2.1.3.4.2. Traitement des actifs cédés

Lorsqu'un actif est cédé par un opérateur, il quitte son patrimoine, sort de la BAR et cesse, de fait, de générer des charges de capital (amortissement et rémunération). Cette cession peut, le cas échéant, générer une plus-value pour l'opérateur, égale à la différence entre le produit de cession et la valeur nette comptable.

En particulier, les actifs immobiliers, qui sont intégrés à la BAR, amortis et rémunérés pendant toute la durée de leur présence dans le patrimoine des opérateurs, sont susceptibles, le jour de leur revente, de générer une plus-value parfois importante.

Dans sa consultation publique du 16 décembre 2021, la CRE a interrogé les parties prenantes sur le traitement à appliquer aux actifs cédés. Gérédis est favorable à la proposition de la CRE, mais ne comprend pas l'asymétrie de traitement. En complément, la majorité des réponses à la consultation publique du 14 février 2019, qui a orienté les évolutions de cadre de régulation pour l'ensemble des opérateurs d'infrastructures appliquées dans le cadre des tarifs ATRT7, ATRD6, TURPE 6 HTA-BT et TURPE 6 HTB mentionnés précédemment, était favorable à la proposition de la CRE de prendre en compte une partie des plus-values réalisées par l'opérateur dans le tarif, considérant que les utilisateurs de réseau ont participé au financement des actifs cédés.

En cohérence avec le dispositif retenu par la CRE dans les tarifs ATRT7, ATRD6, TURPE 6 HTA-BT, TURPE 6 HTB et la dotation versée au titre du FPE pour la période 2022-2025 pour EDF SEI, la CRE retient, pour la période de dotation FPE 2022-2025 de Gérédis, le traitement des cessions d'actifs immobiliers ou de terrains suivant :

- si la cession donne lieu à une plus-value comptable, le produit de cession net de la valeur nette comptable de l'actif cédé est intégré à 80 % au CRCP de façon à faire bénéficier les utilisateurs de réseau de la majeure partie des gains tirés de la revente de ces actifs, tout en préservant une incitation pour Gérédis à maximiser ce gain. Gérédis conserve, ainsi, 20 % de la plus-value comptable ;

- une cession donnant lieu à une moins-value comptable fera l'objet d'un examen de la CRE, sur la base d'un dossier argumenté présenté par Gérédis.

2.1.4. Principe du CRCP et niveau de dotation définitif

Le niveau de dotation au titre du FPE est fixé par la CRE à partir d'hypothèses sur le niveau prévisionnel des charges et des recettes de Gérédis. Un mécanisme de régularisation a posteriori, le CRCP, a été introduit afin de prendre en compte tout ou partie des écarts entre les charges et les produits réellement constatés et les charges et les produits prévisionnels sur des postes prédéfinis. Ainsi, ce mécanisme permet de prémunir Gérédis de certains risques liés aux écarts, sur des postes de charges et de recettes bien identifiés, entre les réalisations et les prévisions prises en compte pour la détermination des niveaux de dotation. Le CRCP est également utilisé pour le versement des incitations financières (bonus ou pénalités) résultant de l'application des mécanismes de régulation incitative.

Le solde du CRCP d'une année N est apuré dans le cadre de la dotation définitive au titre de l'année suivante.

Dès lors, chaque année N de la période 2023-2025, la CRE publiera avant le 31 juillet de l'année N une délibération qui définira le niveau de dotation définitif pour l'année N. Ce niveau de dotation définitif sera égal à la somme du niveau prévisionnel de la dotation au titre de l'année N et du solde du CRCP de l'année N-1.

Par ailleurs la CRE publiera avant le 31 juillet 2022 une délibération qui fixera le niveau de dotation définitif pour l'année 2022, en tenant compte du CRCP de l'année 2021, calculé selon les modalités applicables pour la période 2018-2021.

2.2. Régulation incitative à la maîtrise des coûts

2.2.1. Régulation incitative des charges d'exploitation

2.2.1.1. Absence de couverture au CRCP pour la majorité des charges d'exploitation

Dans la consultation publique du 16 décembre 2021, la CRE a proposé, conformément aux orientations de la consultation publique du 14 février 2019, de reconduire la régulation incitative des charges nettes d'exploitation actuellement en vigueur tout en considérant qu'il était indispensable de repartir, pour la prochaine période tarifaire, du niveau de productivité atteint par les opérateurs pendant la période tarifaire précédente.

La majorité des acteurs ayant répondu à la consultation publique sont favorables ou favorable avec réserves à la proposition de la CRE. Ces acteurs considèrent que le mécanisme en vigueur permet d'inciter efficacement les gestionnaires de réseaux à maîtriser leurs charges d'exploitation. En revanche, un répondant se dit défavorable à la méthode envisagée par la CRE, qui pourrait conduire à prolonger sur le long terme un niveau de charge trop bas, du fait d'évènements exceptionnels sur la période de référence.

La CRE considère que la méthodologie d'analyse des charges d'exploitation prévisionnelles pour la période 2022-2025 (cf. § 3.1.2.2) permet d'identifier les effets exceptionnels qui conduiraient à une sur ou sous-couverture des charges de l'opérateur, et à les neutraliser pour établir ses trajectoires prévisionnelles. Ainsi, la CRE, reconduit pour la période 2022-2025 le cadre de régulation en vigueur, qui prévoit que les charges nettes d'exploitation, à l'exception de certains postes prédéfinis, font l'objet d'une incitation à 100 % : la CRE fixe une trajectoire pour la période de dotation, et tout écart par rapport à cette trajectoire reste à la charge ou au bénéfice de Gérédis.

2.2.1.2. Régulation incitative relative aux pertes sur le réseau de distribution

Les pertes des réseaux de distribution d'électricité sont composées (i) de pertes techniques liées à l'effet Joule, aux pertes fer générées par les transformateurs et aux pertes capacitives dans les câbles et (ii) de pertes non techniques constituées de l'énergie consommée non enregistrée. Ces pertes non techniques sont liées, notamment, à des biais de comptage et à des fraudes.

Les pertes électriques représentent un enjeu financier important pour Gérédis. Pour la période 2018-2020, le volume de pertes moyen est estimé à 123 GWh/an correspondant à un coût moyen annuel de près de 5,9 M€.

La CRE observe que Gérédis dispose de plusieurs leviers afin de réduire le volume des pertes : choix d'investissement, de topologie du réseau, etc. Par ailleurs, le déploiement des compteurs évolués doit permettre de réduire les pertes non techniques. L'étude technico-économique du projet de comptage évolué de Gérédis, réalisée en 2018 par un cabinet externe, a estimé que l'installation des compteurs évolués devait permettre de réduire de 20 % le niveau des pertes non techniques subies par Gérédis.

Dans la consultation publique, la CRE avait proposé de reconduire le dispositif d'incitation sur les charges liées à la compensation des pertes de Gérédis en :

- ajustant le taux de pertes de référence sur la moyenne des taux de pertes de la période tarifaire précédente, soit 6,4 % ;

- adaptant le calcul du volume de référence pour tenir compte d'un décalage dans l'atteinte des réductions des pertes non techniques permises par le comptage évolué, en cohérence avec la modification qui a été appliquée pour Enedis pour le TURPE 6 et pour EDF SEI pour la période 2022-2025.

Ces orientations font l'objet d'avis mitigés de la part des acteurs, dont certains estiment que les leviers des opérateurs ne sont pas suffisants pour justifier une incitation des volumes de pertes. Par ailleurs, certaines réponses à la consultation publique expriment des réserves concernant les volumes de référence envisagés, qui ne tiennent notamment pas compte des augmentations de pertes associées au développement des EnR et dont les plafonds d'incitations sont jugés trop élevés.

La CRE considère que les marges de manœuvre de Gérédis pour réduire ses volumes de pertes sont effectives et justifient de poursuivre l'incitation à son niveau actuel. En particulier, les plafonds d'incitations envisagés sont cohérents avec ceux en vigueur pour Enedis.

S'agissant de l'impact de la pénétration d'EnR sur le volume de référence, celui-ci a fait l'objet d'échanges complémentaires avec Gérédis, qui a notamment fourni une estimation de ses volumes prévisionnels de pertes liés au raccordement des EnR sur son parc, fondée sur des taux de pertes théoriques calculés sur la base des données techniques de raccordement des installations EnR.

La CRE considère que la méthode proposée par Gérédis pourrait conduire à surévaluer les estimations de volumes de pertes liés aux EnR. En effet, l'application de cette méthode sur les caractéristiques passées du parc de Gérédis aboutit à un volume de pertes attribuées aux EnR de 24,5 GWh/an sur la période 2018-2020, soit 20 % en moyenne des pertes réelles de Gérédis. La CRE juge donc que la demande de Gérédis n'est pas suffisamment robuste pour être intégrée dans le calcul du volume de pertes de référence pour la période 2022-2025.

Toutefois, la CRE considère que la forte proportion d'EnR sur le territoire de Gérédis, et la dynamique haussière des raccordements, justifient de prévoir une hausse des volumes de pertes pour la période 2022-2025, dans la limite d'un taux de pertes global de 6,5 %, qui est cohérent avec les proportions retenues pour d'autres territoires, et correspond à la demande initiale de Gérédis dans son dossier de demande de dotation.

Les modalités de calcul des volumes de pertes annuels, ainsi que les trajectoires retenues par la CRE pour les pertes techniques liées au développement des EnR, et pour les pertes non techniques, en diminution grâce au déploiement des compteurs évolués, sont présentées en annexe 2.

2.2.1.3. Prise en compte des charges d'exploitation relatives aux aléas climatiques

Dans le cadre de la délibération TURPE 6, la CRE a mis en place un dispositif de couverture des charges d'exploitation associées à la remise en état du réseau à la suite d'aléas climatiques, en remplacement du contrat de couverture assurance tempête souscrit par Enedis qui couvrait les charges d'exploitation de remise en état du réseau (coûts de main-d'œuvre et d'achats de travaux) en cas d'aléa climatique de forte intensité.

Ce dispositif repose depuis l'entrée en vigueur du TURPE 6 HTA-BT en 2021 sur la couverture ex ante de coûts d'achats de travaux et de main-d'œuvre associés aux aléas climatiques, dont le niveau peut être couvert (ou rendu) ex post s'il dépasse (ou n'atteint pas) un certain niveau.

Dans son dossier de demande, Gérédis a demandé une couverture au réel des charges associées aux évènements climatiques exceptionnels ou, à défaut, de pouvoir bénéficier du même dispositif qu'Enedis, avec la couverture ex ante de 400 k€/an et la réintégration des charges susnommées au CRCP au-delà d'une fourchette de + ou - 200 k€/an.

A l'issue de la consultation publique du 16 décembre 2021, dans laquelle la CRE indiquait ne pas disposer des éléments permettant de justifier la mise en place d'un tel dispositif, Gérédis a indiqué souhaiter, a minima, bénéficier du même dispositif que celui envisagé pour EDM dans cette même consultation publique (à savoir une trajectoire ex ante nulle, avec couverture des charges d'exploitation associées aux évènements climatiques exceptionnels à partir de 50 k€).

La CRE estime que les éléments de contexte avancés par Gérédis justifient d'introduire un dispositif de couverture des charges associées aux évènements climatiques exceptionnels, en cohérence avec les autres GRD d'électricité. Pour autant, les modalités précises de mise en œuvre du dispositif doivent être cohérentes avec celles des autres opérateurs en termes de couverture de charges sur le fondement du réalisé, et du niveau de risque supporté.

A cet égard, la CRE retient pour Gérédis un niveau de couverture ex ante nul, car Gérédis a indiqué ne pas avoir supporté de charges équivalentes sur la période 2018-2020, et un plafond de 140 k€/an similaire au niveau de risque supporté par Enedis, qui dispose de conditions climatiques comparables à celles de Gérédis.

2.2.2. Régulation incitative des investissements

Afin d'apprécier chaque année l'efficience des investissements dans les réseaux réalisés par Gérédis, quels que soient le volume de chantiers et la quantité d'ouvrages mis en service par l'opérateur, la CRE a introduit, pour la période 2018-2021, le suivi des coûts unitaires d'investissements dans les réseaux pour Gérédis.

Dans sa consultation publique du 16 décembre 2021, la CRE a présenté un bilan du suivi des coûts unitaires d'investissement de Gérédis sur la période 2018-2020. La CRE proposait, au regard du nombre d'affaires limité et de montants d'investissements trop variables, de ne pas introduire une régulation incitative des coûts unitaires pour la période 2022-2025.

Par ailleurs, la CRE a indiqué ne pas souhaiter introduire de régulation incitative sur les investissements hors-réseaux de Gérédis, car les montants associés à ces investissements (immobilier tertiaire et véhicules) ne justifient pas de mettre en place un dispositif spécifique.

La grande majorité des contributeurs à la consultation publique s'est montrée favorable aux orientations présentées en consultation publique.

Par conséquent, la CRE n'introduit pas de dispositif de régulation des investissements de Gérédis pour la période 2022-2025. En revanche, la CRE demande à Gérédis de poursuivre le suivi des coûts et des caractéristiques techniques de chaque investissement relevant de l'une des natures d'ouvrages suivantes :

- ouvrages de réseau HTA souterrain ;

- ouvrages de réseau HTA aérien ;

- ouvrages de réseau BT souterrain ;

- ouvrages de réseau BT aérien ;

- branchements secs consommateurs ≤ 36 kVA ;

- branchements secs producteurs ≤ 36 kVA.

Par ailleurs, Gérédis poursuivra le suivi détaillé des charges d'exploitation et des charges de capital relatives aux investissements hors réseaux . A l'occasion de chaque mise à jour annuelle du niveau de dotation dont il bénéficie, Gérédis détaillera, notamment, les écarts sur le passé entre les dépenses d'investissement prévisionnelles et les dépenses d'investissement effectivement réalisées.

2.2.3. Couverture au CRCP de certains postes

La dotation versée au titre du FPE est calculée à partir d'hypothèses sur les charges et les recettes qui permettent de définir des trajectoires d'évolution pour les différents postes.

Comme indiqué au 2.1.4 de la présente délibération, un mécanisme de régularisation a posteriori, le CRCP, permet de prendre en compte les écarts entre les charges et les produits réellement constatés, d'une part, et les charges et les produits prévisionnels sur certains postes préalablement identifiés, d'autre part.

Dans sa délibération n° 2021-13 relative au TURPE 6 HTA-BT, la CRE a précisé les principes retenus concernant l'incitation des différents postes de charges et de produits d'Enedis. Ces principes, aussi présentés dans la consultation publique du 14 février 2019 pour l'ensemble des infrastructures régulées, ont été largement partagés par les acteurs. Ainsi, la CRE considère que l'intégration d'un poste au CRCP doit notamment être appréhendée à l'aune des deux axes suivants :

- la prévisibilité : un poste prévisible est un poste pour lequel il est possible, pour l'opérateur et pour la CRE, de prévoir, avec une confiance raisonnable, le niveau des coûts supportés et des recettes perçues par l'opérateur sur une période tarifaire ;

- la maîtrise : un poste maîtrisable est un poste pour lequel l'opérateur est en mesure de contrôler le niveau de dépenses/recettes au cours d'une année, ou bien dispose d'un pouvoir de négociation ou d'influence quant à son niveau, si celui-ci découle d'une tierce partie.

Par ailleurs, la CRE considère que le traitement tarifaire ne peut se résumer à une alternative unique s'agissant de la couverture du poste, entre 100 % et 0 % au CRCP. Ainsi, pour certains postes faiblement maîtrisables et/ou prévisibles, la CRE considère qu'il est pertinent d'inciter partiellement les opérateurs.

En outre, la CRE estime que ce cadre doit, dans la mesure du possible, être harmonisé entre les GRD d'électricité et en particulier avec le cadre appliqué à Enedis.

Sur ce fondement, la CRE a proposé le périmètre du CRCP à retenir pour Gérédis pour la période 2022-2025 dans sa consultation publique du 16 décembre 2021.

La majeure partie des acteurs s'étant prononcés sur le périmètre des charges et produits couverts par le CRCP proposé par la CRE dans sa consultation publique pour Gérédis émettent des réserves sur certaines modalités proposées.

Plusieurs acteurs contestent ainsi les modifications de traitement des postes relatifs aux redevances de concession (sortie du périmètre du CRCP) ainsi que les coûts échoués (cf. § 2.1.3.4.1) et demandent par ailleurs l'intégration au périmètre du CRCP des impôts et taxes.

S'agissant des redevances de concession, la CRE estime que ces charges restent prévisibles même en cas de renouvellement ou révision future. En effet, bien que le modèle utilisé par Enedis ne s'applique pas sur le territoire où Gérédis exerce son activité de distribution d'électricité, les négociations menées par Gérédis s'appuieront a priori sur le modèle de contrat FNCCR, et en particulier sur ses formules de calcul des redevances.

S'agissant des coûts échoués, comme indiqué au § 2.1.3.4.1, la CRE, dans sa consultation publique du 16 décembre 2021, a proposé l'extension à Gérédis des principes de couverture des coûts échoués en vigueur dans les tarifs ATRT7, ATRD6, TURPE 6 HTA-BT et TURPE 6 HTB. La CRE, estimant que ces charges sont pour partie prévisibles et pour partie maitrisables, modifie ainsi les modalités de couvertures tarifaires des coûts échoués.

Concernant les impôts et taxes, malgré la situation différente de Gérédis en comparaison de celle de l'opérateur national Enedis, les potentielles différences de niveau de fiscalité n'entravent pas la prévisibilité et la maitrise raisonnable de ce poste, que la CRE maintient ainsi totalement incité.

Dans sa réponse à la consultation publique, Gérédis demande par ailleurs l'intégration au périmètre du CRCP des provisions pour risques et charges en lien avec les droits spécifiques futurs, indiquant que l'évolution de ce poste pourrait être significative. Toutefois, la CRE maintient sa position concernant la prévisibilité de ce poste, et ne le retient pas dans les charges couvertes par le CRCP, au regard de la connaissance par Gérédis de sa masse salariale notamment.

Les postes inclus au périmètre du CRCP pour la période 2022-2025, de façon inchangée par rapport à la période 2018-2021, sont les suivants :

- pour les postes de charges et assimilés :

- les charges de capital supportées par Gérédis , prises en compte à 100 % ;

- les charges liées au paiement du TURPE HTB pour les postes sources de Gérédis et les charges liées au paiement du TURPE HTA-BT pour les interconnexions avec d'autres gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité, prises en compte à 100 % ;

- les charges liées au raccordement des postes sources au réseau public de transport ;

- les charges liées à la compensation des pertes, prises en compte à 100 % et faisant, par ailleurs, l'objet d'une régulation incitative ad hoc (cf. § 2.2.1.2) ;

- les charges relatives aux impayés supportés par Gérédis correspondants au paiement du TURPE, prises en compte à 100 % ;

- les charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique en application de la délibération de la CRE n° 2018-011 du 18 janvier 2018, ainsi que les charges correspondant à la gestion de clientèle réalisée par les fournisseurs antérieurement au 1er janvier 2018, dans la limite des montants maximums par point de connexion susceptibles d'être pris en compte et fixés par la délibération n° 2017-239 du 26 octobre 2017, prises en compte à 100 % ;

- les charges d'exploitation de R&D, selon des modalités spécifiques (cf. § 2.5.1) ;

- les montants retenus au titre du mécanisme de prise en compte des projets de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents (guichet smart grids), pris en compte à 100 % (cf. § 2.5.2) ;

- pour les postes de recettes et assimilés :

- l'ensemble des recettes issues de la perception du TURPE, prises en compte à 100 % pour leur montant réalisé ;

- les contributions des utilisateurs reçues au titre du raccordement, prises en compte à 100 % ;

- les écarts de recettes liés à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes, prises en compte à 100 % ;

Par ailleurs, la CRE étend le mécanisme du CRCP aux postes suivants :

- les plus-values de cession d'actifs immobiliers et de terrains (cf. § 2.1.3.4.2), à hauteur de 80 %, c'est-à-dire que Gérédis conserve une incitation sur ce poste à hauteur de 20 % ;

- les charges associées à la mise en œuvre des flexibilités : le niveau de ces charges est trop difficilement prévisible à ce jour pour qu'il soit pertinent de fixer une trajectoire pour ce poste. Dans le cas où le recours à une flexibilité se substitue à un investissement dans le réseau, ce choix permet par ailleurs d'aligner l'incitation envoyée à Gérédis (les charges de capital étant intégrées à 100 % au CRCP) ;

- les charges relatives aux actions de développement de la concurrence sur le territoire de Gérédis (cf. § 2.3) ;

- les charges d'exploitation relatives aux aléas climatiques, selon des modalités spécifiques (cf. § 2.2.1.3) ;

De plus, la CRE modifie les modalités de couverture des postes suivants qui étaient pris en compte à 100% au CRCP sur la période 2018-2021 :

- les charges relatives aux redevances de concession ne sont plus couvertes par le CRCP en cohérence avec le cadre appliqué à Enedis pour la période TURPE 6 ;

- les coûts échoués (valeur nette comptable des immobilisations démolies), en cohérence avec les modalités de couverture tarifaire retenues dans le tarif TURPE 6 (cf. § 2.1.3.4.1).

2.3. Développement de la concurrence sur le territoire de Gérédis

La CRE considère que l'absence quasi-totale de concurrence sur le marché de masse constitue, pour le client final, une faiblesse majeure sur le territoire des ELD en France métropolitaine. Dans sa délibération du 10 juin 2021, la CRE a demandé aux ELD d'électricité de faire converger leurs flux et webservices sur un modèle commun à ceux d'Enedis et de développer un projet de portail commun, et ce afin de favoriser l'ouverture à la concurrence sur leurs territoires, encore largement insuffisante, notamment sur le segment résidentiel.

La CRE a proposé dans sa consultation publique du 16 décembre 2021 de mettre en place un suivi, sans incitations financières, de plusieurs indicateurs visant à développer la concurrence sur le territoire de Gérédis et relatifs :

- à l'harmonisation des flux et des webservices ;

- au changement de fournisseur.

Respect des délais d'implémentation des flux et webservices et portail commun

Les acteurs qui se prononcent sur l'introduction de ces indicateurs y sont favorables, cependant plusieurs soulignent la nécessité de préciser le délai dans lequel doivent s'implémenter les flux et webservices communs validés en GT ELD GRD Fournisseurs. Ce groupe de travail réunit les fournisseurs et les ELD électricité dans un but d'harmonisation de flux et de webservices entre les GRD et arrête, de manière concertée, une liste de flux et webservices nécessaires aux fournisseurs et fixe des délais aux GRD pour implémenter ces flux.

La CRE introduit donc pour la période 2022-2025 les indicateurs proposés en consultation publique relatifs à l'harmonisation des flux et des webservices (ces derniers sont détaillés en annexe 3) et précise que les flux et webservices communs validés en GT ELD GRD fournisseurs doivent être implémentés par Gérédis dans un délai maximal de 6 mois après leur mise à disposition par l'éditeur.

Gérédis, dans sa réponse à la consultation publique du 16 décembre 2021, a demandé que sa trajectoire de charges nettes d'exploitation soit complétée par les nouvelles charges d'exploitation associées à la mise en œuvre de ce portail.

La CRE a reçu fin décembre 2021, conformément à sa demande formulée dans sa délibération du 10 juin 2021, une proposition de solution technique, de planning et de budget de développement pour la mise en œuvre d'un portail commun aux GRD d'électricité, et elle poursuit les travaux avec les opérateurs concernés.

Dans la mesure où le mécanisme de financement global de ce portail n'a pas été arrêté et que le portail n'a d'intérêt que si les évolutions des GRD concernés sont conjointes, la CRE ne retient pas à date la demande de prise en compte dans la trajectoire, mais elle étend pour Gérédis le mécanisme du CRCP aux charges incitées relatives aux actions de développement de la concurrence sur le territoire des ELD (cf. § 2.2.3).

Introduction d'un indicateur sur le taux de changement de fournisseur réalisé dans les délais

Par ailleurs, la CRE introduit un indicateur non incité sur le taux de changement de fournisseur réalisé dans les délais pour Gérédis, en cohérence avec l'objectif de développer la concurrence sur le territoire où Gérédis exerce son activité de distribution d'électricité. Le calcul de cet indicateur est détaillé en annexe 3.

2.4. Régulation incitative de la qualité de service et de la continuité d'alimentation

2.4.1. Régulation incitative de la qualité de service

2.4.1.1. Rappel et bilan du dispositif de la régulation incitative sur la période 2018-2020

Pour la période 2018-2021, la qualité de service de Gérédis est pilotée au moyen de 6 indicateurs incités, principalement sur les sujets liés au respect des rendez-vous planifiés par le GRD (1), au traitement des réclamations (2), à la relève (1) et au raccordement (2).

Les incitations financières reposent sur l'établissement d'un objectif de référence. La performance de Gérédis, en fonction du respect ou non de cet objectif, génère des bonus ou malus. Ces derniers sont par ailleurs plafonnés.

Par ailleurs, 6 autres indicateurs sont suivis et publiés par Gérédis, mais sans faire l'objet d'une incitation financière. Ces indicateurs portent principalement sur la relation avec les consommateurs (délai de mise en œuvre de prestations de mise en service ou de résiliation, taux d'accessibilité téléphonique) ainsi que sur les réclamations.

Sur la période 2018-2020, le niveau de performance de Gérédis dépasse, pour la plupart des indicateurs, largement les objectifs fixés par la CRE. En particulier, la CRE note les points suivants :

- une performance constamment au-dessus des objectifs fixés par la CRE et en amélioration tout au long de la période s'agissant du taux de réclamations ayant reçu une réponse dans les 15 jours calendaires par Gérédis ;

- le maintien d'un haut niveau de performance, depuis 2018, concernant les indicateurs relatifs au raccordement de Gérédis (respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements et taux de respect d'envoi de la proposition de raccordement dans le délai de la procédure) sur le domaine de tension BT ≤ 36 kVA.

			Performance moyenne (2018-2020)

			Objectif 2021

			Taux de réponses aux réclamations dans les 15 jours calendaires

			93,30%

			93%

			Taux de compteurs avec au moins un relevé sur index réel dans l'année pour les consommateurs BT ≤ 36 kVA

			99,10%

			99%

			Taux de respect de l'envoi de proposition de raccordement dans le délai de la procédure ou dans le délai demandé

			BT ≤ 36 kVA

			94,30%

			90%

			BT > 36 kVA, collectifs en BT et HTA

			99,30%

			90%

			Taux de respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements

			BT ≤ 36 kVA

			95,90%

			90%

			BT > 36 kVA, collectifs en BT et HTA

			92,90%

			90%

Ces performances globales ont permis à Gérédis, sur la période 2018-2020, de bénéficier d'un bonus global de 92,3 k€.

Toutefois, malgré cette bonne performance globale, les derniers résultats montrent que la performance de Gérédis se dégrade en ce qui concerne le respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements sur les segments BT > 36 kVA, collectifs en BT et HTA (performance de 87 % sur l'année 2020 contre 97 % en 2018 pour un objectif de 90 %).

2.4.1.2. Adaptation du dispositif pour la période 2022-2025

Globalement, sur la période 2018-2021, le suivi et l'incitation d'indicateurs de qualité de service ont permis d'améliorer ou de maintenir les performances de Gérédis dans les domaines ciblés. Toutefois, afin de rester efficaces et d'éviter toute dérive de ces performances, la CRE considère que les indicateurs et les incitations associées doivent évoluer de manière régulière, en fonction des résultats obtenus et des enjeux nouveaux qui apparaissent.

A ce titre, la CRE a proposé dans la consultation publique du 16 décembre 2021 de reconduire la régulation incitative de la qualité de service en l'adaptant sur la base du retour d'expérience, des besoins des utilisateurs du réseau ainsi qu'en cohérence avec le cadre appliqué pour Enedis sur la période TURPE 6.

Ainsi, la CRE a proposé, dans sa consultation publique, pour la période 2022-2025 :

- s'agissant de la qualité du relevé : de maintenir, pour l'ensemble de la période, le niveau d'objectif fixé en 2021 (soit un objectif de 99 %) ;

- s'agissant du traitement des réclamations : de renforcer les trajectoires d'objectifs de l'indicateur relatif aux réponses aux réclamations dans les 15 jours calendaires avec un unique objectif cible de 94 % sur l'ensemble de la période ;

- s'agissant du raccordement :

- de remplacer, en cohérence avec le cadre fixé pour Enedis, l'indicateur actuellement incité 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 ;

- de conserver l'indicateur relatif au respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements pour les segments BT > 36 kVA, collectifs BT et HTA en renforçant la trajectoire d'objectifs compte tenu de la performance passée ;

- de renforcer les niveaux des objectifs de l'indicateur relatif au respect d'envoi de la proposition de raccordement pour l'ensemble des segments (BT ≤ 36 kVA, BT > 36 kVA, collectifs BT et HTA).

Concernant l'évolution proposée relative à la qualité du relevé, celle-ci n'a pas fait l'objet d'opposition de la part des acteurs. En conséquence, la CRE retient l'évolution envisagée dans la consultation pour cet indicateur.

S'agissant de l'évolution relative au traitement des réclamations, Gérédis estime dans sa contribution que le niveau de la trajectoire d'objectifs est trop élevé au regard de la performance moyenne observée sur la période 2018-2021. Les données supplémentaires fournies par Gérédis (notamment le résultat de 92,3 % sur l'année 2021) justifient une adaptation de la trajectoire d'objectifs. Ainsi, la CRE adapte la trajectoire d'objectifs de cet indicateur en début de période mais conserve un objectif cible de 94 % en fin de période.

S'agissant des indicateurs relatifs au raccordement, Gérédis conteste certaines modalités des indicateurs, à savoir :

- le niveau des objectifs de l'indicateur relatif au respect de l'envoi de la proposition de raccordement ;

- le périmètre et le niveau d'incitation de l'indicateur relatif au délai moyen de réalisation, en particulier la prise en compte des branchements avec extension.

La CRE estime que les niveaux d'objectifs sont en ligne avec les résultats observés sur la période passée et sont cohérents avec les ressources qui seront engagées par Gérédis dans ce domaine. Par ailleurs, la CRE estime la prise en compte des branchements avec extension dans le périmètre de l'indicateur portant sur le délai moyen de réalisation des affaires de raccordement en soutirage BT ≤ 36 kVA est pertinent dans la mesure où les volumes et les répartitions de ces types d'affaires sont stables depuis 2018.

Par conséquent, la CRE retient les évolutions envisagées dans la consultation publique s'agissant des indicateurs relatifs au délai d'envoi de la proposition de raccordement ainsi qu'au délai de réalisation des opérations de raccordement.

Les indicateurs de qualité de service retenus pour la période 2022-2025 ainsi que les incitations financières associées sont détaillés dans l'annexe 3 de la présente délibération.

2.4.2. Régulation incitative de la continuité d'alimentation

2.4.2.1. Durée et fréquence moyennes annuelles de coupure

Pour la période TURPE 6, la continuité d'alimentation d'Enedis est suivie au moyen de 5 indicateurs incités financièrement :

- mécanisme de coupures longues ;

- durée moyenne de coupure en BT (critère B) ;

- durée moyenne de coupure en HTA (critère M) ;

- fréquence moyenne de coupure en BT (critère F-BT) ;

- fréquence moyenne de coupure en HTA (critère F-HTA).

Dans le cadre du TURPE 5 HTA-BT, la CRE a invité Gérédis à travailler dès 2017 sur la mise en place du suivi, sans incitation financière, de quatre indicateurs relatifs à la durée moyenne annuelle de coupure en BT et en HTA et à la fréquence moyenne annuelle de coupure en BT et en HTA, sur la base des définitions retenues pour Enedis. Cette demande a été réitérée par la CRE dans le cadre de la délibération 2018-163 du 19 juillet 2018.

Dans sa consultation publique du 16 décembre 2021, la CRE a noté que Gérédis a mis en place un suivi fiable des indicateurs de continuité d'alimentation relatifs à la durée moyenne de coupure en BT (critère B) et en HTA (critère M) mais qu'elle ne disposait pas d'un historique profond sur les indicateurs relatifs à la fréquence moyenne de coupure en BT (critère F-BT) et en HTA (critère F-HTA). La CRE a ainsi proposé la mise en œuvre d'incitations financières sur les critères B et M, avec un objectif de référence égal à la moyenne des résultats 2018-2020.

Si aucune réponse à la consultation publique n'est complétement défavorable à la mise en œuvre d'une incitation financière sur ces deux indicateurs, plusieurs acteurs ont fait remonter le fait que le calcul de l'objectif ne devrait être basé que sur les années 2018 et 2019 au vu de l'impact de la crise sanitaire sur les résultats pour l'année 2020.

Au vu de ces éléments, la CRE introduit effectivement une incitation financière sur les critères B et M pour Gérédis sur la période 2022-2025. Cependant, afin de fixer le niveau d'objectif le plus représentatif pour Gérédis et au regard de la nouveauté de l'incitation financière pour ces deux indicateurs, la CRE retire l'année 2020 du calcul de l'objectif et fixe ainsi les valeurs suivantes pour la période à venir :

			Critère B

			Critère M

			Valeur de référence envisagée

			pour la période 2022-2025

			57,5 minutes/an

			24,0 minutes/an

Concernant les montants d'incitations financières de Gérédis sur ces deux indicateurs pour la période à venir, la CRE maintient sa proposition malgré l'opposition d'un acteur trouvant ce montant trop élevé au regard des CNE de Gérédis, considérant que la fixation de l'incitation doit se faire en fonction du nombre de clients de Gérédis.

			Critère B

			Critère M

			Force de l'incitation envisagée pour la période 2022-2025

			28 k€/min

			26 k€/min

Afin de limiter le risque financier pour Gérédis lié à la mise en place des deux incitations susmentionnées, la CRE introduit un plafond/plancher global des incitations financières (bonus/malus) supportées par l'opérateur à ± 120 k€ par an.

La CRE n'introduit pas d'incitation financière sur les critères F-BT et F-HTA, considérant qu'elle ne dispose pas d'un historique assez profond.

2.4.2.2. Indemnités pour coupures longues

Le mécanisme d'indemnités pour coupures longues repose sur le versement, directement aux consommateurs concernés, de pénalités en cas d'interruption d'alimentation d'une durée supérieure à 5 heures due à une défaillance des réseaux publics d'électricité.

Dans le cadre d'une coupure d'un utilisateur de plus de cinq heures, le TURPE 5 HTA-BT prévoyait notamment que Gérédis verse à cet utilisateur une pénalité forfaitaire, déclinée par niveau de tension et par tranche de 5 heures de coupure, dans la limite de 40 tranches consécutives :

- pour les consommateurs raccordés en BT dont la puissance souscrite est inférieure ou égale à 36 kVA l'indemnité est de 2 € HT par kVA de puissance souscrite par tranche de 5 heures de coupure ;

- pour les consommateurs raccordés en BT dont la puissance souscrite est supérieure à 36 kVA, l'indemnité est de 3,5 € HT par kVA de puissance souscrite par tranche de 5 heures de coupure ;

- pour les consommateurs raccordés en HTA, l'indemnité est de 3,5 € HT par kW de puissance souscrite par tranche de 5 heures de coupure.

Le versement de cette indemnité ne prive pas les consommateurs de la faculté de rechercher la responsabilité de Gérédis, en tant que gestionnaire de réseaux publics, selon les voies de droit commun.

Ce mécanisme a été reconduit dans le cadre du TURPE 6 HTA-BT et la CRE a proposé pour Gérédis dans sa consultation publique du 16 décembre 2021 de le maintenir tel qu'il a été défini dans ce cadre, en faisant évoluer les niveaux de couverture par le CRCP associés à ce mécanisme.

Plusieurs acteurs ayant répondu à la consultation publique ont indiqué que l'année de référence proposée par la CRE pour fixer la trajectoire des pénalités pour coupures longues versées directement par Gérédis n'était pas représentative.

Par souci de cohérence avec le niveau d'exigence imposé à Enedis pour la période du TURPE 6 HTA-BT et avec EDF SEI pour la période 2022-2025, la CRE décide d'accorder une marge de manœuvre à Gérédis par rapport à son meilleur niveau réalisé observé.

Ainsi, la trajectoire des pénalités pour coupures longues versées directement par Gérédis aux utilisateurs sur la période 2022-2025 est fixée à 36 k€/an. Ce montant sera intégré dans les charges nettes d'exploitation de Gérédis à couvrir par la dotation. Le niveau à partir duquel les pénalités versées par Gérédis sont couvertes par le CRCP sera quant à lui fixé à 216 k€.

Comme envisagé au stade de la consultation publique, ce montant est défini de manière à conserver la même différence entre le niveau de la trajectoire et le niveau au-delà duquel les pénalités sont couvertes par le CRCP sur la période précédente, soit 180 k€.

2.5. Régulation incitative de la R&D et de l'innovation

2.5.1. Régulation de la R&D

Dans un contexte d'évolution rapide du secteur de l'énergie et, particulièrement de l'électricité, la CRE attache une importance particulière à l'innovation, au développement des réseaux intelligents et à l'adaptation des réseaux à la transition énergétique. Les gestionnaires de réseaux doivent pouvoir mener des projets de recherche et développement (R&D) et d'innovation, qui peuvent notamment nécessiter d'importants budgets SI, essentiels pour fournir un service efficace et de qualité aux utilisateurs des réseaux et pour faire évoluer les outils d'exploitation de leurs réseaux. Ils se doivent, en contrepartie, d'utiliser efficacement et de manière transparente ces ressources. Ils doivent plus généralement faire évoluer leurs pratiques et les conditions d'accès au réseau autant que nécessaire pour favoriser l'innovation de l'ensemble des acteurs du système électrique.

Dans sa consultation publique du 16 décembre 2021, la CRE notait que Gérédis avait sollicité la prise en charge d'une enveloppe annuelle de 600 k€ au titre des charges d'exploitation visant à couvrir des frais de R&D au service de la performance industrielle et de la transition énergétique. Si la CRE rappelait alors son attachement à l'importance du développement des réseaux intelligents et à l'adaptation des réseaux à la transition énergétique, elle considérait alors la demande de Gérédis comme pas assez motivée et avait proposé de ne pas mettre en place de trajectoire de R&D incitée pour Gérédis sur la période 2022-2025.

Dans le cadre de sa réponse à la consultation publique, Gérédis a fourni un nombre important d'éléments qualitatifs pour justifier sa demande. A l'aune de ces éléments, la CRE revoit la position énoncée dans la consultation publique du 16 décembre 2021 et met en place un mécanisme de régulation incitative de la R&D pour Gérédis, assorti de la publication d'un rapport public bisannuel faisant le bilan des actions engagées en matière de R&D.

Néanmoins, la CRE considère que les travaux doivent se poursuivre afin d'accompagner Enedis et les ELD dans une démarche de mutualisation de leurs programmes de R&D, lorsque cela est pertinent et opérationnellement réalisable. Les dépenses ainsi évitées seraient restituées aux consommateurs en fin de période de dotation FPE via le CRCP.

Les montants retenus sont présentés au paragraphe 3.1.2.2.2.

2.5.2. Projets de réseaux électriques intelligents

La délibération 2018-163 du 19 juillet 2018 a introduit un mécanisme permettant d'accompagner le déploiement des réseaux électriques intelligents, qui pouvait aller au-delà des projets déjà identifiés. Celui-ci permettait à Gérédis de demander, une fois par an, pour une prise en compte lors du calcul du CRCP, l'intégration des surcoûts de charges d'exploitation liées à un futur projet, ou un ensemble de futurs projets, relevant des réseaux électriques intelligents. Cette intégration était possible pour un ensemble de projets impliquant au total des charges d'exploitation annuelles supérieures à 15 k€ sous réserve d'une analyse coût-bénéfice favorable du projet, et pour des charges non prévues à ce stade.

La CRE considérait que ce mécanisme pouvait s'appliquer à des programmes de recours à des flexibilités mais qu'il n'était pas adapté au cas de prestations multi-services rendues par des dispositifs de stockage dans des micro-réseaux isolés. Gérédis n'a pas eu recours à ce mécanisme pendant la période 2019-2021.

Néanmoins, la CRE considère qu'il est toujours important de garder une certaine souplesse dans le cadre de régulation sur la thématique des réseaux intelligents. La CRE a donc proposé de prolonger ce mécanisme pour la période 2022-2025 avec les mêmes modalités d'application que pour la période précédente. La proposition a été reçue favorablement par les acteurs ayant répondu à la consultation publique. La CRE décide de retenir cette proposition.

2.5.3. Favoriser l'innovation à l'externe

Dans le contexte de la transition énergétique, le champ des obligations législatives et réglementaires incombant aux gestionnaires de réseaux évolue. Dans ce cadre, lors de ses différentes délibérations ou rapports thématiques, la CRE a formulé un certain nombre de demandes aux opérateurs quant à la mise en place d'évolutions pour faciliter les usages innovants sur leurs réseaux. Or, les délais de mise en œuvre par les gestionnaires de réseaux de certaines des nouvelles actions requises par les textes ou demandées par la CRE ne sont pas toujours satisfaisants et parfois incompatibles avec le rythme de progression des innovations. La CRE considère que la mise en œuvre de ces actions dans les délais impartis est essentielle, dans un contexte marqué par des transformations rapides du système électrique et de ses usages.

Dans ses consultations publiques d'octobre 2019 (15) et d'octobre 2020 (16), la CRE a interrogé les acteurs sur la mise en place d'un mécanisme de régulation incitative sur le respect des délais d'exécution par les opérateurs de réseaux de certaines actions jugées prioritaires pour favoriser l'innovation des acteurs de marché.

La majorité des acteurs ayant répondu favorablement à cette proposition dans ces consultations publiques, la CRE a mis en place dans le cadre du TURPE 6 HTA-BT un dispositif de régulation incitative au respect des délais d'exécution par Enedis d'actions identifiées comme prioritaires , qui repose sur une liste réduite d'actions prioritaires ayant vocation à intégrer le dispositif, un délai d'exécution associé à chacune de ces actions et le versement de pénalité en cas de non-réalisation de ces actions prioritaires dans les délais impartis.

Dans sa consultation publique du 16 décembre 2021, la CRE a proposé de mettre en place ce même mécanisme pour Gérédis. Bien que plusieurs acteurs se soient prononcés en défaveur du dispositif, le jugeant asymétrique, la CRE, par souci de cohérence avec les dispositions retenues pour les autres gestionnaires de réseaux, met en place ce mécanisme pour Gérédis, avec :

- une liste réduite d'actions prioritaires ayant vocation à intégrer le dispositif : afin de disposer de la réactivité nécessaire à l'innovation, cette liste d'actions prioritaires ne sera pas figée en début de période tarifaire et pourra être alimentée pendant toute la période en cohérence avec des évolutions législatives et réglementaires, les chantiers prioritaires identifiés par la CRE et après consultation des acteurs de marché. Les actions prioritaires pourraient porter, notamment, sur la définition d'une stratégie d'intégration de la mobilité électrique dans les systèmes électriques insulaires exploitant au mieux la flexibilité offerte par les batteries des véhicules électriques et les capacités des compteurs communicants ;

- un délai d'exécution associé à chacune des actions, en fonction des textes de nature législative et réglementaire lorsque l'action est requise par ces textes, ou établi en concertation avec Gérédis et les acteurs de marché lorsqu'il s'agit d'actions en lien avec des chantiers jugés prioritaires par la CRE ;

- le versement de pénalités en cas de non-réalisation de ces actions prioritaires dans les délais impartis, en ce qu'elle constitue un frein à un accès efficace aux réseaux ou au bon fonctionnement du marché. Calculé de manière mensuelle, le montant de cette pénalité est progressif, afin de pénaliser plus fortement les retards importants. Les montants sont les suivants :

- pour un projet mis en œuvre dans les 6 mois suivant la date retenue par la CRE, une pénalité de 500 €/mois de retard est appliquée ;

- pour un projet mis en œuvre dans les 6 à 12 mois suivant la date retenue par la CRE, la pénalité est portée à 1 000 €/mois de retard pour les mois au-delà du 6e mois ;

- pour un projet mis en œuvre au-delà de 12 mois suivant la date retenue par la CRE, la pénalité est portée à 2 000 €/mois de retard pour les mois au-delà du 12e mois ;

- le montant global de l'ensemble des pénalités versées par Gérédis est plafonné à 50 k€ par an.

Aucune action n'est intégrée dès la mise en place de ce mécanisme pour la période à venir. Des actions pourront être intégrées au mécanisme en cours de période en suivant le processus décrit précédemment.

(15) Consultation publique n° 2019-019 du 17 octobre 2019 relative à la qualité de service et aux actions des gestionnaires de réseaux en faveur de l'innovation des acteurs pour le secteur de l'électricité ( https://www.cre.fr/Documents/Consultations-publiques/qualite-de-service-et-aux-actions-des-gestionnaires-de-reseaux-en-faveur-de-l-innovation-des-acteurs-pour-le-secteur-de-l-electricite)

(16) Consultation publique n° 2020-017 du 8 octobre 2020 relative au prochain tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité (TURPE 6 HTA-BT).