C. - Charges prévisionnelles supportées par les fournisseurs alternatifs au titre de 2015
La loi n° 2013-312 du 15 avril 2013 visant à préparer la transition vers un système énergétique sobre et portant diverses dispositions sur la tarification de l'eau et sur les éoliennes étend la mission de mise en œuvre du TPN à l'ensemble des fournisseurs d'électricité. Les fournisseurs alternatifs peuvent donc proposer le TPN à leurs clients, et être compensés des surcoûts en résultant, dans les conditions définies à l'article L. 121-8 du code de l'énergie.
Sur l'ensemble des fournisseurs alternatifs interrogés par la CRE, quatre prévoient de supporter des charges en 2015 au titre de la mise en œuvre du TPN, pour 233 695 bénéficiaires. Le détail est donné dans le tableau suivant.
| |NOMBRE DE BÉNÉFICIAIRES|CHARGES SOCIALES|CHARGES PRÉVISIONNELLES AU TITRE DE 2015| |--------------|-----------------------|----------------|----------------------------------------| | - | M€ | M€ | | | GDF Suez | 160 000 | 14,5 | 14,5 | |Direct Energie| 73 500 | 6,6 | 6,6 | | Proxelia | 155 | 0,3 | 0,3 | | Selia | 40 | 0,04 | 0,04 |
Les charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales en 2015 s'élèvent à 21,2 M€ pour les fournisseurs alternatifs.
D. - Charges prévisionnelles supportées par Electricité de Mayotte au titre de 2015
Les charges 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) ;
- des surcoûts d'achat imputables au développement de projets de production indépendants ;
- des charges dues au tarif de première nécessité.
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 ».
- Surcoûts de production à Mayotte
1.1. Coûts de production
Le montant prévisionnel des coûts de production d'EDM est établi sur la base d'un prix de la couverture financière du fioul domestique et d'une hausse de la consommation électrique de 9,1 % par rapport à 2013. Un taux de pertes prévisionnel de 8,5 % a été retenu.
Les coûts de production tiennent 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).
Les coûts de production tiennent compte des coûts prévisionnels d'achat des quotas CO2. Le coût d'achat de 1,2 M€ a été estimé avec l'hypothèse du prix retenue par EDM de 6,18 €/tCO2.
Les coûts de production 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 (1,2 M€).
Le montant total prévisionnel des coûts de production d'EDM est évalué, pour 2015, à 108,3 M€, dont 62 % au titre des combustibles (67,4 M€).
1.2. Recettes de production prévisionnelles
Les recettes de production d'EDM en 2015 sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires prévisionnel, issu de la vente d'électricité aux tarifs réglementés de vente, 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, égales aux coûts de distribution prévisionnels pour 2015, conformément à l'article L. 362-4 du code de l'énergie, s'élèvent à 18,6 M€.
Les recettes totales prévisionnelles d'EDM en 2015 s'élevant à 29,0 M€, les recettes de production prévisionnelles, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent à 9,0 M€ comme indiqué dans le tableau 1.11.
Tableau 1.11. - Recettes de production prévisionnelles au titre de 2015
| (+) Recettes prévisionnelles 2015 |28,7 M€| |:-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|:-----:| | (+) Recettes théoriques tarif agents EDM 2015 |0,2 M€ | | Recettes totales 2015 à considérer |29,0 M€| | (-) Recettes de distribution 2015 |19,6 M€| | (-) Recettes de gestion clientèle 2015 |1,3 M€ | | (+) Recettes de vente pertes et services systèmes |1,0 M€ | | Recettes brutes de production |9,0 M€ | | Recettes de production 2015 (*) |8,5 M€ | |(*) 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 C.2.| |
1.3. Surcoûts de production prévisionnels
Les coûts et recettes prévisionnels d'EDM pour 2015 étant respectivement de 108,2 M€ et 8,5 M€, le montant prévisionnel des surcoûts de production d'EDM pour 2015 est donc estimé à 99,7 M€. Il est en augmentation de 14 % par rapport à 2013 (75,2 M€).
- 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 ».
Le développement de la filière photovoltaïque ralentit. EDM prévoit l'installation de 2 MW supplémentaires par rapport au parc en fonctionnement à fin 2013. Les volumes d'achat prévisionnels pour 2015 sont de 17,5 GWh pour un montant de 7,7 M€.
La part production dans les tarifs de vente 2015 étant estimée à 28,89 €/MWh, le surcoût prévisionnel imputable aux contrats d'achat est évalué à 7,2 M€, comme détaillé dans le tableau 1.12.
Tableau 1.12. - Surcoûts prévisionnels dus aux contrats d'achat supportés par EDM au titre de 2015
| (+) Coût d'achat 2015 | 7,7 M€ | |:--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|:---------:| | Quantités achetées en 2015 | 17,5 GWh | | Taux de pertes 2015 | 8,5 % | | Quantités achetées et consommées (*) | 16,0 GWh | | Part production du tarif de vente |28,89 €/MWh| | (-) Coût évité par les contrats d'achat | 0,5 M€ | | Surcoût dû aux contrats d'achats en 2015 | 7,2 M€ | |(*) 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.| |
- Charges dues aux dispositions sociales
EDM estime que 50 % de la clientèle domestique sera concernée par ce tarif, soit environ 18 160 clients. La perte de recette due à l'application du tarif de la première nécessité est évaluée pour 2015 à 1,7 M€.
- Charges totales prévisionnelles d'EDM au titre de 2015
Au total, les charges prévisionnelles d'EDM au titre de 2015 sont évaluées à 108,6 M€ (99,7 M€ au titre des surcoûts de production + 7,2 M€ au titre des contrats d'achat + 1,7 M€ au titre des dispositions sociales).
E. - Charges prévisionnelles de service public au titre de 2015
Le montant total des charges prévisionnelles de service public de l'électricité au titre de 2015 est évalué à 6 340,9 M€, réparti comme indiqué dans le tableau 1.13.
Tableau 1.13. - Décomposition des charges prévisionnelles au titre de 2015
Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du
JOnº 0302 du 31/12/2014, texte nº 217
(12) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon, les îles bretonnes de Molène, d'Ouessant, de Sein, l'archipel des Glénan et l'île anglo-normande de Chausey. (13) Les recettes d'EDF SEI, issues des tarifs réglementés de vente, rémunèrent la production, la distribution et la commercialisation. (14) La centrale du Port de La Réunion a été entièrement remplacée en 2013. (15) Intercontinental Exchange. (16) Arrêté du 19 décembre 2013 pris en application de l'article L. 314-1-1 du code de l'énergie relatif à la prime rémunérant les disponibilités des installations de cogénération supérieures à 12 MW et ayant bénéficié d'un contrat d'obligation d'achat. (17) Cf. paragraphe A.3.1.1.
1 version