ANNEXES
ANNEXE 1
CALCUL DU REVENU AUTORISÉ EX POST AU TITRE DE L'ANNÉE 2019

Le tableau ci-après présente le revenu autorisé calculé ex post pour les postes de charges, de recettes et les incitations financières au titre de l'année 2019. Il indique également, le montant prévisionnel pris en compte dans la délibération tarifaire et l'écart entre le revenu autorisé calculé ex post et ce montant prévisionnel.
La convention de signe de ce tableau est la suivante : un montant positif représente un montant à couvrir par le tarif, tel qu'une charge ou un bonus pour Enedis ; un montant négatif représente un montant venant réduire les charges couvertes par le tarif au titre du CRCP, telles qu'un produit ou une pénalité pour Enedis.

| Montants au titre de l'année 2019 (en M€) |Montants
pris en compte
pour le revenu
autorisé calculé
ex post [A]|Montants
prévisionnels
définis
dans la délibération
TURPE 5 bis [B]|Ecart [A]-[B]|Ecart en %| |-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|---------------------------------------------------------------------------------------------------|---------------------------------------------------------------------------------------------------|-------------|----------| | Charges | | | | | | Charges nettes d'exploitation (CNE) incitées (3.3.5.1) | 4 743 | 4 740 | 3 | + 0,1 % | | Charges de capital incitées "hors réseaux" (3.3.5.2) | 209 | 209 | - | - | | Autres charges de capital (charges de capital non incitées) (3.3.5.3) | 4 235 | 4 361 | -126 | - 2,9 % | | Valeur nette comptable des immobilisations démolies (3.3.5.4) | 71 | 64 | 7 |+ 10,7 % | | Charges liées au au paiement du TURPE HTB pour les postes sources d'Enedis (3.3.5.5) | 3 616 | 3 657 | - 41 | -1,1 % | | Charges liées au raccordement des postes sources au réseau public de transport (3.3.5.6) | 40 | 59 | - 19 |- 32,7 % | | Charges liées à la compensation des pertes (3.3.5.7) | 1 075 | 923 | 152 |+ 16,5 % | | Charges relatives aux impayés correspondants au paiement du TURPE (3.3.5.8) | 81 | 87 | - 6 | - 7,2 % | | Charges relatives aux contributions d'Enedis dans le cadre du FPE (3.3.5.9) | 360 | 170 | 190 | + 112 % | | Charges relatives aux redevances de concession (3.3.5.10) | 283 | 331 | - 48 |- 14,5 % | | Charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique (3.3.5.11) | 236 | - | 236 | - | | Montants retenus au titre du mécanisme de prise en compte des projets de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents (3.3.5.12) | - | - | - | - | | Plafond pénalités de coupure versées aux clients (coupure de + de 5h) (1.3.3.2) | 37 | - | 37 | - | | Ecart annuel entre recettes prévisionnelles et revenu autorisé prévisionnel (3.3.5.13) | - 37 | - 37 | - | - | | Recettes | | | | | | Contributions des utilisateurs reçues au titre du raccordement (3.3.6.1) | 735 | 658 | 77 |+ 11,6 % | | Ecart de recettes liées à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes (3.3.6.2) | - | - | - | - | |Montant déterminé par la CRE au titre de la prise en compte des contrats conclus par le groupe EDF avec des tiers relatifs au comptage évolué (3.3.6.3)| - | - | - | - | | Incitations financières | | | | | | Régulation incitative des coûts unitaires des investissements dans les réseaux (3.3.7.1) | 27 | - | 27 | - | | Régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué Linky (3.3.7.2) | 12 | - | 12 | - | | Régulation incitative de la continuité d'alimentation (3.3.7.3) | 13 | - | 13 | - | | Régulation incitative de la qualité de service (3.3.7.4) | - 0,1 | - | - 0,1 | - | | | | | | | | Apurement du solde du CRCP du TURPE 4 HTA-BT (3.3.8) | 21 | 21 | - | - | | Montant imputé au CRL du projet Linky (3.3.9) | 304 | 304 | - | - | | Total du revenu autorisé | 13 939 | 13 616 | 323 | + 2,4 % |

Postes de charges pris en compte pour le calcul ex post au titre de l'année 2019

a) Charges nettes d'exploitation (CNE) incitées (3.3.5.1)
Le montant retenu dans le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à 4 743 M€, soit la valeur de référence définie dans la délibération tarifaire (4 740 M€) :

- divisée par l'inflation prévisionnelle cumulée entre l'année 2015 et l'année 2018 (1,0276) ;
- multipliée par l'inflation réalisée cumulée entre l'année 2015 et l'année 2018 (1,0282).

b) Charges de capital incitées « hors réseaux » (3.3.5.2)
Le montant retenu dans le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à la valeur de référence définie dans la délibération tarifaire, soit 209 M€.
c) Autres charges de capital (charges de capital non incitées) (3.3.5.3)
Le montant des charges de capital non incitées est égal à la différence entre :

- le montant des charges de capital, calculées en se fondant sur les investissements effectivement réalisés, les sorties d'actifs, les postes de passif du bilan d'Enedis ainsi que les dotations nettes aux amortissements et aux provisions pour renouvellement d'Enedis ;
- le montant des charges de capital incitées « hors réseaux ».

Le montant retenu dans le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à 4 235 M€, correspondant à un écart de - 126 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (4 361 M€).
d) Valeur nette comptable des immobilisations démolies (3.3.5.4)
Le montant retenu dans le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à la valeur nette comptable des immobilisations démolies, soit 71 M€, correspondant à un écart de 7 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (64 M€). Cet écart s'explique principalement par le renouvellement des compteurs des clients marché d'affaires ainsi qu'à une opération de retrait de disjoncteurs défaillants.
e) Charges liées au paiement du TURPE HTB pour les postes sources d'Enedis (3.3.5.5)
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal aux charges liées au paiement du TURPE HTB par Enedis, soit 3 616 M€, correspondant à un écart de - 41 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (3 657 M€).
f) Charges liées au raccordement des postes sources au réseau public de transport (3.3.5.6)
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal aux charges d'Enedis liées au raccordement des postes sources au réseau public de transport, soit 40 M€, correspondant à un écart de - 19 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (59 M€). Cet écart s'explique principalement par le décalage de chantiers par Enedis (20 M€) et par des abandons de projets (13 M€).
g) Charges liées à la compensation des pertes (3.3.5.7)
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à la somme des charges d'Enedis liées à la compensation des pertes, soit 1 096 M€, et de la régulation incitative des pertes dans les réseaux, soit un malus de - 20,4 M€. Les charges liées à la compensation des pertes prises en compte dans le revenu autorisé 2019 s'élèvent donc à 1 075 M€ correspondant à un écart de 152 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (923 M€). Cet écart s'explique principalement par un effet prix (137 M€), l'hypothèse de prix d'achat des pertes dans les trajectoires TURPE 5bis, 38,8€/MWh, alors que le prix d'achat moyen des pertes a été en 2019 de 44,3€/MWh.
La régulation incitative des pertes dans les réseaux donne lieu en 2019 à un malus de - 20,4 M€, cette incitation est la somme :

- de la valeur prévisionnelle de la régulation incitative des pertes au titre de l'année 2018, soit - 22,4 M€, cette incitation est calculée suivant les modalités de calcul présentées au paragraphe 3.3.5.7 de la délibération tarifaire et dans l'annexe 7 de la délibération tarifaire, cette annexe a fait l'objet de corrections d'erreurs dans les formules de calcul du prix de référence, une version corrigée de l'annexe 7 est jointe à la présente délibération (Annexe 6) ;
- de la correction de la valeur prévisionnelle de la régulation incitative des pertes au titre de l'année 2017. La valeur prévisionnelle prise en compte lors de l'évolution annuelle du 1er août 2019 était de - 14,3 M€. A la suite du calcul avec les données définitives, la valeur définitive est de - 12,2 M€. Ainsi la correction de la régulation incitative pour l'année 2017 est de 2,1 M€ en faveur d'Enedis.

h) Charges relatives aux impayés correspondants au paiement du TURPE (3.3.5.8)
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à 81 M€, correspondant à la somme des charges et des produits de l'année 2019 au titre de la prise en charge par Enedis des impayés pour la part correspondant au paiement du TURPE. Ce montant correspond à un écart de - 6 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (87 M€).
i) Charges relatives aux contributions d'Enedis dans le cadre du FPE (3.3.5.9)
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à 360 M€, correspondant à la somme des dotations et des contributions versées par Enedis en 2019 au titre du fonds de péréquation de l'électricité. Pour l'année 2019, les versements effectués par Enedis au titre du FPE se décomposent de la manière suivante :

- 188,4 M€ versés à EDF SEI correspondant au montant défini dans la délibération de la CRE n° 2018-191 du 24 juillet 2019 ;
- 16,8 M€ versés à Electricité de Mayotte correspondant au montant défini dans la délibération de la CRE n° 2018-110 du 23 mai 2019 ;
- 18,2 M€ versés à GÉRÉDIS correspondant au montant défini dans la délibération de la CRE n° 2018-109 du 23 mai 2019 ;
- 79,5 M€ au titre du versement d'Enedis au Fonds de Péréquation pour la méthode forfaitaire pour les années 2012 à 2017, fixé par les arrêtés du 13 juin 2019 ;
- l'arrêté du 13 juin 2019 relatif aux années 2012 à 2017 établit la contribution d'Enedis au Fonds de Péréquation de l'Electricité à 159,7 M€, 80,2 M€ ont été versés en mars 2020 et seront pris en compte dans le CRCP de l'année 2020 ;
- 29,1 M€ au titre du versement d'Enedis au Fonds de Péréquation pour la méthode forfaitaire pour l'année 2018, fixé par l'arrêté du 8 octobre 2019 ;
- 28,2 M€ au titre du versement d'Enedis au Fonds de Péréquation pour la méthode forfaitaire pour l'année 2019, fixé par l'arrêté du 8 octobre 2019.

Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 correspond à un écart de 190 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (170 M€). Cet écart s'explique principalement par les arrêtés des 13 juin et 8 octobre 2019 fixant le montant des versements d'Enedis au titre du FPE pour la méthode forfaitaire pour les années 2012 à 2019.
j) Charges relatives aux redevances de concession (3.3.5.10)
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à 283 M€, correspondant à la somme des redevances de concessions versées par Enedis en 2019 aux autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité. Ce montant correspond à un écart de - 48 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (331 M€). Cet écart s'explique principalement par un décalage des renouvellements des contrats de concession par rapport à la trajectoire TURPE 5 bis.
k) Charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique (3.3.5.11)
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à 236 M€. Ce montant est constitué de la somme des contreparties versées par Enedis aux fournisseurs au titre de la gestion des clients en contrat unique en 2019.
Ce montant correspond à un écart de 236 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (0 M€). Ces versements sont compensés par des recettes perçues par Enedis au travers d'un paramètre Rf ajouté à la composante de gestion facturée par Enedis. Comme l'ensemble des recettes, les revenus collectés à travers le paramètre Rf sont pris en compte dans le calcul du CRCP d'Enedis. Ainsi, seuls les écarts résiduels entre la rémunération moyenne des fournisseurs versée par Enedis et l'augmentation moyenne de la composante de gestion seront compensés via le CRCP.
l) Montants retenus au titre du mécanisme de prise en compte des projets de déploiement industriel des réseaux électriques intelligents (3.3.5.12)
Enedis peut demander, une fois par an, pour une prise en compte lors de l'évolution annuelle du TURPE, l'intégration des surcoûts de charges d'exploitation liées à un projet, ou un ensemble de projets, relevant du déploiement des réseaux électriques intelligents (smart grids).
Enedis n'a pas fait de demande en ce sens et le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est donc égal à 0 M€, ce montant ne présente pas d'écart avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (0 M€).
m) Plafond pénalités de coupure versées aux clients (coupure de + de 5h)
La délibération tarifaire prévoit le versement par Enedis aux utilisateurs, au titre du mécanisme de pénalité pour les coupures longues (défini au paragraphe 2 de l'annexe 3 de la délibération tarifaire). Enedis est couvert ex-ante d'un montant de 38 M€ pour le versement de ces pénalités. Les pénalités sont prises en compte au CRCP pour la seule part de ce montant dépassant, le cas échéant, le niveau de 80 M€ (lorsque le montant cumulé est inférieur à 80 M€, aucun montant n'est donc pris en compte).
En 2019 Enedis a versé des pénalités pour coupures pour un montant total de 117 M€, ainsi une charge de 37 M€ est comptabilisée dans le CRCP d'Enedis pour l'année 2019. Ce montant de pénalités pour coupures longues s'explique par des épisodes de neige collante aux mois de novembre et décembre 2019 qui ont entraîné des coupures exceptionnelles qui ont représenté des versements de pénalités de l'ordre de 48 M€.
n) Ecart annuel entre recettes prévisionnelles et revenu autorisé prévisionnel (3.3.5.13)
Les écarts annuels entre les recettes prévisionnelles et le revenu autorisé prévisionnel sont ceux résultant de l'équilibre sur la période 2018-2020 entre les recettes prévisionnelles et le revenu autorisé prévisionnel d'Enedis pris en compte pour l'élaboration du TURPE 5 bis HTA-BT.
Le montant retenu dans le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à la valeur de référence définie dans la délibération tarifaire, soit - 37 M€.

Postes de recettes pris en compte pour le calcul ex post au titre de l'année 2019

a) Contributions des utilisateurs reçues au titre du raccordement (3.3.6.1)
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à 735 M€, correspondant aux recettes effectivement perçues par Enedis en 2019 au titre des contributions liées au raccordement. Ce montant correspond à un écart de 77 M€ avec la valeur prévisionnelle définie dans la délibération tarifaire (658 M€). Cet écart s'explique principalement par l'augmentation des raccordements producteurs en particulier en lien avec les Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables (SRRRER).
b) Ecart de recettes liées à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes (3.3.6.2)
La délibération n° 2019-136 du 25 juin 2019 a ajouté au catalogue la prestation « modification de puissance de raccordement en injection pour les producteurs raccordés dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA » et a modifié la prestation « transmission récurrente de la courbe de charge pour les sites raccordés dans les domaines de tension HTA et BT > 36 kVA » qui n'est désormais plus facturée. Les écarts de recettes dus à la modification du catalogue sont négligeables en 2019.
Ainsi, le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est nul.
c) Montant déterminé par la CRE au titre de la prise en compte des contrats conclus par le groupe EDF avec des tiers relatifs au comptage évolué (3.3.6.3)
Enedis est tenu de faire part à la CRE de tout nouveau contrat relatif au comptage évolué qui serait conclu entre le groupe EDF et des tiers pendant la période TURPE 5 bis.
Dans le cas où les recettes qui en découleraient seraient significatives, la question de leur partage entre les utilisateurs du réseau et Enedis pourrait être posée. Le cas échéant, la CRE pourra prendre en compte dans le TURPE 5 bis, en tout ou partie, les conséquences financières qui résulteraient de tels contrats.
Les montants retenus pour le calcul du revenu autorisé calculé ex post sont ceux définis par la CRE, le cas échéant, au titre d'un tel partage.
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à 0 M€.

Incitations financières au titre de la régulation incitative au titre de l'année 2019

a) Régulation incitative des coûts unitaires des investissements dans les réseaux (3.3.7.1)
L'incitation liée à la régulation incitative des coûts unitaires d'investissements dans les réseaux est dans un premier temps calculée sur la base de données provisoires, et l'année suivante sur la base de données mises à jour. Ainsi le montant de référence pris en compte au titre du calcul ex post du revenu autorisé pour l'année 2019 est égal à la somme entre :

- l'écart entre l'incitation annuelle au titre de l'année 2017, basée sur des données provisoires, et l'incitation annuelle au titre de l'année 2017 sur la base des données définitives (7,4 M€) ;
- le montant de l'incitation annuelle au titre de l'année 2018, calculée sur la base des données provisoires (19,3 M€).

Ainsi le montant de référence pris en compte au titre du calcul ex post du revenu autorisé pour l'année de 2019 représente un bonus de 26,7 M€. Cette valeur pourra être corrigée lors du calcul du revenu autorisé de l'année 2020 avec les valeurs définitives de l'année 2018.
b) Régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué Linky (3.3.7.2)
Le montant de référence retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé est égal à la somme, pour l'année considérée, des incitations financières relatives au projet de comptage évolué « Linky », telles que définies par la délibération de la CRE du 17 juillet 2014 portant décision sur le cadre de régulation incitative du système de comptage évolué d'Enedis (6) (ci-après « la Délibération Linky »).
Incitation relative aux coûts du projet Linky.
La Délibération Linky prévoit une incitation financière relative aux coûts du projet de comptage évolué d'Enedis (coût unitaire des compteurs et des systèmes associés et coût des systèmes d'information) calculée annuellement. Cette incitation prend la forme d'un bonus/malus, s'ajoutant à la prime de 3 % de rémunération des actifs mis en service dans le cadre de ce projet.
Avec près de 7,5 millions de compteurs immobilisés à fin 2018, la base d'actifs de référence liée au projet de comptage évolué s'élève à 2 032 M€ au 31 décembre 2018. La base d'actifs réalisée s'élève à 1 652 M€ à la même date, donnant lieu à un bonus de 11,4 M€ au titre du mécanisme de régulation incitative des coûts pour l'année 2019, ce montant correspond à une rémunération de 300 pds sur l'écart entre la BAR de référence et la BAR réalisée.
Incitation relative aux délais de déploiement du projet Linky.
La Délibération Linky prévoit une incitation financière relative aux délais de déploiement des compteurs évolués Linky. Cette incitation est calculée au 31 décembre des années 2017, 2019 et 2021, et prend la forme d'un malus en cas de non atteinte par Enedis d'un taux cible de compteurs posés et communicants.
L'objectif fixé à Enedis au 31 décembre 2019 est de 46 % de compteurs Linky posés et communicants, en cas de non atteinte de cet objectif Enedis encourt une pénalité de 10,8 € pour chaque compteur en dessous de l'objectif.
Au 31 décembre 2019, plus de 21,3 millions de compteurs Linky ont été posés et sont communicants, à la même date le parc de compteurs BT ≤ 36 kVA (tous types confondus) est de 37,1 millions, ainsi le taux de compteurs Linky posés et communicants au 31 décembre 2019 est de 57,5 %, au-dessus de l'objectif fixé à Enedis.
Enedis ne supporte donc pas de pénalités pour l'année 2019.
Incitations relatives à la performance du système.
A fin 2019, près de 23,1 millions de points de connexion ont été équipés d'un compteur Linky dont près de 21,3 millions étaient déclarés communicants dans le système d'information Ginko.
Concernant la qualité de la pose, le taux de réinterventions à la suite de la pose d'un compteur Linky lors du déploiement (0,8 %) en cumulé depuis le 1er décembre 2015 étant égal à l'objectif cible, Enedis bénéficie d'un bonus de 0,5 M€.
S'agissant de la performance du système de comptage, Enedis a supporté en 2019 une pénalité de 0,175 M€ (cf. calcul détaillé en annexe 2) due à sa contre-performance s'agissant du taux de disponibilité du portail internet « clients ».
Globalement la régulation incitative de la qualité de service relative à la performance du système Linky donne lieu, en 2019, à un bonus de 0,3 M€.
Montant de référence retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2018.
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019 est égal à la somme des deux termes calculés précédemment et donne lieu à un bonus de 11,7 M€ au titre du mécanisme de régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué Linky. Un bilan est fourni en annexe 2.
c) Régulation incitative de la continuité d'alimentation (3.3.7.3)
Un suivi de la continuité d'alimentation est mis en place pour Enedis, les ELD et EDF SEI. Ce suivi est constitué d'indicateurs transmis régulièrement par les GRD à la CRE. L'ensemble des indicateurs de suivi de la continuité d'alimentation mis en place pour les GRD doit être rendu public sur leur site Internet respectif.
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé d'Enedis au titre de l'année 2019, au titre de la régulation incitative de la continuité d'alimentation, est égal, dans la limite globale de ± 83 M€, des quatre incitations financières définies au paragraphe 3.1 de l'annexe 3 de la délibération tarifaire, calculées au titre de l'année 2019.
Les performances atteintes par Enedis en 2019 donnent lieu à un bonus de 12,5 M€ au titre du mécanisme de régulation incitative de la continuité d'alimentation. Un bilan est fourni en annexe 3 de la présente délibération. Ce montant est intégré dans le calcul ex post du revenu autorisé d'Enedis pour l'année 2019.
d) Régulation incitative de la qualité de service (3.3.7.4)
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé d'Enedis, au titre de la régulation incitative de la qualité de service, est égal à la somme des incitations financières définies au paragraphe 1.1 de l'annexe 2 de la délibération tarifaire.
Les performances atteintes par Enedis en 2019 donnent lieu à un malus de 0,1 M€ au titre du mécanisme de régulation incitative de la continuité de la qualité de service. Un bilan est fourni en annexe 2 de la présente délibération. Ce montant est intégré dans le calcul ex post du revenu autorisé d'Enedis pour l'année 2019.

Apurement du solde du CRCP du TURPE 4 HTA-BT (3.3.8)

Pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019, le montant à déduire au titre de l'apurement du solde du CRCP du TURPE 4 HTA BT pour 2019 est fixé à 21 M€ par la délibération tarifaire.

Montant imputé au CRL du projet Linky (3.3.9)

Pour le calcul ex post du revenu autorisé au titre de l'année 2019, le montant à déduire au titre du compte régulé de lissage (CRL) du projet Linky est fixé à 304 M€ par la délibération tarifaire.

(6) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 17 juillet 2014 portant décision sur le cadre de régulation incitative du système de comptage évolué d'ERDF dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA.

ANNEXE 2
BILAN DE LA RÉGULATION INCITATIVE DE LA QUALITÉ DE SERVICE D'ENEDIS POUR L'ANNÉE 2019

| Indicateurs |Résultats
d'Enedis|Objectif
de référence|Incitations
financières
(€)| |----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|--------------------------|-----------------------------|-------------------------------------------| | Rendez-vous planifiés non respectés par Enedis (*) | 5 133 | 0 | - 170 000 (*) | | Taux de mises en service (MES) avec déplacement à la date demandée par le client | 89,3 % | 89,0 % | + 75 312 | | Taux d'index électricité relevés et auto-relevés par semestre | 95,5 % | 96,0 % | - 752 039 | | Délai de transmission à RTE des courbes de mesure demi-horaires de chaque responsable d'équilibre | 100,0 % | 98,0 % | + 50 000 | | Taux de réponse aux réclamations dans les 15 jours calendaires | 89,2 % | 92,0 % | - 1 135 161 | | Nombre de pénalités versées pour mise à disposition du raccordement non réalisée à la date convenue avec l'utilisateur (*) | 73 | 0 | - 4 000 (*) | | Taux de respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements | | | + 365 170 | | Consommateurs BT ≤ 36 kVA | 91,8 % | 90,0 % | + 558 449 | | Consommateurs BT > 36 kVA, collectif BT et HTA | 86,8 % | 88,0 % | - 193 279 | | Taux de respect de l'envoi de proposition de raccordement dans le délai de la procédure ou dans le délai demandé par le client | | | + 158 842 | | Consommateurs BT ≤ 36 kVA | 88,7 % | 88,0 % | + 171 442 | | Consommateurs BT > 36 kVA, collectif BT et HTA | 88,9 % | 89,0 % | - 12 600 | | Taux de disponibilité de la fonction « interrogation des données utiles à la commande de prestation » du portail fournisseur | 99,7 % | 99,0 % | + 367 608 | | Taux d'index rectifié pour les consommateurs BT ≤ 36 kVA | 0,2 % | 0,4 % | + 24 377 | | Energie calée et normalisée en Recotemp | 4,1 % | 4,4 % | + 700 000 | | Ecarts au périmètre d'équilibre d'Enedis (**) | 2,5 % | 4,0 % | N/A | | Total des incitations financières (tous indicateurs hors périmètre des compteurs communicants) | - 319 891 | | | |Total des incitations financières (hors indicateur portant sur le nombre de RDV planifiés non respectés par Enedis, nombre de pénalités versées pour mise à disposition du raccordement non réalisée à la date convenue avec l'utilisateur et hors périmètre des compteurs communicants)| - 145 891 | | |

(*) La pénalité liée à cet indicateur est versée directement aux fournisseurs concernés.
(**) Si le volume des écarts est supérieur à 4 % des pertes constatées, un audit sera mené par la CRE pour s'assurer de la nature incontrôlable des causes de l'augmentation du volume des écarts.

| Indicateurs sur le périmètre des compteurs communicants | Résultats
d'Enedis |Objectif
de base|Objectif
de référence|Incitations
financières
(€)| |-------------------------------------------------------------------------------------|------------------------------|------------------------|-----------------------------|-------------------------------------------| | | | | | | |Taux de réinterventions à la suite de la pose d'un compteur Linky lors du déploiement| 0,8 % | 1 % par année | 0,8 % par année | + 500 000 | | Taux de télé-relevés journaliers réussis | 0 mois sous l'objectif | 95 % par mois | - | | | Taux de publication par Ginko des index réels mensuels | 0 mois sous l'objectif | 95 % par mois | - | | | Taux de disponibilité du portail internet « clients » | 7 semaines sous l'objectif | 98 % par semaine | - | - 175 000 | | Taux de compteurs Linky sans index télé-relevé au cours des deux derniers mois |0 mois au-dessus de l'objectif| 1,5 % par mois | - | | | Taux de télé-prestations réalisées le jour J demandé par les fournisseurs | 0 mois sous l'objectif | 94 % par mois | - | | | Taux de compteurs activés dans les délais à la suite d'un ordre de pointe mobile | 97,5 % | 95 % par année | - | | | Total des incitations financières sur le périmètre des compteurs communicants | + 325 000 | | | |

Nota. - Un signe positif traduit un bonus versé à Enedis. Un signe négatif correspond à une pénalité.

ANNEXE 3
BILAN DE LA RÉGULATION INCITATIVE DE LA CONTINUITÉ D'ALIMENTATION D'ENEDIS POUR L'ANNÉE 2019

| Indicateurs |Résultats
d'Enedis|Objectif
de référence|Incitations
financières
(€)| |---------------------------------------------------|--------------------------|-----------------------------|-------------------------------------------| | Durée moyenne de coupure en BT (critère B) | 64,3 minutes | 63 minutes | - 8 072 398 | | Durée moyenne de coupure en HTA (critère M) | 42,8 minutes | 45,1 minutes | + 13 810 171 | | Fréquence moyenne de coupure en BT (critère F-BT) | 2,1 coupures | 2,36 coupures | + 1 143 933 | |Fréquence moyenne de coupure en HTA (critère F-HTA)| 2,2 coupures | 2,51 coupures | + 5 629 990 | | Total des incitations financières | + 12 511 695 | | |

ANNEXE 4
COEFFICIENTS TARIFAIRES APPLICABLES AU 1ER AOUT 2020
Composante annuelle de gestion (CG)
Composante annuelle de gestion

Tableau 5 : Composante annuelle de gestion applicable du 1er août 2020 au 31 juillet 2021

| CG (€/an) |Contrat d'accès
au réseau conclu par l'utilisateur|Contrat d'accès
au réseau conclu par le fournisseur| |------------|----------------------------------------------------------|-----------------------------------------------------------| | HTA | 423,36 | 367,32 | |BT > 36 kVA| 211,68 | 183,60 | | BT 36 kVA | 15,24 | 13,44 |

Composante annuelle de gestion des autoproducteurs
Tableau 7 : Composante de gestion du 1er août 2020 au 31 juillet 2021 des autoproducteurs individuels avec injection

| CG (€/an) |Autoproducteurs individuels avec injection| |------------|------------------------------------------| | HTA | 606,96 | |BT > 36 kVA| 303,48 | | BT 36 kVA | 21,96 |

Tableau 9 : Composante de gestion des autoproducteurs individuels sans injection du 1er août 2020 au 31 juillet 2021

| CG (€/an) |Contrat d'accès
au réseau conclu par l'utilisateur|Contrat d'accès
au réseau conclu par le fournisseur| |------------|----------------------------------------------------------|-----------------------------------------------------------| | HTA | 423,36 | 367,32 | |BT > 36 kVA| 211,68 | 183,60 | | BT 36 kVA | 15,24 | 13,44 |

Tableau 11 : Composante de gestion des autoproducteurs en collectif applicable du 1er août 2020 au 31 juillet 2021

| CG (€/an) |Contrat d'accès
au réseau conclu par l'utilisateur|Contrat d'accès
au réseau conclu par le fournisseur| |------------|----------------------------------------------------------|-----------------------------------------------------------| |BT > 36 kVA| 264,48 | 236,52 | | BT 36 kVA | 18,96 | 17,04 |

Composante annuelle de comptage (CC)
Utilisateurs sans dispositif de comptage
Tableau 12 : Composante annuelle de comptage - Utilisateurs sans dispositif de comptage

|Composante de comptage (€/an)| |-----------------------------| | 1,44 |

Dispositifs de comptage propriété des gestionnaires de réseaux publics ou des autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité
Tableau 13 : Composante annuelle de comptage - Dispositif de comptage propriété des gestionnaires de réseaux publics ou des autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité

|Domaine de tension| Puissance (P) |Fréquence minimale
de transmission|Composante annuelle
de comptage
(€/an)| |------------------|--------------------------------|------------------------------------------|------------------------------------------------------| | HTA | - | Mensuelle | 564,72 | | BT | P > 36 kVA | Mensuelle | 438,00 | | P 36 kVA |Bimestrielle ou semestrielle (7)| 20,88 | |

(7) Pour les utilisateurs disposant de dispositifs de comptage évolués en basse tension et pour les puissances inférieures ou égales à 36 kVA, la fréquence minimale de transmission des données de facturation est bimestrielle. Dans les autres cas, elle est semestrielle.

Dispositifs de comptage propriété des utilisateurs
Tableau 14 : Composante annuelle de comptage - Dispositif de comptage propriété des utilisateurs

|Domaine de tension|Puissance (P)|Fréquence minimale
de transmission|Composante annuelle
de comptage
(€/an)| |------------------|-------------|------------------------------------------|------------------------------------------------------| | HTA | - | Mensuelle | 170,76 | | BT | P > 36 kVA | Mensuelle | 156,36 | | P 36 kVA |Semestrielle | 9,84 | |

Composante annuelle des injections (CI)
Tableau 15 : Composante annuelle des injections

|Domaine de tension|c€/MWh| |------------------|------| | HTA | 0 | | BT | 0 |

Composantes annuelles de soutirage (CS) et composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) pour le domaine de tension HTA
Tarifs HTA avec différenciation temporelle à 5 classes à pointe fixe
Tableau 16 : Tarif HTA à 5 plages temporelles à pointe fixe - courte utilisation

| |Heures de pointe
fixe
(i = 1)|Heures pleines
de saison haute
(i = 2)|Heures creuses
de saison haute
(i = 3)|Heures pleines
de saison basse
(i = 4)|Heures creuses
de saison basse
(i = 5)| |----------------------------------------------|---------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kW/an)| b1 = 2,66 | b2 = 2,38 | b3 = 2,01 | b4 = 1,83 | b5 = 0,96 | |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh) | c1 = 3,11 | c2 = 2,93 | c3 = 2,11 | c4 = 1,95 | c5 = 1,18 |

Tableau 17 : Tarif HTA à 5 plages temporelles à pointe fixe - longue utilisation

| |Heures de pointe
fixe
(i = 1)|Heures pleines
de saison haute
(i = 2)|Heures creuses
de saison haute
(i = 3)|Heures pleines
de saison basse
(i = 4)|Heures creuses
de saison basse
(i = 5)| |----------------------------------------------|---------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kW/an)| b1 = 16,31 | b2 = 15,76 | b3 = 13,29 | b4 = 8,75 | b5 = 1,67 | |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh) | c1 = 2,85 | c2 = 2,14 | c3 = 1,34 | c4 = 0,99 | c5 = 0,87 |

Tarifs HTA avec différenciation temporelle à 5 classes à pointe mobile
Tableau 18 : Tarif HTA à 5 plages temporelles à pointe mobile - courte utilisation

| |Heures de pointe
mobile
(i = 1)|Heures pleines
de saison haute
(i = 2)|Heures creuses
de saison haute
(i = 3)|Heures pleines
de saison basse
(i = 4)|Heures creuses
de saison basse
(i = 5)| |----------------------------------------------|-----------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kW/an)| b1 = 3,26 | b2 = 2,29 | b3 = 2,01 | b4 = 1,83 | b5 = 0,96 | |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh) | c1 = 4,15 | c2 = 2,80 | c3 = 2,11 | c4 = 1,95 | c5 = 1,18 |

Tableau 19 : Tarif HTA à 5 plages temporelles à pointe mobile - longue utilisation

| |Heures de pointe
mobile
(i = 1)|Heures pleines
de saison haute
(i = 2)|Heures creuses
de saison haute
(i = 3)|Heures pleines
de saison basse
(i = 4)|Heures creuses
de saison basse
(i = 5)| |----------------------------------------------|-----------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kW/an)| b1 = 18,75 | b2 = 17,43 | b3 = 13,29 | b4 = 8,75 | b5 = 1,67 | |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh) | c1 = 3,26 | c2 = 1,96 | c3 = 1,34 | c4 = 0,99 | c5 = 0,87 |

Composantes annuelles de soutirages (CS) et composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) au domaine de tension BT >36 kVA
Tarif BT > 36 kVA à 4 plages temporelles courte utilisation
Tableau 20 : Tarif BT > 36 kVA à 4 plages temporelles - courte utilisation

| |Heures pleines
de saison haute
(i = 1)|Heures creuses
de saison haute
(i = 2)|Heures pleines
de saison basse
(i = 3)|Heures creuses
de saison basse
(i = 4)| |-----------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kVA/an)| b1 = 10,44 | b2 = 5,36 | b3 = 3,91 | b4 = 1,18 | | Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh) | c1 = 5,03 | c2 = 3,08 | c3 = 2,28 | c4 = 1,87 |

Tarif BT > 36 kVA à 4 plages temporelles longue utilisation
Tableau 21 : Tarif BT > 36 kVA à 4 plages temporelles - longue utilisation

| |Heures pleines
de saison haute
(i = 1)|Heures creuses
de saison haute
(i = 2)|Heures pleines
de saison basse
(i = 3)|Heures creuses
de saison basse
(i = 4)| |-----------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kVA/an)| b1 = 19,16 | b2 = 11,41 | b3 = 9,35 | b4 = 3,88 | | Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh) | c1 = 4,37 | c2 = 2,94 | c3 = 1,97 | c4 = 1,82 |

Composante mensuelle des dépassements de puissance souscrite (CMDPS)
Tableau 26 : Composante mensuelle des dépassements de puissance souscrite BT > 36 kVA

|α (€ / h)| |---------| | 10,2 |

Tarif BT > 36 kVA à 4 plages temporelles courte utilisation - autoproduction collective
Tableau 22 : Tarif BT > 36 kVA à 4 plages temporelles - courte utilisation - autoproduction collective

| |Heures pleines
de saison haute
(i = 1)|Heures creuses
de saison haute
(i = 2)|Heures pleines
de saison basse
(i = 3)|Heures creuses
de saison basse
(i = 4)| |-----------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kVA/an)| b1 = 8,50 | b2 = 8,49 | b3 = 6,60 | b4 = 4,11 |

Tableau 23 : Tarif BT > 36 kVA à 4 plages temporelles - courte utilisation - autoproduction collective

| |Heures pleines
de saison haute
alloproduit (j = 1)|Heures creuses
de saison haute
alloproduit (j = 2)|Heures pleines
de saison basse
alloproduit (j = 3)|Heures creuses
de saison basse
alloproduit (j = 4)|Heures pleines
de saison haute
autoproduit (j = 5)|Heures creuses
de saison haute
autoproduit (j = 6)|Heures pleines
de saison basse
autoproduit (j = 7)|Heures creuses
de saison basse
autoproduit (j = 8)| |---------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------| |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)| c1 = 5,21 | c2 = 3,71 | c3 = 3,30 | c4 = 0,79 | C5 = 3,00 | C6 = 2,24 | C7 = 1,58 | C8 = 0,13 |

Tarif BT > 36 kVA à 4 plages temporelles longue utilisation - autoproduction collective
Tableau 24 : Tarif BT > 36 kVA à 4 plages temporelles - longue utilisation - autoproduction collective

| |Heures pleines
de saison haute
(i = 1)|Heures creuses
de saison haute
(i = 2)|Heures pleines
de saison basse
(i = 3)|Heures creuses
de saison basse
(i = 4)| |-----------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|------------------------------------------------------| |Coefficient pondérateur de puissance (€/kVA/an)| b1 = 20,51 | b2 = 15,58 | b3 = 11,75 | b4 = 8,21 |

Tableau 25 : Tarif BT > 36 kVA à 4 plages temporelles - longue utilisation - autoproduction collective

| |Heures pleines
de saison haute
alloproduit (j = 1)|Heures creuses
de saison haute
alloproduit (j = 2)|Heures pleines
de saison basse
alloproduit (j = 3)|Heures creuses
de saison basse
alloproduit (j = 4)|Heures pleines
de saison haute
autoproduit (j = 5)|Heures creuses
de saison haute
autoproduit (j = 6)|Heures pleines
de saison basse
autoproduit (j = 7)|Heures creuses
de saison basse
autoproduit (j = 8)| |---------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------| |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)| c1 = 4,87 | c2 = 3,54 | c3 = 2,42 | c4 = 0,13 | C5 = 2,15 | C6 = 2,12 | C7 = 1,43 | C8 = 0,08 |

Composante annuelle de soutirage (CS) pour le domaine de tension BT ≤ 36 kVA
Tarif BT ≤ 36 kVA sans différenciation temporelle courte utilisation
Tableau 27 : Tarif BT ≤ 36 kVA sans différenciation temporelle courte utilisation - part puissance

| Période d'application |b (€/kVA)| |---------------------------|---------| |Du 01/08/2020 au 31/07/2021| 6 (8) |

(8) Ce coefficient est l'arrondi à 12 c€ de la valeur non arrondie de 6 €/kVA.

Tableau 28 : Tarif BT ≤ 36 kVA sans différenciation temporelle courte utilisation - part énergie

|c (c€/kWh)| |----------| | 3,88 |

Tarif BT ≤ 36 kVA à 4 plages temporelles courte utilisation
Tableau 29 : Tarif BT ≤ 36 kVA à 4 plages temporelles courte utilisation - part puissance

| Période d'application |b (€/kVA/an)| |---------------------------|------------| |Du 01/08/2020 au 31/07/2021| 5,4 (9) |

(9) Ce coefficient est l'arrondi à 12 c€ de la valeur non arrondie de 5,39 €/kVA.

Tableau 30 : Tarif BT ≤ 36 kVA à 4 plages temporelles courte utilisation - part énergie

|c1 Heures pleines
de saison haute
(c€/kWh)|c2 Heures creuses
de saison haute
(c€/kWh)|c3 Heures pleines
de saison basse
(c€/kWh)|c4 Heures creuses
de saison basse
(c€/kWh)| |----------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------| | 7,78 | 3,88 | 1,99 | 1,43 |

Tarif BT ≤ 36 kVA à 2 plages temporelles moyenne utilisation
Tableau 31 : Tarif BT ≤ 36 kVA à 2 plages temporelles moyenne utilisation - part puissance

| Période d'application |b (€/kVA/an)| |---------------------------|------------| |Du 01/08/2020 au 31/07/2021| 8,52 (10) |

(10) Ce coefficient est l'arrondi à 12 c€ de la valeur non arrondie de 8,57 €/kVA.

Tableau 32 : Tarif BT ≤ 36 kVA à 2 plages temporelles moyenne utilisation - part énergie

|c1 Heures pleines (c€/kWh)|c2 Heures creuses (c€/kWh)| |--------------------------|--------------------------| | 4,11 | 2,51 |

Tarif BT ≤ 36 kVA à 4 plages temporelles moyenne utilisation
Tableau 33 : Tarif BT ≤ 36 kVA à quatre plages temporelles moyenne utilisation - part puissance

| Période d'application |b
(€/kVA/an)| |---------------------------|------------------| |Du 01/08/2020 au 31/07/2021| 7,56 (11) |

(11) Ce coefficient est l'arrondi à 12 c€ de la valeur non arrondie de 7,62 €/kVA.

Tableau 34 : Tarif BT ≤ 36 kVA à quatre plages temporelles moyenne utilisation - part énergie

|c1 Heures pleines
de saison haute
(c€/kWh)|c2 Heures creuses
de saison haute
(c€/kWh)|c3 Heures pleines
de saison basse
(c€/kWh)|c4 Heures creuses
de saison basse
(c€/kWh)| |----------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------| | 5,95 | 3,43 | 1,38 | 1,04 |

Tarif BT ≤ 36 kVA sans différenciation temporelle longue utilisation
Tableau 35 : Tarif BT ≤ 36 kVA sans différenciation temporelle longue utilisation - part puissance

|b
(€/kVA/an)| |------------------| | 62,52 (12) |

(12) Ce coefficient est l'arrondi à 12 c€ de la valeur non arrondie de 62,51 €/kVA.

Tableau 36 : Tarif BT ≤ 36 kVA sans différenciation temporelle longue utilisation - part énergie

|c (c€/kWh)| |----------| | 1,47 |

Tarif BT ≤ 36 kVA à 4 plages temporelles courte utilisation - autoproduction collective
Tableau 37 : Tarif BT ≤ 36 kVA à quatre plages temporelles courte utilisation - part puissance - autoproduction collective

| Période d'application |b
(€/kVA/an)| |---------------------------|------------------| |Du 01/08/2020 au 31/07/2021| 4,20 (13) |

(13) Ce coefficient est l'arrondi à 12 c€ de la valeur non arrondie de 4,16 €/kVA.

Tableau 38 : Tarif BT ≤ 36 kVA à quatre plages temporelles courte utilisation - part énergie - autoproduction collective

| |Heures pleines
de saison haute
alloproduit (j = 1)|Heures creuses
de saison haute
alloproduit (j = 2)|Heures pleines
de saison basse
alloproduit (j = 3)|Heures creuses
de saison basse
alloproduit (j = 4)|Heures pleines
de saison haute
autoproduit (j = 5)|Heures creuses
de saison haute
autoproduit (j = 6)|Heures pleines
de saison basse
autoproduit (j = 7)|Heures creuses
de saison basse
autoproduit (j = 8)| |---------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------| |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)| c1 = 7,47 | c2 = 5,75 | c3 = 2,12 | c4 = 1,13 | C5 = 3,06 | C6 = 2,30 | C7 = 0,79 | C8 = 0,75 |

Tarif BT ≤ 36 kVA à 4 plages temporelles moyenne utilisation - autoproduction collective
Tableau 39 : Tarif BT ≤ 36 kVA à quatre plages temporelles moyenne utilisation - part puissance -autoproduction collective

| Période d'application |b
(€/kVA/an)| |---------------------------|------------------| |Du 01/08/2020 au 31/07/2021| 6,72 (14) |

(14) Ce coefficient est l'arrondi à 12 c€ de la valeur non arrondie de 6,71 €/kVA.

Tableau 40 : Tarif BT ≤ 36 kVA à quatre plages temporelles moyenne utilisation - part énergie - autoproduction collective

| |Heures pleines
de saison haute
alloproduit (j = 1)|Heures creuses
de saison haute
alloproduit (j = 2)|Heures pleines
de saison basse
alloproduit (j = 3)|Heures creuses
de saison basse
alloproduit (j = 4)|Heures pleines
de saison haute
autoproduit (j = 5)|Heures creuses
de saison haute
autoproduit (j = 6)|Heures pleines
de saison basse
autoproduit (j = 7)|Heures creuses
de saison basse
autoproduit (j = 8)| |---------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------| |Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)| c1 = 5,77 | c2 = 4,01 | c3 = 2,00 | c4 = 1,13 | C5 = 2,82 | C6 = 0,53 | C7 = 0,38 | C8 = 0,02 |

Composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS)
Alimentations complémentaires
Tableau 41 : Alimentations complémentaires

|Domaine de tension|Cellules (€/cellule/an)| Liaisons (€/km/an) | |------------------|-----------------------|------------------------------------------------------------------| | HTA | 3 324,83 |Liaisons aériennes : 906,97
Liaisons souterraines : 1 360,45|

Alimentations de secours
Tableau 42 : Alimentation de secours - réservation de puissance

|Domaine de tension de l'alimentation|€/kW/an ou €/kVA/an| |------------------------------------|-------------------| | HTA | 6,49 | | BT | 6,87 |

Tableau 43 : Alimentation de secours - tarification du réseau électrique public permettant le secours

|Domaine de tension
de l'alimentation principale|Domaine de tension
de l'alimentation de secours|Part puissance (€/kW/an)|Part énergie (c€/kWh)|α
(c€/kW)| |-------------------------------------------------------|-------------------------------------------------------|------------------------|---------------------|---------------| | HTB 2 | HTA | 8,42 | 1,82 | 67,59 | | HTB 1 | HTA | 2,93 | 1,82 | 24,00 |

Composante de regroupement (CR)
Tableau 44 : Composante de regroupement

|Domaine de tension| k (€/kW/km/an) | |------------------|------------------------------------------------------------| | HTA |Liaisons aériennes : 0,52
Liaisons souterraines : 0,75|

Composante annuelle d'utilisation des ouvrages de transformation (CT)
Tableau 45 : Composante annuelle d'utilisation des ouvrages de transformation

|Domaine de tension du point de connexion|Domaine de tension de la tarification appliquée|k (€/kW/an)| |----------------------------------------|-----------------------------------------------|-----------| | BT | HTA | 8,66 |

Composante annuelle de l'énergie réactive (CER)
Flux de soutirage
Tableau 46 : Composante annuelle à l'énergie réactive - flux de soutirage

|Domaine de tension|Rapport tg φmax|c€/kVAr.h| |------------------|---------------|---------| | HTA | 0,4 | 2,00 | | BT > 36 kVA | 0,4 | 2,09 |

Flux d'injection
Tableau 47 : Composante annuelle à l'énergie réactive - flux d'injection (installation non régulée en tension)

|Domaine de tension|c€/kVAr.h| |------------------|---------| | HTA | 2,00 | | BT > 36 kVA | 2,09 |

Tableau 48 : Composante annuelle à l'énergie réactive - flux d'injection (installation régulée en tension)

|Domaine de tension|c€/kVAr.h| |------------------|---------| | HTA | 2 |

Dispositions spécifiques relatives à la composante annuelle de l'énergie réactive entre deux gestionnaires de réseaux publics d'électricité
Tableau 49 : Composante annuelle de l'énergie réactive entre deux gestionnaires de réseaux publics d'électricité

|Domaine de tension|c€/kVAr.h| |------------------|---------| | HTA | 2,00 |

ANNEXE 5
COEFFICIENTS D'ÉVOLUTION ANNUELLE SPÉCIFIQUES SI

Coefficients d'évolution spécifique reflétant des évolutions de la structure de la grille tarifaire
Les coefficients d'évolution spécifique Si reflétant des évolutions de la structure de la grille tarifaire, ainsi que les coefficients de la grille tarifaire (15) auxquels ils s'appliquent sont les suivants :

- i = 1
- S1 = - 0,95 %
- coefficients concernés :
- coefficients bi et ci en HTA (tableaux 16 à 19) ;
- coefficients relatifs à la composante des alimentations complémentaires et de secours en HTA (tableaux 41 à 43) ;
- i = 2
- S2 = - 0,38 %
- coefficients concernés :
- coefficients bi et ci en BT > 36 kVA (tableaux 20 à 25) ;
- coefficients relatifs à la composante des alimentations de secours en BT > 36 kVA (tableau 42) ;
- i = 3
- S3 = + 0,35 %
- coefficients concernés :
- coefficients b et c définissant la composante de soutirage de l'option longue utilisation en BT ≤ 36 kVA (tableaux 35 et 36) ;
- i = 4
- S4 = 0 %
- coefficients concernés :
- tous les autres coefficients de la grille tarifaire (tableaux 5, 7, 9, 11 à 15, 26 à 34, 37 à 40 et 44 à 49).

Les coefficients de la grille tarifaire applicable à compter du 1er août de l'année N sont obtenus en multipliant chaque coefficient de la grille tarifaire en vigueur au 31 juillet 2018 par un coefficient d'évolutions annuelles cumulées entre le 31 juillet 2018 et le 1er août de l'année N.
Les coefficients d'évolutions annuelles cumulées entre le 31 juillet 2018 et le 1er août de l'année N, pour la catégorie i, sont calculés comme suit :

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

Les règles d'arrondi sont les suivantes :

- les pourcentages d'évolution annuelle ZN, i sont arrondis au centième de pourcent le plus proche ;
- les coefficients d'évolutions annuelles cumulées entre le 31 juillet 2018 et le 1er août de l'année N ne sont pas arrondis ;
- après application des coefficients d'évolutions annuelles cumulées, les coefficients des composantes annuelles de gestion et de comptage, ainsi que ceux des parties proportionnelles à la puissance souscrite des composantes annuelles des soutirages, sont arrondis au centime d'euro divisible par 12 le plus proche ;
- les autres coefficients sont arrondis au centième le plus proche de l'unité dans laquelle ils sont exprimés.

(15) Les coefficients concernés sont désignés en faisant référence aux numéros des tableaux de la délibération tarifaire.

ANNEXE 6
VERSION CORRIGÉE DE L'ANNEXE 7 (RÉGULATION INCITATIVE DES CHARGES LIÉES À LA COMPENSATION DES PERTES ) DE LA DÉLIBÉRATION DE LA CRE DU 28 JUIN 2018 PORTANT DÉCISION SUR LES TARIFS D'UTILISATION DES RÉSEAUX PUBLICS D'ÉLECTRICITÉ DANS LE DOMAINE DE TENSION HTA ET BT

Cette annexe est confidentielle.