A N N E X E S
A N N E X E 1
CHARGES PRÉVISIONNELLES AU TITRE DE L'ANNÉE 2012 (CP'12)

L'évaluation du montant prévisionnel des charges de service public de l'électricité au titre de l'année 2012 a été réalisée à partir de la comptabilité appropriée fournie par les opérateurs ayant supporté de telles charges en 2010, et à partir des données détaillées transmises par ceux prévoyant d'en supporter en 2012.
La CRE rappelle que les évaluations formulées ci-dessous comportent des incertitudes inhérentes à tout exercice de prévision.

Avertissement

Tous les résultats sont arrondis à une décimale (la plus proche) dans le corps du document. Toutefois, les résultats finaux utilisent uniquement des valeurs intermédiaires exactes non arrondies. De ce fait, il peut parfois survenir un très léger écart entre la somme des valeurs intermédiaires et les valeurs finales.

A. Charges prévisionnelles supportées par EDF au titre de 2012

1. Surcoûts de production dans les zones non interconnectées (6)

Le décret du 28 janvier 2004 prévoit que le montant des surcoûts de production dans les zones non interconnectées (ZNI) est égal, pour chaque ZNI, à la différence entre « le coût de production normal et complet, pour le type d'installation de production considéré » et « le prix qui résulterait de l'application à la quantité d'électricité considérée du tarif de vente, pour la part relative à la production, aux clients non éligibles ». Les coûts de production n'incluent pas les coûts de gestion de la clientèle dans les ZNI, mais prennent en compte les coûts de commercialisation, liés essentiellement dans les ZNI aux actions de maîtrise de la demande d'électricité engagées par les fournisseurs (voir annexe 2-A.1).
Le calcul prévisionnel des surcoûts de production nécessite donc d'évaluer, dans les ZNI, les coûts de production d'EDF et la part relative à la production dans les recettes d'EDF pour 2012 (7).

(6) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre et Miquelon et îles bretonnes des Glénans, Ouessant, Molène-et-Sein. (7) Les recettes d'EDF SEI, issues des tarifs réglementés de vente, rémunèrent la production, la distribution et la commercialisation.

1.1. Coûts de production prévisionnels dans les ZNI

La prévision est établie sur la base d'une hausse moyenne de la consommation électrique de 5,9 % entre 2010 et 2012. Elle tient compte également des dispositions introduites par l'arrêté du 23 mars 2006 qui prévoit une rémunération des capitaux de 11 % pour les nouveaux investissements de production (le taux de 7,25 % continuant à s'appliquer pour ceux réalisés antérieurement).

1.1.1. Coût de production lié à l'ouvrage hydraulique du Rizzanèse

L'assiette prévisionnelle des investissements pour l'ouvrage hydraulique du Rizzanèse est évaluée par EDF à 184 M€, soit 173 M€ en valeur économique 2008. Dans sa délibération du 8 octobre 2009 relative à la CSPE 2010 (8), la CRE avait pris la décision de plafonner les coûts d'investissement pris en compte pour évaluer la compensation à hauteur de 167 M€ 2008, dans l'attente d'un dossier d'EDF justifiant de manière précise les coûts d'investissement prévus. Après plusieurs échanges avec les services de la CRE, EDF n'a transmis ce dossier que début octobre 2011.
Le choix d'un ouvrage hydroélectrique pour répondre au besoin de production de pointe en Corse apparaît globalement pertinent sur le long terme. Toutefois, sur la base du dossier fourni, la CRE s'interroge notamment sur le montant des provisions pour risques prises en compte par EDF dans le montant d'investissement prévisionnel exposé. En effet, en application du décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004, la CRE ne peut prendre en compte dans les surcoûts de production à compenser à EDF que ceux qui résultent de « coûts de production normaux pour le type d'installation de production considéré ».
Aussi, la CRE maintient pour 2012 le plafonnement du montant de l'investissement à 167 M€2008, soit un montant environ 30 % supérieur à la valeur haute estimée par l'Agence internationale de l'énergie. Le coût de production à exclure du fait de ce plafonnement est évalué à 0,7 M€.
Cette décision de plafonner le montant prévisionnel d'investissement ne préjuge pas des montants qui seront retenus par la CRE pour l'évaluation des charges constatées au titre de 2012. Toutefois, tout dépassement du plafond ci-dessus devra résulter de particularités liées à l'installation et dûment justifiées par EDF. En particulier, la justification apportée devra se fonder sur des coûts normaux et non s'appuyer uniquement sur une comparaison locale avec d'autres installations hydrauliques.

(8) Délibération du 8 octobre 2009, annexe 2, article A-1.1.2.6.

1.1.2. Coûts de production retenus dans les ZNI

Les coûts de production prévisionnels (incluant la fourniture des pertes et des services systèmes) s'élèvent à 1 137,8 M€, répartis comme suit :

Tableau 1.1 : coûts de production prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

Les coûts de production prévisionnels pour 2012 dans les ZNI sont en hausse par rapport à 2010 (+ 132,2 M€).
Les achats de combustibles constituent le principal poste de dépenses. La hausse importante des prix des combustibles en 2011 a entraîné une augmentation du coût de la couverture par rapport aux exercices antérieurs.
Le remboursement important de plusieurs années de la taxe intérieure sur les produits pétroliers en 2010 versée au centre d'EDF en Corse explique la hausse du poste impôts et taxes.
Le portefeuille d'offres relatives à la maîtrise de la demande d'électricité dans l'ensemble des ZNI se stabilise. Dans le même temps, la commercialisation de ces offres s'accroît, ce qui génère des coûts commerciaux supplémentaires.
La valorisation prévisionnelle des quotas d'émission de CO2 acquis par EDF sur le marché est réalisée à partir de la moyenne des prix à terme 2012 évalués entre le 1er janvier 2011 et le 9 mai 2011 inclus, sur le marché boursier BlueNext (16,48 €/tCO2 sur cette période).
Les charges financières sont en hausse, en raison de nouveaux investissements de production, notamment en Corse et à Saint-Barthélemy.

1.2. Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI

Les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2012 sont établies à partir du chiffre d'affaires prévisionnel issu du tarif de vente réglementé en vigueur (corrigé des recettes imputables au « tarif agent »), sans tenir compte de la tarification spéciale « produit de première nécessité », les charges liées à celle-ci étant prises en compte par ailleurs (cf. paragraphe A.3). Elles sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires les recettes de distribution issues du tarif national d'utilisation des réseaux (qui tiennent compte du nouveau tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité qui est entré en vigueur le 1er août 2010) ainsi que les recettes relatives à la gestion de la clientèle, puis en ajoutant les recettes liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts de production dus à leur fourniture devant être compensés).
Les principales évolutions et hypothèses retenues pour le calcul des recettes sont les suivantes :
― hausse moyenne de la consommation de 5,9 % entre 2010 et 2012, la hausse dans chaque ZNI étant uniformément répartie sur l'ensemble des catégories tarifaires ;
― taux de pertes moyen quasi constant entre 2010 et 2012, passant de 10,8 % à 10,7 % ;
― recettes réseau en augmentation suivant le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité entré en vigueur le 1er août 2010 ;
― prise en compte du mouvement tarifaire national intervenu le 28 juin 2011 (en moyenne, + 1,7 % sur les tarifs bleus, + 3,2 % pour les tarifs jaunes et + 3,2 % sur les tarifs verts).
Sur ces bases, les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2012 s'élèvent à 314,5 M€, réparties comme suit :

Tableau 1.2 : recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

(1) Le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total déclaré par EDF (y compris les ventes aux agents), hors taxe, hors CTA (contribution tarifaire acheminement), hors rémanence de l'octroi de mer.
(2) Les recettes brutes de production s'obtiennent en minorant les recettes totales des recettes réseau et de la part des recettes de gestion de la clientèle affectée à l'activité de fourniture (les recettes brutes de production incluent les recettes de commercialisation).
(3) Les recettes brutes de production doivent être diminuées de la part des recettes issues de la vente des kWh produits dans le cadre des contrats d'achat, traités au chapitre 2, ou ne donnant pas droit à compensation (liaison Corse-Italie).
(4) Incluant les recettes correspondant aux services systèmes et aux pertes.
(5) La part production du tarif de vente est utilisée pour évaluer les surcoûts dus aux contrats d'achat en ZNI.

1.3. Surcoûts de production prévisionnels supportés par EDF dans les ZNI

Les coûts de production prévisionnels retenus par la CRE et la part production dans les recettes prévisionnelles d'EDF s'élevant respectivement à 1 137,8 M€ et 314,5 M€, le montant des surcoûts de production prévisionnels au titre de 2012 dans les ZNI est égal à 823,3 M€.

2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
   2.1. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts d'achat prévisionnels supportés par EDF en 2012 sont dus aux contrats d'achat suivants :
― les contrats relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code l'énergie) ;
― les contrats issus des appels d'offres (article l. 311-10 du code précité) ;
― les contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-27 du code précité) ;
― les contrats conclus dans les ZNI avec des producteurs indépendants en dehors du cadre des articles L. 314-1, L. 311-10 et L. 121-27 du code précité (V de l'article 4 du décret du 28 janvier 2004) ;
― les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables » (article 48 de la loi du 10 février 2000, abrogé par l'ordonnance du 4 juin 2011 et non repris dans le code de l'énergie).
En application du 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie, le montant des surcoûts est égal à la différence entre le prix d'acquisition de l'électricité payé en exécution des contrats en cause et :
― en métropole continentale, « les coûts évités à EDF, (...) calculés par référence aux prix de marché de l'électricité » ;
― =dans les ZNI, le prix de cette électricité calculé comme « la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité » (soit sur la même base que pour les surcoûts de production établis au chapitre précédent).

2.2. Coûts dus aux contrats d'achat
2.2.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels (hors ZNI)

La prévision des quantités achetées en 2012 est établie à partir des montants retenus au titre de 2010 et des évolutions prévues en 2012, fournies et justifiées par EDF.
L'évaluation prévisionnelle des tarifs d'achat se fonde sur les hypothèses suivantes :
― pour la cogénération :
― pour tous les contrats, aussi bien antérieurs que postérieurs au 11 février 2000, rémunération du gaz plafonnée à 92,5 % du prix de référence à considérer au titre des coûts d'approvisionnement en gaz d'un cycle combiné de 650 MW au tarif STS en vigueur ;
― tarif STS, incluant la TICGN, résultant de l'application de la formule de GDF Suez ;
― nombre d'installations fonctionnant en mode « dispatchable » tenant compte des installations ayant quitté ce mode de fonctionnement et durée de fonctionnement moyenne de 237 heures ;
― pour les installations n'optant pas pour le mode « dispatchable », durée de fonctionnement moyenne équivalente à 3 443 heures (correspondant à une disponibilité de 95 %) et prise en compte des contrats arrivant à échéance ainsi que des dispositions de l'arrêté du 14 décembre 2006 qui permet, sous réserve de travaux de rénovation, de bénéficier des tarifs d'obligation d'achat définis à l'annexe 1 de l'arrêté du 31 juillet 2001 ou des dispositions correspondantes.
― indexation de 2,5 % par an par rapport aux tarifs de 2010.
Pour la cogénération n'optant pas pour le mode « dispatchable », la CRE retient, pour 2012, un tarif d'achat prévisionnel de 130,5 €/MWh pour les contrats C97 (9), de 139,5 €/MWh pour les contrats C995 et de 131,0 €/MWh pour les contrats C015. Ces tarifs sont établis sur la base du tarif effectivement constaté en 2010 (respectivement 112,0 €/MWh, 119,4 €/MWh et 116,3 €/MWh) et des hypothèses exposées ci-dessus.
Pour les installations de type diesels « dispatchables », la CRE a retenu les hypothèses prises par EDF sur la durée de fonctionnement (1,7 GWh sur les deux premiers mois de l'année et 2,3 GWh sur la période octobre-décembre). Le prix d'achat variable a été évalué à 222 €/MWh, en nette augmentation par rapport aux valeurs constatées en 2010 (+ 40,4 %) sous l'effet d'une augmentation du prix des produits pétroliers dont le coût représente une part prépondérante du prix variable de ces installations.
Pour l'hydraulique, la CRE retient, pour chaque type de contrat, le tarif moyen constaté sur 2010 indexé ainsi qu'une durée de fonctionnement normative, supérieure à celle observée en moyenne en 2010.
Pour la filière éolienne, la CRE retient pour 2012 :
― pour les contrats E01 (10) et EOLE 2005 (6), des puissances installées respectivement de 1 026 MW et de 33 MW sans évolution ultérieure ;
― aucune évolution pour les contrats E06 par rapport à la puissance actuelle de 1 460 MW ;
― le développement de nouvelles installations dans le cadre du contrat E08 introduit à la suite de l'arrêté du 17 novembre 2008 complété par l'arrêté du 23 décembre 2008. La CRE retient un flux de mises en service d'environ 96 MW par mois, soit une puissance estimée à fin 2012 de 5 395 MW ;
― l'hypothèse d'EDF concernant durée moyenne de production, soit 2 094 heures ;
― aucune évolution du parc bénéficiant d'un contrat conclu à la suite de l'appel d'offres de 2004 (52 MW) ;
― pour les installations existantes, les tarifs moyens constatés sur 2010 indexés de 2 % par an ;
― le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 87,1 €/MWh.
Pour les centrales d'incinération, la CRE a considéré un accroissement du parc de 19 MW au cours de l'année 2012. La durée de fonctionnement est celle observée en 2010. Le tarif moyen d'achat retenu pour 2012 est de 55,2 €/MWh.
Pour la filière biogaz, la CRE prend en compte, pour 2012, la mise en service de 42 MW aux conditions d'achat arrêtées le 19 mai 2011. De plus, les deux derniers contrats issus de l'appel d'offres de 1998 arrivent à échéance au cours de l'année 2011 (― 7,8 MW).
Pour la filière biomasse, la CRE considère que 23 MW seront mis en service d'ici 2012 par les candidats retenus à l'issue de l'appel d'offres de 2006. L'appel d'offres de 2009 ainsi que les arrêtés tarifaires du 28 décembre 2009 et du 27 janvier 2011 n'auront pas d'effet avant l'année 2013 compte tenu des délais de réalisation et de mise en service des installations estimés à 3 ans. La puissance installée pour cette filière devrait atteindre 191 MW à la fin 2012.
La puissance des installations photovoltaïques raccordées au réseau d'ERDF et de RTE devrait atteindre 3,1 GW fin 2012 (contre 810 MW environ fin 2010 et 2 140 MW prévus d'être installés fin 2011). Cette puissance résulte de la résorption de la file d'attente des projets non suspendus par le décret du2 décembre 2010 et de la mise en service de nouvelles installations bénéficiant des conditions tarifaires de l'arrêté du 4 mars 2011. Sur les 3,1 GW, plus de 1,2 GW devrait bénéficier des conditions de l'arrêté du10 juillet 2006, 0,8 GW des conditions de l'arrêté du 12 janvier 2010, 650 MW des conditions de l'arrêté du 31 août 2010 et 330 MW de celles de l'arrêté du 4 mars 2011.

(9) Contrats de cogénération : les contrats de type C97 et C99 sont des contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000. Les contrats C01 sont des contrats relevant de l'obligation d'achat. (10) Contrats éoliens : les contrats de type E01, E06 et E08 relèvent de l'obligation d'achat. Les contrats de type EOLE 2005 ont été conclus à l'issue d'un appel d'offres lancé par EDF.

Prévisions

Compte tenu de ce qui précède, les quantités et les coûts d'achat prévisionnels pour 2012 évalués par la CRE en métropole continentale sont indiqués dans le tableau 1.3.

Tableau 1.3 : quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels pour 2012 (hors ZNI)

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

Le montant des achats de l'électricité produite par les installations de cogénération est en diminution, en raison d'un repli de la production. Il est également prévu un moindre recours à des installations dispatchables en 2012.
La filière hydraulique devrait connaître une relative stabilité en 2012. Seul son coût d'achat unitaire augmente légèrement, conséquence de la rénovation d'installations changeant alors de régime tarifaire.
La filière éolienne poursuit son fort développement avec une production estimée à 15,6 TWh, soit une augmentation de 65 % par rapport à 2010. Le coût d'achat unitaire augmente très légèrement car les tarifs des obligations d'achats récentes sont plus attractifs.
Les filières biomasse et biogaz se développement également significativement :
― biomasse : les volumes devraient plus que doubler entre 2010 et 2012 et les montants d'achat augmenter dans les mêmes proportions. Les candidats retenus lors de l'appel d'offres lancé en 2010 ne devraient pas être en activité dès 2012 ;
― biogaz : après une croissance plus forte en 2011, les volumes devraient augmenter de 31 % en 2012 par rapport à 2010.
Malgré le moratoire institué par le décret de décembre 2010, les volumes d'énergie de la filière photovoltaïque devraient être multipliés par 10 entre fin 2010 et 2012. Cette croissance est notamment due à la résorption de la file d'attente de raccordement. Lors de la fin de l'arrêté tarifaire de 2006, en décembre 2009, de nombreuses demandes de raccordement ont été déposées afin de profiter du tarif 2006 plus avantageux. Les installations concernées par ces contrats devraient toutes être en fonctionnement à partir de fin 2011 pour représenter une puissance installée de 1,2 GW environ.
Si l'énergie achetée à la filière photovoltaïque devrait représenter en 2012 une part très minoritaire du total présenté à la compensation, avec 3 TWh sur un total de 40 TWh, le coût d'achat bondira probablement à 1 475 M€, contre 205 M€ en 2010. Il sera comparable à celui des filières éolienne ou cogénération, mais pour des volumes achetés trois à cinq fois inférieurs.

2.2.2 Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels dans les ZNI

Les quantités et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI pour l'année 2012 sont présentés dans le tableau 1.4.

Tableau 1.4 : quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

Les volumes d'achat prévus en 2012 sont en hausse de 33,4 % par rapport aux volumes achetés en 2010 et les coûts d'achat correspondant croissent de 53,3 %.
La très grosse majorité de l'électricité achetée est produite par les installations fonctionnant à la bagasse et au charbon (58 % des volumes achetés). La mise en service (fin 2010) d'une nouvelle tranche fonctionnant à la bagasse et au charbon en Guadeloupe, ainsi que la production supplémentaire prévisionnelle des centrales conduit à une augmentation du coût d'achat de 21 % (+ 54,9 M€) pour cette filière.
Les groupes de secours et les centrales thermiques constituent la deuxième source d'approvisionnement (15 % du total des achats). La mise en service des nouvelles unités de production diesel en Martinique et à La Réunion augmente le volume d'électricité prévisionnel de 62 % (+ 221,7 GWh) et génère une augmentation du coût d'achat de 34 % (+ 28,4 M€).
La filière photovoltaïque poursuit son développement, avec une multiplication par près de quatre de la production et des coûts d'achat. Les volumes achetés (10 % du total) sont équivalent à ceux provenant du câble reliant la Corse et la Sardaigne (9 %).
Après une avarie importante qui a limité la production en 2010, le fonctionnement normal de l'installation géothermique de Bouillante en Guadeloupe est prévu en 2012.

2.2.3. Coût du contrôle des installations de cogénération

Le contrôle des installations de cogénération effectué par EDF permet de vérifier leur efficacité énergétique et la correcte application de la rémunération complémentaire facturée par le producteur. Le coût supporté par EDF au titre de ce contrôle doit être compensé, dès lors qu'il découle de l'obligation d'achat.
Pour 2012, le montant de ce contrôle est identique à celui constaté en 2010, soit 0,2 M€.

2.3. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat
2.3.1 Coût évité par les contrats d'achat hors ZNI
2.3.1.1. Cas général

Le 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie dispose que les coûts évités à EDF par les contrats d'achat en métropole continentale sont évalués « par référence aux prix de marché de l'électricité ».
Dans sa délibération du 25 juin 2009, la CRE a fixé de nouveaux principes de calcul du coût évité par les contrats d'achat en distinguant la production considérée comme quasi certaine de la production aléatoire.
Les contrats d'achats pour la filière photovoltaïque font l'objet d'un traitement particulier détaillé dans la prochaine section.
Le coût évité par la production quasi certaine est calculé en utilisant les prix de marché à terme observés sur EEX Power Derivatives. Le coût évité par la production aléatoire continue d'être calculé en référence aux prix de marché day-ahead ou, pour une prévision, en référence à la moyenne des prix à terme trimestriels évalués aux mois de juin, juillet et août 2010.
Coût évité par la production quasi certaine :

Tableau 1.5 : puissance quasi certaine de référence

| |PUISSANCE QUASI CERTAINE (MW)| |----------------------------------|-----------------------------| | Ruban de base | 700 | | Surplus de production Q1 (11) | 3 600 | |Surplus de production M11/M12 (12)| 3 600 |

(11) Premier trimestre.
(12) M11 : novembre. M12 : décembre.
Les puissances quasi-certaines des mois de novembre et décembre 2012 ont été réévaluées en fonction des évolutions de puissance installée des différentes filières et conformément aux possibilités offertes par la délibération du 25 juin 2009 (cf. paragraphe 2.1.1). Le surplus de production retenu pour les mois de novembre et décembre a été fixé, en accord avec EDF, à 3 300 MW.

Tableau 1.6 : puissance quasi certaine retenue pour 2012

| |PUISSANCE QUASI-CERTAINE (MW)| |-----------------------------|-----------------------------| | Ruban de base | 700 | | Surplus de production Q1 | 3 600 | |Surplus de production M11/M12| 3 300 |

Les cotations des produits à terme utilisés pour calculer le coût évité par le surplus de production observé sur les mois de novembre et décembre étant indisponibles lors de la prévision de charges, le coût évité par cette production quasi certaine est calculé de la même manière que le coût évité par la production aléatoire.

Tableau 1.7 : prix de marché retenus pour 2012

|RUBAN| Q1 | M11 | M12 | |-----|-----|-----|-----| |55,05|65,56|62,36|60,36|

Le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 18,8 TWh, est de 1 150,3 M€.
Coût évité par la production aléatoire :
Les prix à terme trimestriels retenus correspondent à la moyenne des prix à terme trimestriels évalués aux mois de juin, juillet et août 2010.

Tableau 1.8 : prix de marché trimestriels pour 2011

| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | |-----|-----|-----|-----| |66,01|47,63|50,54|62,44|

Les prix de marché mensuels sur l'année 2012 sont calculés à partir de la moyenne, depuis 2002, des rapports du prix du mois sur le prix du trimestre correspondant (poids moyen du mois dans le trimestre).
Le coût évité par la production aléatoire s'élève à 1 109,3 M€ (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »).

Tableau 1.9 : coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2012
(hors contrats horosaisonnalisés, « modulables » et cogénérations « dispatchables »)

| MOIS |PRIX MENSUEL
(€/MWh)|QUANTITÉ
(GWh)|COÛT ÉVITÉ
(M €)| |----------|--------------------------|--------------------|----------------------| | Janvier | 69,69 | 1 458,8 | 101,7 | | Février | 65,86 | 1 231,1 | 81,1 | | Mars | 62,48 | 1 206,4 | 75,4 | | Avril | 48,44 | 1 727,9 | 83,7 | | Mai | 43,92 | 1 508,6 | 66,3 | | Juin | 50,54 | 1 308,5 | 66,1 | | Juillet | 52,76 | 1 115,6 | 58,9 | | Août | 45,45 | 1 015,7 | 46,2 | |Septembre | 53,42 | 1 167,3 | 62,4 | | Octobre | 64,60 | 1 542,1 | 99,6 | | Novembre | 62,36 | 1 274,4 | 79,5 | | Décembre | 60,36 | 1 501,8 | 90,7 | |Total 2012| 56,8 | 16 058 | 911,3 |

| Prix moyen pondéré prévisionnel 2012 (€/MWh) |56,8| |:-------------------------------------------------:|:--:| |Rappel prix moyen pondéré prévisionnel 2011 (€/MWh)|54,6| | Rappel prix moyen pondéré constaté 2010 (€/MWh) |47,9|

2.3.1.2. Coût évité par les contrats d'achat photovoltaïques (hors ZNI)

Le calcul du coût évité par les installations photovoltaïques fait l'objet, pour la première fois, d'un traitement particulier. A la suite des préconisations inscrites dans le rapport Charpin-Trink issu de la concertation post moratoire avec les acteurs de la filière, la CRE a mis en place une nouvelle méthode de calcul des coûts évités pour l'acheteur obligé.
Les coûts évités par l'électricité photovoltaïque sont actuellement calculés à partir d'une moyenne arithmétique mensuelle du prix spot sur le marché de gros de l'électricité. Cette moyenne mensuelle est ensuite multipliée par la production d'électricité photovoltaïque achetée pendant cette période afin de déterminer le coût évité lors du mois correspondant.
Afin de mieux prendre en compte les profils de production des producteurs d'électricité photovoltaïque, la CRE utilisera pour le calcul des coûts évités de l'année 2012 un prix moyen mensuel de l'électricité. Il sera basé sur les prix spot horaires du marché de gros pondérés par les profils de production horosaisonniers du profil PRD 3 (utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution). Cette nouvelle méthode de calcul permet de déterminer un niveau de valorisation de l'électricité photovoltaïque en accord avec les périodes de production théorique, le photovoltaïque permettant de produire uniquement le jour, lorsque les prix spot sont les plus élevés sur le marché de gros.
En raison d'un exercice comptable 2011 déjà très avancé pour les acheteurs obligés, la nouvelle méthode de calcul sera appliquée à partir de l'exercice 2012, aussi bien pour le calcul des charges prévisionnelles que pour celui des charges constatées. De plus, le changement du profil de production appliqué à l'électricité photovoltaïque par les opérateurs de réseau au 1er juillet 2010 rendrait approximatif le calcul des charges de CSPE dans le cas d'une application de la nouvelle méthode pour les charges constatées des années 2010 ou 2011.
Ainsi, le coût évité total prévisionnel pour la filière photovoltaïque est de 198,0 M€, dont 89,4 M€ pour les contrats correspondant à l'arrêté tarifaire du 10 juillet 2006.

2.3.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat horosaisonnalisé

Certaines installations bénéficient de contrats d'achat à différenciation horosaisonnière, ce qui signifie que la rémunération du producteur par EDF dépend du moment où il produit son électricité. Les périodes horosaisonnières où le tarif est élevé correspondent sensiblement aux heures où le prix de marché est haut. Il existe, pour ces contrats, une corrélation temporelle entre le volume acheté par EDF et le prix de marché. Le coût évité doit donc être calculé par poste horosaisonnier.
Ne pouvant prévoir, pour 2012, les prix de marché horaires et la répartition horaire des volumes achetés, on considère, en première approximation, que le coût évité par ces installations en 2012 a augmenté, par kWh, par rapport à 2010, dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2010 et 2012 (+ 18,5%).
Le coût évité obtenu est ainsi estimé à 106,7 M€.

2.3.1.4. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable »

Les installations « dispatchables », qui font l'objet de contrat type « appel modulable », devraient représenter, en moyenne sur 2012, une puissance garantie de 96 MW. Leur production prévisionnelle s'élève à 4,0 GWh. Le contrat de mise à disposition de réserves complémentaires par EDF au RTE a été retenu par la CRE comme référence prévisionnelle pour le calcul du coût fixe évité. Cette référence est toutefois amenée à évoluer avec les résultats des appels d'offres de RTE pour la mise à disposition de réserves rapides ou complémentaires.
Le coût fixe évité prévisionnel est ainsi évalué à 3,6 M€, contre 9,6 M€ pour 475 MW de puissance installée en 2010. La prime fixe unitaire est ainsi en légère hausse, dans un contexte de forte diminution de la puissance installée.
La valorisation du coût évité « énergie » s'effectue, quant à elle, suivant la même méthode que celle retenue pour les contrats horosaisonnalisés décrite ci-dessus (i.e. augmentation dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2010 et 2012). Sur cette base, le coût évité « énergie » par les installations « dispatchables » est évalué à 0,5 M€. Le coût évité total est donc de 4,1 M€.

2.3.1.5. Cas particulier des installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable »

Les installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable » devraient représenter, en moyenne sur 2012, une puissance garantie de 190 MW, pour une production prévisionnelle estimée à 50,3 GWh.
Le principe de calcul du coût évité par ces installations pour 2012 est identique à celui adopté pour 2010 (voir annexe 2 ― A.2.2.1.4 et paragraphe 2.3.1.3). Le coût fixe évité par les installations de cogénération en mode « dispatchable » est, ainsi, évalué à 7,5 M€. Le coût évité « énergie », supposé évoluer de façon identique à celui des contrats horosaisonnalisés et contrats de type « appel modulable », est évalué à 3,0 M€. Le coût évité total est, donc, de 10,5 M€.

2.3.1.6. Coût total évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI)

Le coût total évité à EDF par les contrats d'achat en métropole est évalué à 2 381,1 M€ (2 260,0 M€ de coût évité classique + 106,7 M€ de coût évité horosaisonnalisé + 4,1 M€ de coût évité par les installations « dispatchables » + 10,5 M€ de coût évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »).

2.3.2. Coût évité par les contrats d'achat dans les ZNI en 2012

Conformément au 2° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie, le coût évité par contrats d'achat dans les ZNI est calculé en valorisant l'électricité achetée par EDF à la part production dans les tarifs de vente aux clients non éligibles. Il s'élève à 180,0 M€, comme détaillé dans le tableau 1.10.

Tableau 1.10 : coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

(*) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte dans le chapitre sur les surcoûts de production.

2.4. Surcoûts prévisionnels dus aux contrats d'achat supportés par EDF

Les surcoûts prévisionnels supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2012 s'élèvent à :
― 2 617,2 M€ en métropole continentale (4 998,1 M€ de coût d'achat + 0,2 M€ de contrôle de cogénération ― 2 381,1 M€ de coût évité) ;
― 474,0 M€ dans les ZNI (654,0 M€ de coût d'achat ― 180,0 M€ de coût évité) ;
― soit un total de 3 091,2 M€.

3. Charges dues aux dispositions sociales

La tarification spéciale « produit de première nécessité » est entrée en vigueur le 1er janvier 2005. Elle a par la suite été rebaptisée « tarif de première nécessité » (TPN). L'arrêté du 5 août 2008 fixe le plafond de ressources pour en bénéficier au plafond d'ouverture des droits à la couverture maladie universelle complémentaire. Un décret du 26 juillet 2006 prévoit en outre, pour les clients concernés par la tarification de première nécessité, la gratuité de la mise en service et une réduction de 80 % sur les frais de déplacement pour impayés. Ces pertes de recettes et frais supplémentaires doivent faire l'objet d'une compensation au profit des opérateurs concernés.
Par ailleurs, les charges supportées du fait du Tarif de Première Nécessité permettent aux opérateurs de bénéficier d'une compensation en cas de participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité. Cette compensation peut s'élever jusqu'à 20 % des charges dues au titre du TPN, dans la limite du concours financier de l'opérateur au fonds de solidarité pour le logement (arrêté du 24 novembre 2005).

3.1. Charges dues au « tarif de première nécessité »
3.1.1. Pertes de recettes prévisionnelles dues au TPN

Si auparavant les bénéficiaires du TPN devaient faire la demande de cette prestation sociale, cela devrait ne plus être le cas en 2012. Le bénéfice du tarif de première nécessité, pourrait, par décret, être étendu de manière automatique à tous les bénéficiaires de la CMU Complémentaire. La CRE a retenu pour ses prévisions cette évolution législative.
Par conséquent, le nombre (prévisionnel) moyen de clients au tarif de première nécessité pour 2012 s'élèvera à 1 022 000 environ, contre 777 500 en 2010 en moyenne. Cette hausse de 31 % explique l'essentiel de la hausse de la perte de recette pour EDF. En outre l'arrêté du 23 décembre 2010 a modifié le décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 et a revu à la hausse le niveau de réductions et versements forfaitaires. En conséquence, la perte de recette pour EDF en 2012 est évaluée à 73,1 M€, contre 42,8 M€ en 2010.

3.1.2. Surcoûts de gestion prévisionnels

Les surcoûts de gestion prévisionnels sont évalués, pour 2012, à 6,4 M€. Ces surcoûts de gestion se décomposent en frais de personnel pour 3,4 M€ et en frais externes pour 3,0 M€. Ils sont quasiment stables par rapport à 2010 (6,4 M€).
Ceci s'explique par un double mouvement : l'automatisation du bénéfice du TPN va obliger EDF à déléguer à un prestataire extérieur de lourdes refontes de son système de gestion. Par conséquent, les frais externes sont en hausse de 2,2 M€ à 3,0 M€. En revanche, l'automatisation du bénéfice va diminuer la charge de travail pour EDF, dans la mesure où le nombre de dossiers à traiter « artisanalement » va chuter. Par conséquent, les frais de personnel sont en diminution, de 4,1 M€ à 3,4 M€ pour l'ensemble de la métropole et des ZNI.

3.1.3. Pertes de recettes dues aux réductions instaurées sur les services liés à la fourniture

Les dispositions introduites par le décret du 26 juillet 2006 (abattement de 80 % du montant des déplacements pour défaut de paiement et gratuité de la mise en service et de l'enregistrement du contrat) entraînent des pertes de recettes pour EDF. Ces pertes sont évaluées, pour 2012, à 0,7 M€.
Au total, les charges prévisionnelles supportées par EDF du fait du « tarif de première nécessité » sont évaluées, pour 2012, à 80,2 M€.

3.2. Charges dues au dispositif institué en faveur
des personnes en situation de précarité

Compte tenu du montant de charges supportées au titre du TPN et des dispositions prévues par l'arrêté du 24 novembre 2005, la compensation à accorder à EDF au titre de sa participation au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité est de 16 M€ (20 % × 80,2 M€). Ce montant est inférieur aux 23 M€ de versements qu'EDF prévoit d'effectuer en 2012 au fonds de solidarité pour le logement.

3.3. Charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales

Les charges prévisionnelles à compenser à EDF au titre des dispositions sociales en 2012 s'élèvent à 96,3 M€, contre 46,4 M€ de charges prévisionnelles en 2011 et 59,7 M€ de charges constatées en 2010. Les charges prévisionnelles sont en hausse de 107 % pour 2012. Leur montant est également supérieur de 61 % aux charges constatées en 2010.

B. Charges prévisionnelles supportées par les entreprises locales de distribution au titre de 2012

Les charges prévisionnelles que les ELD supporteront au titre de 2012 sont :
― les surcoûts dus aux contrats d'achat ;
― les charges dues aux dispositions sociales (TPN, dispositif précarité).
Les ELD prévoyant de supporter en 2012 de telles charges ont transmis à la CRE les données nécessaires à leur évaluation, sous un format conforme aux indications fournies par la CRE. Si la plupart des établissements se conforment aux indications de la CRE, il est cependant à noter qu'une fraction significative, notamment les plus petits établissements, ne transmet pas, dans un premier temps, les données requises, ou dans un format inadapté.

1. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les types de contrat pour lesquels les ELD prévoient de supporter des charges en 2012 sont :
― les contrats relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code de l'énergie) ;
― les contrats issus des appels d'offres lancés par le ministre chargé de l'énergie (article L. 311-10 du code précité) ;
― les contrats conclus ou négociés avant le11 février 2000 (article L. 121-7 du code précité).
Les coûts évités sont calculés par référence aux prix de marché de l'électricité ou par référence aux tarifs de cession, à proportion de la part de l'électricité acquise à ces tarifs dans l'approvisionnement total des ELD. Les prix de marché pris en compte pour 2012 sont évalués à partir des prix des contrats à terme pour l'année 2010 (voir paragraphe A.2.3.1.1 ― production aléatoire). En 2012, 9 ELD prévoient de se fournir sur le marché. Pour les fournisseurs qui prévoient de s'approvisionner au marché le calcul du coût évité a été développé suivant la même méthode que pour EDF (voir article A2.3.1.2.).
Le surcoût total prévisionnel dû aux contrats d'achat en 2012 s'élève à 156,2 M€ (13), soit 93,9 M€ de plus par rapport aux charges constatées pour l'année 2010. Cette progression est due à la forte augmentation des quantités achetées : + 72 %, soit + 0,7 TWh. Les filières éolienne et photovoltaïque se développent particulièrement avec :
― une production photovoltaïque estimée à 194,3 GWh en 2012 (respectivement 40,9 GWh en 2010) et un surcoût évalué à 95,5 M€ (respectivement 22,8 M€) ;
― une production éolienne estimée à 866,4 GWh en 2012 (respectivement 271,0 GWh en 2010) pour un surcoût évalué à 30,1 M€ (respectivement 15,2 M€).
Par ailleurs, trois ELD ont annoncé des surplus de production dus à l'obligation d'achat et revendus à EDF.

(13) Le surcoût calculé tient compte de l'augmentation moyenne de 5 % des tarifs de cession en application de l'arrêté du 12 août 2010.

2. Charges dues aux dispositions sociales

Les charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales en 2012 s'élèvent à 2,2 M€.

3. Charges prévisionnelles totales des ELD au titre de 2012

Le montant prévisionnel des charges supportées par les ELD au titre de 2012 est de 158,3 M€.
Les éléments du calcul du surcoût pour les ELD concernées sont indiqués dans le tableau 1.11.

Tableau 1.11 : charges prévisionnelles des ELD au titre de 2012

| ELD |CHARGES DUES AUX CONTRATS D'ACHATS|CHARGES
sociales|CHARGES
prévisionnelles au titre de 2012| | | | |-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|----------------------------------|----------------------|----------------------------------------------|--------|-----|--------| | | Quantité achetée (1) | Coût d'achat | Coût évité |Surcoût | | | | | MWh | k€ | k€ | k€ | k€ | k€ | | ES Energies Strasbourg (2) | 241 345,0 | 45 851,0 | 8 366,0 |37 485,0|605,8|38 090,8| | Séolis | 361 638,7 | 41 669,9 | 10 970,9 |30 699,0|108,9|30 807,9| | Sorégies | 99 090,0 | 27 617,3 | 3 129,4 |24 487,9|113,3|24 601,1| | Gaz et électricité de Grenoble (2) | 120 939,9 | 15 134,2 | 6 513,9 |8 620,4 |104,2|8 724,6 | | SICAE de la Somme et du Cambraisis | 106 996,1 | 9 560,6 | 3 462,1 |6 098,6 |34,4 |6 133,0 | | Coopérative d'électricité de Saint Martin de Londres | 17 572,0 | 5 601,7 | 664,4 |4 937,3 |47,8 |4 985,1 | | Usine d'électricité de Metz (2) | 95 451,1 | 8 600,3 | 4 166,6 |4 433,7 |182,0|4 615,7 | | SICAP Pithiviers | 206 057,7 | 18 571,7 | 14 093,4 |4 478,3 |13,8 |4 492,1 | | Société d'électrification rurale du Carmausin | 7 629,8 | 2 927,7 | 320,6 |2 607,1 | 8,6 |2 615,6 | | Energies et services de Seyssel | 11 889,6 | 2 937,2 | 380,9 |2 556,4 |13,7 |2 570,1 | | Energies services Creutzwald | 33 097,3 | 3 514,6 | 1 213,4 |2 301,2 |13,4 |2 314,6 | | UEM Neuf-Brisach | 13 994,8 | 2 518,6 | 699,0 |1 819,5 | 7,3 |1 826,9 | | SOREA | 30 523,0 | 2 688,0 | 898,5 |1 789,5 |15,1 |1 804,6 | | Gascogne Energies Services | 3 324,4 | 1 939,6 | 142,4 |1 797,2 | 3,2 |1 800,4 | | Energies services Lavaur | 9 816,1 | 1 888,2 | 293,2 |1 595,0 |15,2 |1 610,2 | | SICAE de Précy-Saint-Martin | 5 581,5 | 1 524,6 | 179,5 |1 345,1 | 3,1 |1 348,2 | | Régie communale de Montdidier | 17 954,0 | 1 715,3 | 414,9 |1 300,4 | 5,7 |1 306,1 | | Régie du syndicat électrique intercommunal du Pays Chartrain | 62 269,4 | 3 812,5 | 2 537,3 |1 275,3 |29,3 |1 304,5 | | Energie Développement Services du Briançonnais | 32 650,9 | 2 149,9 | 879,0 |1 270,8 | 5,6 |1 276,4 | | Régie de Sud-de-La Réole | 2 401,9 | 1 341,0 | 85,4 |1 255,6 | 4,3 |1 259,9 | | SCICAE de Ray-Cendrecourt | 6 825,2 | 1 437,0 | 207,9 |1 229,0 |21,4 |1 250,4 | | Régie communale du câble et d'électricité de Montataire | 13 968,1 | 1 860,2 | 663,9 |1 196,3 |52,4 |1 248,8 | | SICAE de l'Oise | 2 091,1 | 1 208,6 | 56,1 |1 152,5 |45,6 |1 198,1 | | Société d'électricité régionale de Lassigny | 6 249,8 | 1 338,8 | 223,9 |1 114,8 |11,9 |1 126,7 | | Régie municipale d'électricité de Mazères | 1 577,7 | 906,6 | 45,4 | 861,2 | 6,0 | 867,2 | | Ene'O | 7 565,4 | 1 049,3 | 415,4 | 633,9 |15,2 | 649,1 | | Vialis (2) | 1 058,3 | 599,7 | 45,7 | 554,0 |77,4 | 631,4 | | RSE d'Ambérieux-en-Dombes | 1 072,1 | 602,5 | 31,6 | 570,9 |12,2 | 583,1 | | Elektra Birseck | 988,3 | 571,6 | 37,5 | 534,1 |12,2 | 546,3 | | Régie municipale d'électricité de Bitche | 1 310,6 | 558,8 | 37,4 | 521,3 | 6,7 | 528,0 | | Energies Services Lannemezan | 842,7 | 501,9 | 38,9 | 462,9 | 4,0 | 467,0 | | SICAE-ELY | 1 340,1 | 504,4 | 51,5 | 453,0 | 4,9 | 457,9 | | Régie d'électricité de Saverdun | 4 014,0 | 558,6 | 198,5 | 360,1 |15,1 | 375,2 | | Régie intercommunale d'Electricité et de Téléservices de Niederbronn-Reichshoffen | 577,3 | 314,9 | 16,2 | 298,8 | 5,5 | 304,3 | | Régie municipale de Bazas | 684,0 | 336,6 | 44,4 | 292,2 | 4,2 | 296,5 | | Régie d'électricité de Thônes | 479,1 | 267,8 | 13,1 | 254,7 | 6,8 | 261,5 | | Régie d'électricité d'Elbeuf | 167,1 | 74,1 | 6,5 | 67,6 |137,4| 205,0 | | Régie d'électricité de Saint-Quirc | 360,1 | 216,5 | 15,6 | 200,9 | 2,7 | 203,6 | | Régie municipale de Gignac | 383,1 | 183,8 | 11,9 | 171,9 | 9,8 | 181,7 | | Régie municipale d'électricité de La Bresse | 7 955,9 | 527,2 | 365,1 | 162,1 | 1,8 | 163,9 | | Régie de Saint-Martin La Porte | 275,6 | 164,7 | 7,2 | 157,5 | 0,0 | 157,5 | | Régie municipale d'énergie électrique de Quillan | 726,7 | 165,9 | 23,1 | 142,8 |10,5 | 153,3 | | SICAE de la Ferté-Alais | 255,1 | 146,5 | 7,8 | 138,7 | 0,7 | 139,4 | | Régie municipale d'électricité de Tarascon-sur-Ariège | 6 501,3 | 361,2 | 230,1 | 131,2 | 8,0 | 139,2 | | Régie de Villard-Bonnot (2) | 7 732,6 | 470,6 | 346,9 | 123,7 | 4,9 | 128,6 | | Régie de Saint-Marcellin (2) | 199,1 | 119,6 | 10,2 | 109,4 |13,4 | 122,8 | | Régie municipale d'électricité de Varilhes | 205,7 | 120,3 | 7,4 | 112,9 | 6,7 | 119,7 | | Régie municipale de Cazouls | 208,1 | 120,1 | 10,6 | 109,5 | 7,6 | 117,1 | | Régie communale d'électricité d'Uckange | 784,6 | 137,1 | 39,8 | 97,3 |12,1 | 109,4 | | Usines municipales d'Erstein | 291,1 | 101,4 | 7,4 | 94,0 | 9,1 | 103,0 | | Régie électrique municipale de Prats-de-Mollo | 1 538,0 | 175,5 | 76,0 | 99,5 | 0,8 | 100,3 | | Régie municipale de Montesquieu-Volvestre | 160,9 | 99,1 | 4,6 | 94,4 | 0,0 | 94,4 | | Régie gaz-électricité de Sallanches | 162,7 | 91,4 | 4,2 | 87,2 | 4,2 | 91,4 | | Hunélec (2) | 127,7 | 76,3 | 4,8 | 71,4 |12,5 | 83,9 | | Régie municipale de Cazères | 132,9 | 79,6 | 4,4 | 75,2 | 0,0 | 75,2 | | Régie municipale d'électricité et de télédistribution d'Amnéville | 122,6 | 65,6 | 5,6 | 60,0 | 5,6 | 65,6 | | Régie d'électricité de Loos | 11,0 | 6,4 | 0,6 | 5,8 |59,4 | 65,2 | | Régie d'Allevard | 107,3 | 63,9 | 5,4 | 58,6 | 2,8 | 61,3 | | Régie municipale ― Energis | 82,1 | 48,2 | 2,5 | 45,8 |13,7 | 59,5 | | Régie municipale de Gervans | 104,6 | 62,1 | 3,2 | 58,9 | 0,0 | 58,9 | | Syndicat intercommunal d'électricité de Labergement Sainte-Marie | 1 594,5 | 124,2 | 72,5 | 51,7 | 1,3 | 53,0 | | Régie de Saint-Pierre-d'Allevard | 96,0 | 56,2 | 4,9 | 51,3 | 1,5 | 52,9 | | Gédia | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |47,9 | 47,9 | | Régie d'Aigueblanche | 92,2 | 51,4 | 4,5 | 46,9 | 0,8 | 47,7 | | Gazelec de Péronne | 29,0 | 16,9 | 1,0 | 15,9 |31,1 | 47,0 | | Régie gaz-électricité de Bonneville | 77,8 | 44,7 | 2,0 | 42,7 | 4,2 | 46,9 | | Régie d'électricité de Saint-Michel-de-Maurienne | 79,0 | 43,6 | 2,1 | 41,5 | 0,8 | 42,3 | | Régie d'électricité de Rombas | 55,7 | 33,5 | 2,5 | 31,0 | 9,6 | 40,6 | | Gaz de Barr | 86,4 | 34,8 | 2,4 | 32,5 | 7,7 | 40,1 | | Energies services Schoeneck | 69,8 | 40,1 | 1,8 | 38,2 | 1,5 | 39,8 | | SICAE Vallée du Sausseron | 73,7 | 34,7 | 2,3 | 32,4 | 2,7 | 35,1 | | Régie de Bozel | 64,0 | 35,5 | 3,1 | 32,5 | 0,7 | 33,1 | | SAIC Pers-Loisinges | 60,8 | 35,3 | 2,7 | 32,6 | 0,0 | 32,6 | | Régie municipale d'électricité d'Arignac | 56,8 | 34,3 | 1,9 | 32,4 | 0,0 | 32,4 | | Régie municipale d'électricité de Salins-les-Bains | 38,4 | 23,5 | 1,4 | 22,1 | 7,4 | 29,5 | | Régie électrique de Saint-Martin-sur-La-Chambre | 54,3 | 30,5 | 1,3 | 29,2 | 0,0 | 29,2 | | Régie communale de distribution d'eau et d'électricité de Mitry-Mory | 43,8 | 24,6 | 1,0 | 23,6 | 5,0 | 28,6 | | Régie de Beauvois-en-Cambresis | 46,5 | 27,0 | 1,4 | 25,6 | 2,6 | 28,3 | | Régie de Miramont-de-Comminges | 44,4 | 26,8 | 2,3 | 24,4 | 2,8 | 27,3 | | Régie municipale d'électricité de Gattières | 45,1 | 26,3 | 1,4 | 24,9 | 1,1 | 26,0 | | Régie municipale d'électricité de Tours-en-Savoie | 48,8 | 27,8 | 2,4 | 25,4 | 0,3 | 25,7 | | Régie municipale de distribution d'électricité et de télédistribution de la Ville d'Hagondange | 41,4 | 24,3 | 1,5 | 22,8 | 2,6 | 25,3 | | Régie municipale électrique de Laruns | 54,0 | 24,5 | 1,9 | 22,6 | 0,7 | 23,3 | | Régie municipale d'électricité de Saint-Privat-la-Montagne | 40,0 | 23,6 | 1,1 | 22,5 | 0,6 | 23,1 | | Energies services Hombourg-Haut | 26,6 | 15,0 | 0,9 | 14,1 | 8,2 | 22,3 | | Régie municipale d'électricité de Marange-Silvange-Ternel | 18,5 | 11,0 | 0,7 | 10,4 |11,2 | 21,6 | | Régie du Morel | 40,9 | 22,7 | 2,0 | 20,7 | 0,2 | 20,9 | | Régie d'électricité de Roquebillière | 38,0 | 19,0 | 1,4 | 17,6 | 1,7 | 19,3 | | Régie municipale de Saint-Avre | 30,8 | 18,1 | 1,4 | 16,7 | 0,1 | 16,7 | | Régie municipale d'électricité de Sarre-Union | 16,9 | 10,0 | 0,5 | 9,5 | 6,1 | 15,6 | | Régie municipale de La Réole | 9,2 | 5,5 | 0,3 | 5,1 | 9,8 | 14,9 | | Régie d'électricité et Service des Eaux Montvalezan ― La Rosière | 70,0 | 18,0 | 3,5 | 14,5 | 0,0 | 14,5 | | Régie municipale d'électricité et de télédistribution de Clouange | 19,2 | 11,6 | 1,2 | 10,4 | 4,0 | 14,4 | | Régie municipale électrique Les Houches | 26,1 | 13,6 | 1,0 | 12,6 | 1,8 | 14,4 | | Coopérative d'électricité de Villiers-sur-Marne | 12,7 | 7,5 | 0,3 | 7,2 | 6,1 | 13,3 | | Régie communale electricité de Sainte-Marie-aux-Chênes | 18,0 | 10,4 | 0,5 | 9,9 | 3,3 | 13,2 | | Régie municipale d'Orelle | 22,4 | 13,3 | 0,4 | 12,9 | 0,0 | 12,9 | | Régie municipale d'électricité de Dalou | 21,1 | 12,7 | 0,8 | 11,9 | 1,0 | 12,9 | | Régie municipale de Rédange | 19,0 | 11,2 | 0,9 | 10,3 | 0,0 | 10,3 | | Régie électrique de Fontaine-au-Pire | 12,5 | 7,2 | 0,4 | 6,9 | 2,2 | 9,0 | | RME de Sainte-Marie-de-Cuines | 17,8 | 9,3 | 0,5 | 8,8 | 0,0 | 8,8 | | Régie municipale de Martres-Tolosane | 14,8 | 8,7 | 0,4 | 8,3 | 0,0 | 8,3 | | Régie municipale électrique Saint-Léonard-de-Noblat | 912,5 | 40,4 | 34,4 | 6,1 | 1,6 | 7,7 | | Régie de Capvern | 11,7 | 7,0 | 0,6 | 6,4 | 1,1 | 7,5 | | Régie d'électricité de Pierrevilliers | 13,3 | 7,9 | 0,6 | 7,3 | 0,2 | 7,5 | | Régie du Moutaret | 13,2 | 7,8 | 0,6 | 7,3 | 0,1 | 7,3 | | Régie municipale d'électricité de Merens-les-Vals | 13,3 | 7,7 | 0,6 | 7,1 | 0,1 | 7,2 | | Régie de Séchilienne | 12,3 | 7,2 | 0,6 | 6,6 | 0,3 | 6,8 | | Régie de Pinsot | 12,5 | 7,3 | 0,7 | 6,6 | 0,2 | 6,8 | | Régie communale d'électricité de Saulnes | 8,8 | 5,1 | 0,3 | 4,8 | 1,7 | 6,5 | | Régie municipale d'électricité de Vinay (2) | 10,3 | 5,5 | 0,4 | 5,1 | 1,4 | 6,5 | | Régie municipale de Villarodin-Bourget | 10,8 | 6,5 | 0,2 | 6,2 | 0,0 | 6,2 | | Régie communale d'électricité de Montois-la-Montagne | 10,9 | 6,3 | 0,3 | 6,0 | 0,0 | 6,0 | | Régie municipale d'électricité de Presle | 10,4 | 6,1 | 0,5 | 5,6 | 0,2 | 5,7 | | Régie d'électricité de Valmeinier | 9,6 | 5,7 | 0,3 | 5,4 | 0,1 | 5,5 | | Régie municipale de La Chambre | 10,3 | 5,8 | 0,4 | 5,4 | 0,1 | 5,5 | | Régie d'Erome | 7,9 | 4,8 | 0,4 | 4,4 | 0,6 | 5,0 | | Régie municipale de La Chapelle | 8,7 | 5,0 | 0,2 | 4,8 | 0,0 | 4,8 | | Régie de La Ferrière | 8,0 | 4,9 | 0,4 | 4,5 | 0,2 | 4,7 | | Régie d'Allemont | 7,0 | 4,3 | 0,4 | 3,9 | 0,5 | 4,4 | | Régie électrique de la Cabanasse | 7,1 | 4,2 | 0,3 | 3,8 | 0,6 | 4,4 | | Régie municipale de Saint-Paul-Cap-de-Joux | 6,3 | 3,7 | 0,3 | 3,4 | 0,4 | 3,8 | | Régie municipale de Moyeuvre-Petite | 8,9 | 4,1 | 0,4 | 3,7 | 0,0 | 3,7 | | Régie municipale de Sainte-Foy-en-Tarentaise | 6,0 | 3,5 | 0,4 | 3,1 | 0,1 | 3,2 | | Régie électrique d'Avrieux | 5,0 | 2,9 | 0,2 | 2,7 | 0,0 | 2,7 | | Régie municipale d'électricité de Quié | 3,5 | 2,0 | 0,1 | 1,9 | 0,0 | 1,9 | | Régie municipale de Villaroger | 2,8 | 1,6 | 0,2 | 1,4 | 0,1 | 1,6 | | Régie électrique de Tignes (2) | 2,5 | 1,5 | 0,1 | 1,4 | 0,0 | 1,4 | | Régie municipale de Vicdessos | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,6 | 0,6 | | Régie d'électricité du Thyl | 3,1 | 0,5 | 0,2 | 0,3 | 0,0 | 0,3 | | (1) Nette du surplus revendu à EDF.
(2) ELD ayant exercé son éligibilité et s'approvisionnant en tout ou partie sur le marché.| | | | | | |

C. Charges prévisionnelles supportées par Electricité de Mayotte au titre de 2012

Les charges prévisionnelles de service public de l'électricité supportées par Electricité de Mayotte (EDM) correspondent à des surcoûts de production liés à la péréquation tarifaire à Mayotte (la transition des tarifs mahorais aux tarifs réglementés s'est achevée le 1er janvier 2007) et à des surcoûts d'achat imputables au développement de projets de production indépendants. Les dispositions sociales prévues par le code de l'énergie ne sont, quant à elles, pas applicables à Mayotte.
Les surcoûts de production sont égaux, comme dans les autres zones non interconnectées, à la différence entre « le coût de production normal et complet, pour le type d'installation de production considéré » et « le prix qui résulterait de l'application à la quantité d'électricité considérée du tarif de vente, pour la part relative à la production, aux clients non éligibles ».

1. Surcoûts de production à Mayotte
   1.1. Coûts de production

Le montant prévisionnel des coûts de production d'EDM est évalué, pour 2012, à 90,8 M€, dont plus de 70 % au titre des combustibles (66,5 M€). Pour la première fois, EDM met en place un mécanisme de couverture, basé essentiellement sur le prix du gasoil, pour son approvisionnement en combustible. Les coûts de production augmentent a due proportion de la croissance des volumes produits. Ils sont par ailleurs grevés par l'augmentation des coûts de distribution locale. Ces coûts incluent par ailleurs les frais de commercialisation prévisionnels qu'EDM envisage d'engager au titre d'actions relatives à la maîtrise de la demande d'électricité (0,6 M€). Un taux de pertes prévisionnel de 8,5 % a été retenu.

1.2. Recettes de production prévisionnelles

Les recettes de production prévisionnelles d'EDM en 2012 sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires prévisionnel, issu de la vente d'électricité aux tarifs de vente réglementés aux clients non éligibles, les recettes de distribution prévisionnelles et les recettes prévisionnelles relatives à la gestion de la clientèle, puis en ajoutant les recettes prévisionnelles liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts de production dus à leur fourniture devant être compensés).
Les recettes de distribution s'élèvent à 13,1 M€.
Les recettes totales prévisionnelles d'EDM en 2012 s'élevant à 27,1 M€, les recettes de production prévisionnelles, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent à 13,1 M€ comme indiqué dans le tableau 3.1.

Tableau 3.1 : recettes de production prévisionnelles au titre de 2012

| Recettes prévisionnelles 2012 (+) |27,0 M€| |:-----------------------------------------------:|:-----:| | Recettes théoriques agents EDM 2012 (+) |0,1 M€ | | Recettes totales 2012 à considérer |27,1 M€| | Recettes de distribution 2012 (―) |12,2 M€| | Recettes de gestion clientèle 2012 (―) |1,0 M€ | |Recettes de vente pertes et services systèmes (+)|1,2 M€ | | Part d'EDM dans les recettes |94,1 % | | Recettes de production 2012 |13,1 M€|

1.3. Surcoûts de production prévisionnels

Les coûts et recettes prévisionnels d'EDM pour 2012 étant respectivement de 90,8 M€ et 13,1 M€, le montant prévisionnel des surcoûts de production d'EDM pour 2012 est donc estimé à 77,7 M€.
Compte tenu de l'importante augmentation de la consommation électrique prévue à Mayotte pour 2012 (+ 16,5 % par rapport à 2010, après une augmentation d'un peu plus de 20 % entre 2009 et 2011), dont les effets sur les charges de service public en 2012 sont amplifiés par la hausse des coûts des combustibles, la CRE, comme les années précédentes, appelle EDM à poursuivre et intensifier ses actions de maîtrise de la demande d'électricité engagées en 2005.

2. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts dus aux contrats d'achat sont égaux à la différence entre « le prix d'acquisition de l'électricité pour l'exécution du contrat » et « le prix qui résulterait de l'application à la quantité d'électricité considérée du tarif de vente, pour la part relative à la production, aux clients non éligibles ».
L'année 2012 verra encore un fort développement des achats à la filière photovoltaïque.
La part production prévisionnelle dans les tarifs de vente 2012 étant estimée à 47,34 €/MWh, le surcoût prévisionnel imputable aux contrats d'achat est évalué à 6,9 M€, comme suit :

| Coût d'achat 2012 (+) | 7,7 M€ | |:--------------------------------------:|:---------:| | Quantités achetées en 2012 | 17,9 GWh | | Taux de pertes 2012 | 8,5 % | | Quantités achetées et consommées (14) | 16,3 GWh | | Part production du tarif de vente |47,34 €/MWh| |Coût évité par les contrats d'achat (―) | 0,8 M€ | |Surcoût dû aux contrats d'achats en 2012| 6,9 M€ |

(14) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte dans le calcul des surcoûts de production.

3. Charges totales prévisionnelles d'EDM au titre de 2012

Au total, les charges prévisionnelles d'EDM au titre de 2012 sont évaluées à 84,6 M€ (77,7 M€ au titre des surcoûts de production + 6,9 M€ au titre des contrats d'achat).

D. Charges prévisionnelles de service public au titre de 2012

Le montant total des charges prévisionnelles de service public de l'électricité au titre de 2012 est évalué à 4 253,7 M€, réparti comme suit :

| |CHARGES PRÉVISIONNELLES
au titre de 2012
(M€)|CHARGES CONSTATÉES
au titre de 2012
(M€)| PRINCIPALES JUSTIFICATIONS
de la variation 2010-2012 | |------------------------------------|---------------------------------------------------------|----------------------------------------------------|--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| | EDF | 4 010,8 | 2 539,2 | | |Surcoûts contrats d'achat (hors ZNI)| 2 617,2 | 1 511,5 |Malgré une hausse du prix de marché moyen pondéré par rapport à 2010, la très forte augmentation des volumes et montants d'achat, particulièrement pour la filière photovoltaïque (× 7), conduit à des charges en très nette hausse (+ 73 %)| | Surcoûts ZNI | 1 297,3 | 968,0 | | | Surcoûts de production | 823,3 | 675,9 | Augmentation du prix des combustibles | | Surcoûts contrat d'achat | 474,0 | 292,0 | Développement des charges liées à la filière photovoltaïque, bagasse-charbon et thermique | | ELD | 158,3 | 64,3 | Hausse des volume (× 2) et montants d'achats (× 2) tout particulièrement le photovoltaïque | | EDM | 84,6 | 50,4 | Forte hausse de la consommation (+ 16 %) couplé à la hausse des coûts de combustibles. Développement des achats à la filière photovoltaïque. | | Total | 4 253,7 | 2 653,8 | |

A N N E X E 2
CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ CONSTATÉES AU TITRE DE 2010 (CC'10)
Avertissement

Tous les résultats sont arrondis à une décimale (la plus proche) dans le corps du document. Toutefois, les résultats finaux utilisent uniquement des valeurs intermédiaires exactes non arrondies. De ce fait, il peut parfois survenir un très léger écart entre la somme des valeurs intermédiaires et les valeurs finales.

A. Charges supportées par EDF constatées au titre de 2010

1. Surcoûts de production dans les zones non interconnectées (15)

Le 2° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie définit les surcoûts de production supportés par EDF dans les zones non interconnectées (ZNI) comme étant ceux « qui, en raison des particularités du parc de production inhérentes à la nature de ces zones, ne sont pas couverts par la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité ou par les éventuels plafonds de prix prévus par l'article L. 337-1 ».
L'article 4 du décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004 précise que le montant des surcoûts de production est égal, pour chaque ZNI, à la différence entre « le coût de production normal et complet, pour le type d'installation de production considéré dans cette zone » et « le prix qui résulterait de l'application à la quantité d'électricité considérée du tarif de vente, pour la part relative à la production ».
Les recettes de production issues des tarifs de vente dans les ZNI ne sont pas directement accessibles dans la comptabilité d'EDF. Elles s'obtiennent en minorant les recettes totales aux tarifs de vente réglementés, de celles liées à l'acheminement, à la gestion de la clientèle et à la commercialisation.
Toutefois, l'activité de commercialisation dans les ZNI, qui correspond uniquement dans ces zones à des actions relatives à la maîtrise de la demande en électricité, présente un coût unitaire (i.e. par kWh livré) nettement inférieur à celui observé en métropole, lequel couvre d'autres dépenses (marketing, publicité...). En conséquence, il est nécessaire de prendre en compte, dans les coûts de production, les coûts de commercialisation dans les ZNI et, dans les recettes de production, la part des recettes issues des tarifs relative à la commercialisation. On peut noter, par ailleurs, que les actions de maîtrise de la demande en électricité résultent des particularités du parc de production inhérentes à la nature de ces zones.
En outre, à l'instar des constats effectués lors des exercices précédents, la CRE a observé que les recettes totales déclarées par EDF en 2010 ne résultaient pas de l'application stricte à la quantité d'électricité vendue dans chaque ZNI des tarifs de vente réglementés (ce qui était pourtant explicitement demandé par la CRE dans ses délibérations relatives au format de la comptabilité appropriée). En effet, les recettes déclarées sont celles effectivement perçues par l'entreprise, dont une partie provient de la fourniture aux clients bénéficiant du « tarif agent » (agents d'entreprise et organismes sociaux d'EDF). Or, ce tarif ne peut être assimilé à un tarif de vente aux clients non éligibles.
En conséquence, les recettes déclarées par EDF en 2010 doivent être majorées du chiffre d'affaires supplémentaire que l'entreprise aurait perçu auprès de ses clients bénéficiant du « tarif agent » si ces derniers étaient assujettis aux tarifs de vente réglementés. En contrepartie, les coûts de production d'EDF doivent être majorés de la part de ce chiffre d'affaires supplémentaire concernant les agents de l'entité production, le « tarif agent » constituant, in fine, un avantage en nature supporté par l'entreprise.

(15) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon et îles bretonnes des Glénans, Ouessant, Molène-et-Sein.

1.1. Coûts de production constatés dans les ZNI
1.1.1. Coûts de production déclarés par EDF dans les ZNI

Selon la déclaration transmise par EDF le 31 mars 2011, les coûts de production constatés en 2010 dans les ZNI, incluant la fourniture des pertes et des services systèmes, ainsi que les coûts de commercialisation, s'élèvent à 1 029,4 millions d'euros (M€), incluant les coûts d'acquisition des quotas d'émission de gaz à effet de serre (CO2).
La décomposition par grands postes de coût et par ZNI est présentée dans le tableau 2.1.

Tableau 2.1 : coûts de production déclarés par EDF dans les ZNI en 2010 (incluant l'impact des quotas CO2)

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

La diminution des coûts de production déclarés par rapport à 2009 (― 128,7 M€) provient principalement des facteurs suivants :
― la diminution du coût d'achat des combustibles (― 94,2 M€), liée à un effet positif des couvertures qui ont été achetées au premier semestre 2009 lorsque les cours des produits pétroliers, qui se sont envolés par la suite, n'étaient pas élevés ;
― la forte diminution de la ligne « impôts et taxes » (― 50,7 M€), expliquée, d'une part, par la réforme de la taxe professionnelle et, d'autre part, par le remboursement de la taxe intérieure sur les produits pétroliers relatif aux années 2004 à 2007 en Corse.

1.1.2. Coûts de production retenus par la CRE dans les ZNI

Les coûts de production déclarés par EDF au titre de l'année 2010 ont été établis sur la base d'une comptabilité appropriée contrôlée par les commissaires aux comptes de l'entreprise, conformément aux dispositions de l'article L. 121-9 du code de l'énergie. Les coûts de production à retenir doivent :
― d'une part, tenir compte des éventuelles erreurs ou anomalies détectées lors du contrôle, ainsi que des réserves émises par les commissaires aux comptes sur les montants déclarés ;
― d'autre part, n'être liés qu'aux seules particularités du parc de production inhérentes à la nature des ZNI.
Par ailleurs, il est nécessaire de diminuer ces coûts de certaines recettes perçues par EDF, évaluées sur la base de sa déclaration.

1.1.2.1. Recettes de production non tarifaires à retrancher des coûts de production

Les coûts supportés par EDF au titre d'activités distinctes de la fourniture d'électricité et faisant l'objet de recettes non tarifaires doivent être exclus des coûts de production. Les recettes correspondantes, déclarées par EDF et contrôlées par les commissaires aux comptes, sont les suivantes :

| Corse |― 0,02 M€| Mise à disposition d'outils, l'offre d'actions existantes d'EDF réservée aux personnels | |:--------:|:-------:|:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| |Guadeloupe|― 0,3 M€ | TVA fictive essentiellement | |Martinique|― 11,7 M€|Indemnisation préfectorale d'EDF au titre de sa réquisition pour l'achat du fioul produit par la raffinerie exploitée par la SARA (9,6 M€)| | Guyane |― 0,04 M€| Régularisation de loyers | |La Réunion|― 5,0 M€ | Revente du fioul impropre |

Les coûts de production déclarés par EDF doivent ainsi être diminués de 17,1 M€.

1.1.2.2. Coûts induits par le déficit d'allocation de quotas d'émission de gaz à effet de serre

Dans le cadre de la seconde phase du plan national d'allocation des quotas d'émission de gaz à effet de serre (PNAQ2) approuvé le 15 mai 2007, EDF s'est vu allouer gratuitement, à compter de l'exercice 2008 et jusqu'en 2012, des quotas d'émissions de gaz à effet de serre (GES) sur la majorité de ses moyens de production thermiques, notamment insulaires. Les allocations gratuites de quotas d'émission de GES ont cependant été fortement réduites pour cette seconde phase. EDF a donc dû acquérir son déficit de quotas sur les marchés. Les coûts supportés par EDF au titre de l'acquisition des quotas manquants viennent augmenter ses coûts de production.
En 2010, le déficit de quotas d'émission d'EDF s'élevait à environ 1,3 million de tonnes. Pour la valorisation de ce volume, la CRE retient une moyenne des cotations observées sur le marché day-ahead BlueNext. La période considérée pour calculer la moyenne précitée débute le 1er mars 2010 et s'achève le 28 février 2011. La moyenne ainsi calculée s'établit à 14,6 €/t GES.
Les coûts pris en compte au titre du déficit d'allocation de quotas d'émission s'élèvent, pour 2010, à 19,6 M€.

1.1.2.3. Coûts exclus liés à la gestion des moyens de production en ZNI

La CRE s'est assurée que les coûts d'exploitation des unités de production déclarés étaient bien liés aux seules particularités du parc de production inhérentes à la nature des ZNI, et non à une éventuelle mauvaise gestion de la production ou des systèmes électriques insulaires.
L'analyse menée les années précédentes sur la qualité de cette gestion a été reconduite sur l'exercice 2010. L'analyse a permis de mettre en évidence des surcoûts directement imputables à la sous-disponibilité relative de certaines unités de production par rapport à des valeurs normatives de référence, en Guadeloupe mais aussi en Guyane et à La Réunion. Ces surcoûts doivent être exclus des coûts de production. On notera, en revanche, la bonne disponibilité des groupes diesels installés en Martinique ainsi qu'en Corse.

Guadeloupe

Des sous-disponibilités ont été constatées sur le parc de production thermique d'EDF, en particulier sur les moyens de base (disponibilité moyenne de 84 %). Les coûts de production (coûts de combustible) à exclure au titre de 2010 s'élèvent à 2,7 M€.

Guyane

Des sous-disponibilités importantes ont encore été constatées en Guyane. En conséquence, la disponibilité des moyens diesels s'établit en moyenne sur l'année à environ 56 %. La structure du parc de production, dans lequel l'hydraulique occupe une part prépondérante, permet toutefois d'atténuer l'effet de ces sous-disponibilités sur les coûts de combustible. Malgré la prise en compte de l'effet négatif sur la disponibilité (i) du programme de réduction des émissions d'oxydes d'azote induit par le retard de renouvellement de la centrale Degrad des Cannes et (ii) du programme de maintenance reporté sur l'année 2010 de manière à diminuer le nombre d'appel aux moyens de pointe en 2009, les coûts à exclure sont évalués, pour 2010, à 5,4 M€.

La Réunion

Des sous-disponibilités ont également été observées, dans une moindre mesure, à La Réunion. Les coûts de production à exclure à ce titre sont évalués à 0,4 M€.

Synthèse

Au total, les coûts à exclure au titre de la gestion par EDF de son parc de production en 2010 dans les ZNI sont évalués à 8,6 M€, en nette baisse par rapport à 2009, année marquée par des mouvements sociaux de longue durée.

1.1.2.4. Coûts liés à l'application du tarif agent aux effectifs de l'entité production

Les frais de personnel déclarés par EDF doivent être majorés de l'avantage en nature que constitue l'application en ZNI du « tarif agent » aux effectifs de l'entité production d'EDF. Le montant correspondant est évalué, pour 2010, à 1,8 M€.

1.1.2.5. Coûts de production retenus dans les ZNI

En considérant les coûts non retenus et les coûts supplémentaires exposés plus haut, la CRE retient un montant des coûts de production supportés par EDF dans les ZNI en 2010 de 1 005,6 M€ (1 029,4 M€ ― 17,1 M€ ― 8,6 M€ + 1,8 M€). La décomposition par grands postes de coût est donnée dans le tableau 2.2.

Tableau 2.2 : coûts de production retenus par la CRE dans les ZNI en 2010

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

Les coûts retenus par la CRE dans les ZNI au titre de l'année 2010 sont inférieurs de 124 M€ à ceux retenus pour 2009. Cette diminution provient principalement des raisons évoquées au paragraphe 1.1.1 (coûts des combustibles et réforme de la taxe professionnelle).

1.2. Recettes de production retenues dans les ZNI

Les recettes de production d'EDF dans les ZNI sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires issu de la vente d'électricité aux tarifs réglementés et au « tarif agent », les recettes de distribution issues du tarif national d'utilisation des réseaux, les recettes relatives à la gestion de la clientèle, puis en ajoutant les recettes liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts de production dus à leur fourniture devant être compensés).

1.2.1. Chiffre d'affaires issu des tarifs réglementés de vente
1.2.1.1. Chiffre d'affaires déclaré par EDF

Le chiffre d'affaires déclaré par EDF en 2010 dans les ZNI est de 748,7 M€. Ce montant est net de la rémanence d'octroi de mer et net de la contribution tarifaire acheminement (CTA) instaurée par la loi du 9 août 2004. Ce chiffre d'affaires est majoré de la perte de recettes due, en ZNI, à la tarification spéciale « produit de première nécessité », celle-ci étant compensée par ailleurs (cf. paragraphe A.3).
Ce montant doit être majoré des recettes supplémentaires qu'EDF aurait obtenues auprès des clients bénéficiant du « tarif agent » si ces derniers étaient assujettis aux tarifs de vente réglementés (cf. paragraphe 1.2.1.2).

1.2.1.2. Recettes supplémentaires des clients bénéficiant du « tarif agent »

En appliquant les tarifs réglementés de vente à la structure de consommation de la clientèle au « tarif agent » de chaque ZNI, on obtient les recettes qu'EDF aurait théoriquement perçues en 2010 auprès de cette clientèle. En comparant ces recettes théoriques à celles effectivement obtenues par l'entreprise, on en déduit le supplément de recettes à considérer pour le calcul des recettes de production. Pour 2010, ce supplément est évalué à 6,3 M€.
Au final, le chiffre d'affaires 2010 à retenir au titre des recettes issues des tarifs de vente réglementés dans les ZNI est donc de 755,0 M€ (748,7 M€ + 6,3 M€).

1.2.2. Recettes de distribution

Les recettes de distribution dans les ZNI sont fournies par EDF dans sa comptabilité appropriée depuis 2003. Pour 2010, EDF a déclaré un montant de recettes de 298,9 M€, en hausse de 11 % par rapport à celui déclaré au titre de 2009 (270,0 M€).
La CRE a procédé au calcul des recettes de distribution en appliquant le TURPE à la structure de clientèle de chaque zone afin de contrôler avant tout la cohérence des montants déclarés par EDF. Les résultats n'ont pas permis de mettre en évidence d'erreur manifeste dans la déclaration de l'opérateur historique.
La CRE retient les recettes de distribution déclarées par EDF, majorées des recettes de distribution calculées par la CRE pour les îles bretonnes. Pour 2010, ces recettes s'élèvent à 299,2 M€.

1.2.3. Recettes de gestion de la clientèle

Les recettes de gestion de la clientèle perçues par EDF dans les ZNI peuvent s'établir à partir de celles perçues par le gestionnaire de réseaux en application du TURPE, en tenant compte de la règle de répartition fixée entre le fournisseur et le gestionnaire de réseaux dans le cadre de l'établissement de ce tarif (16).
Aucun client n'ayant exercé son éligibilité dans les ZNI, la composante annuelle de gestion, prévue dans le tarif d'acheminement et servant de référence à l'établissement des recettes de gestion clientèle du gestionnaire de réseaux, est celle des clients ne disposant pas d'un contrat d'accès au réseau distinct de leur contrat de fourniture.
Elle se présente comme suit :

| |Du 1er janvier 2010 au 31 juillet 2010|A partir du 1er août 2010| |-----------|--------------------------------------|-------------------------| | BT 36 kVA | 8,04 €/client/an | 8,28 €/client/an | |BT ¹ 36 kVA| 49,56 €/client/an | 51,24 €/client/an | | HTA | 61,80 €/client/an | 63,96 €/client/an |

Compte tenu de la règle de répartition des coûts de gestion de la clientèle applicable entre fourniture et acheminement, les recettes de gestion de la clientèle perçues par EDF dans les ZNI en 2010 s'élèvent à 35,1 M€.

(16) Répartition des coûts de gestion de la clientèle « fournisseur 80 %/gestionnaire de réseaux 20 % ».

1.2.4. Recettes de production

Les recettes de production dans les ZNI s'élèvent en 2010 à 329,6 M€, calculées comme indiqué dans le tableau 2.3.

Tableau 2.3 : recettes de production d'EDF dans les ZNI en 2010

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

(1) Le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total issu de la vente d'électricité aux tarifs intégrés (y compris aux agents), hors taxe, hors rémanence de l'octroi de mer et hors CTA.
(2) Les recettes brutes de production s'obtiennent en minorant les recettes totales des recettes réseau et de la part des recettes de gestion de la clientèle affectée à l'activité de fourniture (les recettes brutes de production incluent les recettes de commercialisation).
(3) Les recettes brutes de production doivent être diminuées de la part des recettes issues de la vente des kilowattheures produits dans le cadre des contrats d'achat, traités au chapitre A.2, ou ne donnant pas droit à compensation (liaison SACOI ― Sardaigne-Corse-Italie, un contrat de type Eole 2005 à Saint-Pierre-et-Miquelon).
(4) Incluant les recettes correspondant à la vente de services systèmes et la compensation des pertes.
(5) La part production du tarif de vente est utilisée pour évaluer les surcoûts dus aux contrats d'achat en ZNI (voir paragraphe A.2.2.2).

1.3. Surcoûts de production constatés dans les ZNI

Les coûts de production retenus par la CRE et les recettes de production d'EDF s'élevant respectivement à 1 005,6 M€ et 329,6 M€, le montant des surcoûts de production constatés dans les ZNI en 2010 est de 675,9 M€.

2. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts d'achat supportés par EDF en 2010 sont dus aux contrats d'achat suivants :
― les contrats relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code de l'énergie) ;
― les contrats issus des appels d'offres (article L. 311-10 du code précité) ;
― les contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-27 du code précité) ;
― les contrats conclus dans les ZNI avec des producteurs indépendants en dehors du cadre des articles L. 314-1, L. 311-10 et L. 121-27 du code précité (V de l'article 4 du décret du 28 janvier 2004) ;
― les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables » (article 48 de la loi du 10 février 2000, abrogé par l'ordonnance du 4 juin 2011 et non repris dans le code de l'énergie).
En application du 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie, le montant des surcoûts est égal à la différence entre le prix d'acquisition de l'électricité payé en exécution des contrats en cause et :
― en métropole continentale, « les coûts évités à EDF, (...) calculés par référence aux prix de marché de l'électricité » ;
― dans les ZNI, le prix de l'électricité évalué à « la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité ».

2.1. Coûts dus aux contrats d'achat
2.1.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat (hors ZNI)
2.1.1.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF (hors ZNI)

Les quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF en métropole continentale au titre de l'année 2010, établis sur la base d'une comptabilité appropriée contrôlée par ses commissaires aux comptes, sont présentés dans le tableau 2.4.
Au titre de 2010, 33,8 TWh ont été déclarés par EDF pour un montant de 3 244,3 M€.

Tableau 2.4 : quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF pour 2010 (hors ZNI)

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

2.1.1.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE (hors ZNI)

Pour affiner son appréciation sur le droit à compensation des contrats déclarés, la CRE a vérifié, comme les années précédentes, la cohérence des données physiques (puissance contractuelle et productibles mensuels déclarés) et des prix d'achat pratiqués (prime fixe, rémunérations proportionnelles, eu égard aux arrêtés tarifaires en vigueur, rémunération complémentaire) sur l'ensemble des contrats déclarés.
La CRE ne prend pas en compte le coût d'achat exposé si le contrat d'achat correspondant n'est pas signé, ou si une incertitude demeure sur la conformité de ce coût avec le contrat signé. Le nombre de contrats traités est en croissance exponentielle (4 500 en 2007, 7 470 en 2008, près de 20 000 en 2009, plus de 55 000 en 2010). Les différents éléments constitutifs du coût d'achat relatif à un contrat (prime fixe, rémunération variable, rémunération complémentaire) ne peuvent donc être pris en compte séparément. Une telle méthode serait ingérable, tant pour EDF que pour la CRE.
La CRE a demandé à EDF des compléments sur 74 contrats (hors photovoltaïque) sur un total de 3 502 et des compléments sur 27 contrats photovoltaïques sur un total de 51 880. Les réponses apportées par EDF ont permis de valider la totalité de ces contrats moyennant différentes corrections mineures. La gestion de l'obligation d'achat par EDF ne cesse de s'améliorer ; le pourcentage des contrats ayant suscité une question de la part de la CRE passe de 0,29 % en 2010 à 0,18 % en 2011.
Les quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE en métropole continentale pour 2010 sont détaillés dans le tableau 2.5.

Tableau 2.5 : quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE pour 2010 (hors ZNI)

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

Les volumes achetés en 2010 sont en hausse de 9,8 % par rapport à 2009 et les coûts d'achat de 11,0 %. Le coût d'achat unitaire du mégawattheure est donc en hausse. Il s'élève à 96 €/MWh (contre 95 €/MWh en 2009).
Les filières prépondérantes en volume sont la cogénération (38 % des volumes achetés), l'éolien (28 %) et l'hydraulique (19 %). Les filières prépondérantes en coût d'achat sont les mêmes, avec une part de l'hydraulique moins prononcée. La filière solaire représente 6 % du coût d'achat, pour moins de 1 % des volumes achetés.
Les quantités achetées auprès des installations de cogénération sont stables, tout comme le coût d'achat. De fortes variations du prix du gaz ont pourtant affecté l'exercice et le montant de la prime proportionnelle.
L'hydraulique, après des travaux de rénovation massifs, voit ses volumes achetés augmenter (hausse de 10,1 %). La puissance installée du parc est moindre, mais l'année 2010 a bénéficié d'une hydraulicité plus soutenue que l'année précédente.
La puissance moyenne des installations éoliennes installées est en hausse, sous l'effet du fort succès des contrats E08. L'année 2010 a par ailleurs été plus venteuse que l'année 2009. Dans ce contexte, le coût d'achat augmente (+ 22,9 %), mais le coût unitaire du mégawattheure est maîtrisé (― 0,7 %).
Les filières biogaz et biomasse voient leurs volumes achetés augmenter respectivement de 25,5 % et 46,0 %, avec un prix unitaire d'achat en légère augmentation (respectivement 2,2 % et 4,2 %). Les volumes achetés à la filière incinération sont également en légère hausse, de 3,1 %, à prix unitaire constant.
Les installations dispatchables ont été moins appelées en 2010 qu'en 2009 (chute de 31 % des volumes achetés). Seules quelques installations particulières comme celles situées en Bretagne ont été particulièrement sollicitées. La puissance garantie est également en forte diminution, sous l'effet d'une baisse du nombre d'installations.
Comme cela était à prévoir au vu de la tendance observée les années précédentes, les volumes achetés à la filière photovoltaïque ont explosé (+ 273 %) dans un contexte d'augmentation du coût d'achat unitaire du mégawattheure (+ 5,6 %). Le MWh d'origine solaire est ainsi passé de 508,7 € à 537,5 €. L'insignifiance des volumes d'énergie solaire par rapport à l'ensemble des volumes d'énergie présentés à la compensation permet d'éviter que cette hausse des prix ne se répercute trop sensiblement sur le coût d'achat unitaire du mégawattheure.

2.1.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus dans les ZNI

La CRE a retenu, au titre des contrats d'achat en ZNI, l'intégralité des quantités d'électricité et coûts d'achat transmis par EDF dans sa base de données modifiée, à l'exception du contrat relatif à la liaison à courant continu Sardaigne-Corse-Italie (SACOI) et d'un contrat de type Eole 2005 à Saint-Pierre-et-Miquelon.
A l'instar des remarques formulées les années précédentes, l'énergie transitant sur la liaison SACOI reliant l'Italie continentale à la Sardaigne via la Corse, qui permet de fournir les clients corses, est produite par EDF à partir de son propre parc de production continental. Elle ne peut donc donner lieu à compensation, les surcoûts à considérer dans les ZNI étant ceux liés « aux particularités du parc de production inhérentes à la nature de ces zones ».
Un contrat de type Eole 2005 à Saint-Pierre et Miquelon n'a également pas été retenu dans la mesure où le malus prévu au contrat, qui aurait dû être appliqué au producteur par EDF en 2010 compte tenu de la production de l'installation, ne l'a pas été.
Compte tenu de ce qui précède, les montants définitifs retenus au titre des contrats d'achat 2010 en ZNI sont ceux repris dans le tableau 2.6.

Tableau 2.6 : quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE dans les ZNI pour 2010

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

L'augmentation des montants achetés dans les ZNI par rapport à 2009 résulte de plusieurs facteurs :
― la hausse des cours du charbon a généré 57 M€ de coûts d'achat supplémentaires pour les centrales bagasse-charbon de Guadeloupe et de La Réunion ;
― la croissance des cours du pétrole en 2010 a induit une augmentation des coûts de combustibles pour les installations fonctionnant au fioul (en Guadeloupe, en Martinique et en Guyane) ;
― le très fort développement de la production d'électricité issue d'installations photovoltaïques. Entre 2009 et 2010, les volumes déclarés ont progressé de 162 % et le coût d'achat de 183 %. Cette filière ENR est de loin la plus coûteuse en €/MWh produit.

2.1.3. Coût du contrôle des installations de cogénération, biomasse et biogaz

Le contrôle des installations de cogénération, biomasse et biogaz effectué par EDF permet de vérifier leur efficacité énergétique et la correcte application de la rémunération complémentaire facturée par le producteur. Le coût de ces contrôles supporté par EDF est intrinsèquement lié aux achats et doit donc être compensé.
Les contrôles effectués au titre de l'année 2010 représentent 155,1 k€.

2.2. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat
2.2.1. Coût évité par les contrats d'achat hors ZNI
2.2.1.1. Cas général

Le 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie dispose que les coûts évités à EDF par les contrats d'achat en métropole continentale sont évalués « par référence aux prix de marché de l'électricité ».
Dans sa délibération du 25 juin 2009, la CRE a indiqué désormais retenir une combinaison de prix de marché à terme pour le calcul du coût évité par l'obligation d'achat. Ce nouveau principe de calcul est applicable pour 2010.
Jusqu'à 2009, les prix de marché de référence étaient ceux observés sur le marché day-ahead, EPEX SPOT. A partir de 2010, les prix de référence ont été décomposés en deux parties, dans un souci de meilleure concordance entre les prévisions d'achats et les coûts réels de ces achats pour EDF.
Le coût évité par EDF distingue désormais le coût évité par la production quasi certaine, et celui évité par la production qui n'est pas certaine. Le coût de la part non certaine de la production est toujours calculé selon la méthode la plus intuitive possible : les prix de marchés day-ahead mensuels permettent de l'obtenir.
Le coût de la part quasi certaine se fait en déterminant tout d'abord un volume quasi certain d'électricité acheté, correspondant à une consommation quasi incompressible et à une production quasi garantie, puis en appliquant des prix de produits à terme. En effet, si la production d'électricité est quasi certaine, il convient de ne plus utiliser des prix day-ahead mais plutôt des prix quasi certains. Ces prix à terme correspondent mieux à la réalité du coût supporté par EDF. La CRE retient les cotations journalières publiées des prix à terme, indépendamment du volume des échanges (17).
La délibération CRE du 25 juin 2009 a fixé, après une consultation publique, les différentes composantes quasi certaines de la production d'électricité et les produits à terme utilisés pour déterminer le coût évité par chaque composante. La production quasi certaine est composée d'une part d'un ruban de base, produit et acheté toute l'année, et d'autre part de trois blocs supplémentaires, correspondant au surplus de production hivernaux du premier trimestre et des mois de novembre et décembre. A chaque bloc correspond un produit à terme.
2010 est la première année où ce mécanisme de calcul innovant est appliqué pour la régularisation des charges. Dans la mesure où il s'agit encore d'une période transitoire, ce système de calcul n'a été que partiellement appliqué. La période transitoire prendra fin lors de l'exercice 2012.
Le coût évité obtenu s'élève pour l'année 2010 à 1 604,2 M€ (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »). Il est en hausse de 26 % par rapport à 2009 (1 268 M€). Cette hausse du coût évité, et donc baisse du surcoût pour EDF, est liée aux prix de marché de l'électricité, mais aussi à l'augmentation globale des quantités achetées.
Coût évité par la production quasi certaine :
La puissance quasi certaine de référence est indiquée dans le tableau 2.7. Toutefois, compte tenu de la date d'entrée en vigueur des nouveaux principes de calcul du coût évité (1er juillet 2009), il est nécessaire d'adapter cette puissance pour 2010 (tableau 1.6) (18).

(17) La CRE ne retient pas les cotations non journalières déjà arrêtées, du type Balance of Month. (18) Pour plus de détails, voir le paragraphe 2.3 de la délibération de la CRE du 25 juin 2009.

Tableau 2.7 : puissance quasi certaine de référence

| |Puissance quasi certaine (MW)| |----------------------------------|-----------------------------| | Ruban de base | 700 | | Surplus de production Q1 (19) | 3 600 | |Surplus de production M11/M12 (20)| 3 600 |

Tableau 2.8 : puissance quasi certaine retenue pour 2010

| |Puissance quasi certaine (MW)| |------------------------------|-----------------------------| | Ruban de base | 175 | | Surplus de production Q1 | 1800 | |Surplus de production M11 (20)| 3600 | |Surplus de production M12 (20)| 3600 |

(19) Premier trimestre.
(20) M11 : novembre. M12 : décembre.

Tableau 2.9 : prix de marché retenus pour 2010

|RUBAN| Q1 | M11 | M12 | |-----|-----|-----|-----| |51,15|58,41|59,49|56,19|

Ainsi, le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 10,7 TWh, est de 610,1 M€.
Coût évité par la production aléatoire :
Le coût évité par la production aléatoire s'élève à 994,1 M€ (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »). Ce montant est détaillé dans le tableau 2.10.

Tableau 2.10 : prix de marché mensuels et coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI)
en 2010 (hors contrats horosaisonnalisés, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »)

| MOIS |PRIX MENSUEL
(€/MWh)|QUANTITÉ
(GWh)|COÛT ÉVITÉ
(M€)| |-----------|--------------------------|--------------------|---------------------| | Janvier | 51,75 | 2 684 | 138,9 | | Février | 47,40 | 2 742 | 129,9 | | Mars | 44,69 | 3 161 | 141,3 | | Avril | 41,67 | 1 450 | 60,4 | | Mai | 42,39 | 1 553 | 65,8 | | Juin | 42,58 | 1 307 | 55,7 | | Juillet | 45,75 | 1 052 | 48,1 | | Août | 37,08 | 1 178 | 43,7 | | Septembre | 45,69 | 961 | 43,9 | | Octobre | 57,53 | 1 634 | 94,0 | | Novembre | 50,34 | 1 458 | 73,4 | | Décembre | 62,77 | 1 578 | 99,1 | | Total 2010| | 20 756 | 994,1 |

|Prix moyen pondéré 2010 (€/MWh)|47,9| |:-----------------------------:|:--:| |Prix moyen pondéré 2009 (€/MWh)|44,7| |Prix moyen pondéré 2008 (€/MWh)|66,4| |Prix moyen pondéré 2007 (€/MWh)|45,3| |Prix moyen pondéré 2006 (€/MWh)|55,1|

Au total, le coût évité par les installations non horosaisonnalisées s'élève à 1 604,2 M€.

2.2.1.2. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat horosaisonnalisé

Certaines installations bénéficient de contrats d'achat à différenciation horosaisonnière : la rémunération du producteur par EDF dépend du moment où il produit son électricité. Les périodes horosaisonnières où le tarif est élevé correspondent sensiblement aux heures où le prix de marché est haut. Il existe, dans le cas de ces contrats, une corrélation temporelle entre le volume acheté par EDF et le prix de marché.
Le coût évité doit donc être calculé par poste horosaisonnier. Sont utilisés à cette fin les prix de marché horaires. Le coût évité correspondant est égal à 90,1 M€.

2.2.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable »

Les installations « dispatchables », qui font l'objet de contrats type « appel modulable », représentaient en 2010 une puissance garantie de 475 MW. Le service rendu à EDF par ces installations est double : la mise à disposition de capacités de puissance permet à EDF de se couvrir contre le risque de défaillance, et l'énergie produite participe à la fourniture des clients en période de pointe. La valorisation de ces centrales doit donc tenir compte non seulement de l'énergie produite, mais également de la capacité de puissance garantie.
La valorisation de la puissance mise à disposition du RTE par EDF dans le cadre des réserves complémentaires est retenue pour le calcul du coût évité. La prime fixe est de 20,8 €/kW sur la période allant du 1er janvier 2010 au 31 mars 2010 et de 22,8 €/kW du 1er avril 2010 au 31 décembre 2010. Le coût fixe évité par les installations « dispatchables » est ainsi évalué à 9,63 M€.
Le coût évité « énergie » se calcule en fonction de l'utilisation effective par EDF de l'énergie achetée. L'énergie achetée pour ajustement est valorisée au prix des écarts à la baisse constaté sur le mécanisme d'ajustement pour chaque période d'appel considérée (soit un coût évité de 1,9 M€). L'énergie achetée pour une utilisation hors ajustement est valorisée sur la base d'une moyenne mensuelle des prix pointe journaliers (soit un coût évité de 0,1 M€). Au total, le coût évité à EDF en 2010 par les installations « dispatchables » bénéficiant d'un contrat de type « appel modulable » est de 11,6 M€.

2.2.1.4. Cas particulier des installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable »

A l'instar des contrats de type « appel modulable », le basculement en mode « dispatchable » d'une installation de cogénération traduit la mise à disposition de capacités de puissance au bénéfice d'EDF.
Ces installations, une fois basculées, doivent être valorisées suivant les mêmes principes que ceux prévalant pour les contrats « appel modulable », le service rendu à EDF étant analogue : la mise à disposition de capacités de puissance permet à EDF de se couvrir contre le risque de défaillance et l'énergie produite participe à la fourniture des clients en période de pointe. Le calcul du coût évité par ces installations nécessite donc de distinguer les achats effectués avant et après passage en dispatchabilité.
Les installations de cogénération ayant fait l'objet, au cours de l'année 2010, d'un basculement en mode « dispatchable » ― ou d'une reconduction de celui-ci ― représentent une puissance garantie annuelle de 326,5 MW. Les achats effectués auprès de ces installations s'élèvent à 493,5 GWh, pour un montant d'achat retenu de 85,0 M€.
Coût évité hors mode « dispatchable » :
Le coût évité par les achats effectués aux installations de cogénération en dehors des périodes de dispatchabilité s'établit sur les mêmes bases que celles applicables aux contrats standards. Ce coût évité est ainsi évalué à 21,1 M€.
Coût évité en mode « dispatchable » :
Le coût évité par les achats effectués en mode « dispatchable » s'effectue suivant la même méthodologie que celle applicable aux centrales « dispatchables » et nécessite donc de déterminer un coût fixe évité et un coût évité « énergie ».
A la différence des contrats « appel modulable », le coût fixe évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable » s'établit en utilisant comme référence la valorisation de la puissance mise à disposition du RTE par EDF dans le cadre des réserves complémentaires. En effet, le service rendu par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable » est très différent de celui fourni par les installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable » (préavis d'appel beaucoup plus long notamment). La valorisation des réserves complémentaires est de 20,8 €/kW du 1er janvier au 31 mars 2010 et de 22,8 €/kW du 1er avril au 31 décembre 2010.
Le coût fixe évité en 2010 est évalué à 1,7 M€ pour l'ensemble des installations considérées. Le calcul du coût évité « énergie », quant à lui, ne peut s'effectuer à partir du mécanisme d'ajustement, dans la mesure où les contraintes d'appel afférentes aux installations de cogénération (préavis, montée en charge, durée minimale d'appel) ne permettent pas à EDF d'utiliser ces dernières sur ce mécanisme. Le coût évité « énergie » doit s'établir, pour chacune de ces installations, à partir des prix de marché horaires moyens sur les jours d'appel correspondants. Le coût évité « énergie » est ainsi évalué à 4,1 M€.
Le coût évité à EDF en 2010 par les installations de cogénération ayant fait l'objet d'un basculement ou d'une reconduction en mode « dispatchable » est finalement de 26,9 M€.

2.2.1.5. Coût total évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI)

Le coût total évité à EDF par les contrats d'achat en métropole continentale est de 1 732,8 M€ (1 604,2 M€ + 90,1 M€ + 11,6 M€ + 26,9 M€).

2.2.2. Coût évité par les contrats d'achat dans les ZNI

Conformément au décret du 28 janvier 2004, les surcoûts dus aux contrats d'achat dans les ZNI sont calculés en valorisant l'électricité achetée par EDF à la part production calculée dans le tableau 2.3. Cette valorisation est évaluée à 134,7 M€, comme détaillé dans le tableau 2.11.

Tableau 2.11 : coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2010

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

(*) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte dans le chapitre sur les surcoûts de production.

2.3. Surcoûts dus aux contrats d'achat supportés par EDF

Les surcoûts supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2010 s'élèvent à :
1 511,5 M€ en métropole continentale (3 244,1 M€ de coût d'achat + 0,2 M€ de coût de contrôle des cogénérations ― 1 732,8 M€ de coût évité) ;
292,0 M€ dans les ZNI (426,7 M€ de coût d'achat ― 134,7 M€ de coût évité),
soit un total de 1 803,5 M€.

3. Charges dues aux dispositions sociales

La tarification spéciale « produit de première nécessité » est entrée en vigueur le 1er janvier 2005. Elle a par la suite été rebaptisée « tarif de première nécessité » (TPN). L'arrêté du 5 août 2008 fixe le plafond de ressources pour en bénéficier au plafond d'ouverture des droits à la couverture maladie universelle complémentaire. Un décret du 26 juillet 2006 prévoit en outre, pour les clients concernés par la tarification de première nécessité, la gratuité de la mise en service et une réduction de 80 % sur les frais de déplacement pour impayés. Ces pertes de recettes et frais supplémentaires doivent faire l'objet d'une compensation au profit des opérateurs concernés.
Par ailleurs, les charges supportées du fait du tarif de première nécessité permettent aux opérateurs de bénéficier d'une compensation en cas de participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité. Cette compensation peut s'élever jusqu'à 20 % des charges dues au titre du TPN, dans la limite du concours financier de l'opérateur au fonds de solidarité pour le logement (arrêté du 24 novembre 2005).

3.1. Charges dues au « tarif de première nécessité »
3.1.1. Pertes de recettes dues au TPN

Les pertes de recettes dues au TPN se sont élevées, en 2010, à 42,8 M€, contre 44,6 M€ en 2009. Cette baisse de la perte de recettes est principalement due à la baisse du nombre de clients bénéficiaires. Au 31 décembre 2010, 615 000 clients bénéficiaient de la tarification de l'électricité comme produit de première nécessité, ce qui représente une baisse de 35 % par rapport au 31 décembre 2009. Beaucoup de nouveaux ayants droit n'ont pas exercé leur éligibilité. Par ailleurs, cette baisse fait suite à une augmentation importante en 2009.

3.1.2. Surcoûts de gestion

Les frais spécifiques dus à la mise en œuvre de ce dispositif se sont élevés en 2010 à 6,4 M€ (contre 8,2 M€ en 2009), dont 4,1 M€ de frais de personnel (contre 5,1 M€ en 2009).

3.1.3. Services liés à la fourniture

Les charges imputables aux services liés à la fourniture des clients au TPN se sont élevées en 2010 à 0,5 M€.

3.1.4. Bilan des charges liées au TPN

Le total des charges à compenser à EDF en 2010 au titre du « tarif de première nécessité » s'élève à 49,7 M€, ZNI incluses.

3.2. Charges dues au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité

Compte tenu des dispositions réglementaires, la compensation à EDF au titre de sa participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité est de 10,0 M€ (20 % x 49,7 M€). Ce montant est nettement inférieur aux 22,6 M€ versés par EDF en 2010 dans le fonds de solidarité pour le logement.
Les charges à compenser à EDF en 2010 au titre des dispositions sociales s'élèvent finalement à 59,7 M€, contre 64,4 M€ en 2009.

B. Charges supportées par les entreprises locales de distribution constatées au titre de 2010

Les ELD ayant supporté en 2010 des charges de service public ont transmis à la CRE avant le 31 mars 2011 leur déclaration de charges, contrôlée par leur comptable public ou leur commissaire aux comptes, sous un format conforme aux règles établies par la CRE. Ces déclarations ont été vérifiées et corrigées par la CRE, en liaison avec les ELD concernées. La qualité des déclarations est particulièrement hétérogène chez les ELD.

1. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts d'achat supportés par les ELD en 2010 sont dus aux contrats :
― relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code de l'énergie) ;
― conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-7 du code précité).
La disposition de l'article 135 de la loi de finances rectificative pour 2008 introduit la prise en compte de la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN) dans la rémunération du gaz du tarif d'achat cogénération. Cette disposition conduit à augmenter le coût d'achat de l'électricité produite par les cogénérations et, par conséquent, les charges de service public de l'électricité. La CRE s'est assurée que le prix du gaz utilisé dans le calcul du tarif d'achat aux cogénérations tenait bien compte de la TICGN.
Le 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie disposant que « les coûts évités sont calculés par référence aux prix de marché de l'électricité ou, pour les distributeurs non nationalisés, par référence aux tarifs de cession mentionnés à l'article L. 337-1, à proportion de la part de l'électricité acquise à ces tarifs dans leur approvisionnement total », le calcul du coût évité aux ELD par les contrats d'achat doit s'effectuer à partir du tarif de cession et des prix de marché, en fonction de l'approvisionnement effectif des opérateurs.
En 2010, 11 ELD se sont approvisionnées à la fois aux tarifs de cession et sur le marché, nombre quasiment égal à celui de 2009.
La CRE retient comme prix de marché la même référence que pour EDF (cf. paragraphe A.2.2.1.1).
Les surcoûts retenus au titre des achats d'électricité s'élèvent ainsi, en 2010, à 62,2 M€, en hausse de 55 % par rapport à 2009 (+ 112 % par rapport à 2008). Cette augmentation s'explique par une hausse des coûts d'achat (+ 46 %) supérieure à l'augmentation du coût évité (+ 31 %), conséquence notamment du fort développement de la filière photovoltaïque. Les surcoûts d'achat de cette filière s'élèvent désormais à 22,8 M€, en première position devant la cogénération (17,4 M€) et l'éolien (13 M€).

2. Charges dues aux dispositions sociales

L'entrée en vigueur, en 2005, de la tarification spéciale « produit de première nécessité » (TPN) induit, pour les ELD concernées, des pertes de recettes et des frais de mise en œuvre supplémentaires (par rapport à ceux supportés pour une gestion « classique » du portefeuille de clients), notamment des frais de personnel et des prestations externes.
Or, il s'avère que les frais de personnel déclarés par certaines ELD correspondent non à des frais supplémentaires (comme cela était pourtant explicitement demandé par la CRE dans sa délibération du 7 décembre 2006 relative à la comptabilité appropriée) mais à des frais totaux. Dès lors, il est nécessaire, pour ces dernières, de rectifier les frais de mise en œuvre déclarés pour ne retenir que ceux relevant de la mise en place effective du dispositif ou inhérents au caractère particulier des clients bénéficiant de cette nouvelle tarification. Parfois, les frais de personnel déclarés par les ELD ramenés au nombre de clients gérés sont très élevés, ce qui conduit la CRE à opérer des ajustements.
Du fait des corrections opérées par la CRE, les charges relatives à la tarification spéciale « produit de première nécessité » sont évaluées, pour 2010, à 1,8 M€.
Conformément à l'arrêté du 24 novembre 2005, la compensation des charges dues au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité s'effectue, pour chaque ELD, à hauteur de 20 % des charges dues au TPN, dans la limite des versements effectués au fonds de solidarité pour le logement. Pour 2010, cette compensation s'élève à 0,3 M€ pour l'ensemble des ELD ayant déclaré des charges afférentes à ce dispositif.
Les charges dues aux dispositions sociales s'élèvent, pour 2010, à 2,1 M€ (1,8 M€ + 0,3 M€), en augmentation de 8 % par rapport à 2009.

3. Détail des charges constatées par les ELD au titre de 2010

Le montant total des charges supportées par les ELD en 2010 s'élève à 64,3 M€, dont 62,2 M€ dus aux contrats d'achat et 2,1 M€ aux dispositions sociales. Les principaux éléments de calcul sont indiqués dans le tableau 2.12.

Tableau 2.12 : charges supportées par les ELD au titre de 2010

| ELD |CHARGES DUES AUX CONTRATS D'ACHAT|CHARGES
sociales|CHARGES
constatées
au titre de 2010| | | | |-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|---------------------------------|----------------------|-----------------------------------------------|-------|-----|--------| | | Quantité achetée (1) | Coût d'achat | Coût évité |Surcoût| | | | | MWh | k€ | k€ | k€ | k€ | k€ | | ES Energies Strasbourg (2) | 203 509,9 | 25 052,0 | 6 611,7 |18 440 |605,8|19 046,1| | Gaz et électricité de Grenoble (2) | 133 689,2 | 14 158,5 | 6 434,0 | 7 724 |103,6|7 828,0 | | Sorégies | 45 068,8 | 8 397,3 | 1 354,6 | 7 043 |113,3|7 156,0 | | SICAP Pithiviers (2) | 131 941,7 | 11 312,7 | 4 727,6 | 6 585 |13,5 |6 598,7 | | Séolis | 71 507,1 | 7 369,8 | 1 987,8 | 5 382 |80,0 |5 462,0 | | Energies services Creutzwald | 28 841,5 | 2 977,7 | 749,3 | 2 228 |13,2 |2 241,5 | | Usine d'électricité de Metz (2) | 69 291,5 | 4 555,4 | 2 707,2 | 1 848 |182,0|2 030,2 | | Coopérative d'électricité de Saint-Martin-de-Londres | 11 753,0 | 2 203,8 | 420,3 | 1 784 |45,2 |1 828,7 | | Régie communale du câble et d'électricité de Montataire | 10 684,0 | 1 384,8 | 490,5 | 894 |32,7 | 927,0 | | Régie du syndicat électrique intercommunal du Pays Chartrain | 58 402,7 | 2 801,5 | 1 955,5 | 846 |29,3 | 875,2 | | Energie Développement Services du Briançonnais | 31 399,7 | 1 662,4 | 815,2 | 847 | 3,5 | 850,8 | | SICAE de la Somme et du Cambraisis | 11 065,9 | 1 109,5 | 318,6 | 791 |28,8 | 819,7 | | Usines municipales d'Erstein | 6 752,0 | 1 056,0 | 246,2 | 810 | 7,8 | 817,5 | | UEM Neuf-Brisach | 11 888,2 | 1 217,5 | 456,8 | 761 | 7,4 | 768,2 | | Ene'O | 7 386,4 | 933,5 | 348,1 | 585 |23,5 | 608,8 | | Régie communale de Montdidier | 8 351,8 | 729,9 | 243,7 | 486 | 7,9 | 494,0 | | Société d'électricité régionale de Lassigny | 4 133,4 | 568,0 | 139,4 | 429 |11,9 | 440,5 | | SICAE de l'Oise | 691,7 | 408,1 | 16,6 | 392 |41,5 | 433,1 | | Société d'électrification rurale du Carmausin | 3 990,4 | 495,7 | 130,8 | 365 | 7,6 | 372,4 | | SCICAE de Ray-Cendrecourt | 4 202,4 | 445,0 | 117,5 | 328 |22,3 | 349,9 | | Energie et services de Seyssel (2) | 590,6 | 343,9 | 16,2 | 328 |10,3 | 338,0 | | SICAE de Précy-Saint-Martin | 3 485,5 | 439,8 | 116,2 | 324 | 3,0 | 326,7 | | Régie municipale d'électricité de La Bresse | 7 218,3 | 607,4 | 306,6 | 301 | 2,4 | 303,1 | | Elektra-Birseck (2) | 463,0 | 274,3 | 15,9 | 258 |12,8 | 271,2 | | SOREA | 6 709,4 | 428,1 | 205,6 | 222 | 9,9 | 232,3 | | Régie municipale d'électricité de Mazères | 386,7 | 230,9 | 9,3 | 222 | 3,4 | 225,1 | | Energies services Lavaur | 4 050,0 | 278,5 | 122,6 | 156 |15,6 | 171,6 | | Régie d'électricité de Saverdun | 4 338,5 | 327,4 | 168,5 | 159 | 5,4 | 164,3 | | Régie municipale d'énergie électrique de Quillan | 4 041,4 | 240,2 | 110,9 | 129 |10,0 | 139,3 | | Régie municipale d'électricité de Tarascon-sur-Ariège | 7 263,6 | 390,8 | 260,6 | 130 | 7,7 | 138,0 | | Vialis (2) | 144,3 | 72,5 | 5,5 | 67 |66,8 | 133,8 | | Régie du sud de La Réole | 215,9 | 129,9 | 7,4 | 122 | 3,7 | 126,2 | | SICAE de l'Aisne | 171,1 | 98,5 | 4,7 | 94 |18,5 | 112,2 | | Régie municipale d'électricité de Saint-Martin-la-Porte | 195,0 | 114,7 | 5,1 | 110 | 0,0 | 109,6 | | Gascogne Energies Services | 188,3 | 107,2 | 8,3 | 99 | 4,2 | 103,1 | | Régie communale d'électricité d'Uckange | 694,7 | 116,9 | 26,8 | 90 |11,8 | 101,9 | | Régie Services Energie | 156,8 | 90,9 | 4,4 | 87 | 6,9 | 93,5 | | Régie d'électricité de Loos | 5,8 | 3,4 | 0,3 | 3 |81,6 | 84,7 | | Régie de Saint-Marcellin (2) | 106,8 | 64,1 | 5,2 | 59 |13,4 | 72,3 | | Régie d'Elbeuf | 34,0 | 20,2 | 1,1 | 19 |41,7 | 60,8 | | Régie d'électricité de Thônes | 87,5 | 52,0 | 2,2 | 50 | 4,0 | 53,8 | | Régie de Villard-Bonnot (2) | 9 086,7 | 423,9 | 376,8 | 47 | 4,9 | 52,0 | | Hunélec (2) | 71,5 | 39,9 | 2,1 | 38 |10,3 | 48,1 | | Gédia | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 |47,9 | 47,9 | | Régie gaz-électricité de Sallanches | 78,8 | 45,0 | 1,9 | 43 | 4,2 | 47,3 | | Régie municipale de Cazouls | 70,1 | 41,1 | 2,2 | 39 | 7,6 | 46,6 | | Syndicat intercommunal d'électricité de Labergement-Sainte-Marie | 2 050,8 | 120,2 | 82,2 | 38 | 1,5 | 39,4 | | Régie municipale de Gignac | 44,6 | 26,1 | 1,3 | 25 |13,3 | 38,1 | | Régie d'électricité de Rombas | 33,5 | 19,9 | 0,8 | 19 |13,9 | 33,0 | | Régie intercommunale d'électricité et de téléservices de Niederbronn-Reichshoffen | 40,7 | 24,0 | 1,1 | 23 | 7,7 | 30,6 | | Régie gaz-électricité de Bonneville | 45,6 | 26,6 | 1,2 | 25 | 4,2 | 29,6 | | Gazelec de Péronne | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 |29,1 | 29,1 | | Régie d'Allevard | 45,2 | 27,3 | 2,2 | 25 | 2,8 | 27,9 | | Régie municipale d'électricité d'Arignac | 46,6 | 28,0 | 1,6 | 26 | 0,0 | 26,4 | | SICAE-ELY | 31,0 | 18,5 | 1,0 | 18 | 4,9 | 22,4 | | Régie municipale d'électricité de Marange-Silvange-Ternel | 8,5 | 5,1 | 0,3 | 5 |16,9 | 21,8 | | Régie de Bozel | 36,9 | 21,8 | 1,3 | 21 | 0,4 | 20,9 | | Régie de Saint-Pierre-d'Allevard | 32,2 | 19,1 | 1,6 | 18 | 1,5 | 19,0 | | Régie municipale d'électricité de Salins-les-Bains | 19,5 | 11,6 | 0,8 | 11 | 6,9 | 17,8 | | Régie d'électricité d'Aigueblanche | 26,1 | 15,4 | 0,8 | 15 | 0,6 | 15,2 | | Régie d'électricité et service des eaux Montvalezan ― La Rosière | 64,4 | 17,5 | 2,7 | 15 | 0,0 | 14,8 | | Régie municipale d'électricité de Tours-en-Savoie | 25,7 | 15,4 | 1,0 | 14 | 0,1 | 14,5 | | Régie municipale ― Energis | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 |13,7 | 13,7 | | Coopérative d'électricité de Villiers-sur-Marne | 12,7 | 7,5 | 0,3 | 7 | 6,1 | 13,3 | | Régie électrique du Morel | 22,7 | 13,6 | 0,8 | 13 | 0,0 | 12,8 | | Gaz de Barr | 4,0 | 2,4 | 0,1 | 2 |10,2 | 12,5 | | Energies services Hombourg-Haut | 7,2 | 4,3 | 0,2 | 4 | 7,6 | 11,7 | | Régie municipale électrique de Saint-Léonard-de-Noblat | 1 031,8 | 44,3 | 34,6 | 10 | 1,6 | 11,3 | | Régie d'électricité de Roquebillière | 21,1 | 10,0 | 0,8 | 9 | 1,7 | 10,9 | | SICAE des cantons de La Ferté-Alais et limitrophes | 16,1 | 9,6 | 0,5 | 9 | 1,8 | 10,8 | | Energies services Schoeneck | 15,7 | 9,4 | 0,4 | 9 | 1,4 | 10,5 | | Régie municipale d'électricité de Saint-Privat-la-Montagne | 17,2 | 10,1 | 0,5 | 10 | 0,2 | 9,9 | | SICAE Vallée du Sausseron | 11,6 | 7,1 | 0,3 | 7 | 3,0 | 9,8 | | Régie municipale de La Réole | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 | 9,2 | 9,2 | | Régie municipale d'électricité de Varilhes | 10,2 | 6,0 | 0,3 | 6 | 3,1 | 8,7 | | Régie municipale d'électricité et de télédistribution d'Amnéville | 4,9 | 2,9 | 0,1 | 3 | 5,6 | 8,4 | | Régie municipale d'électricité de Bazas | 6,6 | 4,0 | 0,3 | 4 | 4,4 | 8,1 | | SIVU d'électricité de Luz-Saint-Sauveur | 184,1 | 14,7 | 7,2 | 7 | 0,4 | 7,9 | | Régie municipale d'électricité de Bitche | 2,8 | 1,7 | 0,1 | 2 | 5,9 | 7,5 | | Régie d'Erome | 11,1 | 6,6 | 0,5 | 6 | 0,6 | 6,7 | | Régie communale de distribution d'eau et d'électricité de Mitry-Mory | 3,9 | 2,4 | 0,1 | 2 | 4,3 | 6,6 | | Régie municipale d'électricité de Vinay (2) | 10,3 | 5,5 | 0,4 | 5 | 1,4 | 6,5 | | Régie municipale de Cazères | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 | 6,4 | 6,4 | | Régie municipale d'électricité de Sarre-Union | 4,9 | 3,0 | 0,2 | 3 | 3,3 | 6,1 | | Energies Services Lannemezan | 2,0 | 1,2 | 0,1 | 1 | 4,5 | 5,6 | | Régie communale d'électricité de Saulnes | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 | 5,5 | 5,5 | | Régie municipale d'électricité de Dalou | 8,2 | 5,0 | 0,2 | 5 | 0,6 | 5,3 | | SAIC Pers-Loisinges | 9,0 | 5,3 | 0,4 | 5 | 0,0 | 4,8 | | Régie électrique de La Cabanasse | 7,1 | 4,2 | 0,3 | 4 | 0,7 | 4,5 | | Régie d'électricité de Pierrevilliers | 7,1 | 4,3 | 0,2 | 4 | 0,2 | 4,3 | | Régie d'Allemont | 6,3 | 3,8 | 0,3 | 4 | 0,5 | 4,1 | | Régie municipale d'électricité de Saint-Avre | 6,9 | 4,2 | 0,3 | 4 | 0,0 | 3,9 | | Régie de Miramont de Comminges | 3,4 | 2,0 | 0,1 | 2 | 1,9 | 3,8 | | Energies services Talange | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 | 3,7 | 3,7 | | Régie d'électricité de Valmeinier | 6,7 | 3,8 | 0,2 | 4 | 0,0 | 3,6 | | Régie communale d'électricité de Sainte-Marie-aux-Chênes | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 | 3,4 | 3,4 | | Régie d'électricité de Sainte-Foy-Tarentaise | 6,0 | 3,5 | 0,3 | 3 | 0,1 | 3,3 | | Régie de Moutaret | 5,6 | 3,4 | 0,2 | 3 | 0,1 | 3,3 | | Régie de Séchilienne | 5,4 | 3,1 | 0,2 | 3 | 0,3 | 3,2 | | Régie de La Ferrière | 5,2 | 3,2 | 0,2 | 3 | 0,2 | 3,2 | | Régie municipale d'électricité de Presle | 5,3 | 3,1 | 0,3 | 3 | 0,2 | 3,0 | | Régie d'électricité de La Chambre | 5,1 | 3,1 | 0,2 | 3 | 0,1 | 3,0 | | Régie d'électricité de La Chapelle | 4,4 | 2,7 | 0,1 | 3 | 0,0 | 2,6 | | Régie municipale électrique Les Houches | 5,5 | 2,2 | 0,1 | 2 | 0,5 | 2,5 | | Régie municipale de Montesquieu-Volvestre | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 | 2,5 | 2,5 | | Régie de Beauvois-en-Cambrésis | 0,5 | 0,3 | 0,0 | 0,3 | 2,2 | 2,5 | | Régie municipale de Martres-Tolosane | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 | 2,4 | 2,4 | | Régie d'électricité de Saint-Michel-de-Maurienne | 3,3 | 2,0 | 0,1 | 2 | 0,5 | 2,4 | | Régie d'électricité de Saint-Quirc | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 | 2,3 | 2,3 | | Régie d'électricité de Rédange | 3,7 | 2,2 | 0,1 | 2 | 0,0 | 2,1 | | Régie d'électricité de Saint-Martin-sur-la-Chambre | 3,5 | 2,1 | 0,2 | 2 | 0,0 | 1,9 | | Régies municipales de Capvern | 1,5 | 0,9 | 0,1 | 1 | 0,8 | 1,7 | | Régie d'électricité de Villaroger | 2,8 | 1,6 | 0,1 | 2 | 0,1 | 1,6 | | Régie électrique de Fontaine-au-Pire | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 | 1,6 | 1,6 | | Régie municipale électrique de Laruns | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 | 1,5 | 1,5 | | Régie municipale électrique de Moyeuvre-Petite | 2,6 | 1,5 | 0,1 | 1,4 | 0,0 | 1,4 | | Régie électrique d'Avrieux | 1,8 | 1,0 | 0,1 | 1 | 0,0 | 1,0 | | Régie électrique municipale de Prats-de-Mollo | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 | 0,7 | 0,7 | | Régie municipale d'électricité de Vicdessos | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0 | 0,6 | 0,6 | | Régie de Pinsot | 0,3 | 0,2 | 0,0 | 0 | 0,2 | 0,3 | | Régie d'électricité du Thyl | 2,8 | 0,5 | 0,1 | 0 | 0,0 | 0,3 | | (1) Nette du surplus revendu à EDF.
(2) ELD ayant exercé son éligibilité et s'approvisionnant en tout ou partie sur le marché.| | | | | | |

C. Charges supportées par Electricité de Mayotte constatées au titre de 2010

Les charges de service public de l'électricité supportées par Electricité de Mayotte (EDM) correspondent aux surcoûts de production résultant de l'introduction progressive à partir de 2003 de la péréquation tarifaire à Mayotte. Cette dernière s'est achevée le 1er janvier 2007.
EDM connaît désormais un fort développement de la filière photovoltaïque et supporte, à ce titre, des surcoûts d'achat.
Le calcul des surcoûts de production à compenser au titre de l'année 2010 se détermine comme la différence entre :
― les coûts de production supportés par EDM en 2010 et ;
― la part relative à la production dans les recettes perçues par EDM en 2010.

1. Coûts de production
   1.1. Coûts de production déclarés par EDM

Les coûts de production déclarés par EDM au titre de l'année 2010 ont été établis sur la base d'une comptabilité appropriée contrôlée par le commissaire aux comptes de l'entreprise. Ces coûts comprennent les frais de commercialisation supportés par EDM, qui correspondent aux frais liés aux actions conduites en faveur de la maîtrise de la demande d'électricité, à l'instar de la méthodologie appliquée pour EDF.
Les coûts de production déclarés par EDM s'élèvent, pour 2010, à 62,3 M€. Ces coûts sont en hausse par rapport à ceux de 2009 (+ 16 %). Cette situation s'explique par une forte hausse du coût d'achat des combustibles (+ 29,4 %) que n'a pas compensée hausse de la consommation (+ 8,1 %).

1.2. Coûts exclus liés à la gestion des moyens de production

La CRE s'est assurée que les coûts d'exploitation des unités de production déclarés étaient bien liés aux seules particularités du parc de production inhérentes à la nature insulaire de Mayotte, et non à une éventuelle mauvaise gestion de la production.
En 2010, le taux de disponibilité du principal moyen de production de l'île a été nettement supérieur à 85 %, égal à 94,6 % en moyenne. La CRE n'a pas détecté d'événements laissant croire à une gestion imparfaite du parc de production.

2. Recettes de production

Les recettes de production en 2010 issues de la vente d'électricité aux clients non éligibles mahorais ne sont pas directement accessibles dans la comptabilité d'EDM. Elles sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires issu de la vente d'électricité aux clients non éligibles en 2010 (incluant les recettes qu'aurait perçues EDM si les agents payaient leur électricité aux tarifs de vente réglementés) les recettes de distribution (égales aux coûts de distribution, le tarif d'utilisation des réseaux ne s'appliquant pas à Mayotte) et les recettes relatives à la gestion de la clientèle, puis en ajoutant les recettes liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts de production dus à leur fourniture devant être compensés).

2.1. Recettes de distribution

Pour l'année 2010, l'article 46-4 de la loi du 10 février 2000, modifié par l'article 54 de la loi du 7 décembre 2006, prévoit que la part réseau dans les tarifs réglementés de vente est égale aux coûts de réseau à Mayotte (21).
Dans le cadre de la loi, les coûts de distribution supportés par EDM en 2010 s'élèvent à 9,0 M€ et se répartissent comme suit :
― coûts de distribution (hors services systèmes et pertes mais incluant une rémunération à 7,25 % des capitaux) : 7,6 M€ ;
― achat des services systèmes : 0,2 M€ ;
― achat des pertes : 1,2 M€.
(21) L'article 23 de la loi n° 2010-1487 relative au département de Mayotte modifie les points 1 et 2 du titre VIII de la loi du 10 février 2000 relatif aux dispositions applicables à Mayotte et abroge les points 3 à 6. Le chapitre unique du livre III du titre VI du code de l'énergie expose les dispositions applicables à Mayotte. Sauf cas dérogatoire, les mêmes droits et obligations impartis à EDF dans les ZNI sont conférés à EDM à Mayotte.

2.2. Recettes de gestion de la clientèle

Comme rappelé ci-dessus, à la différence des autres zones non interconnectées dans lesquelles le TURPE s'applique, à Mayotte, les recettes d'acheminement sont considérées égales aux coûts de réseau. Le TURPE, qui fixe une valeur normative de la composante de gestion clientèle pour le gestionnaire de réseau, ne peut donc être utilisé pour déterminer les recettes de gestion clientèle d'un fournisseur en appliquant la clef de répartition classique 80/20.
A Mayotte, la CRE évalue les recettes de gestion clientèle non pas en utilisant les valeurs du TURPE, mais en considérant, après analyse, que les recettes de gestion clientèle représentent 65 % des coûts de gestion clientèle supportés par EDM.
Pour 2010, ces recettes sont évaluées à 0,8 M€.

2.3. Recettes de production

Les recettes totales d'EDM en 2010 (augmentées des recettes théoriques qu'EDM aurait perçues auprès de ses agents si ces derniers étaient assujettis aux tarifs réglementés) s'élèvent à 22,5 M€ ; les recettes de production, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent, pour 2010, à 13,8 M€ (cf. tableau 2.13).

Tableau 2.13 : recettes de production constatées par EDM au titre de 2010

| Recettes constatées 2010 (+) |22,4 M€| |:-----------------------------------------------:|:-----:| | Recettes théoriques agents EDM 2010 (+) |0,1 M€ | | Recettes totales 2010 à considérer |22,5 M€| | Recettes de distribution 2010 (―) |9,0 M€ | | Recettes de gestion clientèle 2010 (―) |0,8 M€ | |Recettes de vente pertes et services systèmes (+)|1,4 M€ | | Recettes de production 2010 |13,8 M€|

3. Surcoûts de production

Les coûts et recettes de production d'EDM retenus par la CRE pour 2010 étant respectivement de 62,3 M€ et 13,8 M€, le montant définitif des surcoûts de production d'EDM au titre de l'année 2010 s'élève à 48,5 M€.

4. Surcoûts d'obligation d'achat

En 2010, EDM a supporté des charges liées à l'obligation d'achat. Ces charges résultent du développement de la filière photovoltaïque. Les achats réalisés par EDM deviennent comparables avec les volumes achetés dans certaines autres zones non interconnectées (DOM et Corse).
Les volumes d'achat s'élèvent, pour 2010, à 4,5 GWh pour un montant de 2,1 M€.

Tableau 2.14 : recettes de production constatées par EDM au titre de 2010

| Quantités achetées (GWh) | 4,5 | |:--------------------------------------------:|:---:| | Taux de pertes |7,9 %| | Quantités achetées et consommées (GWh) | 4,2 | |Part production dans le tarif de vente (€/MWh)|58,2 | | Surcoûts d'achat (M€) | 1,9 |

D. Charges de service public constatées au titre de 2010

Le montant total des charges de service public de l'électricité constatées au titre de 2010 s'élève à 2 653,8 M€. La répartition est fournie dans le tableau 2.15.

Tableau 2.15 : charges de service public constatées au titre de 2010

| |CHARGES CONSTATÉES
au titre de 2010
(M€)|CHARGES CONSTATÉES
au titre de 2009
(M€) (1)|CHARGES CONSTATÉES
au titre de 2008
(M€) (1)| PRINCIPALES JUSTIFICATIONS
de la variation 2009-2010 | |--------------------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------|--------------------------------------------------------|--------------------------------------------------------|-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| | EDF | 2 539,2 | 2 581,1 | 1 769,8 | | | Surcoûts contrats d'achat (hors ZNI) | 1 511,5 | 1 523,5 | 853,2 |Une hausse du prix de marché moyen pondéré par rapport à 2009 (+ 7 %) et l'application du nouveau mécanisme qui se fonde sur les prix futurs (environ 20 % supérieurs aux prix de marché spot) conduisent à une stabilisation des charges| | Surcoûts ZNI | 968,0 | 993,2 | 859,4 | | | Surcoûts de production | 675,9 | 806,8 | 610,3 | Diminution importante des coûts de production due aux couvertures des combustibles réalisées en 2009 et à la réforme de la taxe professionnelle, accompagnée par une hausse de recettes | | Surcoûts contrats d'achat | 292,0 | 209,7 | 249,1 | Hausse des prix des combustibles (charbon, fioul) et très fort développement de la production d'électricité issue d'installations photovoltaïques | | Charges dispositions sociales | 59,7 | 64,4 | 57,2 | Diminution qui résulte de la moindre souscription du TPN par les nouveaux ayants droit | | ELD | 64,3 | 42,4 | 30,9 | Développement des filières photovoltaïque et éolienne | | EDM | 50,4 | 40,7 | 42,9 | Forte hausse des coûts de combustibles (+ 29 %) | | Total | 2 653,8 | 2 664,3 | 1 843,6 | | | (1) Montant corrigé conformément à l'annexe 4 de la présente proposition.| | | | |

L'écart entre les charges prévisionnelles et les charges constatées au titre de 2010 (+ 421,1 M€) s'explique essentiellement par l'écart observé sur les surcoûts supportés par EDF au titre de l'obligation d'achat en métropole (+ 422,9 M€). Cette hausse a été atténuée par la diminution des charges liées aux dispositions sociales (― 13,7 M€) due à la moindre souscription des ayants droit.
L'écart de 422,9 M€ sur les surcoûts d'achat en métropole s'explique d'une part par la volatilité des prix de marché et son effet sur le calcul du coût évité. D'autre part, le fort développement de la filière photovoltaïque a induit une augmentation des charges associées et, en conséquence, du surcoût associé, étant donné la différence entre les tarifs d'achat de cette filière et le prix du marché. En outre, le coût d'achat de l'énergie de la cogénération a été supérieur au coût prévisionnel car il dépend directement du prix du gaz, qui a connu une hausse importante au cours de 2010.

A N N E X E 3
CONTRIBUTIONS RECOUVRÉES 2010 (CR10)

En 2010, tous les opérateurs supportant des charges de service public ont été compensés à hauteur de leurs charges de service public prévisionnelles, à l'exception d'EDF et de la régie municipale d'électricité de Cambounet-sur-le-Sor, qui a annoncé sa cessation d'activité le 4 janvier 2010. Ces compensations proviennent :
― des contributions recouvrées auprès de leurs clients finals ;
― et, pour certains opérateurs, de reversements reçus de la Caisse des dépôts et consignations, qui perçoit les contributions des consommateurs finals d'électricité n'utilisant pas, pour tout ou partie de leur consommation, les réseaux publics de transport et de distribution (les produits financiers réalisés dans la gestion du fonds, soit 72,1 k€ en 2010, sont aussi reversés aux opérateurs).
Par ailleurs, 14 ELD dont les charges notifiées en 2010 étaient négatives ont dû les reverser à la Caisse des dépôts et consignations.
La compensation reçue par opérateur au 30 juin 2011 est donnée dans le tableau suivant :

|UNITÉ M€| | |--------|-------| | ELD | 77,2 | | EDM | 49,5 | | EDF |1 809,1| | Total |1 935,8|

La CSPE n'a pas contribué, en 2010, au financement du TaRTAM.

A N N E X E 4
RELIQUATS 2004, 2005, 2006, 2007, 2008 ET 2009

La présente annexe décrit les charges supplémentaires des années 2004 à 2009 qui sont intégrées au montant des charges de 2012.

A. Surcoûts supportés par EDF

1. Obligation d'achat en métropole continentale
   1.1. Surcoûts supportés au titre des années 2004 à 2008

Les déclarations au titre des années 2004 à 2008 représentent un coût d'achat de 75,8 k€. Elles correspondent d'une part à des contrats signés ou modifiés tardivement, ou à des contrats sur lesquels des réévaluations sont intervenues (nouvelle estimation de la majoration qualité, changement dans les factures définitives).
Le surcoût estimé pour EDF est par conséquent de 43,3 k€.

1.2. Surcoûts supportés au titre de 2009

21 contrats (hors photovoltaïque) et 198 contrats photovoltaïques, actifs en 2009, n'ont été signés qu'en 2010. Ils sont donc présentés au titre des reliquats pour l'année 2009. Ils représentent environ 2,4 M€.

Tableau 1.1 : quantités d'électricité et coûts d'achat relatifs aux contrats 2009 hors ZNI
retenus a posteriori par la CRE

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

Différents correctifs (indemnités de résiliation, majoration qualité moins élevée que prévue) conduisent finalement à un coût d'achat déclaré de 2,3 M€. Le coût évité correspondant s'élève à 0,8 M€. EDF a donc supporté un surcoût au titre de l'année 2009 pour ces 219 contrats de 1,5 M€.
La prise en compte des différents reliquats amène à augmenter les surcoûts liés à l'obligation d'achat en métropole au titre de 2010 de 1,6 M€.

2. Achats d'énergie dans les zones non interconnectées
   2.1. Surcoûts supportés au titre de 2007

Un contrat photovoltaïque en Guadeloupe a été régularisé par EDF au titre de l'exercice 2007. Le surcoût imputable à ce contrat est de 1,1 k€ pour un volume d'achat de 4,5 MWh.

2.2. Surcoûts supportés au titre de 2008

Un contrat photovoltaïque en Guadeloupe a été régularisé par EDF au titre de l'exercice 2008. Le surcoût imputable à ce contrat est de 0,8 k€ pour un volume d'achat de 3,2 MWh.

2.3. Surcoûts supportés au titre de 2009

De nombreux contrats, essentiellement de la filière photovoltaïque, ont fait l'objet d'une déclaration, pour la première fois en 2011, au titre de 2009. Le détail des volumes et coûts d'achat est fourni dans le tableau 1.2 qui suit.

Tableau 1.2 : quantités d'électricité et coûts d'achat relatifs aux contrats 2009 en ZNI
retenus a posteriori par la CRE

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

Les montants importants régularisés au titre des installations fonctionnant à la bagasse et au charbon correspondent à la prise en compte du coût d'acquisition des quotas de CO2 qui n'avaient pas été alloués gratuitement aux installations en 2009. Le montant négatif déclaré au titre d'une installation géothermique en Guadeloupe est la conséquence d'une disponibilité inférieure à la valeur contractuelle.
Ces régularisations et déclarations conduisent à augmenter les surcoûts compensés à EDF au titre des achats d'énergie en 2010 d'un montant de 23,3 M€.

3. Bilan EDF

Le montant des corrections apportées aux surcoûts supportés par EDF au titre des années 2004 à 2009 et qui viennent augmenter la prévision des charges de service public 2012 s'élève à 24,9 M€.

B. Surcoûts supportés par ELD
1.1. Surcoûts supportés au titre de 2008

Les coûts supplémentaires supportés par les ELD au titre de 2008 correspondent, d'une part, à la prise en compte de charges qui n'avaient pas été déclarées ou pour lesquelles tous les justificatifs n'avaient pas été apportés et, d'autre part, à la correction d'une erreur dans le calcul.
Ces charges peuvent désormais être intégrées dans les charges prévisionnelles 2012. Elles s'élèvent à ― 481,2 k€ et sont décrites dans le tableau 2.1.

Tableau 2.1 : surcoûts supportés par les ELD au titre de 2008

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

1.2. Surcoûts supportés au titre de 2009

Les coûts supplémentaires supportés par les ELD au titre de 2009 correspondent également à la prise en compte de charges qui n'avaient pas été déclarées ou pour lesquelles tous les justificatifs n'avaient pas été apportés.
Le détail est fourni dans le tableau 2.2.

Tableau 2.2 : surcoûts supportés par les ELD au titre de 2009

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

Par ailleurs, une ELD a fait l'objet d'une régularisation pour une compensation non versée au titre de 2009 de 936 €.
Les charges mentionnées ci-dessus peuvent désormais être intégrées dans les charges prévisionnelles 2012. Elles s'élèvent à 507,2 k€ (506,3 k€ + 0,9 k€).
Ces régularisations et déclarations conduisent à augmenter les surcoûts compensés aux ELD au titre des achats d'énergie en 2010 d'un montant de 26,0 k€.

C. Surcoûts supportés par Electricité de Mayotte

Dans le cadre de l'analyse des charges constatées en 2009, la CRE n'avait pas retenu 687,7 k€ au titre de la gestion des moyens de production. Les données de production utilisées lors de l'exercice de contrôle mené en 2010 ont été corrigées à la suite de remarques formulées par Electricité de Mayotte. Les nouvelles valeurs prises en compte révèlent que l'utilisation de groupes électrogènes pour pallier la disponibilité insuffisante de la centrale de Badamiers a été compensée par une recette exceptionnelle perçue en 2008 liée au paiement de pénalités de retard par le constructeur de la centrale de Longoni pour plus de 3 M€.
Le montant de 687,7 k€ sera donc intégré dans les charges prévisionnelles 2012.

D. Bilan

Les charges prévisionnelles 2012 doivent être augmentées des reliquats de charges au titre des années 2004, 2005, 2006, 2007, 2008 et 2009, qui s'élèvent au total à 25,6 M€ répartis comme suit :

|OPÉRATEUR|CHARGES SUPPLÉMENTAIRES
à intégrer dans la CSPE 2012| |---------|----------------------------------------------------------| | EDF | 24,9 M€ | | ELD | 0,03 M€ | | EDM | 0,7 M€ | | Total | 25,6 M€ |

A N N E X E 5
HISTORIQUE DES CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ
ET DE LA CONTRIBUTION UNITAIRE
A. Historique des charges de service public par nature
Charges constatées sauf mention contraire

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

(*) Hors zones non interconnectées (ZNI).
(**) Surcoûts de production + surcoûts dus aux contrats d'achat dans les ZNI et à Mayotte.

B. Historique de la contribution unitaire

Le tableau suivant fournit l'historique des valeurs de la contribution unitaire. Pour 2007 et 2008, la contribution unitaire indiquée inclut une part liée au financement des charges TaRTAM.

| ANNÉE |CONTRIBUTION UNITAIRE
proposée par la CRE (€/MWh)|CONTRIBUTION UNITAIRE
appliquée (€/MWh)| |--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|-------------------------------------------------------|---------------------------------------------| | 2002 (*) | 3 | 3 | | 2003 | 3,3 | 3,3 | | 2004 | 4,5 | 4,5 | | 2005 | 4,5 | 4,5 | | 2006 | 4,5 | 4,5 (1) | | 2007 | 3,4 | 4,5 (1) | | 2008 | 4,26 | 4,5 (1) | | 2009 | 5,8 | 4,5 (1) | | 2010 | 6,5 | 4,5 (1) | | 2011 | 12,9 | 7,5 puis 9 (2) | | 2012 | 13,7 | 9 puis 10,5 (3) | | (*) Contribution unitaire du FSPPE.
(1) Par reconduction de la contribution unitaire de l'année précédente en application du douzième alinéa de l'article 5 de la loi du 10 février 2000.
(2) Par l'augmentation de 3 €/MWh conformément à l'article L. 121-13 du code de l'énergie, augmentation à 9 €/MWh le 1er juillet 2011 conformément à l'article 56 de la loi de finance rectificative pour 2011 (LFR. 2011).
(3) Augmentation à 10,5 €/MWh le 1er juillet 2012 conformément à la LFR 2011.| | |

A N N E X E 6
DÉTAIL DES CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ PAR OPÉRATEUR

| |CHARGES PRÉVISIONNELLES 2012| |----------------------------------------------------------------------------------------------|----------------------------| | | CP12 (en euros) | | EDF | 4 965 695 942 | | EDM | 90 652 944 | | ES Energies Strasbourg | 36 885 530 | | Séolis | 31 579 137 | | Sorégies | 27 929 760 | | Gaz et électricité de Grenoble | 7 777 149 | | Usine d'électricité de Metz | 4 933 672 | | SICAE de la Somme et du Cambraisis | 4 643 732 | | Coopérative d'électricité de Saint-Martin-de-Londres | 4 482 143 | | Energies et services de Seyssel | 2 683 574 | | Société d'électrification rurale du Carmausin | 2 592 909 | | UEM Neuf-Brisach | 2 130 242 | | Gascogne Energies Services | 1 898 307 | | Energies services Lavaur | 1 674 455 | | Energies services Creutzwald | 1 622 107 | | SOREA | 1 579 114 | | Régie communale du câble et d'électricité de Montataire | 1 419 788 | | Régie du Sud de La Réole | 1 386 159 | | SCICAE de Ray-Cendrecourt | 1 300 406 | | SICAE de l'Oise | 1 238 278 | | Régie du syndicat électrique intercommunal du Pays Chartrain | 1 231 168 | | Energie Développement Services du Briançonnais | 1 190 186 | | Société d'électricité régionale de Lassigny | 1 171 267 | | SICAE de Précy-Saint-Martin | 1 147 608 | | Régie communale de Montdidier | 770 078 | | Régie municipale d'électricité de Mazères | 743 000 | | Ene'O | 689 780 | | Vialis | 675 450 | | Elektra Birseck | 670 917 | | RSE d'Ambérieux-en-Dombes | 552 572 | | SICAE-ELY | 480 301 | | Energies Services Lannemezan | 472 619 | | Régie d'électricité de Saverdun | 423 746 | | Régie municipale de Bazas | 304 510 | | Régie d'électricité d'Elbeuf | 303 053 | | Régie intercommunale d'électricité et de téléservices de Niederbronn-Reichshoffen | 281 934 | | Régie municipale d'électricité de La Bresse | 275 180 | | Régie d'électricité de Thônes | 252 108 | | Usines municipales d'Erstein | 219 923 | | Régie d'électricité de Saint-Quirc | 203 558 | | Régie municipale d'électricité de Tarascon-sur-Ariège | 198 845 | | Régie de Saint-Marcellin | 172 513 | | Régie municipale d'électricité de Bitche | 153 766 | | SICAE de La Ferté-Alais | 150 280 | | Régie de Saint-Martin-La-Porte | 149 219 | | Régie gaz-électricité de Sallanches | 138 647 | | Régie municipale d'énergie électrique de Quillan | 116 758 | | Régie municipale d'électricité de Varilhes | 115 745 | | SICAE de l'Aisne | 112 216 | | Régie municipale de Gignac | 111 951 | | Régie municipale de Cazouls | 106 794 | | Régie de Villard-Bonnot | 103 941 | | Régie électrique municipale de Prats-de-Mollo | 99 942 | | Régie municipale de Montesquieu-Volvestre | 93 715 | | Régie communale d'électricité d'Uckange | 90 868 | | Régie d'Allevard | 79 203 | | Hunélec | 78 356 | | Régie municipale de Cazères | 76 702 | | Régie gaz-électricité de Bonneville | 76 553 | | Régie de Saint-Pierre-d'Allevard | 66 257 | | Gédia | 63 659 | | Régie municipale ― Energis | 62 154 | | Régie municipale de Gervans | 58 927 | | Régie municipale d'électricité d'Arignac | 58 852 | | Régie d'électricité de Rombas | 57 702 | | Syndicat intercommunal d'électricité de Labergement-Sainte-Marie | 51 023 | | Régie d'électricité de Loos | 50 358 | | Régie d'Aigueblanche | 50 221 | | SICAE Vallée du Sausseron | 48 287 | | Gazelec de Péronne | 44 892 | | Energies services Schoeneck | 43 862 | | Gaz de Barr | 43 743 | | Régie municipale d'électricité et de télédistribution d'Amnéville | 43 318 | | Régie d'électricité de Saint-Michel-de-Maurienne | 40 875 | | Régie municipale d'électricité de Tours-en-Savoie | 40 205 | | Régie municipale d'électricité de Salins-les-Bains | 37 579 | | SAIC Pers-Loisinges | 37 455 | | Régie communale de distribution d'eau et d'électricité de Mitry-Mory | 31 907 | | Régie électrique de Saint-Martin-sur-la-Chambre | 31 196 | | Régie de Miramont-de-Comminges | 31 081 | | Régie de Beauvois-en-Cambresis | 30 729 | | Régie du Morel | 30 334 | | Régie municipale d'électricité de Saint-Privat-la-Montagne | 30 182 | | Régie municipale d'électricité de Gattières | 26 008 | |Régie municipale de distribution d'électricité et de télédistribution de la ville d'Hagondange| 25 319 | | Régie municipale d'électricité de Marange-Silvange-Ternel | 23 796 | | Régie municipale électrique de Laruns | 23 371 | | Régie d'électricité de Roquebillière | 22 301 | | Régie municipale de Saint-Avre | 20 641 | | Régie municipale d'électricité de Dalou | 18 166 | | Energies services Hombourg-Haut | 17 401 | | Régie municipale de La Réole | 14 707 | | Régie municipale d'électricité de Sarre-Union | 14 316 | | Régie communale électricité de Sainte-Marie-aux-Chênes | 14 298 | | Régie d'électricité et service des eaux Montvalezan ― La Rosière | 14 266 | | Régie municipale d'Orelle | 12 908 | | Régie municipale de Rédange | 12 376 | | Régie communale d'électricité de Saulnes | 11 980 | | Régie d'électricité de Pierrevilliers | 11 716 | | Régie du Moutaret | 10 439 | | Régie électrique de Fontaine-au-Pire | 10 342 | | Régie municipale de Martres-Tolosane | 9 432 | | Régie d'Erome | 9 421 | | Régie municipale d'électricité de Vinay | 9 194 | | Régie d'électricité de Valmeinier | 9 121 | | Régie municipale d'électricité et de télédistribution de Clouange | 8 956 | | RME de Sainte-Marie-de-Cuines | 8 789 | | Régie municipale électrique Les Houches | 8 501 | | Régie municipale de La Chambre | 8 435 | | SIVU d'électricité de Luz-Saint-Sauveur | 7 871 | | Régie de La Ferrière | 7 747 | | Régie municipale de La Chapelle | 7 380 | | Régie municipale d'électricité de Merens-les-Vals | 7 185 | | Régie de Pinsot | 7 031 | | Régie de Séchilienne | 6 898 | | Régie de Bozel | 6 716 | | Régie municipale de Sainte-Foy-en-Tarentaise | 6 464 | | Régie municipale d'électricité de Presle | 6 410 | | Régie municipale de Villarodin-Bourget | 6 239 | | Régie communale d'électricité de Montois-la-Montagne | 6 021 | | Régie d'Allemont | 5 450 | | Régie municipale de Moyeuvre-Petite | 5 133 | | Régie municipale de Saint-Paul-Cap-de-Joux | 3 759 | | Régie électrique d'Avrieux | 3 642 | | Régie électrique de La Cabanasse | 3 453 | | Régie municipale de Villaroger | 3 175 | | Régie municipale d'électricité de Quié | 1 948 | | Régie électrique de Tignes | 1 435 | | Régie municipale de Vicdessos | 1 182 | | Régie municipale électrique Saint-Léonard-de-Noblat | 741 | | Régie d'électricité du Thyl | 258 | | Coopérative d'électricité de Villiers-sur-Marne | ― 4 110 | | Energies services Talange | ― 21 884 | | Régie de Capvern | ― 60 636 | | SICAP Pithiviers | ― 2 294 072 |

A N N E X E 7
MONTANTS IMPUTABLES AUX CONTRATS D'ACHAT RELEVANT
DES ARTICLES L. 314-1 ET L. 311-1 DU CODE DE L'ÉNERGIE

Pour la mise en œuvre des dispositions de l'article 58 de la loi du 13 juillet 2005 relatives à l'achat ou à la vente dans un autre Etat membre de l'Union européenne d'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelable ou par cogénération, les montants imputables aux contrats d'achat relevant des articles L. 314-1 et L. 311-1 du code de l'énergie sont évalués comme suit. Cette évaluation est fonction des montants de contributions unitaires prévus par la loi de finances rectificative pour 2011 en son article 56.

|MONTANT DE LA CSPE (€/MWh)|PART ÉNERGIES RENOUVELABLES (€/MWh)|PART COGÉNÉRATION (€/MWh)| |--------------------------|-----------------------------------|-------------------------| | 9 | 3,95 | 0,63 | | 10,5 | 4,61 | 0,73 |