L’essentiel
1. Régulation gaz et comptage évolué : fiabiliser la mise à disposition des données aux consommateurs finals
1.1. La régulation du gaz s’appuie sur un dispositif de comptage évolué visant à renforcer la mise à disposition des données aux consommateurs finals. Le projet de comptage évolué de Trois-Frontières, encadré par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), illustre cette dynamique à travers des indicateurs précis, des objectifs chiffrés et un système de régulation incitative portant à la fois sur les délais de déploiement et sur la qualité de service liée à l’accès aux données de consommation.
1.2. Les textes publiés au Journal officiel de la République française du 25 avril 2026 (Texte 80 sur 105) détaillent les indicateurs, les périmètres, les fréquences de remontée à la CRE, ainsi que les dates de mise en œuvre pour plusieurs entreprises locales de distribution (ELD) de gaz, dont GreenAlp, Régaz-Bordeaux, Sorégies, R-GDS, Vialis, Barr Energies, Caléo, Gedia et Trois-Frontières. L’objectif global est de fiabiliser le comptage évolué et de structurer des dispositifs d’incitation adaptés aux ELD.
2. Taux de mise à disposition des données aux consommateurs finals
2.1. Le taux de mise à disposition des données aux consommateurs finals constitue un indicateur central. Il mesure la capacité des gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) à fournir aux consommateurs un accès complet à leurs données de consommation. L’indicateur est calculé à partir des ratios hebdomadaires de disponibilité, remontés le 1er du mois M+2, et portant sur des semaines complètes.
2.2. La formule de calcul repose sur le rapport entre, d’une part, le nombre de demandes fructueuses de visualisation de données de consommation et, d’autre part, le nombre total de demandes de visualisation effectuées durant la même semaine. Une demande fructueuse est définie comme une demande pour laquelle le consommateur a effectivement accédé à l’ensemble de ses données de consommation. L’indicateur est donc structuré comme suit : (Nombre de demandes fructueuses de visualisation de données de consommation durant la semaine) / (Nombre de demandes de visualisation de données de consommation faites durant la semaine), soit une valeur suivie unique par période.
2.3. Le périmètre de l’indicateur couvre plusieurs dimensions. Il inclut les consommateurs ayant créé un compte sur le site de mise à disposition des données de consommation, l’ensemble des PCE T1/T2 au statut télérelevé rattachés à un compte consommateur, ainsi que les TICC pour les données journalières et horaires. Les PCE T1/T2 au statut télérelevé correspondent à des points de comptage équipés de compteurs communicants, tandis que les TICC structurent la granularité des données (journalière ou horaire) mises à disposition.
2.4. La fréquence de remontée de cet indicateur à la CRE est trimestrielle. Les dates de mise en œuvre sont échelonnées selon les ELD : GreenAlp, Régaz-Bordeaux et Sorégies à compter du 1er janvier 2026, R-GDS à partir du 1er janvier 2027, puis Vialis, Barr Energies, Caléo, Gedia et Trois-Frontières au 1er janvier 2029. Pour Trois-Frontières, la date de référence est explicitement rappelée : 1er janvier 2029.
3. Compteurs au statut télérelevé et périmètre technique du comptage évolué
3.1. La notion de compteurs au statut télérelevé est précisée dans la note (30) du texte officiel. Les compteurs au « statut télérelevé » sont définis comme des compteurs équipés et communicants, qu’il s’agisse de compteurs intégrés ou de compteurs classiques équipés d’un module. Cette définition technique conditionne l’inclusion des PCE dans le périmètre des indicateurs de performance.
3.2. Le comptage évolué repose donc sur une infrastructure de compteurs communicants permettant la remontée automatique des données journalières et horaires. Ces données alimentent les indicateurs de mise à disposition des données, de passage au pas horaire et de respect des délais. La fiabilité de ces compteurs et de leur statut télérelevé est au cœur de la régulation incitative mise en place par la CRE.
4. Nombre de demandes de passage au pas horaire et retour au pas journalier
4.1. Un second indicateur important concerne le nombre de demandes de passage au pas horaire. Il est également remonté le 1er du mois M+2 et se décline en deux valeurs distinctes : l’une pour le passage au pas horaire, l’autre pour le retour au pas journalier. Cet indicateur permet de suivre la dynamique de demande des consommateurs et des fournisseurs pour une granularité plus fine des données de consommation.
4.2. Pour le passage au pas horaire, la valeur suivie correspond au nombre de passages au pas horaire clôturés durant le mois M. Pour le retour au pas journalier, la valeur suivie est le nombre de retours au pas journalier clôturés durant le mois M. L’indicateur se compose donc de deux valeurs suivies, permettant de distinguer les flux de demandes dans chaque sens (vers le pas horaire et vers le pas journalier).
4.3. Le périmètre de l’indicateur inclut tous les PCE T1/T2 au statut télérelevé existants, ainsi que toute demande jugée recevable par le GRD, au sens de la « Procédure de passage au pas horaire » définie dans le cadre du GTG. L’indicateur couvre tous fournisseurs confondus, ce qui garantit une vision globale du recours au pas horaire sur l’ensemble du marché desservi par les ELD concernées.
4.4. La fréquence de remontée de cet indicateur est également trimestrielle. Les dates de mise en œuvre sont identiques à celles du taux de mise à disposition des données : GreenAlp, Régaz-Bordeaux et Sorégies au 1er janvier 2026, R-GDS au 1er janvier 2027, puis Vialis, Barr Energies, Caléo, Gedia et Trois-Frontières au 1er janvier 2029. Cette synchronisation des dates facilite le suivi global des indicateurs de comptage évolué.
5. Taux de passages au pas horaire réalisés dans les délais demandés
5.1. Le taux de passages au pas horaire réalisés dans les délais demandés constitue un indicateur de qualité de service et de respect des délais. Il est également remonté le 1er du mois M+2 et se décline, comme l’indicateur précédent, en deux ratios : l’un pour le passage au pas horaire, l’autre pour le retour au pas journalier. Cet indicateur mesure la capacité des GRD à traiter les demandes dans les délais convenus ou dans les délais catalogue.
5.2. Pour le passage au pas horaire, le ratio est défini comme suit : (Nombre de passages au pas horaire réalisés durant le mois M dans le délai demandé (si ce délai est supérieur au délai catalogue) ou dans un délai ≤ au délai catalogue (si le délai demandé est inférieur au délai catalogue)) / (Nombre de passages au pas horaire clôturés durant le mois M). Ce ratio met en évidence la proportion de prestations réalisées dans un délai conforme soit à la demande du client, soit au délai catalogue lorsque celui-ci est plus contraignant.
5.3. Pour le retour au pas journalier, le ratio est calculé comme (Nombre de passages au pas journalier durant le mois M pour les PCE T1/T2 au statut télérelevé dont la prestation « passage au pas horaire » est arrivée à échéance durant le mois M) / (Nombre de retours au pas journalier clôturés durant le mois M). Ce second ratio permet de vérifier que les retours au pas journalier sont bien effectués à l’échéance prévue de la prestation de passage au pas horaire.
5.4. Le périmètre de cet indicateur est identique à celui du nombre de demandes : tous PCE T1/T2 au statut télérelevé existants, toute demande jugée recevable par le GRD au sens de la « Procédure de passage au pas horaire » définie dans le cadre du GTG, et tous fournisseurs confondus. La fréquence de remontée est trimestrielle, avec les mêmes dates de mise en œuvre échelonnées entre 2026 et 2029 pour les différentes ELD, dont Trois-Frontières au 1er janvier 2029.
6. Régulation incitative des délais de déploiement pour le projet de comptage évolué de Trois-Frontières
6.1. L’annexe 4 du texte officiel est consacrée à la régulation incitative des délais de déploiement pour le projet de comptage évolué de Trois-Frontières. Elle détaille les paramètres relatifs à la régulation incitative des délais de déploiement et des coûts d’investissement de comptage retenus par la CRE. L’objectif est de garantir un taux de déploiement cumulé suffisant de compteurs posés et communicants sur l’ensemble de l’assiette des compteurs actifs et inactifs.
6.2. Trois jalons temporels sont fixés pour le taux de déploiement cumulé de compteurs posés et communicants : au 31 décembre 2027, au 31 décembre 2028 et au 31 décembre 2029. Les taux de déploiement à atteindre sont respectivement de 81,79 %, 96,07 % et 96,88 %. Ces pourcentages traduisent une montée en charge progressive du comptage évolué sur le territoire de Trois-Frontières.
6.3. En cas de non-respect du taux de déploiement à ces échéances, des pénalités sont prévues. Pour le jalon du 31 décembre 2028, la pénalité est fixée à – 10 % du coût des compteurs. Pour le jalon du 31 décembre 2029, la pénalité atteint 14 % du coût des compteurs. Ces pénalités financières constituent un levier de régulation incitative destiné à sécuriser le respect des délais de déploiement et à fiabiliser le comptage évolué.
7. Trajectoires de référence des coûts unitaires et indexation (annexe confidentielle)
7.1. L’annexe 5 est consacrée aux trajectoires de référence des coûts unitaires des actifs de comptage et à la formule d’indexation associée pour Trois-Frontières. Cette annexe est qualifiée d’annexe confidentielle, ce qui signifie que le détail des coûts unitaires et des mécanismes d’indexation n’est pas rendu public dans le texte. Néanmoins, sa mention explicite confirme que la régulation incitative ne porte pas uniquement sur les délais, mais aussi sur la maîtrise des coûts d’investissement de comptage.
7.2. L’existence de trajectoires de référence et d’une formule d’indexation associée permet à la CRE de comparer les coûts effectivement engagés par l’ELD aux coûts de référence, et, le cas échéant, d’ajuster le cadre de régulation. Cette approche complète le dispositif de pénalités lié aux taux de déploiement et renforce la cohérence globale de la régulation gaz appliquée au comptage évolué.
8. Répartition des pénalités entre ELD aux tarifs spécifiques
8.1. L’annexe 6 traite de la répartition des montants des pénalités entre les ELD aux tarifs spécifiques, en cas de non-réalisation dans les délais des actions identifiées comme « prioritaires » dans le cadre du dispositif de régulation incitative. Cette annexe précise, pour chaque ELD, les pénalités mensuelles applicables selon le retard constaté, ainsi que la répartition du plafond du montant global de l’ensemble des pénalités exprimé en euros par an.
8.2. Trois niveaux de pénalités mensuelles sont définis : pénalité en cas de projet mis en œuvre dans les 6 mois suivant la date retenue par la CRE, pénalité en cas de projet mis en œuvre dans les 6 à 12 mois suivant la date retenue par la CRE, et pénalité en cas de projet mis en œuvre au-delà de 12 mois suivant la date retenue par la CRE. Ces montants sont déclinés pour chaque ELD : Régaz-Bordeaux, R-GDS, GreenAlp, Vialis, Gedia, Caléo, Barr Energies, Trois-Frontières Distribution Gaz et Sorégies.
8.3. Pour Régaz-Bordeaux, les pénalités mensuelles sont de 1 200 € pour un projet mis en œuvre dans les 6 mois suivant la date retenue par la CRE, 2 400 € pour un projet mis en œuvre dans les 6 à 12 mois, et 4 800 € au-delà de 12 mois. Le plafond annuel de pénalités pour Régaz-Bordeaux est fixé à 144 000 €. Pour R-GDS, les montants sont de 600 €, 1 200 € et 2 400 € par mois, avec un plafond annuel de 72 000 €.
8.4. Pour GreenAlp, les pénalités mensuelles sont de 220 €, 440 € et 880 €, avec un plafond annuel de 26 400 €. Vialis se voit appliquer des pénalités de 180 €, 360 € et 720 € par mois, pour un plafond annuel de 21 600 €. Gedia supporte des pénalités de 74 €, 148 € et 296 € par mois, avec un plafond annuel de 8 880 €.
8.5. Pour Caléo, les pénalités sont de 58 €, 116 € et 232 € par mois, pour un plafond annuel de 6 960 €. Barr Energies est soumis à des pénalités de 68 €, 136 € et 272 € par mois, avec un plafond annuel de 8 160 €. Trois-Frontières Distribution Gaz et Sorégies ont des montants identiques : 50 €, 100 € et 200 € par mois, avec un plafond annuel de 6 000 € chacun.
8.6. Le total des pénalités mensuelles potentielles pour l’ensemble des ELD est de 2 500 € pour un retard inférieur à 6 mois, 5 000 € pour un retard de 6 à 12 mois, et 10 000 € pour un retard supérieur à 12 mois. Le plafond global annuel de l’ensemble des pénalités est fixé à 300 000 €. Ce plafond encadre le dispositif de régulation incitative et garantit une répartition proportionnée des pénalités entre les différentes ELD aux tarifs spécifiques.
9. Articulation entre indicateurs de performance, comptage évolué et régulation incitative
9.1. L’ensemble des éléments décrits – taux de mise à disposition des données aux consommateurs finals, nombre de demandes de passage au pas horaire, taux de passages au pas horaire réalisés dans les délais demandés, taux de déploiement cumulé de compteurs posés et communicants, pénalités financières et plafonds annuels – s’inscrit dans une logique cohérente de régulation gaz visant à fiabiliser le comptage évolué et à structurer des dispositifs d’incitation adaptés aux ELD.
9.2. Les indicateurs de performance liés à la mise à disposition des données et au respect des délais permettent de suivre la qualité de service offerte aux consommateurs finals et aux fournisseurs. Les pénalités associées aux taux de déploiement et aux actions prioritaires incitent les ELD à respecter les délais de déploiement du comptage évolué et à maîtriser leurs coûts d’investissement de comptage.
9.3. Pour Trois-Frontières, la combinaison de ces mécanismes – indicateurs techniques, régulation incitative des délais de déploiement, trajectoires de référence des coûts unitaires et répartition des pénalités – constitue un cadre structuré pour le projet de comptage évolué. Ce cadre vise à assurer un taux de déploiement cumulé élevé de compteurs posés et communicants, une mise à disposition fiable des données de consommation et un respect des délais dans la réalisation des actions jugées prioritaires par la CRE.
Droit des transports
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