Délibération n° 2021-211 du 1er juillet 2021 portant décision sur les prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité

Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Catherine EDWIGE, Ivan FAUCHEUX et Jean-Laurent LASTELLE, commissaires.
Les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) d'électricité sont en charge de l'acheminement de l'électricité sur les réseaux publics de distribution jusqu'aux consommateurs finals. Ils facturent l'acheminement de l'électricité aux utilisateurs de leur réseau, en application des tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution (TURPE HTA-BT) fixés par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).
En complément de la prestation d'acheminement de l'électricité, il existe également des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD d'électricité. Ces prestations, réalisées à la demande principalement des fournisseurs et des consommateurs finals, sont rassemblées, pour chaque GRD d'électricité, dans un catalogue de prestations qui est public. Les prestations annexes réalisées par les GRD d'électricité à destination des responsables d'équilibre (RE) sont regroupées dans un catalogue de prestations qui leur est dédié. L'article L. 341-3 du code de l'énergie confère à la CRE la compétence en matière de tarification des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD d'électricité.
Ainsi, les dispositions de l'article L. 341-3 du code de l'énergie prévoient que « la Commission de régulation de l'énergie fixe […] les méthodes utilisées pour établir les tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif » par les gestionnaires de réseaux.
Ce même article précise également que « la Commission de régulation de l'énergie se prononce, s'il y a lieu à la demande des gestionnaires des réseaux publics de transport ou de distribution d'électricité, sur les évolutions […] des tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de ces réseaux » en indiquant, en outre, que la CRE procède, selon les modalités qu'elle détermine, à la consultation des acteurs du marché de l'énergie.
En outre, aux termes des dispositions de l'article L. 134-1 du code de l'énergie, la CRE a compétence pour préciser « les règles concernant : / 1° Les missions des gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution d'électricité en matière d'exploitation et de développement des réseaux ; / 2° Les conditions de raccordement aux réseaux publics de transport et de distribution d'électricité ; / 3° Les conditions d'accès aux réseaux et de leur utilisation y compris la méthodologie de calcul des tarifs d'utilisation des réseaux et les évolutions de ces tarifs, […] ».
Les tarifs et le contenu des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD d'électricité actuellement en vigueur ont été fixés par délibération de la CRE n° 2019-137 du 25 juin 2019 (ci-après « délibération n° 2019-137 ») (1) s'agissant des prestations annexes à destination des responsables d'équilibre et, par délibération n° 2019-136 du 25 juin 2019 (ci-après « délibération n° 2019-136 ») (2) s'agissant s'agissant des prestations annexes à destination des particuliers, des entreprises, des professionnels et des collectivités. Ces délibérations sont entrées en vigueur au 1er août 2019. Les tarifs de ces prestations évoluent annuellement par l'application des formules d'indexation.
Par ailleurs, les GRD d'électricité peuvent, dans le respect des principes du droit de la concurrence, proposer des prestations relevant du domaine concurrentiel, dont ils fixent librement le prix. En sus du respect de ces principes, et dès lors qu'ils choisiraient de les mentionner dans leur catalogue, la CRE demande aux GRD que ces prestations soient clairement identifiées comme telles et isolées dans le catalogue de prestations, afin d'éviter tout risque de confusion avec les prestations réalisées à titre exclusif par ces gestionnaires. En outre, l'opérateur doit alors indiquer expressément que ces prestations peuvent être réalisées par d'autres prestataires.
En application des articles du code de l'énergie précités, la présente délibération de la CRE a pour objet de :



- faire évoluer le tarif des prestations annexes à destination des responsables d'équilibre, des particuliers, des entreprises, des professionnels et des collectivités réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité ainsi que le tarif de la prestation de mise en service sur raccordement existant, par l'application de formules d'indexation ;
- pour les responsables d'équilibre (RE) :
- modifier et supprimer des prestations annexes en conformité avec l'avancement du premier calcul des écarts de S+3 à S+1 au 2 janvier 2021 ;
- maintenir la non-facturation de la prestation « Reconstitution des flux optionnelle sur la base des courbes de mesure » ;
- maintenir en l'état des bouquets de prestations ;
- pour les particuliers, les entreprises, les professionnels et les collectivités : d'introduire le cas « injection du surplus de production d'électricité » dans les prestations relatives à la mise en service sur le réseau basse tension (BT) en tant que prestation non facturée.



A compter de son entrée en vigueur, la présente délibération abroge les délibérations de la CRE n° 2019-137 et n° 2019-136 précitées.
La CRE a organisé une consultation publique qui s'est déroulée du 20 avril au 20 mai 2021. Elle a reçu 14 contributions. L'ensemble des réponses non confidentielles à la consultation publique menée par la CRE est publié simultanément à la décision de la CRE.
Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 24 juin 2021.



SOMMAIRE



1. Méthodes et compétences de la CRE
1.1. Principes de tarification des prestations annexes
1.2. Dispositions générales
1.3. Prestations réalisées À titre expérimental
2. Modalités d'évolution annuelle des tarifs des prestations annexes des grd d'électricité
2.1. Pour les prestations annexes à l'exception de celle sur la mise en service sur raccordement existant
2.2. Pour la prestation de mise en service sur raccordement existant
3. Evolution des prestations à destination des particuliers, des entreprises et des professionnels et des collectivités au 1er aout 2021
3.1. Ajout des cas d'injection de surplus d'électricité pour la mise en service des utilisateurs bt ≤ 36 kva
4. Evolutions des prestations à destination des responsables d'équilibre au 1er août 2021
4.1. Evolution Passage À S+1
4.2. Evolution de la prestation « reconstitution des flux optionnelle sur la base des courbes de mesure »
4.3. Pérennisation des bouquets optionnels de prestations
DÉCISION DE LA CRE
ANNEXE 1 : CONTENUS ET TARIFS DES PRESTATIONS ANNEXES RÉALISÉES À TITRE EXCLUSIF PAR LES GESTIONNAIRES DE RÉSEAUX PUBLICS DE DISTRIBUTION D'ÉLECTRICITÉ A DESTINATION DES PARTICULIERS, DES ENTREPRISES, DES PROFESSIONNELS ET DES COLLECTIVITÉS
ANNEXE 2 : CONTENUS ET TARIFS DES PRESTATIONS ANNEXES RÉALISÉES À TITRE EXCLUSIF PAR LES GESTIONNAIRES DE RÉSEAUX PUBLICS DE DISTRIBUTION D'ÉLECTRICITÉ A DESTINATION DES RESPONSABLES D'EQUILIBRE



1. Méthodes et compétences de la CRE
1.1. Principes de tarification des prestations annexes



Les dispositions du code de l'énergie, confèrent à la CRE la compétence en matière de tarification des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD d'électricité.
Ainsi, les dispositions de l'article L. 341-3 du code de l'énergie prévoient que « la Commission de régulation de l'énergie fixe […] les méthodes utilisées pour établir les tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif » par les gestionnaires de réseaux.
Ce même article précise également que « la Commission de régulation de l'énergie se prononce, s'il y a lieu à la demande des gestionnaires des réseaux publics de transport ou de distribution d'électricité, sur les évolutions […] des tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de ces réseaux » en indiquant, en outre, que la CRE procède, selon les modalités qu'elle détermine, à la consultation des acteurs du marché de l'énergie.
En outre, aux termes des dispositions de l'article L. 134-1 du code de l'énergie, la CRE a compétence pour préciser « les règles concernant : / 1° Les missions des gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution d'électricité en matière d'exploitation et de développement des réseaux ; / 2° Les conditions de raccordement aux réseaux publics de transport et de distribution d'électricité ; / 3° Les conditions d'accès aux réseaux et de leur utilisation y compris la méthodologie de calcul des tarifs d'utilisation des réseaux et les évolutions de ces tarifs, […] ».
Le tarif TURPE 5 bis HTA-BT (3) en vigueur prévoit que les recettes prévisionnelles issues des prestations annexes sont déduites des charges brutes d'exploitation pour déterminer le niveau des charges nettes d'exploitation prises en compte pour déterminer le niveau du tarif.
En outre, le compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) prend en compte, lorsque l'évolution de leur tarif diffère de l'application des formules d'indexation annuelle des prix des prestations, l'intégralité de l'écart entre les recettes des prestations annexes effectivement perçues et les recettes qui auraient été perçues, pour le même volume de prestations, si l'évolution des tarifs avait été calculée à partir des formules d'indexation annuelle.
Par ailleurs, les dispositions de l'article L. 341-2, 3° du code de l'énergie précisent que le TURPE comprend « une partie des coûts des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de ces réseaux […] ». Ainsi, le TURPE couvre une partie des coûts liés à la réalisation de ces prestations.
Le coût des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD d'électricité est donc :



- soit entièrement couvert par le tarif d'utilisation des réseaux (prestations telles que le changement de fournisseur, qui ne font pas l'objet d'une facturation spécifique). La prestation n'est alors pas facturée au demandeur ;
- soit couvert en tout ou partie par le tarif de la prestation facturé par le GRD. La part du coût non couverte par le tarif de la prestation est couverte par le tarif d'utilisation des réseaux.



Les tarifs des prestations annexes à destination des responsables d'équilibre, des particuliers, des entreprises, des professionnels et des collectivités réalisées à titre exclusif par les GRD d'électricité évoluent au 1er août de chaque année, par l'application de la formule définie au point 2.1 de la présente délibération. Le tarif de la prestation de mise en service sur raccordement existant évolue au 1er août de chaque année par l'application de la formule définie au point 2.2 de la présente délibération.
Enfin, les GRD d'électricité peuvent, dans le respect des principes du droit de la concurrence, proposer des prestations relevant du domaine concurrentiel, dont ils fixent librement le prix. En sus du respect de ces principes, et dès lors que les GRD choisiraient de les inclure dans leur catalogue, ces prestations doivent être clairement identifiées comme telles dans le catalogue de prestations, afin d'éviter tout risque de confusion avec les prestations réalisées à titre exclusif par ces gestionnaires. En outre, le GRD doit alors indiquer expressément que ces prestations peuvent être réalisées par d'autres prestataires.



1.2. Dispositions générales



La présente délibération décrit le contenu des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux publics de distribution, fixe les tarifs de ces prestations et précise, le cas échéant, les délais standard ou maximaux de réalisation de ces prestations. Les définitions des termes utilisés sont celles fixées par les règles tarifaires de la délibération portant décision sur les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dans les domaines de tension HTA et BT en vigueur (4).
Les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité peuvent prévoir des délais standard ou maximaux de réalisation plus courts que ceux prévus par les présentes règles tarifaires.
Les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité peuvent également prévoir de réaliser certaines prestations annexes en version « express » (c'est-à-dire dans des délais plus courts que les délais standard ou maximaux). Dans ce cadre, les gestionnaires précisent les prestations annexes qui peuvent être réalisées en version « express », ainsi que les délais de réalisation « express » correspondants. Lorsqu'elles sont réalisées en version « express », le tarif des prestations est majoré des frais prévus en annexe de la présente délibération. Pour les points de connexion en BT ≤ 36 kVA, les versions « express » des prestations pouvant être télé-opérées ne sont pas accessibles aux utilisateurs équipés de compteurs évolués.
Les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité garantissent la réalisation de ces prestations dans des conditions transparentes et non-discriminatoires à tous les utilisateurs.
Ces prestations annexes sont réalisées à la demande d'un utilisateur, d'un tiers, ainsi que, le cas échéant, à l'initiative d'un gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité dans le cadre de ses missions.
La totalité des prestations annexes réalisées par les gestionnaires de réseaux de distribution figure dans leurs catalogues de prestations annexes.
Les tarifs fixés par les présentes règles tarifaires sont exprimés en euros hors toutes taxes et correspondent à ceux pratiqués pendant les jours ouvrés (du lundi au vendredi, hors jours fériés) et les heures ouvrées. Sauf disposition contraire, ces tarifs s'entendent par point de connexion et par contrat d'accès.
À titre exceptionnel, et dans la limite des disponibilités des équipes techniques des gestionnaires de réseaux publics de distribution, des interventions peuvent être programmées en dehors des jours ou heures ouvrés. Sauf disposition contraire, les prestations annexes peuvent alors donner lieu à des majorations de facturation reflétant les surcoûts de main-d'œuvre engagés.
Il appartient aux gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité de préciser les conditions pratiques de réalisation, les clauses restrictives, les canaux d'accès et les clauses contractuelles, relatifs aux prestations annexes visées par les présentes dispositions. Il leur appartient également de définir les heures ouvrées pendant lesquelles sont normalement réalisées les prestations annexes, ainsi que les prestations annexes qui peuvent être réalisées en dehors des jours et heures ouvrés et le surcoût correspondant.
Certaines prestations annexes sont facturées sur devis. Les devis sont construits sur la base :



- de coûts standard de main-d'œuvre, fonction de la qualification des intervenants ;
- de prix figurant dans un canevas technique pour les opérations standard ou de coûts réels.



Certaines prestations prévoient une tarification différente selon la situation technique, et notamment la nécessité ou non d'un déplacement. Dans ces cas, si un déplacement est nécessaire uniquement pour activer le dispositif de télécommunication du compteur, la prestation demandée est facturée au tarif « sans déplacement ».
Les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité publient et communiquent leur catalogue de prestations, incluant l'ensemble des éléments précités, à toute personne en faisant la demande. Cette publication doit être réalisée sur le site Internet du gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié. Le gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité transmet à la CRE, et publie sur son site Internet ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié, le calendrier de mise en place des prestations de transmission de données associées au déploiement des compteurs évolués.



1.3. Prestations réalisées à titre expérimental



Une prestation à titre expérimental doit faire l'objet d'une notification adressée à la CRE. Cette notification devra notamment inclure une description de la prestation, ainsi qu'une estimation du coût de réalisation de la prestation.
Préalablement à toute expérimentation, une concertation entre le gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité et l'ensemble des acteurs de marché concernés devra être menée. Elle impliquera les acteurs de marchés : les fournisseurs, les associations de consommateurs, les autorités concédantes, etc. Cette concertation pourra se dérouler dans le cadre des réunions des groupes de concertation de la Commission de régulation de l'énergie.
La CRE disposera d'un délai de deux mois à compter de la réception de la notification du gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité pour s'opposer à la mise en œuvre de l'expérimentation.
La durée d'une expérimentation est limitée à deux ans, renouvelable une fois pour deux ans, après accord de la CRE. Le délai de deux ans commencera à courir à compter de l'expiration du délai dont dispose la CRE pour s'opposer à l'expérimentation ou à son renouvellement.
Le gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité devra transmettre à la CRE, au plus tard dix-huit mois après le début de l'expérimentation, un retour d'expérience lui permettant de se prononcer sur la mise en œuvre définitive de la prestation et sur sa tarification.
Le gestionnaire de réseaux publics de distribution d'électricité devra identifier de manière claire, dans son catalogue de prestations, celles qui sont réalisées à titre expérimental.
Les prestations proposées à titre expérimental sont facturées à leur coût de revient.



2. Modalités d'évolution annuelle des tarifs des prestations annexes des grd d'électricité
2.1. Pour les prestations annexes à l'exception de celle sur la mise en service sur raccordement existant



Chaque année, les tarifs des prestations annexes visées par les présentes règles tarifaires sont ajustés mécaniquement, le 1er août, du pourcentage suivant :




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Avec :



- ZN : pourcentage d'évolution des tarifs en vigueur à compter du 1er août de l'année N par rapport à ceux en vigueur le mois précédent, arrondi au dixième ;
- IPCN : pourcentage d'évolution entre la valeur moyenne de l'indice mensuel des prix à la consommation sur les douze mois de l'année N-1 et la valeur moyenne du même indice sur les 12 mois de l'année N-2, tel que publié par l'INSEE (identifiant : 1763852).



Les tarifs ainsi calculés sont arrondis au centime d'euro le plus proche (ou, pour les tarifs annuels, à la valeur divisible par douze la plus proche).
Le pourcentage d'évolution de l'indice mensuel des prix à la consommation harmonisé - France, à prendre en compte pour l'évolution au 1er août 2021 des tarifs des prestations annexes est donc de +0,2 %.



2.2. Pour la prestation de mise en service sur raccordement existant



Pour les points de connexion en soutirage en BT ≤ 36 kVA et jusqu'à la fin du déploiement des compteurs évolués, le tarif de la prestation sera revu chaque année selon la formule suivante :




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Avec :



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tarif applicable à partir du premier août de l'année N
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tarif applicable au 1er août 2015, égal à 22,75 €, ajusté chaque année en fonction de l'inflation
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tarif cible une fois le déploiement achevé, égal à 11 €, ajusté chaque année en fonction de l'inflation
-





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taux d'avancement du déploiement pour l'année N, correspondant à : (Nombre de points de livraison équipés de compteurs évolués attendu au 31 décembre de l'année N, selon la meilleure estimation en mai N) / (nombre de points de livraison équipés de compteurs évolués attendus à la fin de la phase de déploiement massif)



Le nombre de points de livraison équipés de compteurs évolués attendu au 31 décembre 2021 est de 33,9 millions, soit 96 % du nombre de compteurs à poser durant la phase de déploiement massif.
Le tarif de la prestation est donc fixé à 11,82 € HT au 1er août 2021, en baisse de 16 % par rapport au tarif actuellement en vigueur (13,99 € HT). Compte tenu du rythme de déploiement, le tarif cible sera atteint lors de l'évolution au 1er août 2022.



3. Evolution des prestations à destination des particuliers, des entreprises et des professionnels et des collectivités au 1er aout 2021
3.1. Ajout des cas d'injection de surplus d'électricité pour la mise en service des utilisateurs BT ≤ 36 kVA
3.1.1. Contexte



Un utilisateur raccordé au réseau basse tension (BT) ayant une installation de production d'électricité peut injecter l'électricité qu'il produit selon deux procédés, à savoir :



- en injectant la totalité de sa production sur le réseau public de distribution au travers d'une installation et d'un compteur dédié ;
- en consommant sa propre production et, le cas échéant, en injectant le surplus d'électricité produite sur le réseau au travers de son compteur.



Jusqu'à présent la mise en service du raccordement d'une installation de production était facturée de la même façon que l'installation injecte en totalité ou seulement en surplus.
Depuis le second semestre 2020, la mise en service du raccordement d'une installation dans le cas d'une injection en surplus (représentant près de 95 % des mises en service des sites en injection sur le réseau BT en 2020) est simplifiée pour les utilisateurs disposant déjà d'un compteur communicant Linky. Ainsi, jusqu'au premier semestre 2020, dans ce cas de figure, une intervention sur site d'un technicien était effectuée systématiquement afin de programmer le compteur évolué en « mode production » (mesure des flux d'injection, en plus des flux de soutirage). Depuis le second semestre 2020, le système d'information d'Enedis permet de réaliser la programmation du compteur Linky à distance, via la téléopération.
Pour la mise en service du raccordement d'une installation de production en surplus chez un utilisateur ne disposant pas encore de compteur évolué, en revanche, Enedis continue d'envoyer un technicien pour remplacer l'ancien compteur par un compteur Linky en même temps que la mise en service.



3.1.2. Description de l'évolution soumise à la consultation publique



Dans ce contexte, Enedis propose de faire évoluer la prestation P100B de son catalogue de prestation relative à la mise en service du raccordement d'une installation de production, pour les utilisateurs raccordés en BT, en distinguant deux cas de la manière suivante :



- Cas 1 : l'utilisateur choisit d'injecter son surplus de production sur le réseau (« Injection surplus ») :
- si l'utilisateur possède un compteur communicant Linky, l'opération est téléopérée : Enedis propose de ne pas facturer cette opération compte tenu des volumes de souscription et des coûts de facturation associés ;
- si l'utilisateur ne possède pas de compteur communicant Linky, Enedis remplace l'ancien compteur par un compteur communicant Linky. La mise en service est alors réalisée via la programmation du compteur communicant et la prestation n'est alors pas facturée ;
- Cas 2 : l'utilisateur choisit d'injecter la totalité de sa production sur le réseau (« Injection totalité ») : l'intervention du technicien reste nécessaire pour la mise en service du branchement dédié à l'injection, incluant la pose d'équipements comme le coupe-circuit du branchement, et la prestation est facturée au tarif prévu dans la délibération en vigueur (soit actuellement 41,75 € HT).



3.1.3. Réponses à la consultation publique



La quasi-totalité des acteurs est favorable à la proposition d'Enedis.



3.1.4. Analyse de la CRE



Dans sa consultation publique, la CRE a indiqué être favorable à la proposition d'Enedis dans la mesure où cette demande participe aux gains d'efficacité associés au déploiement des compteurs évolués Linky du fait de la réalisation de ces prestations via téléopération qui implique une réduction des interventions. Par ailleurs, compte-tenu des faibles coûts liés à la réalisation de cette prestation téléopérée (environ 3 €), la CRE a aussi indiqué, dans son analyse préliminaire, être favorable à la proposition d'Enedis, de ne pas facturer cette prestation.
La CRE constate qu'actuellement, près de 95 % des prestations des mises en service de site d'injection sur le réseau BT concernent les cas d'injection du surplus de la production sur le réseau.
En conséquence, la présente délibération introduit les cas d'injection du surplus de production en BT ≤ 36 kVA dans les prestations « Mise en service à la suite d'un raccordement nouveau » et « Mise en service sur raccordement existant » en tant que prestation non facturée.



4. Evolutions des prestations à destination des responsables d'équilibre au 1er août 2021
4.1. Evolution passage à S+1
4.1.1. Contexte



Dans le cadre de la délibération du 24 juillet 2019 portant approbation des règles relatives à la programmation, au mécanisme d'ajustement et au dispositif de responsable d'équilibre (5) (ci-après « délibération n° 2019-186 »), la CRE a validé le calendrier s'agissant du premier calcul des écarts des responsables d'équilibre. Celui-ci prévoit que ce calcul pour une semaine donnée S soit réalisé et transmis aux RE en S+1 à partir du 2 janvier 2021, au lieu de S+3 précédemment.
Les GRD transmettent aux RE des flux de données relatifs au calcul des écarts définis par les prestations listées dans la délibération n° 2019-137. Ces flux doivent évoluer dès lors que leur calendrier de transmission aux RE n'est plus compatible avec la nouvelle échéance de calcul en S+1.
En outre, la délibération n° 2019-137 prévoyait que la prestation « Transmission en S+1 du périmètre GRD » remplace à compter du 1er janvier 2021 la prestation « Transmission du périmètre du GRD » comme prestation de base. Cette disposition permettait d'assurer la cohérence des prestations avec le passage du premier calcul des écarts en S+1. Afin de simplifier la transition pour les RE, Enedis a par ailleurs modifié son offre « Transmission du périmètre du GRD » au 2 janvier 2021 afin d'y intégrer l'envoi du premier calcul des écarts en S+1. La CRE estime que cette évolution a permis une transition plus souple et naturelle pour les RE.
Enedis a saisi la CRE d'une demande d'évolution des prestations annexes à destination des responsables d'équilibre afin de mettre en œuvre les évolutions définies par la délibération n° 2019-186.
Les évolutions proposées par Enedis consistent à modifier les prestations existantes concernées par l'avancement du premier calcul des écarts en S+1 ainsi qu'à supprimer la prestation « Transmission en S+1 du périmètre du GRD » rendue caduque par l'intégration du calcul en S+1 dans la prestation « Transmission du périmètre du GRD ».



4.1.2. Description de l'évolution soumise à la consultation publique



Afin de se mettre en conformité avec l'évolution portant sur l'échéance de calcul en S+1, Enedis propose de modifier les prestations concernées de son catalogue. Ces prestations sont des prestations pouvant être proposées par l'ensemble GRD.



4.1.2.1. Modification de la date d'envoi des flux en S+2 par S+1



Enedis propose que les flux auparavant envoyés en S+2 soient envoyés en S+1. Les flux envoyés en M+1, M+3, M+6, M+12 et M+14 resteraient eux inchangés.
Ces modifications n'entrainent pas de changement dans les tarifs des prestations hors évolution annuelle prévue.
Les prestations concernées seraient les suivantes :



- « Transmission du périmètre Enedis »



La prestation consiste pour chaque semaine S à transmettre au responsable d'équilibre les éléments rattachés à son périmètre Enedis.



- « Transmission des bilans »



La prestation consiste à transmettre au responsable d'équilibre les flux agrégés ci-dessous, calculés pour chaque semaine S à partir des éléments présents dans son périmètre Enedis :



- la courbe de charge agrégée des consommations estimées ;
- la courbe de charge agrégée des productions estimées ;
- la courbe de charge agrégée des consommations télérelevées ;
- la courbe de charge agrégée des productions télérelevées ;
- la courbe de charge des pertes modélisées.
- « Transmission des bilans détaillés par sous-profil et par fournisseur »



La prestation consiste à transmettre au responsable d'équilibre les courbes de charge estimées par sous-profil et par fournisseur pour chaque semaine S.



- « Transmission des facteurs d'usage unitaires des sites profilés »



La prestation consiste à transmettre au responsable d'équilibre pour chaque âge de bilan du processus Ecarts, les Facteurs d'Usage unitaires des sites profilés présents dans le périmètre du RE.



1 Suppression des flux envoyés en S+2



Enedis propose que les flux auparavant envoyés en S+2 soient supprimés. Les flux envoyés en S+1, M+1, M+3, M+6, M+12 et M+14 resteraient inchangés.
Ces modifications n'entrainent pas de changement dans les tarifs des prestations hors évolution annuelle prévue.
Les prestations concernées seraient les suivantes :



- « Transmission des Bilans détaillés par sous-profil »



La prestation consiste à transmettre au responsable d'équilibre les courbes de charge estimées par sous-profil pour chaque semaine S. Cette prestation inclut la transmission des courbes agrégées par sous-profil de production et/ou sous-profil de consommation suivant la composition du portefeuille du responsable d'équilibre et l'envoi optionnel à un tiers désigné au préalable par le responsable d'équilibre.



- « Transmission des courbes de charge des sites télérelevés agrégées par fournisseur ou par filière de production »



La prestation consiste à transmettre au responsable d'équilibre les flux agrégés suivants pour chaque semaine S à partir des éléments présents dans le périmètre du GRD : la courbe de charge agrégée des sites de consommation télérelevés, par fournisseur, et la courbe de charge agrégée des sites de production télérelevés, par filière de production.



4.1.2.3. Suppression de prestation



Enedis propose de supprimer la prestation suivante, rendue caduque.



- « Transmission en S+1 du périmètre Enedis »



La prestation consiste pour chaque semaine S à transmettre au responsable d'équilibre les éléments rattachés au périmètre du GRD, en S+1.
La prestation serait rendue caduque par la modification proposée de la prestation « Transmission du périmètre Enedis ».



4.1.2.4. Modification de la « Transmission des Bilans Ecarts en S+1 avec Tendance de Calage »



Description de la prestation
La prestation consiste à transmettre sur le périmètre du responsable d'équilibre sur le réseau géré par le GRD, pour chaque semaine S les flux agrégés ci-dessous, calculés en S+1 selon les règles du processus Ecarts, si le taux de données attendues avant 14h le jeudi de S+1 est très satisfaisant :



- la courbe de charge agrégée des consommations estimées ;
- la courbe de charge agrégée des productions estimées ;
- la courbe de charge agrégée des consommations télérelevées ;
- la courbe de charge agrégée des productions télérelevées.



La transmission de ces courbes est accompagnée des résultats du contrôle d'exhaustivité des données établi à la maille responsable d'équilibre et qui conditionne leur publication (6).
Le responsable d'équilibre a la possibilité de souscrire à cette prestation avec ou sans l'option Tendance de Calage. Si l'option Tendance de Calage a été souscrite, la prestation inclut également la transmission de la tendance de calage calculée à la maille GRD en S+1 à partir des éléments présents au périmètre du responsable d'équilibre sur le réseau géré par le GRD accompagné du résultat du contrôle d'exhaustivité des données établi à la maille GRD (7).
Cette prestation est facturée :



- 254,69 €HT par mois sans l'option Tendance de Calage ;
- 363,83 €HT supplémentaires par mois pour l'option Tendance de Calage.



Chaque année, la facturation du 4e trimestre donne lieu à un ajustement au prorata annuel des semaines pour lesquelles il n'y aura pas eu de publication de flux agrégés à la suite du résultat du contrôle d'exhaustivité.
Modification proposée
La prestation souscrite sans l'option Tendance de Calage est rendue caduque par la modification de la prestation « Transmission des Bilans » telle qu'elle est proposée.
Enedis propose de supprimer le caractère optionnel de la transmission de la tendance de Calage.
Par ailleurs, la prestation de transmission des bilans écarts en S+1 étant rendue caduque avec la prestation « Transmission des Bilans », elle ne serait plus facturée aux RE. Le nouveau prix de la prestation serait constitué uniquement du prix de l'option Tendance de Calage, soit 363,83 €HT/mois.



4.1.2.5. Modification de l'offre Bouquet Bilans Agrégés



Enedis propose de modifier l'offre bouquet « Bilans agrégés » en cohérence avec la modification de la prestation « Transmission des Bilans Ecarts en S+1 avec Tendance de Calage ».
Le bouquet de prestations annexes « Bilans agrégés » ainsi modifié serait alors constitué des prestations suivantes :



- « Transmission des Bilans »
- « Transmission des Bilans RecoTemp anticipés »
- « Transmission des Bilans Ecarts en S+1 avec Tendance de calage »



4.1.3. Réponses à la consultation publique



L'ensemble des contributeurs qui se sont exprimés sur la question ont émis un avis favorable aux propositions, à l'exception d'un particulier. Quatre acteurs ne se sont pas prononcés ou ont signifié leur neutralité. Un acteur estime toutefois que la qualité actuelle des données est insuffisante et demande la publication d'un âge S+3 tel que publié avant les évolutions des règles MA-RE du 2 janvier 2021. Un autre acteur insiste également sur l'importance de la fiabilité des bilans transmis aux RE en S+1 et estime nécessaire la mise en place d'indicateurs de suivi de leur qualité.



4.1.4. Analyse de la CRE



Comme elle l'a rappelé dans sa consultation publique, la CRE porte une attention particulière à ce que les modifications des flux essentiels à la reconstitution des flux envoyés par les GRD aux RE se fassent dans un souci de simplicité et de continuité afin de limiter leurs impacts opérationnels sur les acteurs et considère que les évolutions proposées par Enedis vont dans ce sens.
La CRE partage l'attention que les acteurs portent à la qualité des données transmises et maintient à ce titre sa proposition de mise en place d'indicateurs pertinents permettant un suivi des données transmises en S+1. La CRE demande à Enedis de faire une proposition aux acteurs en concertation au sein du Groupe de Travail Électricité (GTE) à cet égard.
Enfin, la CRE notait dans son analyse préliminaire que la prestation « Transmission des Bilans Ecarts en S+1 avec Tendance de Calage » souscrite sans l'option « Tendance de calage » aurait fourni un service plus coûteux et similaire à la prestation « Transmission des Bilans » telle que proposée, mais que le service optionnel de transmission de la « Tendance de calage » continuerait de présenter un intérêt pour les RE.
Afin d'assurer une continuité opérationnelle pour les RE et Enedis, la CRE ne s'oppose pas à ce que ces deux prestations coexistent à titre transitoire. La CRE réitère toutefois sa demande à Enedis de proposer, lors de sa prochaine demande d'évolution, une prestation « Transmission de la Tendance de Calage en S+1 » pour faire disparaître cette redondance.



4.2. Evolution de la prestation « Reconstitution des flux optionnelle sur la base des courbes de mesure »
4.2.1. Contexte



Le fonctionnement du système électrique français repose sur l'obligation pour les responsables d'équilibre (RE) d'équilibrer leurs injections et leurs soutirages au pas de 30 min.
L'allocation à chaque responsable d'équilibre des quantités consommées au sein de son périmètre est réalisée aujourd'hui sur la base de profils de consommation représentant les différentes catégories de consommateurs. Les profils de consommation ont évolué ces dernières années et représentent de mieux en mieux les comportements collectifs des consommateurs, en particulier grâce à l'apport des systèmes de comptage évolué. Toutefois, chaque profil regroupe un très grand nombre d'utilisateurs et l'allocation des quantités pour un consommateur donné ne représente pas sa consommation réelle mais le comportement moyen de tous les utilisateurs ayant le même profil. En conséquence, l'intérêt d'un fournisseur à adresser des signaux à un consommateur profilé pour piloter sa consommation peut être limité puisque l'effet de ces signaux n'est pas nécessairement répercuté sur les quantités qui lui sont allouées au moment de la reconstitution des flux, et donc sur lesquelles il est financièrement incité.
Le déploiement généralisé des compteurs évolués ouvre la voie à l'allocation à chaque fournisseur des consommations réelles de chacun de ses consommateurs au pas de temps de 30 minutes. Dans cette logique, la CRE a décidé dans sa délibération du 26 septembre 2019 portant approbation du chapitre F de la section 2 des règles relatives à la programmation, au mécanisme d'ajustement et au dispositif de responsable d'équilibre (8), que pour les consommateurs raccordés dans les domaines de tension HTA et en BT>36 kVA, les quantités allouées seront fondées sur les courbes de charge réelles au plus tard au 31 décembre 2022. Les sites en BT>36 kVA avec une puissance > 110 kVA et en HTA avec une puissance > 110 kW sont d'ores et déjà traités en courbe de charge depuis le 2 janvier 2021.
Dans sa délibération n° 2019-137 (9), la CRE estime que l'utilisation de données précises de consommation pour la reconstitution des flux est un des avantages majeurs des compteurs évolués et juge nécessaire d'encourager la reconstitution des flux en courbes de charge y compris pour les sites en BT ≤ 36 kVA.
La CRE a fait évoluer la prestation de « reconstitution des flux optionnelle sur la base des courbes de mesure » en tant que prestation non facturée de façon transitoire au 1er août 2019. Afin d'envisager la pérennisation de cette non-facturation, la CRE a demandé à Enedis de réaliser un retour d'expérience.
Au 1er janvier 2021, la prestation a été souscrite auprès d'Enedis pour un seul site. Enedis indique cependant qu'elle était en cours de souscription pour 2880 sites supplémentaires au 1er avril 2021.
Par ailleurs, l'ordonnance n° 2021-237 du 3 mars 2021 portant transposition de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité (10) prévoit la mise en place d'offres à tarification dynamique en France par les fournisseurs de plus de 200 000 clients finals. Ces offres ont pour objet la transmission de signaux de prix aux consommateurs, leur permettant d'ajuster en conséquence leur consommation. Dès lors, le traitement en courbe de charge de leur consommation apparaît plus adapté.
La CRE considère que la non-facturation de la prestation « reconstitution des flux optionnelle sur la base des courbes de mesure » participe à établir un environnement propice au développement d'offres innovantes en permettant la valorisation de la flexibilité des consommateurs, comme, par exemple, les offres à tarification dynamique, et propose de la maintenir en l'état.



4.2.2. Réponses à la consultation publique



L'ensemble des contributeurs s'étant exprimés sur la question ont émis un avis favorable à la proposition. Deux acteurs ont cependant exprimé des réserves et cinq ne se sont pas prononcés ou ont signifié leur neutralité.
Un acteur demande la mise en place d'indicateurs pertinents de suivi de la qualité et la complétude des données transmises.



4.2.3. Analyse de la CRE



La CRE décide de maintenir en l'état la proposition faite et ainsi de pérenniser la non-facturation de la prestation « Reconstitution des flux optionnelle sur la base des courbes de mesure ». La CRE demande à Enedis de proposer en groupe de concertation au sein du GTE des indicateurs pertinents permettant un suivi de la qualité des données transmises.



4.3. Pérennisation des bouquets optionnels de prestations
4.3.1. Contexte



Afin de simplifier l'offre de prestations annexes à destination des responsables d'équilibre proposée par les GRD d'électricité, la CRE a décidé de mettre en place des bouquets de prestations dans sa délibération n° 2019-137 (11). L'objectif de ces trois bouquets est de permettre et d'encourager les RE, notamment de petite taille, à souscrire les prestations annexes destinées à les aider dans leur activité.
La CRE a demandé à Enedis de réaliser un bilan de la mise en œuvre de ces bouquets afin d'évaluer la pertinence des seuils mis en place ainsi que la pertinence de conserver la possibilité de souscrire individuellement chacune des prestations.
Au 1er janvier 2021 :



- 6 RE ont souscrit le bouquet « Bilans Agrégés »
- 9 RE ont souscrit le bouquet « Bilans Détaillés »
- 8 RE ont souscrit le bouquet « Facteurs d'Usage »



La CRE considère que ces chiffres indiquent que les bouquets permettent la souscription par les RE de prestations les aidant dans leur activité et bénéficient ainsi à l'équilibrage global du système. Par ailleurs, la CRE note que certains RE ont préféré conserver la souscription de prestations annexes uniques plutôt que de passer par les bouquets dans lesquels ces prestations étaient incluses, et ce par souci de continuité opérationnelle. La CRE a donc proposé le maintien en l'état des bouquets optionnels de prestations, tout en conservant la possibilité de souscrire individuellement chacune des prestations.



4.3.2. Réponses à la consultation publique



L'ensemble des répondants à s'être prononcés sur la question à l'exception d'un particulier se sont exprimés favorablement à la proposition.



4.3.3. Analyse de la CRE



Compte tenu des retours des acteurs, la CRE propose de maintenir les bouquets de prestations en l'état, tout en conservant la possibilité de souscrire individuellement les prestations, et ce afin de laisser aux acteurs toute la flexibilité nécessaire à leur activité.



DÉCISION DE LA CRE



Les dispositions de l'article L. 341-3 du code de l'énergie prévoient que « la Commission de régulation de l'énergie fixe […] les méthodes utilisées pour établir les tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif » par les gestionnaires de réseaux.
Ce même article précise également que « la Commission de régulation de l'énergie se prononce, s'il y a lieu à la demande des gestionnaires des réseaux publics de transport ou de distribution d'électricité, sur les évolutions […] des tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de ces réseaux » en indiquant, en outre, que la CRE procède, selon les modalités qu'elle détermine, à la consultation des acteurs du marché de l'énergie.
En outre, aux termes des dispositions de l'article L. 134-1 du code de l'énergie, la CRE a compétence pour préciser « les règles concernant : / 1° Les missions des gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution d'électricité en matière d'exploitation et de développement des réseaux ; / 2° Les conditions de raccordement aux réseaux publics de transport et de distribution d'électricité ; / 3° Les conditions d'accès aux réseaux et de leur utilisation y compris la méthodologie de calcul des tarifs d'utilisation des réseaux et les évolutions de ces tarifs, […] ».
Les décisions de la CRE n° 2019-137 du 25 juin 2019 portant décision sur les prestations annexes à destination des responsables d'équilibre réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité et n° 2019-136 du 25 juin 2019 portant décision sur les prestations annexes à destination des particuliers, des entreprises, des professionnels et des collectivités réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité, ont défini le contenu et les tarifs des prestations annexes. Ces délibérations précisent en outre les modalités d'évolution du tarif de ces prestations.
Les tarifs de ces prestations ont depuis évolué annuellement par l'application des formules d'indexation, mais le contenu des prestations n'a pas évolué.
En application des formules d'indexation annuelle qui sont reconduites par la présente délibération, les tarifs des prestations évoluent au 1er août 2021 de 0,2 % à l'exception de la prestation de mise en service sur raccordement existant dont le tarif est fixé à 11,82 € au 1er août 2021.
La présente délibération fixe le contenu et les tarifs des prestations annexes à destination des responsables d'équilibre, particuliers, des entreprises et des collectivités réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité, dont la liste figure en annexe à la présente délibération. Notamment, elle :



- pour les responsables d'équilibre (RE) :
- modifie les prestations suivantes, en conformité avec l'avancement du premier calcul des écarts de S+3 à S+1 au 2 janvier 2021 :
- « Transmission du périmètre Enedis »
- « Transmission des bilans »
- « Transmission des bilans détaillés par sous-profil et par fournisseur »
- « Transmission des facteurs d'usage unitaires des sites profilés »
- « Transmission des Bilans détaillés par sous-profil »
- « Transmission des courbes de charge des sites télérelevés agrégées par fournisseur ou par filière de production »
- « Transmission des Bilans Ecarts en S+1 avec Tendance de Calage »
- l'offre bouquet « Bilans agrégés »
- supprime la prestation « Transmission en S+1 du périmètre Enedis » en conformité avec l'avancement du premier calcul des écarts de S+3 à S+1 au 2 janvier 2021 ;
- maintient la non-facturation de la prestation « Reconstitution des flux optionnelle sur la base des courbes de mesure » ;
- maintient les bouquets de prestations « Bilans Agrégés », « Bilans détaillés » et « Facteurs d'usages » ;
- pour les particuliers, les entreprises, les professionnels et les collectivités : introduit le cas « injection du surplus de production d'électricité » pour les points de connexion en injection en BT ≤ 36 kVA dans les prestations « Mise en service à la suite d'un raccordement nouveau » et « Mise en service sur raccordement existant » en tant que prestation non facturée.



L'ensemble de ces dispositions entre en vigueur le 1er août 2021.
A compter de son entrée en vigueur, la présente délibération abroge les délibérations de la CRE n° 2019-137 du 25 juin 2019 portant décision sur les prestations annexes à destination des responsables d'équilibre réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité et n° 2019-136 du 25 juin 2019 portant décision sur la tarification des prestations annexes respectivement des responsables d'équilibre et des particuliers, des entreprises, des professionnels et des collectivités réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité.
Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 24 juin 2021. La présente délibération sera publiée sur le site internet de la CRE et transmise à la ministre de la transition écolo-gique, ainsi qu'au ministre de l'économie, des finances et de la relance.
La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française.

Délibéré à Paris, le 1er juillet 2021.




Pour la Commission de régulation de l'énergie,


Le président,


J.-F. Carenco