La mise en œuvre d’un projet de comptage évolué, du fait de son caractère exceptionnel dans ses dimensions techniques, industrielles et financières, engendre des risques différents de ceux habituellement rencontrés par les gestionnaires de réseaux dans la conduite de leur activité traditionnelle.

La CRE considère que les gestionnaires de réseaux doivent être responsabilisés et incités à la bonne réussite de leur projet et a ainsi mis en place pour Enedis et les deux ELD ayant présenté un projet de comptage évolué à la CRE, un cadre de régulation incitative axé sur la performance, le respect des coûts ainsi que le délai de déploiement en veillant à ce que le distributeur assume les conséquences financières d’éventuelles dérives.

Ce cadre, initialement introduit avec le projet de déploiement du compteur évolué Linky d’Enedis, a été adapté afin de correspondre au mieux aux caractéristiques des projets des ELD d’électricité. Les principes et piliers de cette régulation incitative restent cependant les mêmes.

Cette page se concentre sur la régulation incitative des projets de comptage évolué des ELD en électricité, le sujet relatif à Linky étant abordé dans l’article sur le compteur évolué Linky.

EDF SEI et Gérédis sont des entreprises locales de distribution (ELD) ayant opté, en application de l’article L. 121-29 du code de l’énergie, pour le mécanisme de péréquation s’appuyant sur l’analyse comptable de leurs charges au titre du Fonds de Péréquation de l’Electricité (FPE). Le cadre de régulation associé à leurs projets de comptage évolué s’inscrit dans le cadre de ces travaux. Il a été fixé par la CRE à l’occasion des délibérations du 22 mars 2018^[1] et du 14 novembre 2019^[2].

1. Le projet de comptage évolué d’EDF SEI

EDF SEI est le principal GRD des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental (ZNI) et est donc en charge de déployer les compteurs évolués dans ces territoires.

Le projet de comptage évolué d’EDF SEI dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA a pour objectif le déploiement de 1,2 million de compteurs évolués entre 2018 et 2024 en Corse, Martinique, Guadeloupe, Guyane et à la Réunion. Ce projet conduira à des investissements (achat et pose des concentrateurs, systèmes d’information) d’un montant cumulé de l’ordre de 270 M€.

La CRE a réalisé une étude technico-économique afin d’en évaluer les coûts et les bénéfices pour le marché et les consommateurs^[3]. Il en résulte que le projet d’EDF SEI est viable économiquement au seul périmètre de son activité de gestionnaire de réseau de distribution.

2. Le projet de comptage évolué de Gérédis

Gérédis est actif sur une partie du département des Deux-Sèvres, correspondant à la partie la plus rurale du département qui exclut les centres urbains desservis par Enedis, et est donc en charge de déployer les compteurs évolués dans ces territoires.

Le projet de comptage évolué de Gérédis consiste à déployer 180 000 compteurs évolués sur la période 2021-2027 sur son territoire de desserte. Le projet conduira à des investissements d’un montant cumulé de l’ordre de 42 M€.

L’étude technico-économique associée à ce projet a montré que le projet de comptage évolué de Gérédis est économiquement viable en tenant compte notamment des gains tels que la maîtrise de la demande d’énergie (MDE) et la présence du consommateur non requise lors des relèves et interventions.

3. Cadre de régulation

Le cadre de régulation d’EDF SEI et de Gérédis est inspiré du cadre appliqué au projet Linky d’Enedis et lui est comparable en structure. En effet, il repose sur les piliers suivants :

• mise en place d’une prime incitative de rémunération appliquée aux actifs du projet de comptage évolué ;
• définition d’objectifs de régulation incitative sur le respect des coûts, des délais et de la performance du système.

En cas d’atteinte de l’ensemble de ces objectifs, l’opérateur conserve l’intégralité d’une prime de 200 points de base (pbs). En revanche en cas de dérive de la performance sur un ou plusieurs de ces objectifs, la prime incitative est réduite, potentiellement en deçà du taux de rémunération de base, dans la limite d’un plancher de 100 pbs.

Le niveau de la prime de rémunération appliquée aux actifs de comptage de ces deux projets a été évaluée au regard de l’appréciation, par la CRE, du risque supporté par les ELD dans le cadre de ces projets. En effet, la CRE considère que le niveau du risque technique de ces projets est plus faible que celui supporté par Enedis au moment du lancement du projet Linky, dans la mesure où ils s’appuient largement sur une solution technique déjà éprouvée par Enedis car très largement déployée en France.

Le cadre de régulation mis en œuvre repose ainsi sur un suivi régulier des projets d’EDF SEI et de Gérédis pendant toute la période de

• un suivi du respect du calendrier prévisionnel de déploiement du projet, avec des pénalités en cas de retard. Pour chaque période de suivi, la non atteinte du taux de déploiement prévisionnel donne lieu à une pénalité proportionnelle au retard constaté ;

• un suivi des coûts unitaires d’investissement du système de comptage évolué, avec des pénalités (respectivement bonus) en cas de dérive (respectivement diminution) de ces coûts. Ce mécanisme compare une dépense réelle d’investissement avec un coût de référence basé sur une trajectoire calculée en amont du projet ;

• un suivi de la performance du système, en termes de qualité du service rendu, dès le début de la phase de déploiement, avec des incitations financières (bonus et pénalités) versées en fonction de l’atteinte ou non d’objectifs prédéfinis. Ce mécanisme se base sur des indicateurs relatifs à la qualité de la pose (ex. taux de ré-intervention à la suite de la pose d’un compteur) et à la performance du système (ex. taux de télé-relevés journaliers réussis). Ces indicateurs sont calculés et transmis régulièrement par l’opérateur à la CRE.

Les charges d’exploitation relatives à l’activité de comptage feront l’objet d’un suivi particulier, notamment à l’occasion de l’élaboration des prochaines dotations au titre du FPE. La CRE s’assurera que les trajectoires de charges d’exploitation présentées par les opérateurs sont cohérentes avec les trajectoires prévisionnelles de réduction de coûts (principalement les coûts de relève).