Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Christine CHAUVET, Catherine EDWIGE, Jean-Laurent LASTELLE et Ivan Faucheux, commissaires.
Les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dits « TURPE HTA-BT » s'appliquant aux utilisateurs raccordés aux réseaux de distribution en haute tension A (HTA) et en basse tension (BT), sont aujourd'hui fixés par la délibération n° 2018-148 de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) du 28 juin 2018 portant décision sur les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dans les domaines de tension HTA et BT (1).
Le TURPE HTA-BT, qui est identique quel que soit le gestionnaire de réseaux de distribution (GRD) d'électricité, est déterminé à partir du niveau prévisionnel de charges supportées par Enedis, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseaux efficace, ainsi que des prévisions concernant le nombre de consommateurs raccordés aux réseaux d'Enedis, leur consommation et leur puissance souscrite.
Cadre juridique actuel
Ce tarif ne permettant pas toujours la prise en compte des spécificités de certaines concessions de distribution publique d'électricité, le fonds de péréquation de l'électricité (FPE) a pour objet de compenser l'hétérogénéité des conditions d'exploitation de ces réseaux.
Les dispositions de l'article L. 121-29 du code de l'énergie, prévoient ainsi qu'« il est procédé à une péréquation des charges de distribution d'électricité en vue de répartir entre les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité les charges résultant de leur mission d'exploitation des réseaux publics mentionnée à l'article L. 121-4. »
Cet article prévoit la possibilité d'intégrer dans le mécanisme de péréquation des charges liées à la gestion des réseaux dans les zones non interconnectées (ZNI).
Les montants à percevoir ou à verser au titre de cette péréquation sont déterminés, de manière forfaitaire, à partir d'une formule de péréquation fixée par décret en Conseil d'Etat.
Toutefois, dans l'hypothèse où cette formule normative de péréquation ne permettrait pas une prise en compte de la réalité des coûts d'exploitation exposés, l'article L. 121-29 du code de l'énergie a introduit la possibilité pour les GRD d'électricité desservant plus de 100 000 clients et ceux qui interviennent dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental d'opter pour un mécanisme de péréquation s‘appuyant sur l'analyse comptable de leurs charges.
Cet article dispose ainsi que « les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité qui […] interviennent dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental peuvent […] opter pour une péréquation de leurs coûts d'exploitation, établie à partir de l'analyse de leurs comptes et qui tient compte des particularités physiques de leurs réseaux ainsi que de leurs performances d'exploitation. »
Ce même article dispose que, dans ce cas, « la Commission de régulation de l'énergie procède à l'analyse des comptes pour déterminer les montants à percevoir ».
Les modalités d'application de ce mécanisme de péréquation sont précisées par le décret n° 2017-847 du 9 mai 2017 relatif à la péréquation des charges de distribution d'électricité et codifiées aux articles R.121-60 à R.121-62 du code de l'énergie.
L'ordonnance n° 2016-572 du 12 mai 2016 portant extension et adaptation aux îles Wallis et Futuna de diverses dispositions du code de l'énergie, notamment dans son article 4, a étendu les dispositions de l'article L. 121-29 du code de l'énergie à Wallis et Futuna à compter du 1er janvier 2020.
Electricité et Eau de Wallis et Futuna (ci-après EEWF), par son courrier du 14 mars 2019, a indiqué à la CRE son souhait de bénéficier du mécanisme de péréquation établie à partir de l'analyse de ses comptes pour la période 2020-2021.
L'article R. 121-60 du code l'énergie dispose par ailleurs que cette demande engage le GRD demandeur jusqu'à la dernière année de la période tarifaire en cours au moment de la demande.
Objet de la délibération
La présente délibération a pour objet de déterminer les niveaux annuels de dotation dont bénéficiera EEWF sur la période 2020-2021 au titre de la péréquation des charges de distribution d'électricité, ainsi que le cadre de régulation en vigueur sur cette même période.
Travaux menés en vue de la détermination du niveau de dotation du FPE
EEWF a transmis à la CRE le 30 juin 2019 un dossier exposant ses coûts prévisionnels pour la période 2020-2021, ainsi que ses demandes relatives au cadre de régulation.
Pour déterminer les niveaux annuels de dotation du FPE pour la période 2020-2021, la CRE a analysé des charges prévisionnelles présentées par EEWF en s'appuyant, notamment, sur les niveaux de charge réalisés par l'opérateur en 2017 et 2018.
Les analyses de la CRE la conduisent à retenir un niveau annuel moyen de charges supportées par l'opérateur s'élevant à 3 585 k€ sur la période 2020-2021. Ainsi, en tenant compte des recettes prévisionnelles issues du TURPE, le niveau de dotation annuel moyen retenu par la CRE sur la période 2020-2021 s'élève à 2 699 k€.
Ce montant annuel moyen de dotation a été établi en tenant compte, sur la période 2020-2021 :
- d'un niveau annuel moyen de charges nettes d'exploitation s'élevant à 3 062 k€. Ce montant tient compte d'un niveau annuel moyen d'ajustements retenus par la CRE de - 24 k€ ;
- d'un niveau annuel moyen de charges de capital de 523 k€, intégrant l'ensemble des prévisions d'investissements communiquées par EEWF. Pour déterminer ce niveau, la CRE a retenu la même méthode de calcul des charges de capital que celle du TURPE 5 HTA-BT, reconduite dans le TURPE 5 bis HTA-BT ;
- d'un niveau annuel moyen de recettes prévisionnelles issues de la perception du TURPE s'élevant à 886 k€. Ce montant est calculé à partir de la grille tarifaire applicable au 1er août 2019 d'une part, et des hypothèses d'évolution du nombre de consommateurs raccordés, de puissances souscrites et de volumes d'énergie soutirée fournies par EEWF d'autre part.
La CRE considère que, dans le cadre de la péréquation tarifaire, les niveaux de dotations définis dans la présente délibération, conjugués aux recettes issues de la perception du TURPE, permettent de couvrir l'ensemble des coûts prévisionnels de distribution de l'opérateur. En outre, le surcoût de production supporté par EEWF est couvert par les charges de service publique de l'énergie (SPE).
La présente délibération met en place un cadre de régulation inspiré des délibérations relatives aux dotations FPE d'EDF SEI (2), de GÉRÉDIS (3) et d'EDM (4) précédemment publiées par la CRE, mais adapté aux caractéristiques du territoire de desserte d'EEWF, qui se distingue, par rapport à ceux des autres gestionnaires de réseaux de distribution (GRD), par la taille réduite de son infrastructure ainsi que par le faible nombre de consommateurs raccordés au réseau. En effet, la longueur totale du réseau, basse et moyenne tension, d'EEWF est de 300 kilomètres réparti sur les îles de Wallis et de Futuna.
Les mécanismes du cadre de régulation communs avec ces autres gestionnaires de réseaux de distribution sont les suivants :
- une incitation à la maîtrise des charges d'exploitation : la présente délibération fixe une trajectoire pour les années 2020 et 2021 (5), avec une évolution annuelle selon des règles prédéfinies, et l'opérateur conservera les gains ou les pertes qui pourraient être réalisés par rapport à cette trajectoire prévisionnelle. ;
- un compte de régularisation des charges et des produits (CRCP), permettant de corriger, pour certains postes préalablement identifiés, les écarts entre les charges et les produits réels et les charges et les produits prévisionnels pris en compte pour établir les niveaux de dotations ;
- la couverture des charges de capital pour leur montant réalisé à travers le CRCP.
En revanche, la CRE décide de ne pas mettre en place d'incitations financières pour EEWF, compte tenu notamment du niveau de complexité trop élevé de tels mécanismes au regard des enjeux associés. Le cadre de régulation prévoit ainsi la mise en place d'un simple suivi d'indicateurs de qualité de service et de qualité d'alimentation non incités financièrement, ainsi que le suivi du taux de pertes.
La CRE considère que le cadre de régulation mis en œuvre donne à EEWF tous les moyens nécessaires pour répondre aux différents enjeux auxquels l'opérateur est confronté sur ses territoires, en particulier la transition énergétique.
SOMMAIRE
-
PRINCIPES GÉRÉRAUX
-
CADRE DE RÉGULATION INCITATIVE
2.1. RÉGULATION INCITATIVE DES CHARGES D'EXPLOITATION ET DES DÉPENSES D'INVESTISSEMENT
2.1.1. Les charges d'exploitation
2.1.2. Les dépenses d'investissement
2.2. RÉGULATION INCITATIVE DE LA CONTINUITÉ D'ALIMENTATION
2.3. RÉGULATION INCITATIVE DE LA QUALITÉ DE SERVICE
2.4. RÉGULATION DES PERTES
2.5. COMPTE DE RÉGULARISATION DES CHARGES ET DES PRODUITS -
NIVEAU DES CHARGES À COUVRIR
3.1. CHARGES NETTES D'EXPLOITATION
3.1.1. Demande d'EEWF
3.1.2. Analyses et ajustements retenus par la CRE
3.2. CHARGES DE CAPITAL
3.2.1. Demande d'EEWF
3.2.2. Méthode de calcul des charges de capital
3.2.3. Dépenses d'investissement prévisionnelles
3.2.4. Niveau des assiettes de rémunération
3.2.5. Taux de rémunération
3.2.6. Niveau prévisionnel des charges de capital
3.3. NIVEAU DE CHARGES RETENU PAR LA CRE
3.3.1. Niveau prévisionnel des charges retenu par la CRE
3.3.2. Niveau définitif des charges -
CHIFFRE D'AFFAIRES PRÉVISIONNEL TURPE
-
NIVEAUX DE DOTATION
5.1. NIVEAU DÉFINITIF POUR 2020 ET PRÉVISIONNEL POUR 2021
5.2. NIVEAU DÉFINITIF POUR L'ANNÉE 2021
DÉCISION -
PRINCIPES GÉRÉRAUX
Les niveaux de dotation définis dans cette délibération sont déterminés selon la méthodologie détaillée ci-après.
La CRE compare, pour chaque année de la période 2020-2021, le niveau prévisionnel de charges nettes d'exploitation couvertes par les recettes du TURPE perçues par EEWF avec le niveau de charges d'exploitation prévisionnelles dans la mesure où ces charges correspondent à celles d'un gestionnaire de réseaux efficace.
Cela se traduit par le calcul, pour chaque année N, de l'écart entre :
- d'une part, les recettes prévisionnelles issues de la perception du TURPE en année N, diminuées du niveau des charges de capital prévisionnelles cette même année. Ce montant correspond au niveau prévisionnel de couverture des charges nettes d'exploitation par les recettes du TURPE ;
- d'autre part, le niveau prévisionnel des charges d'exploitation correspondant à un GRD efficace au titre de l'année N.
Cet écart est calculé selon la formule suivante :
Dotation ou contributionN = [Recettes acheminement prév.N - CCprév.N] - CNEprév.N
avec :
- Recettes acheminement prév.N : recettes prévisionnelles issues de la perception du TURPE en année N ;
- CCprév.N : charges de capital prévisionnelles en année N ;
- CNEprév.N : charges nettes d'exploitation prévisionnelles en année N.
Un écart négatif détermine le niveau de dotation qui est dû au GRD au titre de la péréquation des charges de distribution d'électricité.
Au contraire, un écart positif fixe le montant de contribution dont le GRD est redevable au titre de la péréquation des charges de distribution d'électricité.
Ce calcul est effectué à partir des données communiquées par EEWF, après prise en compte des ajustements identifiés par la CRE sur les trajectoires prévisionnelles de coûts.
La présente délibération détermine les niveaux de dotation du FPE pour EEWF au titre des années 2020 et 2021.
Toutefois, dans la mesure où la CRE met en place un mécanisme de compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) pour EEWF (cf. paragraphe 2.5), la définition des montants définitifs de dotation au titre de l'année N nécessitera la prise en compte, en année N, du solde du CRCP de l'année N-1.
Par conséquent, cette délibération définit le montant définitif de la dotation d'EEWF au titre du FPE pour l'année 2020 et le niveau prévisionnel pour l'année 2021. Le niveau de dotation définitif de 2021 sera déterminé suite au calcul du CRCP de l'année 2020, ce calcul sera réalisé concomitamment à la détermination de la dotation d'EEWF pour la prochaine période tarifaire 2022-2025.
- CADRE DE RÉGULATION INCITATIVE
2.1. Régulation incitative des charges d'exploitation et des dépenses d'investissement
2.1.1. Les charges d'exploitation
La présente délibération définit, pour la période 2020-2021, des principes de régulation incitative des charges d'exploitation similaires à ceux actuellement en vigueur pour Enedis et pour les entreprises locales de distribution (ELD) dont la dotation FPE est calculée sur la base de l'analyse de leurs comptes (EDF SEI, GÉRÉDIS et EDM), en fixant des trajectoires prenant en compte les niveaux réalisés au cours des années 2017 et 2018. Les gains ou pertes supplémentaires qu'EEWF réalisera sur les charges d'exploitation sur la période 2020-2021 seront donc conservés ou supportés à 100 % par l'opérateur.
Certains postes spécifiques de charges d'exploitation, dont les écarts entre trajectoires prévisionnelle et réalisée seront pris en compte en partie ou en totalité au CRCP, échapperont toutefois à ce principe. Le traitement relatif à ces postes est exposé au paragraphe 3.3.3.
Les trajectoires de charges d'exploitation pour la période 2020-2021 ont fait l'objet de prévisions d'EEWF, analysées par les services de la CRE. La CRE s'est appuyée, notamment, sur les niveaux de dépenses réalisés par EEWF en 2017 et 2018, et a analysé les évolutions demandées par l'opérateur.
2.1.2. Les dépenses d'investissement
Comme détaillé dans le paragraphe 1, le niveau prévisionnel de charges nettes d'exploitation couvertes par les recettes du TURPE pour chaque année N s'entend comme la différence entre les recettes prévisionnelles issues de la perception du TURPE en année N et du niveau des charges de capital prévisionnelles cette même année.
Pour ce qui relève des charges de capital, la présente délibération prend en compte, par l'intermédiaire du CRCP, la totalité des charges constatées ex post.
Compte tenu de la taille du territoire de desserte d'EEWF et de la faible volumétrie de travaux réalisés par l'opérateur chaque année, la CRE considère qu'un suivi des coûts unitaires d'investissement dans les réseaux ou une incitation à la maîtrise des investissements « hors réseaux » sur ce territoire présentent un niveau de complexité trop élevé au regard des enjeux associés. Aussi, la CRE décide de ne pas soumettre EEWF à de tels mécanismes.
2.2. Régulation incitative de la continuité d'alimentation
La délibération tarifaire TURPE 5 bis HTA-BT prévoit, dans ses paragraphes 1.3.3. et 1.3.4., un cadre de régulation de la continuité d'alimentation et de la qualité de service pour les ELD desservant plus de 100 000 clients et pour EDF SEI. Ce cadre de régulation ne concerne pas EEWF, ainsi aucune demande n'est faite à EEWF concernant des indicateurs relatifs à la continuité d'alimentation.
EEWF suit en interne, depuis 2016, la durée moyenne de coupure en BT de manière distincte pour Wallis et pour Futuna. L'indicateur suivi par EEWF ne fait pas l'objet de retraitements (évènements exceptionnels [6]). Les résultats de ces deux indicateurs, dont la définition figure en annexe 2, sont les suivants :
Durée moyenne de coupure - Wallis
| (min) |2016|2017|2018 | |-------------------------------|----|----|-----| |Durée moyenne de coupure totale|547 |332 |1 012| | dont production |355 | 79 | 4 | | dont distribution |192 |253 |1 008|
Durée moyenne de coupure - Futuna
| (min) |2016|2017 |2018| |-------------------------------|----|-----|----| |Durée moyenne de coupure totale|285 |1 449|501 | | dont production | 99 | 11 | 60 | | dont distribution |186 |1 438|441 |
La faible profondeur de l'historique fourni par EEWF, ainsi que la forte variabilité des données mesurées entre 2016 et 2018 conduisent la CRE à ne pas mettre, à ce stade, d'incitation financière sur les durées moyennes de coupure pour EEWF.
La CRE demande à EEWF de mettre en place un suivi fiable de la durée moyenne de coupure, afin d'être en mesure, le cas échéant, d'inciter cet indicateur lors de la prochaine période tarifaire.
De la même manière, le mécanisme de pénalité pour les coupures longues définit dans la délibération tarifaire TURPE 5 bis HTA-BT ne s'applique pas à EEWF. Compte tenu des spécificités locales de Wallis-et-Futuna, la CRE considère que la priorité est la mise en œuvre du suivi des indicateurs susmentionnés. En conséquence, elle ne met pas en œuvre de mécanisme sur les coupures longues sur la période 2020-2021 pour cet opérateur.
2.3. Régulation incitative de la qualité de service
La qualité de service fournie par le gestionnaire de réseaux s'inscrit dans le cadre de ses missions de service public, et recouvre plusieurs domaines, en particulier les interventions auprès des consommateurs finals raccordés aux réseaux de distribution d'électricité telles que les mises en service, les résiliations, la relève des compteurs ou le traitement des réclamations.
La délibération tarifaire TURPE 5 bis HTA-BT ne prévoit aucun mécanisme de régulation incitative de la qualité de service pour EEWF.
A l'heure actuelle EEWF ne suit aucun indicateur de qualité de service similaire à ceux suivis par EDF SEI et EDM. En l'absence d'historique sur la qualité de service d'EEWF, il semble prématuré d'introduire, à ce stade, une régulation incitative pour EEWF.
Pour accompagner EEWF dans la mise en place d'un suivi de sa qualité de service, la CRE demande à EEWF de mettre en place un suivi, sans incitation financière, de 4 indicateurs correspondant aux indicateurs incités financièrement pour EDM. Ces indicateurs sont les suivants :
- rendez-vous planifiés non respectés par EEWF ;
- taux de réponses aux réclamations dans les 15 jours calendaires ;
- nombre de réclamations traitées dans un délai supérieur à 30 jours calendaires ;
- taux de compteurs avec au moins un relevé sur index réel dans l'année pour les consommateurs BT ≤ 36 kVA.
La présente délibération introduit la possibilité, d'une part, d'ajouter ou de supprimer des indicateurs en cours de période et, d'autre part, de décider de mettre en œuvre des incitations financières sur des indicateurs existants si cela s'avérait nécessaire.
La liste des indicateurs de qualité de service d'EEWF définis pour la période 2020-2021 figure en annexe 1 de la présente délibération.
2.4. Régulation des pertes
Les pertes des réseaux de distribution d'électricité sont composées de pertes techniques, liées à l'effet Joule et aux pertes fer générées par les transformateurs, et de pertes non techniques constituées de l'énergie consommée non enregistrée. Ces pertes non techniques sont notamment liées à des biais de comptage.
Les pertes électriques représentent un enjeu financier important pour EEWF. A titre d'exemple, le coût des pertes pour cet opérateur est estimé en 2018 à 61 k€, correspondant à un volume de 1,4 GWh.
Pour la période 2017-2018, le taux de perte annuel moyen s'élève à 6,3 %.
Par ailleurs, l'article 15 de la directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2012 relative à l'efficacité énergétique, dispose que « les Etats membres veillent à ce que les gestionnaires de réseau soient incités à améliorer l'efficacité au niveau de la conception et de l'exploitation des infrastructures » et que « Les Etats membres veillent à ce que les autorités nationales de régulation de l'énergie tiennent dûment compte de l'efficacité énergétique dans l'exercice des tâches de régulation prévues par les directives 2009/72/CE et 2009/73/CE en ce qui concerne leurs décisions relatives à l'exploitation des infrastructures de gaz et d'électricité ».
A ce titre, les dispositions de l'article L. 322-8 du code de l'énergie prévoient désormais que le gestionnaire de réseau de distribution d'électricité est notamment chargé dans sa zone de desserte « de mettre en œuvre des actions d'efficacité énergétique ».
Pour garantir que le taux de pertes d'EEWF reste maitrisé, la CRE demande à EEWF de suivre le volume et le taux de pertes de son réseau et de transmettre annuellement ces informations à la CRE. En revanche, la CRE, compte tenu des particularités du territoire de Wallis et Futuna et des montants en jeu, décide de ne pas inciter EEWF à ce stade.
2.5. Compte de régularisation des charges et des produits
La présente délibération met en place un mécanisme de compte de régularisation des charges et des produits (CRCP). Ce mécanisme permet de prémunir EEWF 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 le véhicule utilisé pour les incitations financières résultant de l'application des mécanismes de régulation incitative.
Le CRCP sera apuré chaque année. Comme détaillé au paragraphe 1. le niveau définitif de dotation au titre de l'année N tiendra compte du niveau prévisionnel de dotation pour l'année N déterminé dans la présente délibération d'une part, et du solde du CRCP au titre de l'année N-1 d'autre part.
Les postes de charges et de produits pris en compte à travers le CRCP d'EEWF sont les suivants :
- les recettes issues de la perception du TURPE, prises en compte à 100 % pour leur montant réalisé ;
- les charges de capital, prises en compte à 100 % pour leur montant réalisé ;
- la valeur nette comptable des immobilisations démolies, prises en compte à 100 % pour leur montant réalisé ;
- les contributions reçues des utilisateurs au titre du raccordement aux réseaux, prises en compte à 100 % pour leur montant réalisé ;
- les charges relatives aux pertes : les écarts entre la trajectoire prévisionnelle et les charges réelles d'EEWF sont pris en compte à 100 % (cf. paragraphe 2.4) ;
- les recettes de prestations annexes perçues par EEWF lorsque l'évolution de leur prix diffère de l'application des formules d'indexation annuelle des prix des prestations, prises en compte à hauteur de l'écart entre les recettes effectivement perçues et les recettes qui auraient été perçues, pour le même volume de prestations, si l'évolution des prix avait été calculée à partir des formules d'indexation annuelle ;
- les charges relatives aux impayés supportés par EEWF pour la part correspondant au paiement du TURPE, prises en compte à 100 % pour leur montant réalisé ;
- les charges nettes relatives à la rémunération par EEWF en tant que GRD du fournisseur EEWF au titre de la gestion des clients en contrat unique, prises en compte à 100 % pour leur montant réalisé.
- NIVEAU DES CHARGES À COUVRIR
3.1. Charges nettes d'exploitation
3.1.1. Demande d'EEWF
Les charges nettes d'exploitation prévisionnelles pour la période 2020-2021 présentées par EEWF dans sa demande du 30 juin 2019 s'élèvent à 3 086 k€ en moyenne par an.
| En k€ courants |2017 réalisé|2018 réalisé|2019 estimé|Demande 2020|Demande 2021|Moyenne 2020-2021| |-------------------------------------------------------|------------|------------|-----------|------------|------------|-----------------| |Charges nettes d'exploitation - demande du 30 juin 2019| 2 862 | 3 193 | 2 926 | 3 031 | 3 141 | 3 086 | | Evolution | | 11,5% | -8,4% | 3,6% | 3,6% | - | | dont achat liés au système électrique | - | - | - | - | - | - | | dont achats et services externes | 1 599 | 1 324 | 1 445 | 1 615 | 1 672 | 1 531 | | dont charges de personnel | 1 787 | 1 868 | 1 979 | 2 116 | 2 202 | 1 991 | | dont impôt et taxes | 1 | 6 | 6 | 6 | 6 | 5 | | dont autres achats | -48 | 382 | 13 | 13 | 13 | 75 | | dont produits d'exploitation | -215 | -280 | -463 | -664 | -698 | -464 |
Dans sa demande, EEWF présente une baisse des charges nettes d'exploitation de 8,4 % entre 2018 et 2019 et justifie cette évolution par une provision pour risques exceptionnelle en 2018. En dehors de cette provision, les charges nettes d'exploitation sont globalement stables sur la période 2017-2019. Sur la période 2020-2021, l'opérateur prévoit une hausse constante de 3,6 % par an en 2020 et 2021, cela représente une hausse de 215 k€ sur cette période. EEWF justifie cette évolution principalement par des effets liés aux charges de personnel qui augmentent suite à des négociations annuelles obligatoires ainsi que par l'inflation.
3.1.2. Analyses et ajustements retenus par la CRE
En tant qu'opérateur intégré qui produit, transporte, distribue et commercialise l'électricité sur les territoires de Wallis et Futuna, EEWF ne dispose pas de comptes au seul périmètre de son activité de distribution. Dans le cadre de l'analyse de la demande de l'opérateur, la CRE s'est assuré de la cohérence entre :
- d'une part les comptes certifiés par EEWF (toutes activités confondus) ;
- et d'autre part le montant prévisionnel couvert les charges de service publique de l'énergie (SPE) au titre de l'activité de « production » d'EEWF et celui dont l'opérateur demande la couverture dans le cadre du FPE au titre de l'activité de « distribution ».
La CRE s'est appuyée sur les données constatées des exercices 2017 et 2018 afin d'apprécier les trajectoires prévisionnelles présentées par l'opérateur, tout en prenant compte les nouveaux projets et les évolutions connues susceptibles d'avoir des effets sur le niveau des charges d'EEWF au cours de la période 2020-2021.
Pour fixer le niveau des charges nettes d'exploitation à couvrir, la CRE a analysé de manière approfondie le demande d'EEWF, en se fondant notamment :
- sur les données issues de la comptabilité dissociée d'EEWF en 2017 et 2018 ;
- sur les hypothèses d'évolutions des dépenses pour les années 2020-2021 communiquées par EEWF ;
Les analyses de la CRE conduisent à retenir des charges nettes d'exploitation annuelles inférieures en moyenne de 24 k€ sur la période 2020-2021.
| En k€ courants |Demande 2020|Demande 2021|Moyenne 2020-2021| |-------------------------------------------------------|------------|------------|-----------------| |Charges nettes d'exploitation - demande du 30 juin 2019| 3 031 | 3 141 | 3 086 | | Ajustements retenus par la CRE | -23 | -25 | -24 | | Charges nettes d'exploitation retenues par la CRE | 3 009 | 3 116 | 3 062 |
Ajustements poste à poste
La trajectoire retenue par la CRE reprend sans la modifier la demande de EEWF s'agissant des charges de personnel et des impôts et taxes.
Les ajustements retenus par la CRE sur les autres postes sont les suivants :
- Achats liés au système électrique
Ce poste intègre les achats de pertes.
Lors des échanges avec la CRE, EEWF a précisé que, en tant qu'opérateur intégré dans le système électrique du territoire de Wallis-et Futuna, il ne prenait pas en compte les charges liées aux pertes.
La CRE décide d'ajuster ce poste en intégrant les charges relatives aux pertes sur la période 2020-2021, ceci représente une augmentation des charges pour EEWF de de 57 k€ en 2020 et 58 k€ en 2021. La méthode de calcul de cette trajectoire est détaillée dans la partie 3.1.2.4 de la présente délibération.
- Achats et services externes
Ce poste intègre les charges liées à l'achat de fourniture (stock et consommable) pour la réalisation des travaux liés à l'activité d'EEWF, la sous-traitance et l'interim ainsi que l'ensemble des charges liées aux services support.
La CRE a identifié deux ajustements sur ce poste portant sur :
- la révision des hypothèses d'inflation ;
- le retraitement des amortissements économiques et de caducité intégrés initialement dans les charges de services support.
S'agissant des hypothèses d'inflation, l'ajustement résulte de la prise en compte, par la CRE, des variations annuelles prévisionnelles, de l'indice des prix à la consommation, anticipées par le FMI en octobre 2019 en lieu et place des hypothèses retenues par la EEWF.
Concernant le second point et conformément à la méthode de détermination du niveau du FPE, les dotations aux amortissements ont été retirées du poste des services supports et intégrées dans l'assiette de rémunération constituant les charges de capital (cf. partie 3.2).
La trajectoire du poste relatif aux achats et services externes se présente ainsi comme suit :
| En k€ courants |2017 réalisé|2018 réalisé|2019 estimé|Demande 2020|Demande 2021|Moyenne 2020-2021| |------------------------------|------------|------------|-----------|------------|------------|-----------------| | Demande d'EEWF | 1 599 | 1 324 | 1 445 | 1 615 | 1 672 | 1 643 | | Inflation | | | | -32 | -32 | -32 | | Dotations aux amortissements | | | | -90 | -93 | -92 | |Trajectoire retenue par la CRE| | | | 1 492 | 1 547 | 1 519 |
- Autres charges
Ce poste intègre notamment les dotations pour risques et charges et des charges diverses (jetons de présence, pertes sur créances irrécouvrables…).
Les trajectoires de l'ensemble des sous-postes du poste relatif aux autres charges présentées par EEWF sont retenues sans modifications par la CRE.
Néanmoins, la CRE ajoute à ce poste les charges relatives à la gestion de client en contrat unique réalisée par le fournisseur pour le compte du gestionnaire de réseau de distribution (GRD) estimé à 28 k€ sur les années 2020 et 2021 (7).
La trajectoire des autres charges retenue se présente ainsi comme suit :
| En k€ courants |2017 réalisé|2018 réalisé|2019 estimé|Demande 2020|Demande 2021|Moyenne 2020-2021| |------------------------------|------------|------------|-----------|------------|------------|-----------------| | Demande d'EEWF | -48 | 382 | 13 | 13 | 13 | 13 | | Ajustement | | | | + 28 | + 28 | + 28 | |Trajectoire retenue par la CRE| | | | 40 | 40 | 40 |
- Produits d'exploitation
Les produits d'exploitation sont composés de produits extratarifaires (activités de branchement) et de la production immobilisée.
L'ajustement décidé par la CRE porte sur la révision des hypothèses d'inflation à hauteur de 15 k€ par an en moyenne sur la période 2020-2021 et résulte de la prise en compte par la CRE des variations annuelles prévisionnelles, de l'indice des prix à la consommation, anticipées par le FMI en octobre 2019 en lieu et place des hypothèses retenues par EEWF dans sa demande de dotation au titre du FPE.
La trajectoire des produits d'exploitation retenue par la CRE est la suivante :
| En k€ courants |2017 réalisé|2018 réalisé|2019 estimé|Demande 2020|Demande 2021|Moyenne 2020-2021| |------------------------------|------------|------------|-----------|------------|------------|-----------------| | Demande d'EEWF | -478 | -386 | -517 | -718 | -753 | -735 | | Ajustement | | | | 15 | 15 | 15 | |Trajectoire retenue par la CRE| | | | -703 | -737 | -720 |
Synthèse des ajustements retenus
En synthèse, le tableau et le graphique suivant présentent la trajectoire de charges nettes d'exploitation d'EEWF, résultant des ajustements retenus par la CRE.
| En k€ courants |2017 réalisé|2018 réalisé|2019 estimé|Demande 2020|Demande 2021|Moyenne 2020-2021| |------------------------------------------------------------------|------------|------------|-----------|------------|------------|-----------------| | Charges nettes d'exploitation - demande du 30 juin 2019 | 2 862 | 3 193 | 2 926 | 3 031 | 3 141 | 3 086 | | Ajustements poste à poste | | | | -23 | -25 | -24 | | dont achats liés au système électrique | | | | + 57 | + 58 | + 57 | | dont achat et services externes | | | | -123 | -125 | -124 | | dont autres charges | | | | + 28 | + 28 | + 28 | | dont produits d'exploitation | | | | + 15 | + 15 | + 15 | |Charges nettes d'exploitation après ajustements retenus par la CRE| 2 862 | 3 193 | 2 926 | 3 009 | 3 116 | 3 062 |
Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page
* A noter que les chiffres correspondant aux charges réelles supportées par EEWF de 2017 à 2019 ne comportent pas les charges relatives à l'achat des pertes et les charges relatives à la gestion des clients en contrat unique.
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