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Délibération du 19 juillet 2012

Participaient à la séance : M. Philippe de LADOUCETTE, président, M. Olivier CHALLAN-BELVAL, M. Frédéric GONAND, M. Jean-Christophe LE DUIGOU, M. Michel THIOLLIÈRE, commissaires.
La Commission de régulation de l'énergie (CRE) a été saisie, pour avis, le 10 juillet 2012, par la ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie et le ministre de l'économie et des finances d'un projet d'arrêté relatif aux tarifs réglementés de vente de l'électricité, conformément au code de l'énergie et au décret n° 2009-975 du 12 août 2009, pour une entrée en vigueur le 23 juillet 2012.
Le projet d'arrêté prévoit une augmentation des tarifs réglementés de vente hors taxes de l'électricité applicables par Electricité de France (EDF) et les distributeurs non nationalisés (DNN).
La hausse envisagée s'élève à 2 % pour les tarifs bleus, jaunes et verts.
Pour élaborer son avis, la CRE a auditionné l'administration, les acteurs de marché et des associations de consommateurs.

1. Contexte
1.1. Le fondement juridique de l'élaboration des tarifs est la couverture des coûts (1)

L'article L. 337-5 du code de l'énergie dispose que les tarifs réglementés de vente de l'électricité sont définis en fonction des catégories fondées sur les caractéristiques intrinsèques des fournitures, en fonction des coûts liés à ces fournitures.
L'article 3 du décret n° 2009-75 du 12 août 2009 dispose que les tarifs réglementés sont établis de manière à couvrir les coûts de production, les coûts d'approvisionnement, les coûts d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution et les coûts de commercialisation que supportent EDF et les distributeurs non nationalisés pour fournir leurs clients ainsi qu'une marge raisonnable.
L'adoption de la loi NOME du 7 décembre 2010 et la codification des lois effectuée à droit constant par le code de l'énergie n'ont eu ni pour objet ni pour effet de remettre en cause la légalité du décret du 12 août 2009 précité, qui demeure en vigueur.
Il en résulte que les tarifs objet du présent projet d'arrêté tarifaire doivent être appréciés à l'aune du principe de couverture des coûts précédemment mentionné et doivent donc a minima couvrir les coûts de production comptables des opérateurs historiques.
Au surplus, ainsi que l'a souligné le Conseil de la concurrence à l'occasion de son avis n° 09-A-43 du 27 juillet 2009, « le non-respect d'un tel principe conduirait, dans un marché complètement ouvert à la concurrence, à fausser le jeu de la concurrence en créant une barrière à l'entrée des nouveaux opérateurs ».

(1) Rappel des textes en vigueur se rapportant aux tarifs réglementés de vente d'électricité : L'article L. 337-5 du code de l'énergie prévoit que « les tarifs réglementés de vente d'électricité sont définis en fonction de catégories fondées sur les caractéristiques intrinsèques des fournitures en fonction des coûts liés à ces fournitures ». L'article L. 337-6 prévoit que « dans un délai s'achevant au plus tard le 31 décembre 2015 les tarifs réglementés de vente d'électricité sont progressivement établis en tenant compte de l'addition du prix d'accès régulé à l'électricité nucléaire historique, du coût du complément à la fourniture d'électricité qui inclut la garantie de capacité, des coûts d'acheminement de l'électricité et des coûts de commercialisation ainsi que d'une rémunération normale ». Il prévoit également que « sous réserve que le produit total des tarifs réglementés de vente d'électricité couvre globalement l'ensemble des coûts mentionnés précédemment, la structure et le niveau de ces tarifs hors taxes peuvent être fixés de façon à inciter les consommateurs à réduire leur consommation pendant les périodes où la consommation d'ensemble est la plus élevée ». L'article 3 du décret n° 2009-975 du 12 août 2009 prévoit que : « La part fixe et la part proportionnelle de chaque option ou version tarifaire sont chacune l'addition d'une part correspondant à l'acheminement et d'une part correspondant à la fourniture qui sont établies de manière à couvrir les coûts de production, les coûts d'approvisionnement, les coûts d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution et les coûts de commercialisation, que supportent pour fournir leurs clients Electricité de France et les distributeurs non nationalisés mentionnés à l'article 23 de la loi n° 46-628 du 8 avril 1946, ainsi qu'une marge raisonnable. La part correspondant à l'acheminement est déterminée en fonction du tarif d'utilisation des réseaux publics en vigueur applicable à l'option ou à la version concernée. La part correspondant à la fourniture couvre les coûts de production, d'approvisionnement et de commercialisation supportés par Electricité de France et les distributeurs non nationalisés pour fournir les clients ayant souscrit à cette option ou version. »

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1.2. Panorama des sites fournis aux tarifs réglementés de vente

Au 31 décembre 2011, 94 % des sites résidentiels (94 % en volume) et 86 % des sites non résidentiels (56 % en volume) étaient fournis aux tarifs réglementés de vente.
Le nombre de sites par tarif et les volumes correspondants sont donnés dans le tableau ci-dessous pour les sites fournis par EDF aux tarifs réglementés de vente :
TARIF TYPE DE CONSOMMATEURS NOMBRE DE SITES VOLUMES ANNUELS CONSOMMÉS
(TWh)
Bleu résidentiel Résidentiels 27 millions 126,3
Bleu professionnel Petits professionnels
Ps (2) ⩽ 36 kVA		 3,6 millions 33,8
Jaune PME-PMI
36 kVA < Ps ⩽ 250 kVA		 300 000 37,8
Vert Grandes entreprises
Ps > 250 kVA		 100 000 80,7
(2) Ps : Puissance souscrite.

1.3. Depuis dix ans, les prix de l'électricité ont significativement baissé
en euros constants pour les tarifs bleus. Ils sont stables pour les tarifs jaunes et verts

Le tableau ci-après présente, en euros courants et en euros constants, l'évolution cumulée des tarifs sur les dix dernières années, par couleur tarifaire.
ÉVOLUTION DES TARIFS SUR LES DIX DERNIÈRES ANNÉES,
y compris hausse 2012
En € courants En € constants
Bleu résidentiel + 9,7 % ― 9,6 %
Bleu professionnel + 10,8 % ― 9,4 %
Jaune + 19,5 % ― 1,5 %
Vert + 21,7 % + 0,3 %

2. Barèmes tarifaires envisagés

Le mouvement tarifaire envisagé est une augmentation moyenne des tarifs réglementés de vente (3) de 1,9 €/MWh pour les tarifs bleus, 1,7 €/MWh pour les tarifs jaunes et 1,3 €/MWh pour les tarifs verts.
€/MWh TARIF RÉGLEMENTÉ DE VENTE MOYEN
En vigueur Envisagé
Bleu 95,5 97,4
Jaune 84,4 86,1
Vert 63,3 64,6
Source : calculs CRE sur la base de données EDF.
La hausse envisagée permet de répercuter intégralement dans tous les tarifs réglementés de vente la hausse du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité en vigueur (TURPE) au 1er août 2012, qui s'élève en moyenne à 0,6 €/MWh (4).
€/MWh BLEU JAUNE VERT MOYEN
Hausse moyenne du tarif réglementé de vente proposée par le Gouvernement pour le 23 juillet 2012 1,9 1,7 1,3 1,7
Part attribuable à la hausse des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (transport et distribution) 0,8 0,6 0,3 0,6
Source : calculs CRE sur la base de données EDF.
(3) Les tarifs réglementés de vente s'entendent hors toutes taxes et n'incluent pas, notamment, la hausse de la CSPE de 1,5 €/MWh intervenue au 1er juillet 2012. (4) Le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité en vigueur depuis le 1er août 2011 (TURPE 3) évolue au 1er août 2012. La CRE a rendu publique sur son site internet sa délibération du 24 mai 2012, qui prévoit une augmentation moyenne de ce tarif au 1er août 2012 : + 1,8 % pour les sites raccordés au réseau public de distribution d'électricité, + 2,79 % pour les sites raccordés au réseau public de transport d'électricité.

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ANALYSE DU MOUVEMENT
2.1. Analyse de la couverture
des coûts de production du fournisseur EDF
2.1.1. Principes généraux

Sur la base des données transmises par EDF, la CRE a élaboré le compte de résultat de l'activité de fourniture aux tarifs réglementés pour chacune des catégories tarifaires bleu, jaune et vert.
L'analyse a été menée à la maille de l'option tarifaire, c'est-à-dire en distinguant les tarifs « bleu résidentiel » et « bleu professionnel », les tarifs « jaune », les tarifs « vert A » et les tarifs « vert B et C » et, au sein de chaque couleur tarifaire, les options base, heures pleines/heures creuses (HP/HC), EJP, TEMPO, Modulable (Mod) et Eclairage public (EP).
Les coûts de production sont ventilés entre les différentes options au moyen de clés de répartition (5). Ces clés sont calculées en valorisant les courbes de charge des options tarifaires au moyen des coûts de production sous-jacents à la structure de la part production des tarifs de vente.
Pour chaque option, la part production des tarifs de vente telle qu'elle résulte de la hausse envisagée est obtenue en retranchant du tarif de vente moyen de la catégorie la moyenne du tarif d'utilisation des réseaux publics applicable au 1er août 2012 aux clients de cette catégorie, ainsi que les coûts commerciaux évalués à partir de ceux pris en compte dans les tarifs en vigueur, réévalués à l'inflation. La part production des tarifs est comparée aux coûts de production de l'option tarifaire.

(5) A cette maille d'analyse, les coûts fixes sont répartis à partir de clefs de répartition par couleur, option et version tarifaire. Celles-ci sont construites à partir des volumes de vente aux tarifs par option et version tarifaire de la base clientèle d'EDF et des coûts de développement du parc de production optimal sous-jacent à la construction en structure de la grille tarifaire d'EDF. La méthodologie de construction figure dans l'avis de la CRE du 10 août 2009.

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2.1.2. Le mouvement tarifaire proposé permet de couvrir les coûts constatés de production 2011
pour les tarifs jaunes et verts, mais pas pour les tarifs bleus

Sur la base de la valeur historique des actifs pour la détermination des capitaux engagés et en tenant compte du taux de rémunération des capitaux d'EDF, la part production des tarifs réglementés de vente envisagés au 23 juillet 2012 permet des couvrir les coûts de production constatés sur 2011 pour les tarifs jaunes et verts, mais pas pour les tarifs bleus.
Cette situation s'explique notamment par le fait que la part production des tarifs bleus actuellement en vigueur couvrait les coûts de production, tant prévisionnels pour 2011 que constatés pour 2010, avec une marge moindre que les tarifs jaunes et verts.
A titre d'information, la CRE relève que la part production des tarifs envisagés ne permet pas de couvrir les coûts de production moyens (sur toutes les catégories tarifaires) constatés sur 2011.
€/MWh BLEU JAUNE VERT MOYENNE
des tarifs
Part « production » des TRV envisagés 45,2 48,2 45,0 45,5
Coûts comptables de production 2011 47,7 46,6 43,2 46,2
Hausse envisagée 2,0 % 2,0 % 2,0 % 2,0 %
Evolution tarifaire requise pour couvrir les coûts 4,6 % 0,2 % ― 1,0 % 2,9 %
Source : calculs CRE sur la base de données EDF 2011.
A la maille de l'option tarifaire, il apparaît une grande disparité en matière de couverture des coûts. En particulier, le niveau des tarifs à différenciation temporelle est aujourd'hui trop bas, ce qui limite l'efficacité de ces tarifs dans le cadre de la résolution des problématiques de maîtrise de la demande d'énergie. La résorption de ces disparités requerrait une évolution tarifaire différenciée en niveau entre les différentes couleurs tarifaires ainsi que la poursuite de l'évolution en structure au sein des barèmes tarifaires qui avait débuté à l'occasion du mouvement de 2009.

2.1.3. Le mouvement tarifaire proposé ne permet pas de couvrir les coûts de production prévisionnels 2012
pour les tarifs bleus et jaunes. Seuls les tarifs verts couvrent les coûts

La CRE a comparé les coûts de production prévisionnels (en €/MWh) communiqués par EDF pour les années 2009 à 2011 et les coûts de production réellement constatés au titre de ces mêmes années. Il apparaît ainsi de forts écarts entre ces données, de l'ordre de 10 %. Ceux-ci sont liés à la fois à une importante variabilité des volumes vendus aux clients aux tarifs réglementés de vente d'une année sur l'autre, en raison des aléas de température qui affectent essentiellement la clientèle résidentielle, ainsi qu'à la part prépondérante du poste « achats de combustibles et d'énergie » dans les charges d'exploitation, près de 50 %, par nature très volatile.
En parallèle, la CRE a reconstitué la chronique des coûts de production constatés entre 2006 et 2011. L'augmentation annuelle moyenne de ces coûts, relativement stable sur la période considérée, est de l'ordre de 6 %.
A la lumière de ces analyses et compte tenu du caractère éminemment incertain des coûts prévisionnels, il est pertinent d'appliquer la hausse moyenne des coûts constatés aux coûts de production de 2011 pour en déduire une estimation des coûts de production pour l'année 2012. L'analyse de la couverture de ces coûts par la part production des tarifs réglementés de vente permet de donner un ordre de grandeur des hausses qui pourraient se révéler nécessaires pour couvrir les coûts prévisionnels d'EDF sur 2012.
Ainsi, la part production envisagée au 23 juillet 2012 ne permet pas de couvrir les coûts de production prévisionnels estimés pour 2012 par couleur tarifaire, à l'exception des tarifs verts :
€/MWh BLEU JAUNE VERT MOYENNE
des tarifs
Part « production » des TRV envisagés 45,2 48,2 45,0 45,5
Coûts comptables de production 2012 estimés 48,7 48,7 44,7 48,3
Hausse envisagée 2,0 % 2,0 % 2,0 % 2,0 %
Evolution tarifaire requise pour couvrir les coûts 5,7 % 2,6 % 1,5 % 5,3 %
Source : calculs CRE sur la base de données EDF.

2.2. Couverture des coûts des DNN

Le tarif de cession augmente de 2,3 % pendant que le niveau moyen des tarifs réglementés de vente d'électricité progresse de 2 %. Cette opération permet de maintenir la marge brute des DNN (6) sur l'activité de vente aux tarifs réglementés à un niveau similaire au niveau actuel.

(6) Définie comme la différence entre le tarif réglementé de vente net de la part acheminement et le tarif de cession.

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2.3. Analyse concurrentielle

La « contestabilité » des tarifs réglementés de vente est la possibilité pour un fournisseur alternatif de proposer à un client une offre de marché compétitive par rapport aux tarifs réglementés.
A cet égard, la loi prévoit que les tarifs réglementés de vente doivent être construits de telle sorte qu'un fournisseur alternatif d'électricité soit en mesure, au plus tard au 31 décembre 2015, de proposer une offre de marché compétitive par rapport à ces tarifs (7).
Sur les segments de clientèle résidentielle et petits professionnels, qui disposent de la faculté de revenir à tout moment aux tarifs réglementés de vente après avoir exercé leur éligibilité aux offres de marché, et les clients de taille supérieure qui sont restés aux tarifs réglementés de vente, la faculté d'un fournisseur alternatif à conquérir de nouveaux clients doit s'analyser au regard de sa faculté à concurrencer les tarifs réglementés de vente.
La CRE a évalué le coût d'approvisionnement moyen (8) d'un fournisseur alternatif sur les segments de clients aux tarifs bleus, jaunes et verts, afin de comparer ce coût à la part production moyenne des tarifs réglementés de vente et d'évaluer ainsi la contestabilité de ces tarifs en moyenne (9).
Les tableaux de résultats ci-dessous montrent la hausse tarifaire qu'il faudrait appliquer aux tarifs réglementés de vente pour en assurer la contestabilité en moyenne, en considérant le prix de l'ARENH fixé par le Gouvernement à 42 €/MWh au 1er janvier 2012. Cette hausse est à comparer à la hausse envisagée par le projet d'arrêté objet du présent avis.
Dans la mesure où le volume d'ARENH ne couvre qu'une partie de la courbe de charge d'un client, le haut de la courbe est approvisionné sur le marché de gros de l'électricité. Ces résultats dépendent par conséquent des conditions de marché en vigueur. Ils sont présentés en fonction des prix de marché en base, en considérant une fourchette représentative des prix auxquels les fournisseurs se sont approvisionnés pour 2012 ou pourraient s'approvisionner dans l'année à venir.
A titre indicatif, les prix de marché en base pour les produits calendaires 2012 et 2013, pondérés des volumes d'achat sur leur durée de cotation, sont respectivement de 55,7 €/MWh et de 54,8 €/MWh. Le calcul de contestabilité a été effectué sous l'hypothèse d'un prix de marché en pointe 30 % plus cher que le prix de marché en base.
Enfin, le calcul ne tient pas compte des autres frais supportés, le cas échéant, par les fournisseurs alternatifs pour participer au dispositif ARENH (constitution des garanties bancaires, délais de paiement, risque de complément de prix, etc.). Ces autres frais, susceptibles de dégrader la contestabilité des clients, feront l'objet d'un examen détaillé à l'occasion des futures délibérations tarifaires et donneront lieu, le cas échéant, à des propositions d'aménagement à l'occasion de la publication du rapport de surveillance des marchés de détail, prévue pour la fin de l'année 2012.

(7) Cf. article L. 337-6 du code de l'énergie : « dans un délai s'achevant au plus tard le 31 décembre 2015, les tarifs réglementés de vente d'électricité sont progressivement établis en tenant compte de l'addition du prix d'accès régulé à l'électricité nucléaire historique, du coût du complément à la fourniture d'électricité qui inclut la garantie de capacité, des coûts d'acheminement de l'électricité et des coûts de commercialisation ainsi que d'une rémunération normale ». (8) Hors coûts commerciaux du fournisseur, considérés par hypothèse inférieurs ou égaux à ceux retenus dans les tarifs réglementés. (9) Pour la clientèle résidentielle et professionnelle aux tarifs bleus, la CRE a reconstitué la courbe de charge correspondante à partir des profils modélisant leur consommation et des données de consommation dont elle dispose par déciles de consommation. L'étude est menée sur les tarifs base et heures pleines/heures creuses. Ces tarifs représentent 95 % des volumes vendus aux clients bleu, résidentiels et 74 % des volumes vendus aux clients bleus professionnels. Pour la clientèle professionnelle aux tarifs jaunes, la CRE a reconstitué la courbe de charge correspondante à partir du profil ENT1, correspondant aux clients aux tarifs jaunes option base. Ces tarifs représentent 97 % des volumes vendus aux clients jaunes. Pour la clientèle professionnelle aux tarifs verts, la CRE a reconstitué la courbe de charge correspondante à partir du profil ENT3, correspondant aux clients aux tarifs verts en option A5 base. Une analyse de la base clientèle d'EDF montre que ce profil est représentatif, au premier ordre, de la clientèle aux tarifs verts.

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HAUSSE NÉCESSAIRE DU TARIF RÉGLEMENTÉ DE VENTE (EN %) POUR EN ASSURER LA CONTESTABILITÉ, EN FONCTION DES PRIX DE MARCHÉ, EN 2012 ET EN 2013 (À COMPARER À LA HAUSSE ENVISAGÉE)

Contestabilité sur 2012

PRIX DE MARCHÉ BASE
(en €/MWh)		 48 50 52 54 56
Bleu résidentiel 3,0 % 3,4 % 3,7 % 4,0 % 4,3 %
Bleu professionnel 4,3 % 5,0 % 5,7 % 6,4 % 7,1 %
Bleu 3,1 % 3,5 % 3,9 % 4,3 % 4,7 %
Jaune 1,4 % 2,0 % 2,7 % 3,4 % 4,1 %
Vert 4,0 % 4,9 % 5,7 % 6,5 % 7,3 %
Source : calculs CRE.

Contestabilité sur 2013

PRIX DE MARCHÉ BASE
(en €/MWh)		 48 50 52 54 56
Bleu résidentiel 4,1 % 4,6 % 5,1 % 5,6 % 6,1 %
Bleu professionnel 2,4 % 3,0 % 3,7 % 4,3 % 4,9 %
Bleu 4,1 % 4,6 % 5,1 % 5,7 % 6,2 %
Jaune 1,0 % 1,6 % 2,1 % 2,7 % 3,3 %
Vert 3,4 % 4,0 % 4,6 % 5,2 % 5,9 %
Source : calculs CRE.
La CRE rappelle que l'analyse d'appréciation du niveau de contestabilité des clients qui précède est effectuée en moyenne par segment de clientèle tarifaire. Compte tenu de la dispersion de la consommation des clients par rapport à la consommation moyenne du segment, une partie des volumes fournis aux tarifs réglementés est sans doute aujourd'hui contestable.
Une étude comparée des deux tableaux fait apparaître que :
― sous l'effet combiné du recentrage des heures donnant droit à l'ARENH vers les heures creuses d'été et de la suppression progressive de la modulation du produit ARENH, la hausse nécessaire pour assurer la contestabilité moyenne des clients au tarif bleu est plus importante, passant par exemple de 3,9 % en 2012 à 5,1 % en 2013 pour un prix de marché de 52 €/MWh ; c'est tout particulièrement notable sur la clientèle résidentielle, les clients en option HP/HC, qui la composent à plus de 65 %, ayant des consommations très fortement horo-saisonnalisées ;
― sous l'effet du seul recentrage vers les heures d'été, la hausse nécessaire pour assurer la contestabilité moyenne des clients aux tarifs jaunes et verts se réduit, passant, par exemple, pour les clients verts de 5,7 % en 2012 à 4,6 % en 2013 pour un prix de marché de 52 €/MWh, ces clients ayant, à quelques exceptions près, une consommation peu différenciée entre été et hiver.
Au total, le mouvement envisagé ne permet d'assurer la contestabilité en moyenne des clients dans aucune des trois couleurs pour 2012.

Avis de la CRE

En application des textes législatifs et réglementaires en vigueur, les tarifs réglementés de vente d'électricité doivent a minima couvrir les coûts comptables des opérateurs historiques.
La CRE émet un avis favorable au projet d'arrêté pour ce qui concerne les tarifs verts, qui couvrent les coûts constatés 2011 et prévisionnels 2012.
Elle émet un avis défavorable pour les tarifs jaunes, qui, s'ils couvrent les coûts constatés 2011, ne couvrent pas les coûts prévisionnels 2012.
Elle émet également un avis défavorable pour les tarifs bleus, qui ne couvrent ni les coûts constatés 2011 ni les coûts prévisionnels 2012.
Fait à Paris, le 19 juillet 2012.

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Pour la Commission de régulation de l'énergie :

Le président,

P. de Ladoucette

Délibération du 19 juillet 2012