Participaient à la séance : Emmanuelle WARGON, présidente, Anthony CELLIER, Ivan FAUCHEUX et Lova RINEL, commissaires.
Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité dits « TURPE HTA-BT », s’appliquant aux utilisateurs raccordés aux réseaux de distribution en haute tension A (HTA) et en basse tension (BT), sont fixés par la délibération n° 2021-13 de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) du 21 janvier 2021 (1) (dits « TURPE 6 HTA-BT »). Le TURPE 6 HTA-BT est entré en vigueur le 1^er août 2021 pour une période d’environ quatre ans.
Le TURPE HTA-BT, qui est identique quel que soit le gestionnaire de réseaux de distribution (GRD) d’électricité, est déterminé à partir du niveau prévisionnel de charges supportées par Enedis, sous réserve que ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace, ainsi que des prévisions concernant le nombre de consommateurs raccordés aux réseaux exploités par Enedis, leur consommation et leur puissance souscrite.
Ce tarif ne permettant pas toujours la prise en compte des spécificités de certaines zones de desserte, le fonds de péréquation de l’électricité (FPE) a pour objet de compenser l’hétérogénéité des conditions d’exploitation de ces réseaux.
L’article L. 121-29 du code de l’énergie dispose qu'« [i]l est procédé à une péréquation des charges de distribution d’électricité en vue de répartir entre les gestionnaires de réseaux publics de distribution d’électricité les charges résultant de leur mission d’exploitation des réseaux publics mentionnée à l’article L. 121-4. »
Les articles R. 121-51 à R. 121-59 du code de l’énergie définissent la procédure applicable à la péréquation forfaitaire. L’évaluation des charges supportées par le GRD d’électricité est effectuée conformément à la formule normative de calcul définie à l’article R. 121-55 du code de l’énergie.
Dans l’hypothèse où ils estimeraient que cette formule normative de péréquation ne permettrait pas une prise en compte de la réalité des coûts d’exploitation engagés, l’article L. 121-29 du code de l’énergie introduit la possibilité pour les GRD d’électricité intervenant dans des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental « d’opter pour une péréquation de leurs coûts d’exploitation, établie à partir de l’analyse de leurs comptes et qui tient compte des particularités physiques de leurs réseaux ainsi que de leurs performances d’exploitation » et précise que « [l]a Commission de régulation de l’énergie procède à l’analyse des comptes pour déterminer les montants à percevoir » (2).
EDF SEI est le gestionnaire des réseaux de distribution dans les collectivités et territoires suivants : Corse, Martinique, Guadeloupe, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Guyane, La Réunion, Saint-Pierre-et-Miquelon ainsi que les îles bretonnes de Chausey, Sein, Molène et Ouessant. Il dessert environ 1,2 million de clients. Il a formalisé en mars 2017 son souhait de bénéficier du mécanisme de péréquation établie à partir de l’analyse de ses comptes pour la période 2018-2021. EDF SEI a renouvelé sa demande le 31 mars 2021 pour bénéficier du mécanisme de péréquation établie à partir de l’analyse de ses comptes pour la période 2022-2025.
Par la délibération n° 2022-19 du 20 janvier 2022 (3), la CRE a déterminé les niveaux annuels prévisionnels de dotation dont bénéficie EDF SEI sur la période 2022-2025 au titre de la péréquation des charges de distribution d’électricité, ainsi que le cadre de régulation applicable sur cette même période. Cette délibération a maintenu le mécanisme d’ajustement annuel du niveau de dotation via le mécanisme du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP).
Conformément à la délibération du 20 janvier 2022, la présente délibération fixe le niveau de dotation définitif au titre du FPE pour l’année 2025, en tenant compte du CRCP de l’année 2024 calculé selon les modalités applicables pour la période 2022-2025 définies par cette même délibération.

Sommaire

1. Cadre en vigueur pour l’évolution annuelle de la dotation d’EDF SEI au titre du FPE
2. Evolution du niveau de la dotation d’EDF SEI au titre du FPE pour l’année 2025
2.1. Solde du CRCP d’EDF SEI pour l’année 2024
2.1.1. Revenu autorisé définitif au titre de l’année 2024
2.1.2. Recettes perçues par EDF SEI au titre du TURPE pour l’année 2024
2.1.3. Dotation prévisionnelle prévue pour EDF SEI au titre du FPE pour l’année 2024
2.1.4. Solde du CRCP au 31 décembre 2024
2.2. Dotation définitive d’EDF SEI au titre du FPE pour l’année 2025
Décision de la CRE
Annexe 1. – Calcul du revenu autorisé définitif au titre de l’année 2024
Annexe 2. – Bilan de la régulation incitative de la qualité de service d’EDF SEI pour l’année 2024
Annexe 3. – Bilan de la régulation incitative de la continuité d’alimentation d’EDF SEI pour l’année 2024

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

La délibération du 20 janvier 2022 susmentionnée a fixé les niveaux prévisionnels pour les années 2022-2025.
Cette délibération prévoit que pour chaque année N à compter de 2022, la CRE définit le niveau de dotation définitif pour l’année N au titre du FPE qui est défini comme la somme :

- du niveau prévisionnel de dotation au titre de l’année N ;
- du solde du CRCP de l’année N – 1, calculé comme la différence entre :
- le revenu autorisé d’EDF SEI définitif au titre de l’année N – 1 ;
- les recettes effectivement perçues par EDF SEI.

Conformément à la délibération du 20 janvier 2022, la présente délibération fixe le niveau de dotation définitif au titre du FPE pour l’année 2025, en tenant compte du CRCP de l’année 2024.

2. Evolution du niveau de la dotation d’EDF SEI au titre du FPE pour l’année 2025
2.1. Solde du CRCP d’EDF SEI pour l’année 2024
2.1.1. Revenu autorisé définitif au titre de l’année 2024

Le revenu autorisé définitif pour EDF SEI au titre de l’année 2024 s’élève à 741,6 M€, et est supérieur de 115,2 M€ au montant prévisionnel pris en compte dans la délibération du 20 janvier 2022. Cet écart résulte notamment :

- de charges nettes d’exploitation incitées supérieures aux prévisions, expliquées par une inflation réalisée supérieure à l’inflation prévisionnelle (+ 22,7 M€) ;
- de charges de capital supérieures aux prévisions (+ 22,1 M€) ;
- des charges liées à la compensation des pertes supérieures aux prévisions (+ 49,4 M€) ;
- des contreparties perçues au titre des raccordements inférieures aux prévisions (- 16,1 M€) ;
- de la régulation incitative qui a généré pour EDF SEI, en 2024, un malus(- 2,5 M€), celui-ci se décompose comme :
- un bonus de 2,0 M€ pour la régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué ;
- un malus de 3,5 M€, limité par le plafond, pour la régulation incitative de la continuité d’alimentation, dont :
- un malus de 3,8 M€ pour l’indicateur de durée moyenne de coupure en BT (critère B) qui a été de 264,3 min en 2024 pour un objectif de 220,2 min ;
- un malus de 8,5 M€ pour l’indicateur de durée moyenne de coupure en HTA (critère M) qui a été de 242,3 min en 2024 pour un objectif de 166 min ;
- un malus de 0,5 M€ pour la régulation incitative de la qualité de service, dont :
- un malus de 0,5 M€ pour l’indicateur mesurant les « délais moyens de raccordement ».

Le détail de ce poste est présenté en annexe 2.
Les résultats d’EDF SEI sur l’indicateur mesurant les délais de réalisation des raccordements donnent des délais beaucoup plus longs que les objectifs fixés sur les installations de puissance supérieure à 36 kVA. D’autre part, les délais de raccordement des consommateurs BT ≤ 36 kVA se sont significativement améliorés pour atteindre 58,6 jours et sont proches de l’objectif fixé de 58 jours. Cependant, ces résultats ont de fortes disparités selon les territoires, avec certains délais significativement plus élevés, notamment en lien avec le traitement des stocks d’affaires longues. La CRE considère que les délais de raccordement sont une priorité pour les utilisateurs du réseau et doivent faire l’objet d’une attention particulière d’EDF SEI.
La CRE va engager des réflexions afin d’adapter le dispositif de régulation incitative pour renforcer les incitations à la réduction des délais.
Les montants et explications poste à poste sont détaillés en annexe 1.

2.1.2. Recettes perçues par EDF SEI au titre du TURPE pour l’année 2024

Les recettes tarifaires perçues par EDF SEI en 2024 s’élèvent à 486,3 M€, supérieures de 52,7 M€ au montant prévu dans la délibération du 20 janvier 2022. Cet écart est notamment est lié à une augmentation du TURPE plus importante que prévu.

2.1.3. Dotation prévisionnelle prévue pour EDF SEI au titre du FPE pour l’année 2024

La dotation prévisionnelle d’EDF SEI au titre du FPE pour l’année 2024 est de 192,8 M€, correspondant au montant défini dans la délibération du 20 janvier 2022.

2.1.4. Solde du CRCP au 31 décembre 2024

Le solde du CRCP d’EDF SEI au 31 décembre 2024 s’élève donc à 62,5 M€ et se décompose de la manière suivante :

2.2. Dotation définitive d’EDF SEI au titre du FPE pour l’année 2025

La dotation définitive d’EDF SEI au titre du FPE pour l’année 2025 est donc de 248,6 M€ et se décompose de la manière suivante :

Décision de la CRE

L’article L. 121-29 du code de l’énergie dispose qu'« [i]l est procédé à une péréquation des charges de distribution d’électricité en vue de répartir entre les gestionnaires de réseaux publics de distribution d’électricité les charges résultant de leur mission d’exploitation des réseaux publics mentionnée à l’article L. 121-4. »
Cet article introduit la possibilité pour les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) d’électricité intervenant dans des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental « d’opter pour une péréquation de leurs coûts d’exploitation, établie à partir de l’analyse de leurs comptes et qui tient compte des particularités physiques de leurs réseaux ainsi que de leurs performances d’exploitation. »
Ce même article dispose que dans ce cas, « la Commission de régulation de l’énergie procède à l’analyse des comptes pour déterminer les montants à percevoir ».
EDF SEI a formalisé en mars 2017 son souhait de bénéficier du mécanisme de péréquation établie à partir de l’analyse de ses comptes pour la période 2018-2021. EDF SEI a renouvelé, en mars 2021, son souhait de bénéficier du mécanisme de péréquation établie à partir de l’analyse de ses comptes pour la période 2022-2025.
Par la délibération n° 2022-19 du 20 janvier 2022, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a déterminé les niveaux annuels prévisionnels de la dotation dont bénéficie EDF SEI sur la période 2022-2025 au titre de la péréquation des charges de distribution d’électricité, ainsi que le cadre de régulation applicable sur ces mêmes périodes. Cette délibération prévoit un ajustement annuel du niveau de dotation.
Cette évolution annuelle vise, notamment, à prendre en compte les écarts entre les charges et les produits réellement constatés sur l’année précédente et les charges et les produits prévisionnels sur des postes peu prévisibles pris en compte pour définir la dotation d’EDF SEI et identifiés dans le mécanisme du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP).
En application des dispositions de la délibération de la CRE susmentionnée, la dotation définitive d’EDF SEI au titre du FPE pour l’année 2025 est fixée à 248,6 M€. Elle résulte de la somme :

- de la dotation prévisionnelle pour l’année 2025 de 186,1 M€ ;
- du solde du CRCP pour l’année 2024 de 62,5 M€.

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

ANNEXES
ANNEXE 1
CALCUL DU REVENU AUTORISÉ DÉFINITIF AU TITRE DE L’ANNÉE 2024

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 2024. Il indique également, pour information, le montant prévisionnel pris en compte dans la délibération du 20 janvier 2022 et l’écart entre le revenu autorisé définitif et ce montant prévisionnel.
La convention de signe de ce tableau est la suivante : un montant positif représente un montant à couvrir par la dotation, tel qu’une charge ou un bonus pour EDF SEI ; un montant négatif représente un montant venant réduire les charges couvertes par la dotation au titre du CRCP, tel qu’un produit ou une pénalité pour EDF SEI.

Postes de charges pris en compte pour le calcul définitif du revenu autorisé au titre de l’année 2024

a) Charges nettes d’exploitation (CNE) incitées

Le montant pris en compte dans le calcul définitif du revenu autorisé pour l’année 2024 est égal à 325,1 M€, soit la valeur de référence définie dans la délibération du 20 janvier 2022, 302,4 M€, ajustée de la différence entre l’inflation prévisionnelle et l’inflation réalisée entre l’année 2020 et l’année 2024 (respectivement 1,062 et 1,142).

b) Charges de capital totales

Les charges de capital totales d’EDF SEI s’élèvent à 283,9 M€ et sont supérieures de 22,1 M€ à la valeur prévisionnelle prévue dans la délibération du 20 janvier 2022. Cet écart s’explique notamment par une augmentation globale des investissements et notamment pour la modernisation du réseau.

c) Charges liées à la compensation des pertes

Le volume de pertes d’EDF SEI s’établit en 2024 à 958 GWh, pour un total d’énergie injectée de 8 995 GWh, soit un taux de perte de 10,6 %. Le poste d’achat des pertes a représenté sur 2024 une charge de 138,4 M€ supérieure de 49,4 M€ au montant prévisionnel. L’écart s’explique notamment par un coût unitaire des pertes plus élevé que prévu en partie compensé par une baisse de 18 % du volume de perte par rapport au prévisionnel.

d) Charges relatives aux impayés correspondant au paiement du TURPE

Les charges relatives aux impayés du TURPE représentent en 2024 une charge de 2,7 M€ supérieure à la valeur prévisionnelle de 2,3 M€.

e) Charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs par EDF SEI pour la gestion des clients en contrat unique

Les charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique s’élèvent à 10,4 M€ pour l’année 2024 supérieures à la valeur prévisionnelle de 9,4 M€. Ces versements sont compensés par des recettes perçues par EDF SEI au travers d’un paramètre R_f ajouté à la composante de gestion facturée par EDF SEI. Ainsi, seuls les écarts résiduels entre la rémunération moyenne des fournisseurs versée par EDF SEI et l’augmentation moyenne de la composante de gestion seront compensés via le CRCP.

f) Charges d’exploitation relatives aux aléas climatiques

Le montant retenu pour le calcul du revenu autorisé définitif est égal à la somme du niveau de couverture ex ante de 5,8 M€, et du montant cumulé de charges nettes d’exploitation au titre des aléas climatiques pour la seule part de ce montant dépassant, le cas échéant, 9,5 M€. En 2024, les charges nettes d’exploitation supportées par EDF SEI au titre des aléas climatiques ont été de 15,6 M€ en lien avec le cyclone Belal. Ce montant est supérieur au montant de 9,5 M€. Ainsi, le montant retenu pour le calcul du CRCP de l’année 2024 est égal au montant réalisé moins l’écart entre le plafond de 9,5 M€ et la couverture ex ante de 5,8 M€ soit 11,9 M€.

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

La couverture via le CRCP des coûts échoués, autres que ceux qui seraient jugés récurrents ou prévisibles, qui seraient retirés de l’inventaire avant la fin de leur durée de vie comptable, fait l’objet d’un examen de la CRE, sur la base de dossiers argumentés présentés par EDF SEI.
EDF SEI n’a présenté aucune demande de couverture de coûts échoués pour l’année 2024, le montant de ce poste est donc nul.

h) 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 2024, ce poste est donc nul.

i) Charges associées à la mise en œuvre des flexibilités

Le montant retenu pour le calcul du revenu autorisé définitif est égal à la somme des charges d’exploitation engendrées par l’exploitation de solutions de flexibilité, validées après analyse de la CRE, sur le réseau d’EDF SEI.
EDF SEI n’a présenté aucune demande de couverture de charges associées à la mise en œuvre de flexibilité pour l’année 2024, le montant de ce poste est donc nul.

Postes de recettes pris en compte pour le calcul définitif du revenu autorisé au titre de l’année 2024

a) Contributions des utilisateurs reçues au titre du raccordement

Les recettes perçues par EDF SEI au titre du raccordement s’élèvent à 28,3 M€ en 2024 et sont inférieures de 16,1 M€ à la valeur prévisionnelle. Cet écart s’explique notamment par un niveau plus faible de puissance de raccordement des sites photovoltaïques éligibles à l’arrêté tarifaire S24 que prévu.

b) Ecart de recettes liées à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes

Aucune évolution imprévue du tarif des prestations annexes n’a été enregistrée en 2022, ainsi ce poste est nul au CRCP de 2024.

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

EDF SEI n’a pas réalisé de plus-value dans le cadre de cession d’actifs immobiliers ou de terrains, le montant de ce poste est donc nul en 2024.

Incitations financières au titre de la régulation incitative au titre de l’année 2024

a) Régulation incitative de la qualité de service

La régulation incitative de la qualité de service d’EDF SEI a généré un malus global de 511 k€ sur l’année 2024, hors indicateurs relatifs aux compteurs évolués. Le détail des résultats, sur l’année 2024, des différents indicateurs incités financièrement ainsi que le bilan des incitations associées sur cette période figurent en annexe 2. Les principaux indicateurs expliquant ce résultat sont :

- le délai moyen de raccordement : – 465 k€, EDF SEI est incité sur les délais de réalisation des travaux de raccordement pour 3 catégories de raccordement, EDF SEI est au-dessus des objectifs fixés pour les 3 catégories :
- le délai moyen de réalisation des travaux de raccordement pour la catégorie « consommateurs BT » a été de 58,6 jours en 2024 pour un objectif fixé à 58 jours ;
- le délai moyen de réalisation des travaux de raccordement pour la catégorie « consommateurs BT > 36 kVA, HTA et les secteurs d’aménagement individuels et collectifs avec aménagement réseau » a été de 269,3 jours en 2024 pour un objectif fixé à 245 jours ;
- le délai moyen de réalisation des travaux de raccordement pour la catégorie « producteurs BT > 36 kVA et HTA » a été de 588,4 jours en 2024 pour un objectif fixé à 314 jours.
- Les performances d’EDF SEI en 2024 sont en amélioration continue et proches des objectifs fixés pour la première catégorie. Cependant, sur les autres segments, les résultats sont bien au-delà des objectifs fixés. EDF SEI a indiqué traiter un stock d’affaires hérité de retard passé et présentant des délais significativement supérieurs ;

- le taux de respect de l’envoi de proposition de raccordement dans le délai de la procédure ou dans le délai demandé : – 6 k€ ;
- pour le segment BT ≤ 36 kVA, la valeur de l’indicateur en 2024, 97,1 %, est supérieur à l’objectif de référence fixé à 96 % ;
- pour le segment BT > 36 kVA, collectif BT et HTA, la valeur de l’indicateur en 2024, 88,5 %, est inférieur à l’objectif de référence fixé à 90 %.

Dans l’ensemble, 1 indicateur a généré un bonus et 4 indicateurs ont généré un malus.

b) Régulation incitative de la continuité d’alimentation

Une régulation incitative de la continuité d’alimentation est mise en place pour EDF SEI. Cette régulation est constituée de trois indicateurs incités financièrement. Le montant retenu pour le calcul définitif du revenu autorisé d’EDF SEI est égal à la somme des incitations relatives à ces trois indicateurs dans la limite globale de +/- 3,5 M€.
Les indicateurs incités relatifs à la continuité d’alimentation d’EDF SEI en 2024 sont :

- la durée moyenne de coupure en BT (critère B) qui a généré un malus de – 3,8 M€ pour EDF SEI ;
- la durée moyenne de coupure en HTA (critère M) qui a généré un malus de – 8,5 M€ pour EDF SEI ;
- la fréquence moyenne de coupure en BT (critère F-BT) qui a généré un bonus de 20 k€ pour EDF SEI.

Ainsi le montant total à prendre en compte pour la régulation incitative de la continuité d’alimentation en 2024 est de – 3,5 M€.
La dégradation de ces indicateurs est dû au contexte climatique de l’année 2024 avec l’occurrence de plusieurs tempêtes.
Le détail du résultat de ces indicateurs est fourni en annexe 3.

c) Régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué

Le montant à prendre en compte pour le calcul définitif du revenu autorisé est égal à la somme, pour l’année considérée, des incitations financières relatives au projet de comptage, telles que définies par la délibération de la CRE n° 2018-071 du 22 mars 2018 (4).
Pour l’année 2024, l’incitation sur les coûts d’investissement dans le comptage pour les années 2023 et 2024, l’incitation sur les délais de déploiement pour les années 2023 et 2024 ainsi que la régulation incitative sur la performance du système de comptage évolué doit être calculée.
La régulation incitative sur les coûts d’investissement dans le projet de comptage a généré un bonus de 1 118 k€ pour les investissements réalisés en 2023 et 2024. Ce bonus est calculé comme 200 pbs attribué à EDF SEI sur l’écart entre la valeur des actifs mis en service et la valeur de référence. Pour les années 2023 et 2024 la valeur de la base d’actifs régulés (BAR) mis en service par EDF SEI pour le projet de comptage évolué est de 269,6 M€, la BAR de référence pour ces deux années est de 325,5 M€. A ce montant s’ajoute un correctif de – 20 k€ sur l’incitation concernant l’année 2022.
La régulation incitative des délais de déploiement du projet de comptage évolué ne génère pas de malus pour EDF SEI pour les années 2023 et 2024. L’objectif fixé à EDF SEI est de 83,2 % de compteurs évolués posés et communicants au 31 décembre 2024. Au 31 décembre 2024, EDF SEI dispose de 1 168 775 compteurs évolués posés et communicants sur un parc total de 1 269 526 compteurs soit un taux de 92,1 %, au-dessus de l’objectif fixé.
La régulation incitative sur la performance du système de comptage évolué d’EDF SEI a généré un bonus global de 889 k€, ce bonus s’explique notamment par la performance d’EDF SEI sur les indicateurs :

- taux de télé-relevés journaliers réussis : + 25 k€. La valeur de l’indicateur en 2024, 96,5 %, est supérieure à l’objectif de référence fixé à 94 % pour l’année 2024 ;
- taux de télé-prestations réalisées le jour J demandé par le fournisseur : + 886 k€. La valeur de l’indicateur en 2024, 94,4 %, est supérieure à l’objectif de référence fixé à 92 % pour l’année 2024.

Ainsi le montant total à prendre en compte pour la régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué en 2024 est de 2,0 M€.

d) Régulation incitative des pertes

Le calcul de la régulation incitative des pertes est calculé tous les deux ans. Ainsi la régulation incitative des années 2024 et 2025 sera calculée lors du calcul du CRCP de l’année 2025. Aucun montant n’est pris en compte lors du calcul du CRCP de l’année 2024.

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

EDF SEI est incité, pour certains investissements, à hauteur de 20 % de l’écart entre les investissements réalisés et le coût théorique de ces investissements selon un modèle de coûts unitaires établi par le CRE
L’incitation liée à la régulation incitative des coûts unitaires d’investissements dans les réseaux est, dans un premier temps, calculée sur la base de données provisoires, et l’année suivante sur la base de données mises à jour.
Au titre de l’année 2022, le montant de l’incitation déjà pris en compte lors du calcul du CRCP de l’année 2023 est de – 25 k€. L’incitation finale est de – 229 k€, un correctif est ainsi de – 204 k€.
Le montant de l’incitation annuelle au titre de l’année 2024, calculé sur la base des données provisoires est – 300 k€.
EDF SEI justifie ces surcoûts significatifs sur les coûts unitaires par les efforts conséquents de réduction des délais de raccordement (cf. annexe 2) ainsi que par l’inflation réalisée tant sur les coûts de main d’œuvre que de matériels.
Ainsi le montant total à prendre en compte pour la des coûts unitaires des investissements dans les réseaux en 2024 est de – 504 k€.

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

La délibération du 20 janvier 2022 a introduit un mécanisme d’incitation financière au respect des délais d’exécution, par EDF SEI, d’actions identifiées comme prioritaires pour favoriser l’innovation des acteurs de marché
Le montant retenu pour le calcul du revenu autorisé définitif de l’année 2024, au titre de la régulation incitative permettant de soutenir l’innovation à l’externe, est égal au montant de la ou des pénalités résultant de l’application de ce cette régulation, au titre de l’année 2024.
Aucune action n’est intégrée dans le mécanisme, ainsi le montant à prendre en compte au titre de l’année 2024 est nul.

(4) Délibération n° 2018-071 de la CRE du 22 mars 2018 portant décision sur le cadre de régulation du système de comptage évolué d’EDF SEI dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA.

ANNEXE 2
BILAN DE LA RÉGULATION INCITATIVE DE LA QUALITÉ DE SERVICE D’EDF SEI POUR L’ANNÉE 2024

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

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

Analyse de la qualité de service d’EDF SEI

En 2024, la performance d’EDF SEI sur les indicateurs de qualité de service lui fait supporter un malus global de 511 k€ : un seul indicateur génère un bonus, les 4 autres génèrent un malus.
Sur l’indicateur mesurant le « taux de réponses aux réclamations dans les 15 jours calendaires », la performance de 90,4 % est en dégradation par rapport à l’année 2023 (94,5 %) et est en-dessous de l’objectif fixé à 93 %.
Sur l’indicateur mesurant le « taux de compteurs avec au moins un relevé sur index réel dans l’année pour les consommateurs BT ≤ 36 kVA », EDF SEI améliore ses résultats par rapport à l’année 2023 et passe au-dessus de l’objectif fixé. EDF SEI a stabilisé sa performance a des niveaux équivalents à ceux d’avant la crise COVID et parvient à atteindre les objectifs en fin de période.

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

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

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

L’indicateur mesurant le « taux de respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements » n’est plus incité. L’indicateur mesurant le taux de respect de l’envoi de proposition de raccordement dans le délai de la procédure ou dans le délai demandé » reste incité financièrement.
Les objectifs pour les délais moyens des raccordements ont été fixés en référence aux moyennes réalisées par EDF SEI sur la période 2018-2021.
Dans le cadre de son projet d’entreprise Latitudes, EDF SEI s’est donnée pour objectif de réduire par deux ses délais de raccordement d’ici fin 2025 par rapport à 2022. Les résultats se sont significativement améliorés pour les catégories concernant les raccordements de consommateurs, particulièrement sur le segment BT ≤ 36 kVA passant de 80 j en 2023 à 59 j en 2024. Pour le segment producteurs > 36kVA, les résultats sont en dégradation avec une augmentation de 357 à 588 jours. EDF SEI indique que ces résultats sont dus à un déstockage des affaires les plus anciennes mais qu’une amélioration sur cet indicateur est attendue pour les prochaines années.
L’indicateur mesurant le « délai moyen des raccordements » génère ainsi un malus total de – 465 k€, EDF SEI ayant été au-dessus des objectifs fixés sur chacune des catégories.

Pour l’indicateur mesurant le « taux de respect de l’envoi de proposition de raccordement dans le délai de la procédure ou dans le délai demandé », la performance s’est fortement améliorée par rapport à 2023 pour le segment BT ≤ 36 kVA et légèrement dégradé pour le segment BT > 36 kVA, collectif BT et HTA.

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

La régulation incitative de la qualité de service du projet de comptage d’EDF SEI a commencé en 2018. En 2024, la performance d’EDF SEI est bonne, tous les indicateurs sont au niveau des objectifs fixés.
La chaîne communicante a globalement bien fonctionné. Sur l’indicateur mesurant le « taux de télé-relevés journaliers réussis », EDF SEI maintient sa performance et l’indicateur s’établit à 96,5 % pour un objectif de 94 %. De même pour l’indicateur mesurant le « taux de publication des index réels mensuels » la performance d’EDF SEI en 2024 (98,0 %) est stable par rapport à celle de l’année 2023 et égalise l’objectif fixé.
EDF SEI a aussi maintenu un taux de compteur non communicant faible, le taux s’est stabilisé à 1,3 % mais est au-dessus de l’objectif fixé de 1,0 % pour la fin de période.

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L’objectif de l’indicateur mesurant le « taux de télé-prestations réalisées le jour J demandé par le fournisseur » est de 92 % en 2024. EDF SEI a atteint le niveau de 94,4 % en 2024 et généré un bonus de 886 k€.

ANNEXE 3
BILAN DE LA RÉGULATION INCITATIVE DE LA CONTINUITÉ D’ALIMENTATION D’EDF SEI POUR L’ANNÉE 2024

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

Analyse de la continuité d’alimentation d’EDF SEI

En 2024, la performance d’EDF SEI sur l’indicateur critère B s’est légèrement amélioré et s’est dégradée sur le critère M par rapport à 2023. Avec une durée moyenne de coupure des clients BT (critère B) de 264,30 minutes en 2024, EDF SEI reste significativement au-dessus de l’objectif fixé à 220,2 minutes. La durée moyenne de coupure en HTA s’est également dégradée une nouvelle fois passant de 203 min en 2023 à 242 min en 2024. Au global, ces deux indicateurs génèrent un malus atteignant le plafond de – 3 500 k€.
La dégradation de ces indicateurs est dû au contexte climatique de l’année 2024 avec l’occurrence de plusieurs tempêtes.

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La fréquence moyenne de coupure en BT (critère F-BT) a été amélioré en 2024 par rapport à 2023 pour atteindre 3,52 coupures par client en moyenne. Ce niveau passe en-dessous de l’objectif fixé à 3,79 coupures par client.

Délibéré à Paris, le 19 juin 2025.

Pour la Commission de régulation de l’énergie :

La présidente,

E. Wargon

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

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

(3) Délibération n° 2022-19 de la CRE du 20 janvier 2022 portant décision sur les niveaux de dotation d’EDF SEI au titre du fonds de péréquation de l’électricité (FPE) pour les années 2022 à 2025 et sur le cadre de régulation associé.