le périmètre de ces charges seront donc conservés ou supportés par l'opérateur.
La présente délibération sera publiée sur le site internet de la CRE au Journal officiel de la République française. Elle sera transmise au ministre d'Etat, ministre de la transition écologique et solidaire. Elle sera notifiée à EDF SEI.

  • Annexe


    ANNEXE 1
    INDICATEURS DE SUIVI DE LA PERFORMANCE DU SYSTÈME DE COMPTAGE ÉVOLUÉ D'EDF SEI


    Pour les indicateurs correspondants à des taux, la CRE demande à EDF SEI de lui transmettre dans ses envois le détail du calcul (numérateur et dénominateur).


    6.1. Qualité de la pose
    6.1.1. Indicateurs incités financièrement


    Taux de ré-interventions à la suite de la pose d'un compteur évolué lors du déploiement


    Calcul

    Numérateur : nombre de ré-interventions au cours de l'année
    Dénominateur : nombre de compteurs évolués posés au cours de l'année
    Fréquence de calcul : mensuelle
    Fréquence de calcul des incitations : annuelle

    Périmètre

    Ensemble des utilisateurs pour lesquels la pose d'un compteur évolué a été effectuée

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018

    Objectifs

    Pour l'année 2018 : 3,5 % par an
    Pour l'année 2019 : 2,6 % par an
    Pour l'année 2020 : 1,8 % par an
    Pour l'année 2021 : 0,9 % par an

    Incitations

    Pour le calcul des incitations, le taux est arrondi au dixième de point
    Les pénalités sont de (1,5 € x 1 % x V) par point au-dessus de l'objectif de référence où V correspond à la somme des compteurs évolués posés au cours de l'année
    Les bonus sont de (1,5 € x 1 % x V) par point en-dessous de l'objectif de référence où V correspond à la somme des compteurs évolués posés au cours de l'année
    Les valeurs plancher des incitations sont les suivantes :
    - pour 2018 : - 17 000 €
    - pour 2019 : - 28 000 €
    - pour 2020 : - 33 000 €
    - pour 2021 : - 34 000 €
    Le versement se fait au travers du CRCP


    6.1.2. Indicateurs de suivi


    Taux de réclamations liées au déploiement


    Calcul

    Numérateur : nombre de réclamations liées au déploiement des compteurs évolués (rendez-vous non tenus, chauffe-eau non raccordé, etc.) ouvertes depuis le début de l'année N
    Dénominateur : nombre de compteurs évolués posés depuis le début de l'année N
    Fréquence de calcul : mensuelle

    Périmètre

    Ensemble des utilisateurs pour lesquels la pose d'un compteur évolué était programmée ou a été effectuée

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018


    Nombre de réclamations liées au déploiement


    Calcul

    Nombre de réclamations liées au déploiement des compteurs évolués (rendez-vous non tenus, chauffe-eau non raccordé, etc.) ouvertes dans le mois M
    Fréquence de calcul : mensuelle

    Périmètre

    Ensemble des utilisateurs pour lesquels la pose d'un compteur évolué était programmée ou a été effectuée

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018


    6.2. Performance du système de comptage évolué
    6.2.1. Indicateurs incités financièrement


    Taux de télé-relevés journaliers réussis


    Calcul

    Numérateur : nombre de télé-relevés des index réussis dans la journée le jour J
    Dénominateur : nombre de compteurs évolués déclarés communicants
    Fréquence de calcul : mensuelle
    Fréquence de calcul des incitations : annuelle

    Périmètre

    Compteurs évolués déclarés communicants
    Hors jours de montée de version SI

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018

    Objectifs

    Pour les années 2018 et 2019 : 88 % par an
    Pour les années 2020 et 2021 : 90 % par an

    Incitations

    Pour le calcul des incitations, le taux est arrondi au dixième de point
    Les pénalités sont de (4,5 € x 1 % x V) par point en-dessous de l'objectif de référence où V correspond à un douzième de la somme des compteurs évolués déclarés communicants à la fin de chaque mois de l'année
    Les bonus sont de (4,5 € x 1 % x V) par point au-dessus de l'objectif de référence où V correspond à un douzième de la somme des compteurs évolués déclarés communicants à la fin de chaque mois de l'année
    Les valeurs plancher des incitations sont les suivantes :
    - pour 2018 : - 44 000 €
    - pour 2019 : - 145 000 €
    - pour 2020 : - 282 000 €
    - pour 2021 : - 432 000 €
    Le versement se fait au travers du CRCP


    Taux de publication des index réels mensuels


    Calcul

    Numérateur : nombre de séries d'index réels (i.e. télé-relevé jusqu'à J - 5.) publiées mensuellement
    Dénominateur : nombre de séries d'index réels à publier mensuellement
    Fréquence de calcul : mensuelle
    Fréquence de calcul des incitations : annuelle

    Périmètre

    Compteurs évolués déclarés communicants

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018

    Objectifs

    Pour les années 2018 et 2019 : 91 % par an
    Pour les années 2020 et 2021 : 95 % par an

    Incitations

    Pour le calcul des incitations, le taux est arrondi au dixième de point
    Les pénalités sont de (4,5 € x 1 % x V) par point en-dessous de l'objectif de référence où V correspond à un douzième de la somme des compteurs évolués déclarés communicants à la fin de chaque mois de l'année
    Les bonus sont de (4,5 € x 1 % x V) par point au-dessus de l'objectif de référence où V correspond à un douzième de la somme des compteurs évolués déclarés communicants à la fin de chaque mois de l'année
    Les valeurs plancher des incitations sont les suivantes :
    - pour 2018 : - 44 000 €
    - pour 2019 : - 145 000 €
    - pour 2020 : - 282 000 €
    - pour 2021 : - 432 000 €
    Le versement se fait au travers du CRCP


    Taux de disponibilité du portail internet « clients »


    Calcul

    Numérateur : nombre d'heures de disponibilité du portail internet « clients » durant la semaine S
    Dénominateur : nombre d'heures d'ouverture du portail internet « clients » durant la semaine S
    Fréquence de calcul : hebdomadaire
    Fréquence de calcul des incitations : annuelle

    Périmètre

    Hors indisponibilités programmées et événements exceptionnels

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2019

    Objectifs

    Pour 2019 : 97 % par an
    Pour les années 2020 et 2021 : 98 % par an

    Incitations

    Pour le calcul des incitations, le taux moyen annuel est arrondi au dixième de point
    Les pénalités sont de 23 000 € par année calendaire et par point en-dessous de l'objectif de référence
    Les bonus sont de 23 000 € par année calendaire et par point au-dessus de l'objectif de référence
    La valeur plancher annuelle des incitations pour la période 2019-2021 est de - 345 000 €
    Le versement se fait au travers du CRCP


    Taux de compteurs communicants sans index télé-relevé au cours des deux derniers mois


    Calcul

    Numérateur : nombre de compteurs communicants sans index télé-relevé au cours des deux derniers mois
    Dénominateur : nombre de compteurs évolués déclarés communicants
    Fréquence de calcul : mensuelle
    Fréquence de calcul des incitations : annuelle

    Périmètre

    Compteurs évolués déclarés communicants

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018

    Objectifs

    Pour les années 2018 à 2021 : 1,5 % par an

    Incitations

    Pour le calcul des incitations, le taux est arrondi au dixième de point
    Les pénalités sont de (4,5 € x 1 % x V) par point au-dessus de l'objectif de référence où V correspond à un douzième de la somme des compteurs évolués déclarés communicants à la fin de chaque mois de l'année
    Les bonus sont de (4,5 € x 1 % x V) par point en-dessous de l'objectif de référence où V correspond à un douzième de la somme des compteurs évolués déclarés communicants à la fin de chaque mois de l'année
    Les valeurs plancher des incitations sont les suivantes :
    - pour 2018 : - 29 000 €
    - pour 2019 : - 96 000 €
    - pour 2020 : - 188 000 €
    - pour 2021 : - 288 000 €
    Le versement se fait au travers du CRCP


    Taux de télé-prestations réalisées le jour J demandé par le fournisseur


    Calcul

    Numérateur : nombre de prestations télé-opérables réalisées le jour J demandé par le fournisseur
    Dénominateur : nombre de prestations télé-opérables demandés par le fournisseur le jour J
    Fréquence de calcul : mensuelle
    Fréquence de calcul des incitations : annuelle

    Périmètre

    Compteurs évolués déclarés communicants

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018

    Objectifs

    Pour les années 2018 et 2019 : 87 % par an
    Pour les années 2020 et 2021 : 89 % par an

    Incitations

    Pour le calcul des incitations, le taux est arrondi au dixième de point
    Les pénalités sont de (33 € x 1 % x V) par point en-dessous de l'objectif de référence où V correspond à un douzième de la somme des compteurs évolués déclarés communicants à la fin de chaque mois de l'année
    Les bonus sont de (33 € x 1 % x V) par point au-dessus de l'objectif de référence où V correspond à un douzième de la somme des compteurs évolués déclarés communicants à la fin de chaque mois de l'année
    Les valeurs plancher des incitations sont les suivantes :
    - pour 2018 : - 323 000 €
    - pour 2019 : - 1 060 000 €
    - pour 2020 : - 2 064 000 €
    - pour 2021 : - 3 165 000 €
    Le versement se fait au travers du CRCP


    6.2.2. Indicateurs de suivi


    Nombre de points de connexion BT ≤ 36 kVA équipés d'un compteur


    Calcul

    Nombre de points de connexion équipés d'un compteur (électromécanique, électronique classique ou évolués) actifs ou inactifs depuis moins de six mois
    Fréquence de calcul : mensuelle

    Périmètre

    Points de connexion BT ≤ 36 kVA

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018


    Nombre de points de connexion équipés d'un compteur évolué


    Calcul

    Nombre de points de connexion équipés d'un compteur évolué
    Fréquence de calcul : mensuelle

    Périmètre

    Points de connexion BT ≤ 36 kVA

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018


    Nombre de compteurs évolués déclarés communicants dans le SI


    Calcul

    Nombre de compteurs évolués déclarés communicants dans le SI
    Fréquence de calcul : mensuelle

    Périmètre

    Points de connexion BT ≤ 36 kVA

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018


    Délai moyen entre la pose d'un compteur et sa déclaration dans le SI


    Calcul

    Numérateur : somme des délais (en jours) entre la pose des compteurs évolués et leur déclaration dans le SI
    Dénominateur : nombre de compteurs évolués déclarés communicants dans le SI
    Fréquence de calcul : mensuelle

    Périmètre

    Compteurs évolués déclarés communicants dans le SI

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018


    Taux de transmission quotidienne des données de consommation au fournisseur


    Calcul

    Numérateur : nombre de séries de données de consommation (index ou courbe de mesures) publiées par le SI dans le mois
    Dénominateur : nombre de séries de données de consommation à publier dans le mois
    Fréquence de calcul : mensuelle

    Périmètre

    Compteurs évolués déclarés communicants dans le SI

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018


    Taux de compteurs sans index télé-relevés par plage de délais


    Calcul

    Numérateur : nombre de compteurs évolués sans index télé-relevé depuis un délai :
    - de moins d'un mois
    - compris entre 1 et 2 mois, 2 et 3 mois, 3 et 4 mois, 4 et 5 mois, 5 et 6 mois
    - de plus de 6 mois
    Dénominateur : nombre de compteurs évolués déclarés communicants dans le SI
    Fréquence de calcul : mensuelle

    Périmètre

    Compteurs évolués déclarés communicants dans le SI

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018


    Taux d'index estimés sur demandes de résiliation


    Calcul

    Numérateur : nombre d'index estimés sur demandes de résiliation
    Dénominateur : nombre de demandes de résiliation
    Fréquence de calcul : mensuelle

    Périmètre

    Compteurs évolués déclarés communicants dans le SI

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018


    Nombre de réclamations de clients finals ou du fournisseur liées aux données de consommation, par nature


    Calcul

    Nombre de réclamations liées aux données de consommation émises par des clients finals ou le fournisseur ouvertes dans le mois M par nature (total, qualité des données affichées, accès au portail, accès aux données, autres motifs)
    Fréquence de calcul : mensuelle

    Périmètre

    Ensemble des utilisateurs pour lesquels la pose d'un compteur évolué était programmée ou a été effectuée

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018


    Taux de réclamations de clients finals ou du fournisseur liées aux données de consommation


    Calcul

    Numérateur : nombre de réclamations liées aux données de consommations émises par des clients finals ou le fournisseur au déploiement des compteurs évolués (rendez-vous non tenus, chauffe-eau non raccordé, etc.) ouvertes depuis le début de l'année N
    Dénominateur : nombre de compteurs évolués posés depuis le début de l'année N
    Fréquence de calcul : mensuelle

    Périmètre

    Ensemble des utilisateurs pour lesquels la pose d'un compteur évolué était programmée ou a été effectuée

    Date de mise en œuvre

    1er janvier 2018


    7. ANNEXE 2
    TRAJECTOIRES DES COÛTS UNITAIRES COMPLETS DES ACTIFS DE COMPTAGE ET DES COUTS DE SI


    Cette annexe est confidentielle.


Délibéré à Paris, le 22 mars 2018.


Pour la Commission de régulation de l'énergie :

Le président,

J.-F. Carenco

(1) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 17 novembre 2016 portant décision sur les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dans les domaines de tension HTA et BT. (2) Cf. délibération du 22 mars 2018 n° 2018-070 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, ainsi qu'au cadre de régulation associé. (3) La pose en massif correspond à un déploiement concentré et programmé dans une zone géographique donnée. (4) La pose en diffus concerne principalement le remplacement des compteurs lors d'un dépannage ainsi que les nouveaux branchements. Les « seconds passages » nécessaires pour saturer une zone qui n'aurait pas pu l'être initialement relèvent également de la pose en diffus. (5) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 17 juillet 2014 portant décision sur le cadre de régulation incitative du système de comptage évolué d'ERDF dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA. (6) Valeur nette comptable au 1er janvier de l'année N des actifs mis en service dans le cadre du projet de comptage évolué d'EDF SEI (y compris les systèmes d'information) entre le 1er janvier 2018 et le 31 décembre de l'année N - 1 (dans la limite de l'année d'atteinte du taux cible de déploiement et de deux ans après l'année de fin théorique du déploiement massif, soit 2026).