ANNEXE 1
CALCUL DU REVENU AUTORISÉ DÉFINITIF D'EDF SEI AU TITRE DE L'ANNÉE 2021

Le tableau ci-après présente le revenu autorisé définitif pour les postes de charges, de recettes et les incitations financières au titre de l'année 2021. Il indique également, pour information, le montant prévisionnel pris en compte dans la délibération du 22 mars 2018 et l'écart entre le revenu autorisé définitif et ce montant prévisionnel.
La convention de signe de ce tableau est la suivante : un montant positif représente un montant à couvrir par la dotation, tel qu'une charge ou un bonus pour EDF SEI ; un montant négatif représente un montant venant réduire les charges couvertes par la dotation au titre du CRCP, tel qu'un produit ou une pénalité pour EDF SEI.

(*) Valeur inférieure à 0,1 M€

Postes de charges pris en compte pour le calcul définitif du revenu autorisé au titre de l'année 2021

a) Charges nettes d'exploitation (CNE) incitées (hors catastrophes naturelles)
Le montant pris en compte dans le calcul définitif du revenu autorisé pour l'année 2021 est égal à 254,4 M€, soit la valeur de référence définie dans la délibération du 22 mars 2018, 259,8 M€ (valeur de 267,2 M€ à laquelle on soustrait le montant forfaitaire des charges liées aux catastrophes naturelles de 7,4 M€), ajustée de la différence entre l'inflation prévisionnelle et l'inflation réalisée entre l'année 2016 et l'année 2020 (respectivement 1,059 et 1,038).
b) Charges relatives aux catastrophes naturelles
Le montant supporté par EDF SEI au titre de l'année 2021 pour les catastrophes naturelles est estimé à 0,1 M€ inférieur au seuil de 11,1 M€ au-dessus duquel les montants sont pris en compte au CRCP. Ainsi n'est pris en compte pour le revenu autorisé définitif de l'année 2021 que la couverture forfaitaire de 7,4 M€.
c) Charges de capital totales
Les charges de capital totales d'EDF SEI s'élèvent à 270,7 M€ et sont inférieures de 2,7 M€ à la valeur prévisionnelle prévue dans la délibération du 22 mars 2018.
d) Valeur nette comptable des immobilisations démolies
La valeur nette comptable des immobilisations démolies s'élève en 2021 à 4,2 M€ et est supérieure aux 4,1 M€ prévus dans la délibération du 22 mars 2018.
e) Charges liées à la compensation des pertes
Le volume de pertes d'EDF SEI s'établit en 2021 à 1 069 GWh, pour un total d'énergie injectée de 9 969 GWh, soit un taux de perte de 10,8 %. Le poste d'achat des pertes a représenté sur 2021 une charge de 85,5 M€ supérieure de 10,7 M€ au montant prévisionnel. L'écart s'explique notamment par un coût unitaire des pertes plus élevé que prévu.
f) Charges relatives aux impayés correspondant au paiement du TURPE
Les charges relatives aux impayés du TURPE représentent en 2021 une charge de 2,8 M€ égale à la valeur prévisionnelle.
g) Charges relatives aux redevances de concession
Les charges relatives aux redevances de concession s'élèvent, pour l'année 2021, à 5,3 M€ et sont inférieures de - 1 M€ à la valeur prévisionnelle.
h) Charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs par EDF SEI pour la gestion des clients en contrat unique
Les charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique s'élèvent à 8,1 M€ pour l'année 2021, soit un écart de 8,1 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération du 22 mars 2018 (0 M€). Ces versements sont compensés par des recettes perçues par EDF SEI au travers d'un paramètre Rf ajouté à la composante de gestion facturée par EDF SEI. Ainsi, seuls les écarts résiduels entre la rémunération moyenne des fournisseurs versée par EDF SEI et l'augmentation moyenne de la composante de gestion seront compensés via le CRCP.
i) Montants retenus au titre du mécanisme de prise en compte des projets de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents
Aucun projet de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents n'a été porté à la connaissance de la CRE pour 2021, ce poste est donc nul.

Postes de recettes pris en compte pour le calcul définitif du revenu autorisé au titre de l'année 2021

a) Contributions des utilisateurs reçues au titre du raccordement
Les recettes perçues par EDF SEI au titre du raccordement s'élèvent à 39,6 M€ en 2021 et sont supérieures de 14,8 M€ à la valeur prévisionnelle. Cet écart s'explique notamment par l'augmentation des raccordements sur le marché d'affaire et pour les producteurs.
b) Ecart de recettes liées à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes
Aucune évolution imprévue du tarif des prestations annexes n'a été enregistrée en 2020, ainsi ce poste est nul au CRCP de 2021.

Incitations financières au titre de la régulation incitative au titre de l'année 2021

a) Régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué
Le montant à prendre en compte pour le calcul définitif du revenu autorisé est égal à la somme, pour l'année considérée, des incitations financières relatives au projet de comptage, telles que définies par la délibération de la CRE du 22 mars 2018 portant décision sur le cadre de régulation du système de comptage évolué d'EDF SEI dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA.
Pour l'année 2021, seuls les éléments relatifs à la régulation incitative sur la performance du système de comptage évolué d'EDF SEI sont à prendre en compte
La régulation incitative sur la performance du système de comptage évolué d'EDF SEI a généré un bonus global de 441 k€, dont :

- 1 k€ pour la qualité de la pose ;
- 440 k€ pour la performance du système de comptage. Les principaux indicateurs expliquant ce résultat sont :
- le taux de télé-relevés journaliers réussis : + 115 k€. La valeur de l'indicateur en 2021, 94,7 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 90 % pour l'année 2021 ;
- le taux de publication des index réels mensuels : + 61 k€. La valeur de l'indicateur en 2021, 97,5 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 95 % pour l'année 2021 ;
- le taux de disponibilité du portail internet « clients » : + 44 k€. La valeur de l'indicateur en 2021, 99,9 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 98 % pour l'année 2021 ;
- le taux de télé-prestations réalisées le jour J demandé par le fournisseur : + 215 k€. La valeur de l'indicateur en 2021, 90,2 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 89 % pour l'année 2021.

Ainsi le montant total à prendre en compte pour la régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué en 2021 est de 0,4 M€.
b) Régulation incitative de la continuité d'alimentation
Une régulation incitative de la continuité d'alimentation est mise en place pour EDF SEI. Cette régulation est constituée de trois indicateurs incités financièrement. Le montant retenu pour le calcul définitif du revenu autorisé d'EDF SEI est égal à la somme des incitations relatives à ces trois indicateurs dans la limite globale de +/- 3,5 M€.
Les indicateurs incités relatifs à la continuité d'alimentation d'EDF SEI en 2021 sont :

- la durée moyenne de coupure en BT (critère B) qui a généré un malus de - 3,1 M€ pour EDF SEI ;
- la durée moyenne de coupure en HTA (critère M) qui a généré un malus de - 3,6 M€ pour EDF SEI ;
- la fréquence moyenne de coupure en BT (critère F-BT) qui a généré un bonus de + 0,2 M€ pour EDF SEI.

Ainsi le montant total à prendre en compte pour la régulation incitative de la continuité d'alimentation en 2021 est de - 3,5 M€, ce montant correspond au plafond de la régulation incitative de la continuité d'alimentation.
Le détail du résultat de ces indicateurs est fourni en annexe 3.
c) Régulation incitative de la qualité de service
La régulation incitative de la qualité de service d'EDF SEI a généré un bonus global de 30 k€ sur l'année 2021, hors indicateurs relatifs aux compteurs évolués. Le détail des résultats, sur l'année 2021, des différents indicateurs incités financièrement ainsi que le bilan des incitations associées sur cette période figurent en annexe 2. Les principaux indicateurs expliquant ce résultat sont :

- le taux de compteurs avec au moins un relevé sur index réel dans l'année pour les consommateurs BT ≤ 36 kVA : - 139 k€, le résultat d'EDF SEI sur l'année 2021 de 94,5% est inférieur à l'objectif de 97% ;
- le taux de respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements : + 174 k€.
- pour le segment BT ≤ 36 kVA, la valeur de l'indicateur en 2021, 99,4%, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 90% ;
- pour le segment BT > 36 kVA, collectif BT et HTA, la valeur de l'indicateur en 2021, 92,2%, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 90%.

Dans l'ensemble, 2 indicateurs ont généré un bonus et 3 indicateurs un malus.
d) Régulation incitative des pertes
Le calcul du volume de pertes d'EDF SEI pour l'année 2020 avait été rendu non fiable par la diminution du nombre de relevés effectués par EDF SEI en 2020 à cause de la crise COVID. Ainsi la délibération N°2021-247 du 28 juillet 2021 avait établi que le calcul de la régulation incitative des pertes pour l'année 2020 serait effectuée à l'issue de l'année 2021.
Pour l'année 2020, le volume de référence fixé pour EDF SEI, calculé à partir des injections réelles 2020, du taux historique de perte de 10,9 % et du taux de compteur communicants déployés par EDF SEI, est de 1 029 GWh supérieur au volume de pertes réel d'EDF SEI pour 2020 de 1 026 GWh soit un taux de perte de 10,6 %. Pour l'année 2020 EDF SEI perçoit donc un bonus de 24 k€.
Pour l'année 2021, le volume de référence fixé pour EDF SEI, calculé à partir des injections réelles 2021, du taux historique de perte de 10,9 % et du taux de compteur communicants déployés par EDF SEI, est de 1 043 GWh inférieur au volume de pertes réel d'EDF SEI pour 2021 de 1 080 GWh soit un taux de perte de 10,8 %. Pour l'année 2021 EDF SEI supporte donc un malus de - 358 k€.
Ainsi, le montant à prendre pour le calcul du CRCP de l'année 2021 est de - 0,3 M€.

ANNEXE 2
BILAN DE LA RÉGULATION INCITATIVE DE LA QUALITÉ DE SERVICE D'EDF SEI POUR L'ANNÉE 2021

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

La délibération du 19 décembre 2019 (18) a modifié les objectifs de qualité de service pour les indicateurs :

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

NB : Un signe positif traduit un bonus versé à EDF SEI. Un signe négatif correspond à une pénalité.

Analyse de la qualité de service d'EDF SEI

En 2021, la performance d'EDF SEI sur les indicateurs de qualité de service lui permet d'obtenir un bonus global, mais la performance est contrastée, 3 indicateurs générant un malus et 2 indicateurs un bonus.
Sur l'indicateur mesurant le « taux de réponses aux réclamations dans les 15 jours calendaires », la performance de 90 % est la meilleure sur la période 2018-2021 mais est en dessous de l'objectif de 93 %. La performance d'EDF SEI est restée très stable sur l'ensemble de la période, variant entre 86 % et 90 %, mais les objectifs fixés à EDF SEI sont devenus plus exigeant. Le niveau de l'objectif de cet indicateur avait été augmenté en 2019 pour refléter la performance réelle d'EDF SEI. EDF SEI devra augmenter ses performances pour atteindre les objectifs fixés par la délibération du 20 janvier 2022, qui fixe le cadre de régulation pour la période 2022-2025.
Sur l'indicateur mesurant le « taux de compteurs avec au moins un relevé sur index réel dans l'année pour les consommateurs BT ≤ 36 kVA* » EDF SEI réalise sa meilleure performance depuis 2018 mais reste en dessous de l'objectif fixé. L'année 2021 voit une très forte augmentation sur cet indicateur à la suite d'une année 2020 durant laquelle le relevé avait été très perturbé par la crise COVID 19. Un effort significatif est nécessaire pour atteindre l'objectif 2022 qui sera encore au-dessus de l'objectif de l'année 2021.

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page

La performance d'EDF SEI sur les deux indicateurs de raccordement est excellente et permet de compenser la performance sur les indicateurs cités plus haut. En 2021, EDF SEI est au-dessus des objectifs fixés pour l'ensemble des catégories des deux indicateurs incités. EDF SEI devra porter un point d'attention particulier au « taux de respect de l'envoi de proposition de raccordement dans le délai de la procédure ou dans le délai demandé » pour les clients BT, la performance d'EDF SEI en 2021, 93 % est au-dessus de l'objectif fixé (90 %) mais constitue la moins bonne performance de la période 2018-2021. Sur l'ensemble des autres catégories la performance d'EDF SEI est en amélioration par rapport aux années précédentes.
Pour l'indicateur mesurant le « Taux de respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements » EDF SEI est parvenu à se maintenir au-dessus des objectifs fixés suite à l'augmentation des objectifs par la délibération du 19 décembre 2019. En cohérence avec la délibération TURPE 6, cet indicateur sera modifié pour la période 2022-2025, depuis le 1er janvier 2022 c'est le délai moyen de réalisation des raccordements qui fait l'objet d'une incitation avec notamment pour objectif un délai de 61 jours pour les raccordements des consommateurs BT.

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

La régulation incitative de la qualité de service du projet de comptage d'EDF SEI a commencé en 2018. En 2021, la performance d'EDF SEI est très bonne, EDF SEI perçoit des bonus sur l'ensemble des indicateurs incités.
La qualité de pose d'EDF est restée sur l'ensemble de la période stable et bonne, avec un taux de ré-intervention à la suite de la pose d'un compteur évolué variant entre 0,3 % et 0,4 %, bien en-dessous des objectifs fixés qui ont varié de 3,5 % à 0,9 %.
La chaîne communicante a bien fonctionné pendant la période 2018-2021, EDF SEI ayant toujours été au-dessus des objectifs fixés pour les « taux de télé-relevés journaliers réussis » et les « taux de publication des index réels mensuels », la performance a un peu baissé depuis l'année 2018 mais celle-ci constitue une situation particulière car très peu de compteur étaient communicant, depuis EDF SEI a réussi à maintenir une très bonne performance.
EDF SEI a aussi maintenu un taux de compteur non communicant très faible, après une année 2018 à 0,5 % le taux est monté à 1,3 % et c'est stabilisé à ce niveau qui est en dessous de l'objectif fixé de 1,5 %.

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Depuis 2018 EDF SEI a réussi à maintenir un « taux de télé-prestations réalisées le jour J demandé par le fournisseur » de l'ordre de 90 %, au-dessus des objectifs qui ont augmentés de 87 % en 2018 à 89 % en 2021.
EDF SEI devra maintenir ce bon niveau de performance pendant la période 2022-2025 qui verra la fin du déploiement en masse en 2024.

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

ANNEXE 3
BILAN DE LA RÉGULATION INCITATIVE DE LA CONTINUITÉ D'ALIMENTATION D'EDF SEI POUR L'ANNÉE 2021

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

(*) Plafond de la régulation incitative de la continuité d'alimentation.

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

Analyse de la continuité d'alimentation d'EDF SEI

En 2021, EDF SEI a été très au-dessus des objectifs fixés pour les deux indicateurs mesurant les durées moyennes de coupure, durée moyenne de coupure en BT (critère B) et durée moyenne de coupure en HTA (critère M). Ces deux indicateurs ont généré des malus très important, ce qui a entrainé l'atteinte du plafond de malus de 3,5 M€ par EDF SEI pour l'année 2021.

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L'année 2021 fait suite à une très bonne année 2020 qui avait vue EDF SEI battre les objectifs sur ces deux indicateurs. Pour l'indicateur de coupure en BT (critère B), la délibération du 19 décembre 2019 a modifié les objectifs et la méthode de calcul de l'indicateur « durée moyenne de coupure en BT (critère B) », ainsi la comparaison avec les années précédentes est difficile mais on peut observer une forte augmentation de la durée moyenne de coupure par rapport à l'année 2020. La durée moyenne de coupure en HTA de l'année 2021 est la moins bonne d'EDF SEI sur l'ensemble de la période 2018-2021 couverte par la dotation FPE du 22 mars 2018.
Cette mauvaise année s'explique notamment par des évènements climatiques importants mais non exceptionnels à la Réunion et en Corse qui ont généré un critère B supplémentaire d'environ 14 minutes et ont aussi impacté à la hausse le critère M ainsi que par des problématiques techniques qui ont impactés le réseau HTB à la Martinique et à la Réunion et ont généré un critère B supplémentaire de 20 minutes environ tout en impactant aussi le critère M.
Pour l'indicateur mesurant la fréquence moyenne de coupure en BT (critère F-BT), EDF SEI a poursuivi en 2021 la bonne performance observée sur l'ensemble de la période 2018-2021 avec une fréquence moyenne de coupure de 2,95 coupures pour un objectif de 5,59.
La délibération de la CRE du 20 janvier 2022, qui fixe le cadre de régulation pour la période 2022-2025, a reconduit les 3 indicateurs de continuité d'alimentation en maintenant les objectifs pour le critère B et le critère M et en abaissant l'objectif à 3,79 coupures/an pour le critère F-BT. Par ailleurs, la CRE conduira un audit des indicateurs de continuité d'alimentation sur le territoire d'EDF SEI pour s'assurer de la bonne adéquation des objectifs fixés avec les performances d'EDF SEI.

ANNEXE 4
CALCUL DU REVENU AUTORISE DEFINITIF D'EDM AU TITRE DE L'ANNEE 2021

Le tableau ci-après présente le revenu autorisé définitif pour les postes de charges, de recettes et les incitations financières au titre de l'année 2021. Il indique également, pour information, le montant prévisionnel pris en compte dans la délibération du 19 juillet 2018 et l'écart entre le revenu autorisé définitif et ce montant prévisionnel.
La convention de signe de ce tableau est la suivante : un montant positif représente un montant à couvrir par la dotation, tel qu'une charge ou un bonus pour EDM ; un montant négatif représente un montant venant réduire les charges couvertes par la dotation au titre du CRCP, tel qu'un produit ou une pénalité pour EDM.

Postes de charges pris en compte pour le calcul du revenu autorisé définitif au titre de l'année 2021

a) Charges nettes d'exploitation (CNE) incitées (hors catastrophes naturelles)
Le montant pris en compte dans le calcul du revenu autorisé définitif pour l'année 2021 est égal à 18 721 k€, soit la valeur de référence définie dans la délibération du 19 juillet 2018, 19 108 k€ (valeur de 19 208 k€ à laquelle on soustrait le montant forfaitaire des charges liées aux catastrophes naturelles de 100 k€), ajustée de la différence entre l'inflation prévisionnelle et l'inflation réalisée entre l'année 2016 et l'année 2020 (respectivement 1,059 et 1,038).
b) Charges de capital totales
Les charges de capital totales de EDM pour l'année 2021 sont de 13 502 k€, montant inférieur aux 20 575 k€ prévus. Cet écart s'explique un décalage des plans d'investissement d'EDM qui a entrainé un retard cumulé depuis le début de la période, notamment concernant un retard d'un an sur la mise en service de la ligne HTB Longoni-Sada et par le retard pris sur 3 grands chantiers d'EDM (-36,3 M€), l'enfouissement de ligne HTA à Mamoudzou, les liaisons électriques vers le sud de l'île et la mise en conformité des lignes aériennes.
c) Valeur nette comptable des immobilisations démolies
Aucune immobilisation démolie n'est comptabilisée dans le bilan de EDM pour l'année 2020. Ce poste de charge est donc nul.
d) Charges liées à la compensation des pertes
Le volume de pertes de EDM s'établit en 2021 à 37,7 GWh pour un total d'énergie injectée de 390,5 GWh soit un taux de pertes de 9,7 %. Le poste d'achat des pertes a représenté sur 2021 une charge de 2 561 k€ et est supérieur aux 2 185 k€ prévus. Cet écart s'explique principalement par une augmentation du prix d'achat des pertes par rapport aux prévisions de la délibération.
e) Charges relatives aux impayés correspondant au paiement du TURPE
Les charges relatives aux impayés du TURPE représentent en 2021 une charge de - 34 k€ pour EDM, inférieure à la charge prévisionnelle de 44 k€. Ce montant négatif s'explique par une opération de correction effectuée par EDM résultant de l'annulation des créances clients créditeurs résiliés depuis plus de 5 ans
f) Charges relatives aux redevances de concession
Les charges relatives aux redevances de concession s'élèvent à 223 k€ pour l'année 2021, supérieures à la valeur prévisionnelle de 218 k€.
g) Charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs par EDM pour la gestion des clients en contrat unique
Les charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique s'élèvent à 324 k€ pour l'année 2021. Ces versements sont compensés par des recettes perçues par EDM au travers d'un paramètre Rf ajouté à la composante de gestion facturée par EDM. Ainsi, seuls les écarts résiduels entre la rémunération moyenne des fournisseurs versée par EDM et l'augmentation moyenne de la composante de gestion seront compensés via le CRCP.
h) Charges relatives aux catastrophes naturelles
EDM n'a pas eu à supporter en 2021 de charges dues à des catastrophes naturelles, ainsi la charge de catastrophes naturelles est égale pour 2021 à la couverture forfaitaire de 100 k€.
i) Montants retenus au titre du mécanisme de prise en compte des projets de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents
Aucun projet de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents n'a été porté à la connaissance de la CRE pour 2021, ce poste est donc nul.

Postes de recettes pris en compte pour le calcul du revenu autorisé définitif au titre de l'année 2021

a) Contributions des utilisateurs reçues au titre du raccordement
Les recettes perçues par EDM au titre du raccordement s'élèvent à 596 k€ en 2021 et sont inférieures aux 1 066 k€ prévus. Cet écart s'explique notamment par une hausse globale du nombre de consommateurs moins importante que prévue notamment suite au retard pris dans la lutte contre la rétrocession.
b) Ecart de recettes liées à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes
Aucune évolution imprévue du tarif des prestations annexes n'a été enregistrée en 2021, ainsi ce poste est nul au CRCP de 2021.

Incitations financières au titre de la régulation incitative au titre de l'année 2021

a) Régulation incitative spécifique de la qualité de service
La régulation incitative de la qualité de service de EDM a généré un malus global de - 11 k€ sur l'année 2021. Le détail des résultats, sur l'année 2021, des différents indicateurs incités financièrement ainsi que le bilan des incitations associées sur cette période figurent en annexe 5 de cette délibération. Les principaux indicateurs expliquant ce résultat sont :

- le taux de réponse aux réclamations dans les 15 jours calendaires : + 5,7 k€. La valeur de l'indicateur en 2021, 91,7 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 83 % pour l'année 2021 ;
- le taux de compteurs avec au moins un relevé sur index réel dans l'année pour les consommateurs BT ≤ 36 kVA : - 10 k€. La valeur de l'indicateur en 2021, 85 %, est inférieure à l'objectif de référence fixé à 93 % pour l'année 2021.

L'indicateur mesurant le « taux de réponses aux réclamations dans les 15 jours calendaires » n'a pas pu être mesuré sur le deuxième semestre 2021, une problématique sur le système d'information d'EDM a rendu la collecte de l'indicateur non fiable. Le calcul de l'incitation pour cet indicateur est effectué sur le premier semestre de l'année 2021 uniquement. Sur le premier semestre de l'année 2021 le niveau d'EDM sur cet indicateur est de 91,7 % pour un objectif de 83 % et perçoit ainsi un bonus de 5,7 k€.
Dans l'ensemble, sur les 3 indicateurs incités 2 ont généré des malus et un a géré un bonus.
b) Régulation incitative des pertes
Pour l'année 2021 la régulation incitative des pertes a engendré pour EDM un malus de 50 k€. Cette régulation incitative a pour but d'inciter EDM sur le volume de perte acheté. Pour l'année 2021, le volume de référence fixé à EDM, calculé à partir des injections réelles 2021 et du taux historique de pertes de 8,6 %, est de 33,6 GWh alors que le volume de pertes réel de EDM pour l'année 2021 a été de 37,7 GWh, soit un taux de perte réel de 9,7 %.

ANNEXE 5
BILAN DE LA RÉGULATION INCITATIVE DE LA QUALITÉ DE SERVICE D'EDM POUR L'ANNÉE 2021

(*) Pénalité versée directement aux utilisateurs par EDM.
(**) Valeur de l'indicateur pour le premier semestre 2021.
(***) Indicateur plafonné à 10 k€.

ANNEXE 6
CALCUL DU REVENU AUTORISE DEFINITIF D'EEWF AU TITRE DE L'ANNEE 2021

Le tableau ci-après présente le revenu autorisé définitif pour les postes de charges, de recettes et les incitations financières au titre de l'année 2021. Il indique également, pour information, le montant prévisionnel pris en compte dans la délibération du 4 décembre 2019 et l'écart entre le revenu autorisé définitif et ce montant prévisionnel.
La convention de signe de ce tableau est la suivante : un montant positif représente un montant à couvrir par la dotation, tel qu'une charge ou un bonus pour EEWF ; un montant négatif représente un montant venant réduire les charges couvertes par la dotation au titre du CRCP, tel qu'un produit ou une pénalité pour EEWF.

Postes de charges pris en compte pour le calcul du revenu autorisé définitif au titre de l'année 2021

a) Charges nettes d'exploitation (CNE) incitées
Le montant pris en compte dans le calcul du revenu autorisé définitif pour l'année 2021 est égal à 3 031 k€, soit la valeur de référence définie dans la délibération du 4 décembre 2019, 3 078 k€, ajustée de la différence entre l'inflation prévisionnelle et l'inflation réalisée entre l'année 2018 et l'année 2020 (respectivement 1,027 et 1,011).
b) Charges de capital totales
Les charges de capital totales de EEWF pour l'année 2021 sont de 725 k€, montant supérieur aux 551 k€ prévus.
c) Valeur nette comptable des immobilisations démolies
Aucune immobilisation démolie n'est comptabilisée dans le bilan de EEWF pour l'année 2021. Ce poste de charge est donc nul.
d) Charges liées à la compensation des pertes
Le volume de pertes de EEWF s'établit en 2021 à 1 611 MWh pour un total d'énergie injectée de 23 477 MWh soit un taux de pertes de 6,9 %. Le poste d'achat des pertes a représenté sur 2021 une charge 116 k€ et est supérieur aux 58 k€ prévus. Cet écart s'explique par un coût des pertes supérieur aux prévisions.
e) Charges relatives aux impayés correspondant au paiement du TURPE
Les charges relatives aux impayés du TURPE représentent en 2021 une charge de 13 k€ à supporter pour EEWF, supérieure à la charge prévisionnelle de 5 k€.
f) Charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs par EEWF pour la gestion des clients en contrat unique
Les charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique s'élèvent à 30 k€ pour l'année 2021.

Postes de recettes pris en compte pour le calcul du revenu autorisé définitif au titre de l'année 2021

a) Contributions des utilisateurs reçues au titre du raccordement
Les recettes perçues par EEWF au titre du raccordement s'élèvent à 69 k€ en 2021 et sont supérieures aux 53 k€ prévus.
b) Ecart de recettes liées à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes
Aucune évolution imprévue du tarif des prestations annexes n'a été enregistrée en 2021, ainsi ce poste est nul au CRCP de 2021.

ANNEXE 7
CALCUL DU REVENU AUTORISE DÉFINITIF DE GÉRÉDIS AU TITRE DE L'ANNEE 2021

Le tableau ci-après présente le revenu autorisé définitif pour les postes de charges, de recettes et les incitations financières au titre de l'année 2021. Il indique également, pour information, le montant prévisionnel pris en compte dans la délibération du 19 juillet 2018 et l'écart entre le revenu autorisé définitif et ce montant prévisionnel.
La convention de signe de ce tableau est la suivante : un montant positif représente un montant à couvrir par la dotation, tel qu'une charge ou un bonus pour GÉRÉDIS ; un montant négatif représente un montant venant réduire les charges couvertes par la dotation au titre du CRCP, tel qu'un produit ou une pénalité pour GÉRÉDIS.

(*) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie n° 2019-241 du 14 novembre 2019 portant décision sur le cadre de régulation du système de comptage évolué de GÉRÉDIS dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA
(**) Valeur prévisionnelle issue de la délibération de la Commission de régulation de l'énergie n° 2019-241 du 14 novembre 2019 portant décision sur le cadre de régulation du système de comptage évolué de GÉRÉDIS dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA

Postes de charges pris en compte pour le calcul du revenu autorisé définitif au titre de l'année 2021

a) Charges nettes d'exploitation (CNE) incitées (y.c compris comptage évolué*)
Conformément au cadre en vigueur le montant pris en compte dans le calcul du revenu autorisé définitif pour l'année 2021 est la valeur de référence définie dans la délibération tarifaire du 19 juillet 2018 ajustée de la différence entre l'inflation prévisionnelle et l'inflation réalisée entre 2016 et l'année 2020. Pour l'année 2021 cette charge est donc de 25 443 k€ et est inférieure aux 25 967 k€ prévisionnels. Cet écart résulte de la différence entre l'inflation prévisionnelle et l'inflation réalisée entre l'année 2016 et l'année 2020 (respectivement 1,059 et 1,038).
A ce montant s'ajoutent les charges d'exploitation supplémentaires dues au titre du projet de comptage évolué de GÉRÉDIS, conformément aux modalités prévues dans la délibération de la CRE n° 2019-241 du 14 novembre 2019 portant décision sur le cadre de régulation du système de comptage évolué de GÉRÉDIS dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA. La valeur définitive retenue est égale à la valeur prévisionnelle présente dans la délibération du 14 novembre 2019 corrigée de l'inflation réalisée. Pour l'année 2021 cette charge est donc de 486 k€ et est inférieure aux 499 k€ prévisionnels. Cet écart résulte de la différence entre l'inflation prévisionnelle et l'inflation réalisée entre 2016 et l'année 2020 (respectivement 1,067 et 1,038).
Le montant retenu pour l'année 2021 est donc de 25 929 k€.
b) Charges de capital totales
Les charges de capital totales de GÉRÉDIS pour l'année 2021 de 40 595 k€ sont d'un montant inférieur aux 40 612 k€ prévus.
c) Charges d'accès au réseau public de transport
Le montant supporté par GÉRÉDIS pour la charge d'accès au réseau de transport public d'électricité s'élève à 16 028 k€ inférieur aux 15 568 k€ prévus dans la délibération.
d) Valeur nette comptable des immobilisations démolies
La valeur nette comptable des immobilisations démolies supportées par GÉRÉDIS s'élève, en 2020, à 308 k€.
e) Charges liées à la compensation des pertes
Le volume de pertes de GÉRÉDIS s'établit en 2021 à 125,7 GWh pour un total d'énergie injectée de 2 006,5 GWh soit un taux de perte de 6,3 %. Le poste d'achat des pertes a représenté sur 2021 une charge de 6 154 k€ supérieure aux 5 549 € prévus. Cet écart s'explique notamment par une évolution des volumes transités sur le réseau de GÉRÉDIS et des conditions financières d'approvisionnement de GÉRÉDIS.
f) Charges relatives aux impayés correspondant au paiement du TURPE
Les charges relatives aux impayés du TURPE représentent, en 2021, une charge de 206 k€ à supporter pour GÉRÉDIS, inférieure à la charge prévisionnelle de 337 k€. GÉRÉDIS avait supporté des charges pour impayé importantes lors des années utilisées pour établir la trajectoire, celle-ci s'en trouve surestimée.
g) Charges relatives aux redevances de concession
Les charges relatives aux redevances de concession s'élèvent à 4 288 k€ pour l'année 2021 et sont supérieures aux 3 529 k€ prévus. L'année 2017 a été utilisée comme référence pour établir cette prévision ; or, lors de l'année 2017 GÉRÉDIS avait bénéficié d'une régularisation en sa faveur amenant à une valeur de la charge inférieure aux années précédentes, cela a affecté la valeur prévisionnelle présente dans la délibération du 19 juillet 2018.
h) Charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs par GÉRÉDIS pour la gestion des clients en contrat unique
Les charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique s'élèvent à 1 177 k€ pour l'année 2021.
i) Montants retenus au titre du mécanisme de prise en compte des projets de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents
Aucun projet de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents n'a été porté à la connaissance de la CRE pour 2021, ce poste est donc nul.
j) Charges relatives au raccordement des postes sources au réseau public de transport
Aucune charge liée au raccordement de postes sources au réseau de transport n'a été supportée en 2021, ce poste est donc nul.

Postes de recettes pris en compte pour le calcul du revenu autorisé définitif au titre de l'année 2021

a) Contributions des utilisateurs reçues au titre du raccordement
Le montant à prendre en compte pour le calcul du CRCP de l'année 2021 est la somme des recettes perçues par GÉRÉDIS au titre du raccordement s'élèvent à 5 489 k€ en 2021, qui sont supérieures aux 4 359 k€ prévus et de la correction des montants liés au déplacement d'ouvrage, qui n'ont pas vocation à intégrer ce poste, pris en compte lors des années 2018 à 2020 soit - 267 k€.
Ainsi, le montant à prendre en compte pour le calcul du CRCP de l'année 2021 au titre des contributions des utilisateurs reçues au titre du raccordement est de 5 222 k€.
b) Ecart de recettes liées à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes
Aucune évolution imprévue du tarif des prestations annexes n'a été enregistrée en 2021, ainsi ce poste est nul au CRCP de 2021.

Incitations financières au titre de la régulation incitative au titre de l'année 2021

a) Régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué
Le montant à prendre en compte pour le calcul du revenu autorisé définitif est égal à la somme, pour l'année considérée, des incitations financières relatives au projet de comptage, telles que définies par la délibération de la CRE du 14 novembre 2019 portant décision sur le cadre de régulation du système de comptage évolué de GÉRÉDIS dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA.
Pour l'année 2021, les éléments à prendre en compte concernent la régulation incitative sur la performance du système de comptage évolué de GÉRÉDIS uniquement.
La régulation incitative sur la performance du système de comptage évolué de GÉRÉDIS a généré un bonus global de 13k€, dont notamment :

- le taux de disponibilité du portail internet « clients » : + 9 k€. La valeur de l'indicateur en 2021, 100 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 97 % pour l'année 2021 ;
- le taux de télé-prestations réalisées le jour J demandé par le fournisseur : + 2 k€. La valeur de l'indicateur en 2021, 93,3 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 92 % pour l'année 2021.

Le résultat des indicateurs est détaillé à l'annexe 8.
b) Régulation incitative de la continuité d'alimentation
GÉRÉDIS a versé au titre de l'année 2021 des indemnités pour coupures de plus de 5 heures pour un montant total de 42 k€, ce montant est inférieur aux 340 k€ au-dessus desquels les charges sont couvertes par le CRCP. Ainsi aucun versement n'est effectué au CRCP de 2020.
c) Régulation incitative de la qualité de service
La régulation incitative de la qualité de service de GÉRÉDIS a généré un bonus global de 19 k€ sur l'année 2021, hors indicateurs relatifs aux compteurs évolués. Le détail des résultats, sur l'année 2021, des différents indicateurs incités financièrement ainsi que le bilan des incitations associées sur cette période figurent en annexe 8. Les principaux indicateurs expliquant ce résultat sont :

- le taux de respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements : + 7 k€.
- pour le segment BT ≤ 36 kVA, la valeur de l'indicateur en 2021, 95,1 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 90 % et génère un bonus de 13 k€ ;
- pour le segment BT > 36 kVA, collectif BT et HTA, la valeur de l'indicateur en 2021, 85,3 %, est inférieure à l'objectif de référence fixé à 90 % et génère un malus de 6 k€ ;
- le taux de respect de l'envoi de proposition de raccordement dans le délai de la procédure ou dans le délai demandé : + 12,5 k€ qui correspond au plafond pour cet indicateur :
- pour le segment BT ≤ 36 kVA, la valeur de l'indicateur en 2021, 94,3 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 90 % et génère un bonus de 9 k€ ;
- pour le segment BT > 36 kVA, collectif BT et HTA, la valeur de l'indicateur en 2021, 95,1 %, est supérieure à l'objectif de référence fixé à 90 % et génère un bonus de 7 k€ ;

Dans l'ensemble, 3 indicateurs ont généré un bonus et 3 indicateurs un malus.
d) Régulation incitative des pertes
Pour l'année 2021 la régulation incitative des pertes a généré pour GÉRÉDIS un bonus de 46 k€. Cette régulation incitative a pour but d'inciter GÉRÉDIS sur le volume de pertes acheté. Pour 2021, le volume de référence fixé à GÉRÉDIS, calculé à partir des injections réelles 2021 et du taux historique de perte de 6,5 %, est de 130,4 GWh alors que le volume de perte réel de GÉRÉDIS pour 2021 a été de 125,7 GWh.

ANNEXE 8
BILAN DE LA RÉGULATION INCITATIVE DE LA QUALITÉ DE SERVICE DE GÉRÉDIS POUR L'ANNÉE 2021

Tableaux récapitulatifs de la régulation incitative de la qualité de service de Gérédis

NB : Un signe positif traduit un bonus versé à GÉRÉDIS. Un signe négatif correspond à une pénalité.

Analyse de la qualité de service de Gérédis en 2021

La régulation incitative de la qualité de service de Gérédis est constituée de 6 indicateurs incités financièrement. La performance de Gérédis est globalement bonne en 2021, avec la grande majorité des résultats des indicateurs au-dessus des objectifs de référence.
Par ailleurs, Gérédis a lancé sa phase de déploiement des compteurs évolués à partir du mois d'avril 2021. A ce titre, la CRE a réalisé les premiers calculs des indicateurs sur ce périmètre conformément à la délibération du 14 novembre 2019. Ainsi la régulation incitative sur la performance du système de comptage évolué de Gérédis est composée de 6 indicateurs incités financièrement.
Parmi l'ensemble de ces indicateurs, 9 donnent lieu, en 2021 à un bonus et 3 à un malus. Au global, Gérédis bénéficie d'un bonus de 32,2 k€ au titre de la régulation incitative de la qualité de service sur l'année 2021.
S'agissant de l'activité de relève, qui a été impactée en 2020 par la crise du COVID-19, la performance de Gérédis sur le taux de compteurs avec au moins un relevé sur index réel dans l'année sur le domaine de tension BT ≤ 36 kVA, retrouve en 2021 un niveau comparable à celui observé en 2018 et au-dessus de l'objectif fixé par la CRE (plus de 99 %).
Les performances de Gérédis relatives au traitement des réclamations, au raccordement ainsi qu'au projet de comptage évolué sont présentées ci-dessous.
Traitement des réclamations
Gérédis suit le taux de réponses aux réclamations dans les 15 jours calendaires ainsi que le nombre de réclamations traitées dans un délai supérieur à 30 jours calendaires (ce dernier ne pouvant donner lieu qu'à des malus). Au global, la performance de Gérédis sur cette thématique est proche des objectifs fixés par la CRE. Sur l'année 2021, Gérédis a reçu 481 réclamations, en hausse de 9 % par rapport à 2020 et de 20 % par rapport à 2019. Parmi ces réclamations, 92,3 % des réclamations ont été traitées dans les 15 jours calendaires (pour un objectif de référence de 93 %) et 8 d'entre elles ont été traitées dans un délai supérieur à 30 jours. Cette performance conduit Gérédis à percevoir un malus de 540 € en 2021 pour cet indicateur.

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page

Traitements des réclamations sur la période 2019-2021

Raccordement
Concernant le raccordement, Gérédis est incité financièrement sur le respect, d'une part, de l'envoi de la proposition de raccordement à l'utilisateur et, d'autre part, de la date convenue avec l'utilisateur de la mise à disposition du raccordement. Ces indicateurs sont rassemblés pour chacun sous deux catégories de raccordement : les consommateurs individuels BT ≤ 36 kVA d'une part, et les utilisateurs BT > 36 kVA, HTA ainsi que les installations collectives du réseau basse tension (collectif BT).
Concernant le taux de respect de la date convenue de la mise à disposition des raccordements, la CRE observe un maintien d'un haut niveau de performance s'agissant des affaires relatives aux consommateurs individuels BT ≤ 36 kVA (résultat proche de 95 % depuis 2018) ainsi que du respect de l'envoi de la proposition de raccordement dans les délais pour l'ensemble des segments. Toutefois, sur l'année 2021, la performance de Gérédis pour les affaires de raccordements réalisées pour les utilisateurs BT > 36 kVA, HTA est en dessous de l'objectif de référence 2021 (résultat de 85,3 % pour un objectif de 90 %) et se dégrade depuis 2018. Il convient de noter que pour ce segment, les volumes de raccordement ont augmenté de 15 % par rapport aux années 2018 et 2021. Cette performance permet à Gérédis de bénéficier d'un bonus de 19 k€.
Il convient de noter par ailleurs que sur la période FPE 2022-2025, la CRE a décidé de remplacer, en cohérence avec le cadre fixé pour Enedis, l'indicateur relatif au respect de la date convenue de la mise à disposition du raccordement uniquement sur le segment BT ≤ 36 kVA, par une incitation basée sur le délai moyen de réalisation des raccordements.
Projet de comptage évolué
Gérédis a débuté, depuis avril 2021, son projet de déploiement de compteurs évolués pour ses 160 000 clients sur le domaine de tension BT ≤ 36 kVA. A fin 2021, Gérédis a posé près de 17 500 compteurs évolués sur son territoire de desserte. A ce titre, dès la première année de déploiement, Gérédis est incité à garantir un haut niveau de performance de son système de comptage au travers une incitation financière associée à 6 indicateurs.
Les résultats de ce cadre de régulation incitative montrent qu'à ce stade, la performance du système de comptage de Gérédis en 2021 est au-dessus des objectifs fixés par la CRE. La CRE se félicite de cette performance sur un projet structurant pour le territoire du gestionnaire de réseau et encourage Gérédis à poursuivre cette tendance.