A N N E X E S
A N N E X E 1
CHARGES PRÉVISIONNELLES AU TITRE DE L'ANNÉE 2014 (CP'14)

L'évaluation du montant prévisionnel des charges de service public de l'électricité au titre de l'année 2014 a été réalisée à partir de la comptabilité appropriée fournie par les opérateurs ayant supporté de telles charges en 2012, et à partir des données détaillées transmises par ceux prévoyant d'en supporter en 2014.
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 l'année 2014

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

Le décret n° 2004-90 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 2014 (2).
La gestion des systèmes électriques des zones non interconnectées est assurée par la direction Système énergétiques insulaires du groupe EDF, qui sera désignée dans la suite du document par l'acronyme EDF.

(1) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon et îles bretonnes des Glénans, d'Ouessant, de Molène et de Sein. (2) 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 4,1 % entre 2012 et 2014. 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

La CRE maintient pour 2014 le plafonnement du montant de l'investissement à 167 M€2008. Le coût de production à exclure de ce fait est évalué à 1,1 M€. La CRE avait demandé à EDF dans sa délibération du 9 octobre 2012 de lui adresser des éléments justifiant le dépassement du montant plafonné dans les meilleurs délais. Un premier dossier justifiant de l'utilisation dans sa totalité de la ligne budgétaire « aléas » a été transmis à la CRE le 21 septembre 2013, et des éléments complémentaires ont été envoyés le 1er octobre.
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 2014. La CRE a pris bonne note que le dossier définitif lui sera transmis début 2014. Il devra permettre de justifier les 205 M€ déclarés par EDF. Tout dépassement du plafond ci-dessus devra résulter de particularités liées à l'installation et dûment justifiées par EDF, notamment par la transmission des factures payées aux différentes sociétés avec lesquelles des marchés ont été conclus.

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 976,1 M€, répartis comme suit :

Tableau 1.1. ― Coûts de production prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2014

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Les coûts de production prévisionnels pour 2014 dans les ZNI sont en diminution par rapport à 2012 (― 227,5 M€).
Les achats de combustibles constituent le principal poste de dépenses. La diminution de ce poste de 42,1 % par rapport à l'année 2012 s'explique par la mise en service de nouveaux moyens de production thermiques en Corse, en Martinique, en Guadeloupe et à La Réunion, exploités par EDF Production Electrique Insulaire ― EDF PEI, en remplacement des centrales thermiques du parc d'EDF. Les coûts en résultant sont intégrés dans les coûts d'achat (2.2.2), EDF PEI étant une filiale à 100 % du groupe EDF.
Le portefeuille des offres relatives à la maîtrise de la demande d'électricité s'élargit à des actions de plus grande ampleur, avec des gains énergétiques potentiels plus élevés (p. ex. conseil aux grands clients industriels et tertiaires). Dans le même temps, la commercialisation des offres « classiques » s'accroit, ce qui génère des coûts commerciaux supplémentaires.
Les charges financières sont en hausse, en raison de nouveaux investissements de production, notamment à Saint-Barthélemy et à Saint-Pierre.
En application de l'ordonnance n° 2012-827 du 28 juin 2012 relative au système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre pour la période 2013-2020, aucun quota n'est délivré gratuitement aux producteurs d'électricité. Par conséquent, EDF sera amenée à acheter des quotas de CO2 pour couvrir l'ensemble de ses émissions, ce qui augmente le poste de charge correspondant.
Cette augmentation est atténuée par le prix de la tonne de CO2, prévu à la baisse en 2014. 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 2014 évaluée entre le 1er janvier 2013 et le 6 septembre 2013 inclus, sur le marché boursier EEX (European Energy Exchange) (4,55 €/tCO2 sur cette période).
Le poste des charges liées aux impôts et taxes augmente significativement entre 2012 et 2014. Cette hausse s'explique par l'impact des impositions liées au barrage du Rizzanèse en Corse et la non récurrence des dégrèvements obtenus en 2012 (+ 7,5 M€ au total). Par ailleurs, entre 2012 et 2014, la taxe spéciale sur les combustibles a été multipliée par la collectivité d'outre-mer de Saint-Martin (+ 10 M€).

1.2. Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI

Les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2014 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 2012) 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 4,1 % entre 2012 et 2014, la hausse dans chaque ZNI étant uniformément répartie sur l'ensemble des catégories tarifaires ;
― taux de pertes moyen en légère diminution entre 2012 et 2014, passant de 11,5 % à 11,0 % ;
― recettes réseau en augmentation suivant le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité entré en vigueur le 1er août 2012 ;
― prise en compte du mouvement tarifaire national intervenu le 1er juillet 2013 (+ 5 % sur les tarifs bleus, + 2,7% sur les tarifs jaunes et 0 % sur les tarifs verts).
Sur ces bases, les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2014 s'élèvent à 261,2 M€, réparties comme suit :

Tableau 1.2. ― Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2014

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

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 976,1 M€ et 261,2 M€, le montant des surcoûts de production prévisionnels au titre de 2014 dans les ZNI est égal à 714,8 M€.

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

Les surcoûts d'achat prévisionnels supportés par EDF en 2014 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 n° 2004-90) ;
― les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables ».
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 2014 est établie à partir des montants retenus au titre de 2012 et des évolutions prévues en 2013 et 2014, fournies et justifiées par EDF.
L'évaluation prévisionnelle des tarifs d'achat se fonde sur les hypothèses suivantes :
― pour la cogénération :
― nombre d'installations fonctionnant en mode « dispatchable » calculé à partir de la proportion constatée d'installations ayant opté pour le mode dispatchable en 2012 ;
― 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 %) (3) ;
― indexation de 2,5 % par an par rapport aux tarifs de 2012.
Pour la cogénération n'optant pas pour le mode « dispatchable », la CRE retient, pour 2014, un tarif d'achat prévisionnel de 94,7 €/MWh pour les contrats C97 (4), de 138,6 €/MWh pour les contrats C99 (4) et de 131,8 €/MWh pour les contrats C01 (4). Ces tarifs sont établis sur la base du tarif effectivement constaté en 2012 (respectivement 130,1 €/MWh, 138,2 €/MWh et 132,8 €/MWh) et des hypothèses exposées ci-dessus. La baisse prévue entre 2012 et 2014 pour les contrats C97 et C01 s'explique par le fait que les centrales de cogénération ont relativement peu fonctionné en 2012, renchérissant le coût rapporté au MWh produit du fait de l'existence d'une rémunération fixe.
De nombreux contrats d'achat d'électricité d'installations de cogénération arrivent à échéance en 2013 et ― dans une moindre mesure ― en 2014. Les centrales de cogénération d'une puissance inférieure à 12MW peuvent cependant bénéficier d'un nouveau contrat d'obligation d'achat sous réserve de la réalisation d'un programme d'investissements de jouvence. La CRE fait l'hypothèse que 40 % de ces contrats arrivant à échéance (au sens de la puissance garantie) sont remis en service sans interruption et que 10 % sont remis en service à l'hiver suivant (la production redémarre au 1er novembre). Le parc se développe par la mise en service de nouvelles installations bénéficiant de contrats C01.
La filière diesels « dispatchables » est en extinction progressive. Sa puissance installée future est précisément connue. La CRE a retenu les hypothèses prises par EDF sur la durée de fonctionnement. Le prix d'achat variable a été évalué par la CRE à 233 €/MWh. La prime fixe a été évaluée à 83,5 €/kW.
Pour l'hydraulique, la CRE retient, pour chaque type de contrat, le tarif moyen constaté sur 2012 indexé ainsi qu'une durée de fonctionnement normative supérieure à celle constatée en 2012, année de faible hydraulicité.
L'année 2012 a été marquée par l'arrivée à échéance massive des contrats H97 (5), qui peuvent bénéficier d'un nouveau contrat d'obligation d'achat en cas de « renouvellement » ou de « rénovation » de l'installation. La prévision du parc installé en 2014 tient compte du rythme de conclusion de ces contrats, ainsi que la mise en service de nouvelles installations.
Pour la filière éolienne, la CRE retient pour 2014 :
― pour les contrats E01 (6) et EOLE 2005 (6), des puissances installées respectivement de 1 025 MW et de 32,3 MW (7) ;
― aucune évolution pour les contrats E06 par rapport à la puissance actuelle de 1 466 MW ;
― la mise en service 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. Le développement de la filière est freiné par les incertitudes qui pèsent sur la pérennité de ce tarif, dont la légalité a été contestée devant le Conseil d'Etat, lequel a sursis à statuer et a renvoyé la décision devant la Cour de Justice de l'Union européenne. Cependant, plusieurs simplifications réglementaires ont été mises en place en 2013 qui sont de nature à faciliter la mise en œuvre de nouveaux projets. La CRE retient un flux de mises en service d'environ 523 MW en 2013, de 80 MW par mois pendant le premier semestre 2014 puis de 100 MW mensuels ;
― une durée moyenne de production de 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 2012 indexés de 2 % par an ;
― le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 91,15 €/MWh.
Pour les centrales d'incinération, la CRE prend l'hypothèse d'un accroissement du parc de 20 MW au cours de l'année 2013 et de 57,5 MW au cours de l'année 2014. La croissance prévue en 2014 est uniquement due à la reconduction sous obligation achat de centrales rénovées. La durée de fonctionnement constatée en 2012 est reprise comme hypothèse pour 2014. Le tarif moyen d'achat retenu pour 2014 est de 59,0 €/MWh.
Pour les centrales de production à partir de biogaz, aucun contrat d'achat n'arrive à échéance en 2013 ou 2014. La CRE fait l'hypothèse qu'environ 78 MW de nouvelles installations sous le régime tarifaire de l'arrêté du 19 mai 2011 seront mis en service avant décembre 2014. La CRE estime la puissance installée pour cette filière à environ 283 MW à fin 2014, et le prix unitaire moyen à 116,2 €/MWh.
Pour la filière biomasse, la CRE considère que 16 MW seront mis en service d'ici 2014 par les candidats retenus à l'issue de l'appel d'offres de 2006, 60,1 MW par les candidats retenus à l'appel d'offres de 2008 et 40 MW par les candidats retenus à l'appel d'offres de 2010. Ces estimations sont fondées sur l'état d'avancement des projets mi-2013. Les premières installations sous le régime de l'arrêté tarifaire du 27 janvier 2011 sont attendues pour 2014, pour une puissance estimée de 20 MW. La puissance installée pour cette filière devrait atteindre 376 MW à la fin 2014, pour un prix d'achat unitaire moyen de 137,4 €/MWh.
La puissance des installations photovoltaïques raccordées au réseau d'ERDF et de RTE devrait atteindre 5,3 GW fin 2014. L'objectif fixé par la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité de 5,4 GW de puissance installée en 2020 devrait donc être atteint à cet horizon de temps. Le développement de la filière en 2014 se fera sous le régime tarifaire de 2011 et sous le régime des appels d'offres de 2011. Le prix d'achat prévisionnel moyen du photovoltaïque s'établit à 418,6 €/MWh, en baisse par rapport à la prévision 2013 en raison de l'entrée en vigueur de nouveaux contrats dont les prix d'achat sont moins chers.

(3) L'arrêté modifiant l'arrêté tarifaire du 31 juillet 2001, sur lequel la CRE a rendu son avis le 12 septembre 2013, n'ayant pas encore été publié, il n'a pas été tenu compte dans l'exercice de prévision des nouvelles dispositions de fonctionnement. (4) 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. (5) Contrats hydrauliques : les contrats H97 sont des contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000. Les contrats H07 relèvent de l'obligation d'achat. (6) 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. (7) La puissance du parc EOLE 2005 a été revue à la baisse à la suite de l'avenant signé pour le parc éolien de Widehem, dont un des aérogénérateurs a été détruit.

Prévisions :
Compte tenu de ce qui précède, les quantités et les coûts d'achat prévisionnels pour 2014 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 2014 (hors ZNI)

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Le montant des achats de l'électricité produite par les installations de cogénération est en nette diminution, principalement à cause de la diminution de la taille du parc et du non-renouvellement de l'obligation d'achat pour les installations de plus de 12 MW.
La diminution des quantités achetées à la filière hydraulique s'explique par la forte baisse du parc hydraulique à fin 2012, en raison de l'arrivée à terme de nombreux contrats H97. L'augmentation du coût d'achat unitaire est due aux installations rénovées qui bénéficient d'un nouveau contrat d'achat à des conditions tarifaires souvent plus avantageuses que celles en vigueur avant leur rénovation.
La filière éolienne poursuit son développement avec une production estimée à 17,4 TWh, soit une augmentation de 22 % par rapport à 2012. Le coût d'achat unitaire augmente avec l'inflation.
Les filières biomasse et biogaz se développement également significativement :
― biomasse : la croissance de cette filière passe par des mises en service d'installations issues d'appels d'offres et par quelques installations bénéficiant de l'arrêté tarifaire de 2011 ;
― biogaz : les volumes et les coûts d'achat unitaires devraient croître sensiblement sous l'effet de l'arrêté tarifaire publié en novembre 2011.
Les volumes d'énergie de la filière photovoltaïque augmentent de 50 % par rapport à 2012, sous l'effet du développement du parc. Cette croissance soutenue du parc conduit à une hausse des volumes d'énergie, mais surtout du coût d'achat en 2014. Le photovoltaïque représentera 42 % du coût de l'obligation d'achat en métropole, pour 14 % de l'énergie produite.

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 2014 sont présentés dans le tableau 1.4.

Tableau 1.4. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2014

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Les volumes d'achat prévus en 2014 sont en hausse de 48,5 % par rapport aux volumes achetés en 2012 et les coûts d'achat correspondant croissent de 91,7 % du fait du remplacement des centrales d'EDF par des installations exploitées par EDF PEI (+ 1 899,5 GWh achetés, + 597,6 M€ de coût d'achat).
Plus d'un tiers de l'électricité achetée provient de centrales thermiques et de groupes de secours (38 % du total des achats).
Les installations fonctionnant à la bagasse et au charbon constituent la deuxième source d'approvisionnement (36 % des volumes achetés). La légère augmentation du coût d'achat (+ 12,7 M€) est liée essentiellement à l'augmentation du volume d'achat des quotas de CO2 en absence de quotas gratuits.
La filière photovoltaïque poursuit son développement, avec une multiplication par 1,3 de la production et des coûts d'achat. L'électricité photovoltaïque représente le troisième poste de charges.

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 de ce contrôle est compensé, car il est un élément de détermination du coût d'achat pour les installations de cogénération.
Pour 2014, le montant de ce contrôle est identique à celui constaté en 2012, soit 0,1 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'achat pour la filière photovoltaïque font quant à eux 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 est calculé, pour une prévision, en référence à la moyenne des prix à terme trimestriels évalués entre le 1er janvier 2012 et le 31 août 2013.
Le coût évité ainsi obtenu s'élève pour l'année 2014 à 1 401,4 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »).
Coût évité par la production quasi certaine :

Tableau 1.5. ― Puissance quasi certaine retenue pour l'année 2014

| |PUISSANCE QUASI CERTAINE (MW)| |------------------------------------------------------------------|-----------------------------| | Ruban de base | 1 000 | | Surplus de production Q1 (1) | 2 300 | | Surplus de production M11/M12 (2) | 2 500 | | (1) Premier trimestre.
(2) M11 : novembre ; M12 : décembre.| |

Les cotations des produits à terme utilisés lors du calcul des charges constatées 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 1.6. ― Prix de marché retenus pour 2014

|RUBAN| Q1 | M11 | M12 | |-----|-----|-----|-----| |48,08|51,97|46,73|44,16|

Le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 17,4 TWh, est de 845,6 M€. Coût évité par la production aléatoire :

Tableau 1.7. ― Prix de marché trimestriels pour 2014

| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | |-----|-----|-----|-----| |51,99|33,46|35,92|46,29|

Les prix de marché mensuels sur l'année 2014 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 555,8 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »).

Tableau 1.8. ― Coût aléatoire prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2014
(hors contrats PV, contrats horosaisonnalisés, « modulables » et cogénérations « dispatchables »)

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

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 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.
Afin de prendre en compte les profils de production des producteurs d'électricité photovoltaïque, la CRE utilise pour le calcul des coûts évités de l'année 2014 un prix moyen mensuel de l'électricité. Il est basé sur les prix spot horaires du marché de gros pondérés par les profils de production horo-saisonniers du profil PRD 3 (utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution). Cette 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.
Ainsi, le coût évité total prévisionnel pour la filière photovoltaïque en 2014 est de 253,6 M€.

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 2014, 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 2014 a varié, par kWh, par rapport à 2012, dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2012 et 2014. Ce prix de marché pondéré est en baisse de 8,1%. Les volumes achetés sont eux en hausse, ce qui permet d'obtenir un coût évité de 80,0 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, fin 2014, une puissance garantie de 67,8 MW. Leur production prévisionnelle s'élève à 1,1 GWh. La moyenne des résultats des appels d'offres de RTE pour la mise à disposition de réserves complémentaires a été retenue pour l'évaluation du coût fixe évité à l'acheteur obligé. Le coût fixe évité prévisionnel est ainsi évalué à 2,0 M€.
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. variation dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2012 et 2014). Sur cette base, le coût évité « énergie » par les installations « dispatchables » est évalué à 0,1 M€. Le coût évité total est donc de 2,1 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 2014, une puissance garantie de 88 MW, pour une production prévisionnelle estimée à 126,1 GWh, tous modes de fonctionnement confondus.
Le principe de calcul du coût évité par ces installations pour 2014 est identique à celui adopté pour 2012 (cf. annexe 2 [A.2.2.1.5]). Le coût fixe évité par les installations de cogénération en mode « dispatchable » est, ainsi, évalué à 2,2 M€. Le coût évité « énergie », supposé évoluer de façon identique à celui des contrats horosaisonnalisés et contrats de type « appel modulable », est évalué à 6,6 M€. Le coût évité total est donc de 8,8 M€.

2.3.1.6. Prise en compte de l'imprévisibilité d'une partie de la production sous obligation d'achat

La CRE précisait dans sa délibération du 9 octobre 2012 portant proposition relative aux charges de service public de l'électricité et à la contribution unitaire pour 2013 que l'imprévisibilité d'une partie de la production sous obligation d'achat induisait un surcoût pour EDF, qu'il faudrait en théorie retrancher du coût évité par les contrats d'achat. En effet, les installations sous obligation d'achat sont rattachées au périmètre d'équilibre d'EDF, et contribuent donc aux écarts globaux sur ce périmètre, qui sont ensuite facturés à EDF par RTE au titre du mécanisme d'ajustement.
EDF a présenté à la CRE en 2013 une solution visant à identifier ce surcoût, qui consiste en la création d'un périmètre d'équilibre dédié aux installations sous obligation d'achat (8). Ce périmètre comporterait en entrée la production réalisée sous obligation d'achat et en soutirage la prévision de production du parc sous obligation d'achat en H-1. La prévision de production de l'ensemble de ce parc serait réalisée par le responsable d'équilibre du périmètre, à savoir EDF. La facture de règlement des écarts constatés serait présentée à la compensation, ainsi que les frais de création et de gestion de ce périmètre.
Cette solution présente l'avantage d'isoler les coûts induits spécifiquement par l'imprévisibilité de certaines productions sous obligation d'achat, qui résultent alors directement de la facturation des écarts par RTE. Cependant, elle nécessite encore, à ce stade, des analyses et des échanges complémentaires.
En conséquence, les surcoûts de l'imprévisibilité, estimés par EDF à 19,5 M€ en 2014, n'ont pas été intégrés dans le calcul du coût évité 2014.

(8) Pour la totalité des contrats en métropole continentale, ELD incluses.

2.3.1.7. 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 1 745,9 M€ (845,6 M€ du coût évité par la production quasi certaine + 555,8 M€ du coût évité par la production aléatoire + 253,6 M€ de coût évité par les contrats photovoltaïques + 80 M€ de coût évité horosaisonnalisé + 2,1 M€ de coût évité par les installations « dispatchables » + 8,8 M€ de coût évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »).

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

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 318,7 M€, comme détaillé dans le tableau 1.9.

Tableau 1.9. ― Coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2014

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

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

Les surcoûts prévisionnels supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2014 s'élèvent à :
3 654,3 M€ en métropole continentale (5 400,1 M€ de coût d'achat + 0,1 M€ de contrôle de cogénération ― 1 745,9 M€ de coût évité) ;
1 095,0 M€ dans les ZNI (1 413,7 M€ de coût d'achat ― 318,7 M€ de coût évité) ;
soit un total de 4 749,3 M€.

3. Charges dues à la rémunération de la disponibilité des cogénérations de plus de 12 MW
   3.1. Définition

La loi n° 2013-619 du 16 juillet 2013 portant diverses dispositions d'adaptation au droit de l'Union européenne dans le domaine du développement durable a instauré une prime à la capacité transitoire pour les centrales de cogénération de plus de 12 MW. L'article L. 314-1-1 du Code de l'énergie ainsi créé dispose que les centrales de cogénération de plus de 12 MW qui sont sorties de l'obligation d'achat peuvent signer un contrat avec EDF qui rémunère la disponibilité annuelle de leur capacité de production.
Cette prime devrait être mise en place pour le début de l'hiver 2013, et sera versée jusqu'au 31 décembre 2016 au plus tard. La rémunération versée par EDF au titre de ces contrats est identifiée dans la liste des charges de service public de l'électricité, et est à ce titre incluse dans les prévisions de charges 2014.

3.2. Montant des charges prévisionnelles

La CRE n'a pas à ce jour été saisie du projet d'arrêté fixant le niveau de la prime prévue. Au stade actuel des discussions, l'hypothèse d'une prime à 30 €/kW a été retenue.
La CRE estime par ailleurs à 1 500 MW de puissance garantie le parc de centrales cogénérations susceptible de bénéficier de cette prime en 2014.
Les charges prévisionnelles supportées par EDF au titre de la rémunération de la disponibilité des centrales de cogénération de plus de 12 MW bénéficiant des dispositions issues de la loi du 16 juillet 2013 s'élèvent à 45 M€.

4. 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. Le décret n° 2006-924 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. L'arrêté du 23 décembre 2010 a modifié l'annexe du décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 et a revu à la hausse de 10 % le niveau des réductions et des versements forfaitaires. Le chapitre I du décret n° 2012-309 du 6 mars 2012 a modifié la procédure d'attribution du TPN aux ayants droit, rendant celle-ci automatique, sauf refus exprès de ceux-ci.
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 les critères d'éligibilité des bénéficiaires du TPN en introduisant un critère de revenu fiscal de référence par part. Le fichier des ayants droit sera désormais établi à partir d'information provenant des organismes maladie et de l'administration fiscale. Par ailleurs, la loi prévoit l'extension du TPN aux gestionnaires de résidences sociales, au sens de l'article L. 633-1 du code de l'habitation et de la construction.
La CRE a été saisie pour avis du projet de décret d'application le 19 juin 2013. Le texte définitif devrait être publié au cours du mois d'octobre 2013 dans une version très proche de celle sur laquelle la CRE a rendu son avis. En conséquence, la CRE a évalué les charges prévisionnelles des fournisseurs sur la base des modifications prévues par ledit décret. En particulier, les réductions accordées aux clients bénéficiant du TPN devraient prendre la forme d'une remise forfaitaire dépendant de la composition du foyer et de l'abonnement souscrit.
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).

4.1. Charges dues au « tarif de première nécessité »
4.1.1. Pertes de recettes prévisionnelles dues au TPN

L'automatisation de la procédure d'application du TPN a produit ses premiers effets dès 2012 : le nombre de clients a doublé et a atteint près de 1,2 millions à la fin de l'année.
Les nouvelles dispositions qui devraient être introduites dans le décret n° 2004-325 élargissent l'assiette des ayants droit, qui devrait atteindre 4 millions de foyers bénéficiaires à fin 2014. En tenant compte de la montée en puissance du dispositif au cours de l'année et de la part de ces bénéficiaires qui est dans le périmètre des ELD ou des fournisseurs alternatifs, la CRE estime à 3 409 176 le nombre moyen de clients d'EDF qui bénéficieront du TPN en 2014 (métropole et Outre-mer).
Par ailleurs, la CRE estime à 1 500 le nombre de résidences sociales susceptibles de bénéficier du TPN en 2014.
Sur la base des informations à sa disposition à la date de la présente délibération, la CRE estime donc la perte de recette d'EDF à 292,4 M€ en 2014, contre 69,1 M€ en 2012.

4.1.2. Surcoûts de gestion prévisionnels

Les surcoûts de gestion prévisionnels sont évalués, pour 2014, à 12,0 M€. Ces surcoûts de gestion se décomposent en frais de personnel pour 3,3 M€ et en frais externes pour 8,7 M€. Ils sont en hausse par rapport à 2012 (5,6 M€). L'augmentation de ces frais est principalement due à l'augmentation du nombre de bénéficiaires du TPN, ainsi qu'aux développements informatiques nécessaires pour mettre à jour les systèmes de facturation et les systèmes de traitement des fichiers des ayants droit.

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

Les dispositions introduites par le décret n° 2006-924 (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 2014, à 5,3 M€.
Au total, les charges prévisionnelles supportées par EDF du fait du « tarif de première nécessité » sont évaluées, pour 2014, à 309,7 M€.

4.2. 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 23,3 M€. L'intégralité des versements qu'EDF prévoit d'effectuer en 2014 aux fonds de solidarité pour le logement est prise en compte, car inférieur au seuil des 20 % des charges liées au TPN.

4.3. Charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales

Les charges prévisionnelles à compenser à EDF au titre des dispositions sociales en 2014 s'élèvent à 333,0 M€, contre 139,8 M€ de charges prévisionnelles en 2013 et 91,3 M€ de charges constatées en 2012.

B. ― Charges prévisionnelles supportées par les entreprises locales
de distribution au titre de l'année 2014

Les charges prévisionnelles que les ELD supporteront au titre de 2014 sont :
― les surcoûts dus aux contrats d'achat ;
― les charges dues aux dispositions sociales (TPN, dispositif précarité).
Les ELD prévoyant de supporter en 2014 de telles charges ont transmis à la CRE les données nécessaires à leur évaluation.
Pour les ELD n'ayant pas transmis de prévisions d'évolution de leurs charges pour 2014, les charges constatées au titre de l'année 2012 ont été retenues pour 2014, comme elles en avaient été informées.

1. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les types de contrat pour lesquels les ELD prévoient de supporter des charges en 2014 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).
Conformément au mécanisme introduit par la loi de finances rectificative pour 2011, les coûts évités sont calculés par référence aux tarifs de cession pour le volume d'achat se substituant aux quantités d'électricité acquises à ces tarifs et aux prix de marché de l'électricité pour le volume restant.
Ainsi la CRE doit désormais vérifier, pour les ELD s'approvisionnant en partie sur le marché, dans quel périmètre a été injectée l'énergie issue des contrats d'achat ci-dessus. Pour la part de cette énergie injectée dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés de vente, le coût évité est calculé en référence aux tarifs de cession ; pour la part injectée dans le périmètre de vente en offre de marché, le coût évité est calculé en référence aux prix de marché (les achats au tarif de cession ne pouvant être revendus en offre de marché).
Quatre ELD prévoient de s'approvisionner à la fois aux tarifs de cession et sur le marché en 2014. Cependant, elles prévoient que tous les volumes d'énergie qui seront achetés dans le cadre des contrats d'achat seront injectés dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés. De ce fait, le calcul du coût évité au titre de l'année 2014 a été effectué à partir du tarif de cession pour l'ensemble de ces ELD.
Par ailleurs, deux ELD qui se sont approvisionnées à la fois aux tarifs de cession et sur le marché en 2012 ne prévoient pas de recourir au marché en 2014. Enfin, deux ELD qui ont déclaré des achats aux tarifs de cession et au marché en 2012 n'ont pas effectué de déclaration prévisionnelle pour 2014. La CRE a donc repris les données à sa disposition pour effectuer le calcul de leurs charges 2014.
Le surcoût total prévisionnel dû aux contrats d'achat en 2014 s'élève à 223,0 M€, soit 50,8 M€ de plus par rapport aux charges constatées pour l'année 2012. Cette progression est due à la forte augmentation des quantités achetées : + 40 %, soit + 0,6 TWh. Les filières éolienne et photovoltaïque se développent particulièrement avec :
― une production photovoltaïque estimée à 282,8 GWh en 2014 (respectivement 187,0 GWh en 2012) et un surcoût évalué à 122,6 M€ (respectivement 100,6M€) ;
― une production éolienne estimée à 1 052,3 GWh en 2014 (respectivement 633,6 GWh en 2012) pour un surcoût évalué à 59,2 M€ (respectivement 36,8 M€).
Par ailleurs, cinq ELD ont annoncé des surplus de production dus à l'obligation d'achat et revendus à EDF.

2. Charges dues aux dispositions sociales

Les charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales ont été déclarées par les ELD selon le format défini dans la délibération de la CRE de février 2013 relative à la comptabilité appropriée des fournisseurs supportant des charges de service public de l'électricité, et ne tiennent donc pas compte des modifications du dispositif anticipées pour l'année 2014. Les prévisions de pertes de recettes dues à l'application du TPN par les ELD ont donc été revues par la CRE, en appliquant une réduction unitaire moyenne calculée à partir de la répartition des clients sur le périmètre EDF ― Métropole continentale. Lorsque les charges calculées selon cette méthode sont inférieures aux charges prévues par les ELD, la CRE retient leur prévision pour le calcul de leurs charges prévisionnelles au titre de l'année 2014 (9).
Les charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales en 2014 s'élèvent à 4,6 M€, en nette augmentation par rapport à 2012 (+ 79 %). Cette situation s'explique par l'évolution du dispositif (10). Le nombre de bénéficiaires du TPN est estimé à 38 389 en 2014.

(9) A l'exception de deux ELD qui prévoient une perte de recette supérieure au maximum théorique calculé comme le produit du nombre de bénéficiaires par le montant maximal de la déduction forfaitaire prévu par le projet de décret. (10) Cf. paragraphe A.3.1.1.

3. Charges prévisionnelles totales des ELD au titre de l'année 2014

Le montant prévisionnel des charges supportées par les ELD au titre de 2014 est de 227,6 M€. Les éléments du calcul du surcoût pour les ELD concernées sont indiqués dans le tableau 1.10.

Tableau 1.10. ― Charges prévisionnelles des ELD au titre de l'année 2014

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

C. ― Charges prévisionnelles supportées par les fournisseurs alternatifs au titre de l'année 2014

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 pourront 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, seuls deux prévoient de supporter des charges en 2014 au titre de la mise en œuvre du TPN, pour 94 652 bénéficiaires. Le détail est donné dans le tableau suivant.

| |NOMBRE DE BÉNÉFICIAIRES|CHARGES SOCIALES|CHARGES PRÉVISIONNELLES
au titre de 2014| |--------------|-----------------------|----------------|----------------------------------------------| | | ― | MEUR | MEUR | | GDF Suez | 80 000 | 9,6 | 9,6 | |Direct Energie| 14 652 | 1,4 | 1,4 |

Les charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales en 2014 s'élèvent à 10,9 M€ pour les fournisseurs alternatifs.

D. Charges prévisionnelles supportées par Electricité de Mayotte au titre de l'année 2014

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 ».

1. 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 17,9 % par rapport à 2012. 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).

1.1.1. Coûts liés au projet Opéra

Les coûts exposés en 2014 pour le projet Opéra correspondent au coût d'une batterie alimentée par le réseau. L'article L. 121-7 du Code de l'énergie prévoit la compensation des coûts des ouvrages de stockage d'électricité gérés par le gestionnaire du système électrique. Toutefois, le décret d'application définissant les modalités de la prise en compte desdits coûts n'a pas encore été promulgué. Pour cette raison, les coûts liés au projet Opéra prévus pour l'année 2014 ne peuvent pas donner lieu à compensation.
Par conséquent, le montant de 2,5 M€ correspondant à ce projet est exclu de l'évaluation des charges prévisionnelles au titre de 2014.

1.1.2. Coûts de production retenus

Le montant prévisionnel des coûts de production d'EDM est évalué, pour 2014, à 106,7 M€, dont 70 % au titre des combustibles (72,3 M€).
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 (1,1 M€).

1.2. Recettes de production prévisionnelles

Les recettes de production prévisionnelles d'EDM en 2014 sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires prévisionnel, issu de la vente d'électricité aux tarifs de vente réglementés, 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 2014, conformément à l'article L. 362-4 du code de l'énergie, s'élèvent à 18,8 M€.
Les recettes totales prévisionnelles d'EDM en 2014 s'élevant à 29,8 M€, les recettes de production prévisionnelles, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent à 10,9 M€ comme indiqué dans le tableau 1.11.

Tableau 1.11. ― Recettes de production prévisionnelles au titre de 2014

| (+) Recettes prévisionnelles 2014 |29,6 M€| |:-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:|:-----:| | (+) Recettes théoriques agents EDM 2014 |0,2 M€ | | Recettes totales 2014 à considérer |29,8 M€| | (―) Recettes de distribution 2014 |18,8 M€| | (―) Recettes de gestion clientèle 2014 |1,3 M€ | | (+) Recettes de vente pertes et services systèmes |1,2 M€ | | Recettes brutes de production |10,9 M€| | Recettes de production 2014 (*) |10,3 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 2014 étant respectivement de 106,7 M€ et 10,3 M€, le montant prévisionnel des surcoûts de production d'EDM pour 2014 est donc estimé à 96,4 M€. Il est en augmentation de 26 % par rapport à 2012 (76,5 M€).

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 2014 verra encore un fort développement des achats à la filière photovoltaïque.
La part production prévisionnelle dans les tarifs de vente 2014 étant estimée à 34,18 €/MWh, le surcoût prévisionnel imputable aux contrats d'achat est évalué à 6,9 M€, comme suit :

| (+) Coût d'achat 2014 | 7,4 M€ | |:--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:|:---------:| | Quantités achetées en 2014 | 16,2 GWh | | Taux de pertes 2014 | 8,5 % | | Quantités achetées et consommées (*) | 14,8 GWh | | Part production du tarif de vente |34,18 €/MWh| | (-) Coût évité par les contrats d'achat | 0,5 M€ | | Surcoût dû aux contrats d'achats en 2014 | 6,9 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.| |

3. Charges dues aux dispositions sociales

EDM estime que 50 % de la clientèle domestique sera concernée par ce tarif, soit environ 18 250 clients. La perte de recette due à l'application du tarif de la première nécessité est évaluée pour 2014 à 1,7 M€.

4. Charges totales prévisionnelles d'EDM au titre de l'année 2014

Au total, les charges prévisionnelles d'EDM au titre de 2014 sont évaluées à 105,0 M€ (96,4 M€ au titre des surcoûts de production + 6,9 M€ au titre des contrats d'achat + 1,7 M€ au titre des dispositions sociales).

E. ― Charges prévisionnelles de service public au titre de l'année 2014

Le montant total des charges prévisionnelles de service public de l'électricité au titre de 2014 est évalué à 6 251,6 M€, réparti comme suit :

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

A N N E X E 2
CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ CONSTATÉES AU TITRE DE 2012 (CC'12)

Les charges de service public de l'électricité constatées au titre de 2012 ont été établies à partir de la comptabilité appropriée fournie par les opérateurs historiques au 31 mars 2013, contrôlée par leur commissaire aux comptes ou leur comptable public, conformément aux dispositions de l'article L. 121-9 du code de l'énergie.

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 l'année 2012

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

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. La CRE lancera en 2014 des travaux d'analyse complémentaires sur l'activité de commercialisation dans les ZNI. Elle n'exclut pas de mener un audit de la comptabilité appropriée prévu par l'article L. 121-9 du code de l'énergie.
En outre, à l'instar des constats effectués lors des exercices précédents, la CRE a observé que les recettes totales déclarées par EDF en 2012 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 aux règles 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 ». Or, ce tarif ne peut être assimilé à un tarif de vente aux clients non éligibles.
En conséquence, les recettes déclarées par EDF en 2012 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 à hauteur de la perte de chiffre d'affaires correspondant à l'octroi du « tarif agent » au personnel actif et retraité de l'entité production, le « tarif agent » constituant, in fine, un avantage en nature supporté par l'entreprise.

(1) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon et îles bretonnes des Glénans, d'Ouessant, de Molène, de Chausey et de 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 2013, les coûts de production constatés en 2012 dans les ZNI, incluant la fourniture des pertes et des services systèmes, ainsi que les coûts de commercialisation, s'élèvent à 1 227,3 M€. Ces coûts intègrent 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 2012 (incluant l'impact des quotas CO2 )

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Dans sa délibération du 9 octobre 2012, la CRE avait mentionné la nécessité d'étudier la mise en place d'un mécanisme de compensation permettant d'inciter à une meilleure gestion des stocks. Dans sa délibération du 5 février 2013 relative à la comptabilité appropriée des fournisseurs supportant des charges de service public de l'électricité, elle a précisé que serait transmis « le besoin en fonds de roulement calculé comme un douzième de la consommation annuelle de combustibles et autres consommables dans les conditions normales d'exploitation de chaque installation de production. Toute dérogation à cette règle générale devra être justifiée auprès de la CRE en amont de l'envoi de la comptabilité appropriée. » De ce fait, seul un douzième du cumul des stocks mensuels par zone a été retenu au titre de l'année 2012.

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

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 recettes non tarifaires doivent être exclues des coûts de production. Les recettes correspondantes, déclarées par EDF et contrôlées par les commissaires aux comptes, sont les suivantes :

| Corse |― 0,3 M€ | Produits divers | |:--------:|:-------:|:-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| |Guadeloupe|― 0,7 M€ | TVA fictive, produits divers | |Martinique|― 17,7 M€|Indemnisation préfectorale d'EDF au titre de sa réquisition pour l'achat du fioul produit par la raffinerie exploitée par la SARA (16,2 M€)| | Guyane |― 0,2 M€ | Dédits et pénalités fournisseur | | Réunion |― 3,3 M€ | Vente de fuel déclassé |

Les coûts de production déclarés par EDF doivent, ainsi, être diminués de 22,1 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 par rapport à la phase précédente (2005 ― 2007). 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 2012, le déficit de quotas d'émission d'EDF s'élevait à environ 0,7 million de tonnes. Pour la valorisation de ce volume, la CRE a retenu la moyenne des cotations observées sur le marché day-ahead BlueNext du 1er mars 2012 au 30 novembre 2012 (2) et des cotations observées sur le marché day-ahead EEX EUA du 1er décembre 2012 au 28 février 2013 de 6,9 €/tCO2.
Les coûts pris en compte au titre du déficit d'allocation de quotas d'émission s'élèvent, pour 2012, à 4,7 M€.

(2) BlueNext a arrêté définitivement ses opérations de marché à partir du 5 décembre 2012.

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

EDF a exposé 198 M€ de dépenses effectives au 31 décembre 2012 liées à la construction de l'ouvrage hydraulique du Rizzanèse. Elle a informé la CRE de la préparation d'un dossier justifiant les dépenses effectuées. Un premier dossier justifiant de l'utilisation de l'ensemble de la ligne budgétaire « aléas » a été transmis à la CRE le 21 septembre 2013 et des éléments complémentaires ont été envoyés le 1er octobre.
Dans l'attente du dossier de justification complet, attendu au plus tard pour le 31 mars 2014, et qui devra comporter l'ensemble des factures payées par EDF permettant d'attester les 198 M€ déclarés, la CRE applique pour 2012 un plafonnement du montant de l'investissement à 167 M€2008. Le coût de production à exclure du fait de ce plafonnement est évalué à ― 0,9 M€.
Si l'analyse des pièces transmises dans le dossier final permet de justifier le montant d'investissements réalisés déclaré par EDF, la CRE procédera à la révision des charges 2012 au titre des reliquats lors du calcul des charges constatées 2013.

1.1.2.4. Coûts liés à la ventilation de dépenses de R&D en production

Les dépenses de recherche et développement affectées à l'activité de production d'électricité ne sont pas directement accessibles dans la comptabilité d'EDF SEI. Les dépenses « commanditées » ou « corporate » sont facturées aux entités du groupe EDF au moyen d'une clé de répartition. En 2012, EDF a décidé de remplacer la clé de répartition établie sur la part de chaque entité dans le total de charges externes du Groupe par une clé basée sur les effectifs. La clé « effectifs » ne semble pas être pertinente pour la répartition de dépenses de R&D car elle ne reflète pas leurs variations. La CRE a proposé de retenir la clé « dépenses commanditées » qui est plus adaptée, car dépendant des projets de R&D effectivement en cours.
Par ailleurs, à l'instar de la remarque formulée l'année précédente, les coûts du projet Pegase correspondant à des coûts d'études dans le domaine des énergies renouvelables, ne peuvent être retenus au titre des surcoûts de production définis à l'article L. 121-7 du Code de l'énergie et ne peuvent par conséquent donner lieu à compensation.
La révision de l'affectation des dépenses de R&D du groupe EDF et la non prise en compte des coûts liés au projet Pegase ont conduit à exclure de la compensation le montant de 3,7 M€. Ce coût apparaît dans la ligne de charges « frais de structure, de siège et prestations externes ».

1.1.2.5. 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 2012. 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 Martinique 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 Guadeloupe et en Corse, ainsi qu'une augmentation de la disponibilité des moyens de production thermiques dans l'ensemble des ZNI.
Martinique.
Des sous-disponibilités ont été constatées sur le parc de production thermique d'EDF, en particulier sur les moyens de base. Ces indisponibilités proviennent notamment de nombreuses avaries intervenues sur la centrale de production de Bellefontaine (disponibilité moyenne de 73 %). Les coûts de production (coûts de combustible) à exclure au titre de 2012 s'élèvent à 1,8 M€.
Guyane.
Des sous-disponibilités ont une nouvelle fois été constatées en Guyane. En conséquence, la disponibilité des centrales diesels s'établit en moyenne sur l'année à environ 73 %. On peut noter que grâce à l'hydraulicité plus élevée qu'en 2011, les moyens de production d'EDF ont été moins sollicités. La structure du parc de production, dans lequel l'hydraulique occupe une part prépondérante, permet d'atténuer l'effet de ces sous-disponibilités sur les coûts de combustible. Les coûts à exclure sont évalués, pour 2012, à 1,9 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 0,002 M€.
Synthèse.
Au total, les coûts à exclure au titre de la gestion par EDF de son parc de production en 2012 dans les ZNI sont évalués à ― 3,7 M€, en nette baisse par rapport à 2011 (― 6,7 M€).

1.1.2.6. 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 2012, à 3,0 M€.

1.1.2.7. 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 de coûts de production supportés par EDF dans les ZNI en 2012 de 1 203,6 M€ (1 227,3 M€ ― 22,1 M€ ― 0,9 M€ ― 3,7 M€ + 3,0 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 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Les coûts de production sont quasiment stables entre 2011 et 2012 (+ 2,7 %). Cette stabilité s'explique principalement par :
― la hausse des coûts d'achat des combustibles par rapport à l'année 2011 (+ 94,9 M€ hors couverture), essentiellement liée à la hausse des cours des matières premières, compensée par la moindre sollicitation des moyens thermiques (― 93,4 M€) ;
― la diminution de la ligne « Coût d'acquisition des quotas de gaz à effet de serre » (― 10,4 M€), résultat de la baisse du coût d'achat des quotas de CO2 qui est passé de 11,9 €/tCO2 à 6,9 €/tCO2 entre 2011 et 2012. En outre, le moindre recours aux moyens thermiques et, en particulier aux TACs a diminué la consommation de combustible et les émissions de CO2.

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 2012 dans les ZNI est de 800,7 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 réglementés de vente (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 2012 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 2012, ce supplément est évalué à 6,7 M€.
Au final, le chiffre d'affaires 2012 à retenir au titre des recettes issues des tarifs de vente réglementés dans les ZNI est donc de 807,4 M€ (800,7 M€ + 6,7 M€).

1.2.2. Recettes de distribution

Pour 2012, EDF a déclaré un montant de recettes de 313,8 M€, en hausse de 4 % par rapport à celui déclaré au titre de 2011 (300,8 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. Pour 2012, ces recettes s'élèvent à 314,1 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 (3) fixée entre le fournisseur et le gestionnaire de réseaux dans le cadre de l'établissement de ce tarif.
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 2012 AU 31 JUILLET 2012|À PARTIR DU 1er AOÛT 2012| |------------|--------------------------------------|-------------------------| |BT ≤ 36 kVA | 8,64 €/client/an | 8,76 €/client/an | |BT > 36 kVA| 53,28 €/client/an | 54,24 €/client/an | | HTA | 66,44 €/client/an | 67,68 €/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 2012 s'élèvent à 43,3 M€.

(3) 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 2012 à 320,1 M€, calculées comme indiqué dans le tableau 2.3.

Tableau 2.3. ― Recettes de production d'EDF dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

1.3. Surcoûts de production constatés dans les ZNI

Les coûts retenus par la CRE et les recettes de production d'EDF s'élevant respectivement à 1 203,6 M€ et 320,1 M€, le montant des surcoûts de production constatés dans les ZNI en 2012 est de 883,4 M€.

2. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts d'achat 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 n° 2004-90 du 28 janvier 2004) ;
― les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables ».
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 2012 sont présentés dans le tableau 2.4.
Au titre de 2012, 38 TWh ont été déclarés par EDF pour un montant de 5 068,5 M€.

Tableau 2.4. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF pour 2012 (hors ZNI)

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

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, rémunération proportionnelle et rémunération complémentaire en application des arrêtés tarifaires en vigueur) 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 (de 4 500 en 2007 à 55 000 en 2010, 157 000 en 2011 et 234 000 en 2012). Ce nombre ne permet pas de procéder à une vérification individuelle des coûts des contrats.
La CRE a demandé à EDF des compléments sur 39 contrats (hors photovoltaïque) sur un total de 4112 et sur 697 contrats photovoltaïques sur un total de 229 888.
Les réponses apportées par EDF n'ont pas permis de valider sans réserve la totalité de ces contrats. Quelques corrections mineures ont permis de valider les 39 contrats hors photovoltaïque. En revanche, 191 contrats photovoltaïques présentent en 2012 des données de productibles excédant largement le plafond maximal atteignable en France métropolitaine. Parmi ces 191 contrats figurent 5 contrats pour lesquels la CRE subordonnait la compensation des surcoûts d'achat au titre de 2012 à la réalisation de contrôles de dispositifs de comptage et de la puissance par le gestionnaire de réseau. Ces contrôles n'ont pas pu être effectués, celui-ci n'étant pas doté des compétences nécessaires.
Dans la mesure où ce dépassement de production maximale atteignable s'est effectué à coût neutre pour les charges de service public, puisque la rémunération de l'électricité produite au-delà du seuil de 1500 heures de fonctionnement annuel est plafonnée à 50 €/MWh, il a été décidé de compenser intégralement les charges de service public induites par ces contrats.
Cependant, ce constat illustre à nouveau le besoin de définition d'un cadre réglementaire permettant le contrôle des installations bénéficiant de l'obligation d'achat, et l'application de pénalités financières dissuasives en cas de fraude avérée.
La CRE souligne la qualité de la gestion de l'obligation d'achat par EDF, malgré l'augmentation soutenue du nombre de contrats traités : le pourcentage des contrats ayant suscité une question de la part de la CRE s'est élevé à 0,31% en 2012.
Les quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE en métropole continentale pour 2012 sont détaillés dans le tableau 2.5.

Tableau 2.5. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE pour 2012 (hors ZNI)

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Le volume d'énergie acheté sous obligation d'achat augmente de 11 % en 2012 par rapport à 2011, à 38 GWh. Cette croissance globale est principalement due à la croissance en volume des filières éolienne, photovoltaïque et hydraulique (+ 5,3 TWh en cumulé), en partie contrebalancée par la décroissance de la filière cogénération (― 1,8 TWh). Le coût d'achat unitaire du MWh progresse de 15 % à 133,4 €/MWh. Le coût d'achat total s'élève à 5 068,5 M€ en 2012.
Les filières prépondérantes en volume sont l'éolien (37,6 % des volumes achetés), la cogénération (25,5 %) et l'hydraulique (14,2 %).
Les coûts d'achat de l'électricité d'origine photovoltaïque sont en hausse de 107 %, pour s'établir à 1 763 M€. Cette hausse est un peu plus faible que celle des volumes produits, qui représente + 117 % pour un total de 3 540 GWh. Le coût d'achat unitaire passe à 498,1 €/MWh en 2012, soit une baisse de 4,1%, en raison du raccordement de grosses installations bénéficiant de tarifs plus faibles que la moyenne. La production d'électricité d'origine photovoltaïque représente 9,3 % des volumes achetés sous obligation d'achat, alors qu'elle représente 34,8 % des charges constatées.
La part des contrats bénéficiant d'une prime d'intégration au bâti est en légère baisse en 2012, en raison de la mise en service d'installations de grande puissance non-éligibles à cette prime, mais reste extrêmement significative. Ainsi, plus de 94 % des installations dont les contrats sont présentés à la compensation sont déclarés comme étant intégrés au bâti. Compte-tenu des exigences de l'intégration au bâti, il ne peut être exclu qu'une partie de ces contrats présente un caractère frauduleux. Une simple attestation sur l'honneur suffit en effet pour bénéficier de la prime d'intégration au bâti. Dans la mesure où la durée des contrats d'achat est de vingt ans, cette fraude, si elle est avérée, devra être corrigée au plus vite et éventuellement sanctionnée. Pour cela, il est nécessaire qu'une procédure de contrôle des installations, efficace et dissuasive, soit mise en place. Une réflexion sur ce sujet a été initiée en 2013 conjointement avec EDF et la DGEC.
Les quantités achetées auprès des installations de cogénération sont en baisse sensible de 16 %, sous l'effet de l'arrivée à échéance des contrats C97 et C99. Une partie de ces installations rentre toutefois à nouveau dans le cadre de l'obligation d'achat, profitant de contrats « C01 rénovation ». Au total, la puissance garantie des installations de cogénération diminue de plus de 600 MW, pour atteindre 2 577 MW à fin 2012. Le coût d'achat unitaire progresse de 6 %, notamment sous l'effet de la hausse du prix du gaz sur les trois premiers trimestres 2012.
Le parc hydraulique a fortement baissé en 2012 (― 25 % en puissance installée), en raison de l'arrivée à échéance de nombreux contrats H97 en octobre. La plupart des installations souhaitant bénéficier des arrêtés « rénovation » sont sorties temporairement de l'obligation d'achat. A fin 2012, le parc hydraulique représente 1 515 MW. Cependant, la production progresse de 16 % en 2012, soit + 741 GWh, en raison d'une meilleure hydraulicité. Le coût d'achat augmente dans les mêmes proportions.
Les volumes produits par la filière éolienne augmentent de 22 %, soit + 2 610 GWh, sous l'effet conjoint d'une hausse de la puissance installée (+ 833 MW) et de conditions météorologiques favorables.
Les filières biogaz et biomasse voient leurs volumes achetés augmenter respectivement de 17,7 % et 24,6 %. Les coûts d'achat unitaires augmentent respectivement de 10,8 % et 11 %, en raison de la mise en service d'installations bénéficiant des tarifs d'achat de 2011, dont la rémunération est supérieure à celle des anciens contrats. Huit nouvelles installations de production d'électricité à partir de biomasse représentant 63,2 MW ont été mises en service en 2012, dont cinq issues de l'appel d'offres de 2009 et une de celui de 2006. Pour la filière biogaz, cinquante-neuf nouvelles installations sont comptabilisées en 2012, majoritairement sous le régime de l'arrêté tarifaire de 2011, pour une puissance totale du parc de 205,2 MW à fin 2012 (+ 29,9 MW).
Les volumes achetés à la filière incinération sont relativement stables. Ils augmentent de 1,9 %, pour atteindre 2 865,3 GWh. Les coûts d'achat progressent de 6,2 % sous l'effet de l'indexation des contrats.
La diminution de la taille du parc des installations dispatchables continue en 2012, avec 99,1 MW de puissance garantie à la fin de l'année. Les volumes produits progressent toutefois de 34,6 %, soit + 0,5 GWh, en raison d'appels significatifs au cours du mois de février.

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.
Pour la première fois, la CRE a pris en compte les coûts d'achat relatifs à la liaison à courant continu Sardaigne-Corse-Italie (SACOI). Pour 2012, EDF fait état d'une augmentation du coût de revient de l'électricité soutirée sur la liaison SACOI du fait d'une hausse des coûts liés au mécanisme d'allocation de capacités à la frontière et de l'introduction d'une nouvelle obligation de fourniture de certificats verts imposée par l'Italie depuis le 1er janvier 2012. L'énergie transitant sur cette liaison est produite par EDF à partir de son propre parc de production continental, avec une majoration de 11,5 % du volume soutiré. Ainsi, le coût de revient correspond à la somme (i) du ruban implicite 23 (4) des tarifs réglementés de vente d'électricité en vigueur au 31 décembre 2012, en tant que valeur représentative du coût comptable de production du parc d'EDF en France métropolitaine, (ii) du coût d'allocation de capacités et (iii) du coût lié aux certificats verts.
Compte tenu de ce qui précède, les montants définitifs retenus au titre des contrats d'achat 2012 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 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

L'augmentation des montants achetés dans les ZNI par rapport à 2011 résulte de plusieurs facteurs :
― la production des centrales bagasse-charbon est en légère augmentation par rapport à 2011, ce qui s'explique principalement par des arrêts pour maintenance moins longs que prévus. Par ailleurs, l'année 2012 est la première année de pleine production de l'unité de production Caraïbes Energie mise en service en décembre 2010 en Guadeloupe ;
― la croissance des cours du pétrole en 2012 a induit une augmentation des coûts de combustibles pour les installations fonctionnant au fioul (en Guadeloupe, en Martinique et en Réunion). En outre, l'installation d'EDF PEI venant se substituer à la centrale de Port Est d'EDF SEI, a commencé ses premières injections en octobre 2012. Une TAC complémentaire a été mise en service en Martinique afin de maintenir l'équilibre offre/demande ;
― une meilleure production hydraulique en Corse, en Guyane et à La Réunion, qui concoure à une moindre sollicitation des centrales thermiques ;
― une production éolienne plus importante liée aux bonnes conditions météorologiques ;
― le fort développement de la production d'électricité issue d'installations photovoltaïques. Entre 2011 et 2012, les volumes déclarés ont progressé de 69 % et le coût d'achat de 70 %, ce qui a généré 88,3 M€ de coûts d'achat supplémentaires. Cette filière ENR est de loin la plus coûteuse en €/MWh produit.
Par ailleurs, on peut noter que malgré le retour au fonctionnement normal des centrales Bouillante 1 et Bouillante 2, l'année 2012 est marquée par une baisse de 10 % de la production liée au conflit social qui a duré du 15 février à fin juillet 2012.
Au cours du contrôle des montants exposés dans le cadre l'obligation d'achat dans les ZNI, la CRE a constaté que l'ensemble des factures des contrats photovoltaïques en Corse conclus en application de l'arrêté du 12 janvier 2010 comportait une erreur de calcul dans l'indexation du tarif de référence. La formule utilisée correspond à l'arrêté du 10 juillet 2006. 62 producteurs sont concernés par cette erreur. EDF procédera à une régularisation de la situation. Le trop-perçu des producteurs sera remboursé à EDF SEI au cours de l'année 2013 et viendra en déduction des charges constatées 2013 au titre des reliquats.
Le coût d'achat total retenu dans les ZNI s'élève à 737,4 M€ en 2012.

(4) Le ruban implicite correspondant au coût de la puissance moyenne si celle-ci était uniformément appelée sur l'année.

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 ce contrôle est compensé, car il est un élément de détermination du coût d'achat pour les installations de cogénération.
Les contrôles effectués au titre de l'année 2012 représentent 117,2 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 ».
Conformément à la délibération de la CRE du 25 juin 2009, le coût évité à EDF distingue le coût évité par la production quasi certaine et celui évité par la production dite aléatoire. Ce dernier est calculé en fonction des prix de marché quotidiens de l'électricité. Le coût évité par la production quasi certaine est calculé en fonction de prix de marché à terme. 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 (5).
2012 est la troisième année où cette méthode de calcul est appliquée pour la régularisation des charges. Il s'agit de la première année pour laquelle cette méthode est pleinement appliquée, après deux années transitoires.
Par ailleurs, la nouvelle méthode de calcul du coût évité par les installations photovoltaïques est appliquée pour la première fois au calcul des charges constatées en 2012, après avoir été mise en œuvre pour les charges prévisionnelles 2012 et 2013. Elle est détaillée dans la section suivante.
Le coût évité obtenu s'élève pour l'année 2012 à 1 739,0 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »), alors qu'il était de 1 780,8 M€ en 2011. Il convient toutefois de noter que le calcul en 2011 intégrait le coût évité par la production photovoltaïque, alors que celui-ci est calculé de manière distincte à partir de cette année, et ne peut donc être comparé directement.

(5) Voir délibération du 25 juin 2009 pour une explication détaillée du mécanisme.

Coût évité par la production quasi certaine.
La puissance quasi certaine retenue pour l'année 2012 est indiquée dans le tableau 2.7.

Tableau 2.7. ― Puissance quasi certaine retenue pour 2012

| |PUISSANCE QUASI CERTAINE (MW)| |------------------------------------------------------------------|-----------------------------| | Ruban de base | 700 | | Surplus de production Q1 (6) | 3 600 | | Surplus de production M11 (7) | 3 300 | | Surplus de production M12 (6) | 3 300 | | (6) Premier trimestre.
(7) M11 : novembre ; M12 : décembre.| |

Tableau 2.8. ― Prix de marché retenus pour 2012

|RUBAN| Q1 | M11 | M12 | |-----|-----|-----|-----| |54,89|63,91|57,15|55,57|

Ainsi, le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 18,8 TWh, est de 1 112,0 M€.

Coût évité par la production aléatoire hors photovoltaïque.
Le coût évité par la production aléatoire hors photovoltaïque s'élève à 627,0 M€ (hors contrats photovoltaïques, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »). Ce montant est détaillé dans le tableau 2.9.

Tableau 2.9. ― Prix de marché mensuels et coût évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2012
(hors PV, contrats horosaisonnalisés, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »)

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

2.2.1.2. Coût évité par la production photovoltaïque

La nouvelle méthode de calcul du coût évité par la production photovoltaïque, décidée sur la base des recommandations du rapport Charpin-Trink issu de la concertation postérieure au moratoire de 2011, vise à mieux prendre en compte les caractéristiques de la production PV. Le coût évité par cette production est calculé par référence à un prix moyen mensuel, basé sur les prix spot horaires du marché de gros pondérés par les coefficients de production horo-saisonniers du profil PRD. 3 (utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution).
Le calcul du coût évité par la production photovoltaïque distingue les contrats d'achat selon leur rythme de facturation (mensuel, semestrielle ou annuelle). Pour ces trois types de contrats, un prix de référence est calculé pour chaque mois, égal à la moyenne pondérée des prix profilés sur la période couverte par la facture (un, six ou douze mois glissants).
Le coût évité par la production photovoltaïque en 2012 s'élève ainsi à 180,5 M€. Ce montant est détaillé dans le tableau 2.10.

Tableau 2.10. ― Prix de référence et coût évité à EDF
par les contrats d'achat PV (hors ZNI) en 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

2.2.1.3. 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 donc dans le cas de ces contrats une corrélation temporelle entre le volume acheté par EDF et le prix de marché.
Le coût évité doit par conséquent être calculé par poste horosaisonnier. Sont utilisés à cette fin les prix de marché horaires. Le coût évité correspondant est égal à 73,6 M€.

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

Les installations « dispatchables », qui font l'objet de contrats type « appel modulable », représentaient en 2012 une puissance garantie de 138 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 de RTE dans le cadre des réserves complémentaires est retenue pour le calcul du coût évité. 2012 est la première année où EDF n'a pas remporté l'intégralité des lots de l'appel d'offres. La prime fixe unitaire pour la puissance mise à disposition est donc calculée à partir de la moyenne des offres retenues pour les lots 1, 2 et 3 de l'appel d'offres du gestionnaire de réseau. Le coût fixe évité par les installations « dispatchables » est ainsi évalué à 1,5 M€.
Le coût évité « énergie » se calcule en fonction de l'utilisation effective par EDF de l'énergie achetée. L'énergie achetée pour l'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 0,15 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 2012 par les installations « dispatchables » bénéficiant d'un contrat de type « appel modulable » est de 1,8 M€.

2.2.1.5. 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 capacité 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 mode dispatchable.
Les installations de cogénération ayant fait l'objet, au cours de l'année 2012, d'un basculement en mode « dispatchable » ― ou d'une reconduction de celui-ci ― représentent une puissance garantie de 270,8 MW. Les achats effectués auprès de ces installations s'élèvent à 282 GWh, pour un montant d'achat retenu de 60,7 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 14,3 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 l'instar des contrats « appel modulable », le coût fixe évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable » s'établit en utilisant comme référence la valorisation moyenne de la puissance mise à disposition de RTE dans le cadre des réserves complémentaires.
Le coût fixe évité en 2012 est évalué à 0,98 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 3 M€. Il correspond principalement aux appels des centrales dispatchables au mois de février 2012, période de vague de froid où les prix moyens journaliers ont pu largement dépasser les 100 €/MWh.
Le coût évité à EDF en 2012 par les installations de cogénération ayant fait l'objet d'un basculement ou d'une reconduction en mode « dispatchable » est de 18,3 M€.

2.2.1.6. 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 continentale est de :

2 013,1 M€ (1 739 M€ + 180,5 M€ + 73,6 M€ + 1,8 M€ +18,3 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 par rapport à la part production du tarif de vente (tableau 2.3). L'électricité achetée par EDF valorisée à cette part production est évaluée à 194,7 M€, comme détaillé dans le tableau 2.11.

Tableau 2.11. ― Coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

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

Les surcoûts supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2012 s'élèvent à :
3 055,5 M€ en métropole continentale (5 068,5 M€ de coût d'achat + 0,1 M€ de coût de contrôle des cogénérations ― 2 013,1 M€ de coût évité) ;
542,6 M€ dans les ZNI (737,4 M€ de coût d'achat ― 194,7 M€ de coût évité),
soit un total de 3 598,1 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). Le décret n° 2006-924 du 26 juillet 2006 prévoit, 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. L'arrêté du 5 août 2008 fixe le plafond de ressources pour en bénéficier égal au plafond d'ouverture des droits à la couverture maladie universelle complémentaire. L'arrêté du 23 décembre 2010 a modifié l'annexe du décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 et a revu à la hausse de 10 % le niveau de réductions et versements forfaitaires. Le chapitre I du décret n° 2012-309 du 6 mars 2012 a modifié la procédure d'attribution du TPN aux ayant-droits, rendant celle-ci automatique, sauf refus exprès de ceux-ci.
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 2012, à 69,1 M€, contre 49,1 M€ en 2011. Cette augmentation des pertes de recettes est principalement due à l'automatisation de la procédure d'application du TPN, qui a permis un quasi-doublement du nombre de bénéficiaires.
Au 31 décembre 2012, 1 178 000 clients bénéficiaient du TPN.

3.1.2. Surcoûts de gestion

Les frais spécifiques dus à la mise en œuvre du TPN sont stables par rapport à l'année dernière, et passent ainsi de 5,4 M€ en 2011 à 5,6 M€ en 2012. Cette stabilité s'explique par les gains de productivité réalisés qui contrebalancent l'effet de la hausse du nombre de bénéficiaires.

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 2012 à 1,4 M€. Elles ont triplé par rapport à 2011 (0,4 M€).

3.1.4. Bilan des charges liées au TPN

Le total des charges à compenser à EDF en 2012 au titre du « tarif de première nécessité » s'élève à 76,1 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 d'EDF au titre de sa participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité est de 15,2 M€ (20 % x 76 M€). Ce montant est nettement inférieur aux 23,1 M€ versés par EDF en 2012 au fonds de solidarité pour le logement.
Les charges à compenser à EDF en 2012 au titre des dispositions sociales s'élèvent finalement à 91,3 M€, contre 65,9 M€ en 2011.

B. ― Charges supportées par les entreprises locales de distribution constatées au titre de l'année 2012

1. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts d'achat supportés par les ELD en 2012 sont dus aux 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) ;
― conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-7 du code précité).
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, rémunération complémentaire eu égard aux arrêtés tarifaires en vigueur) sur l'ensemble des contrats déclarés.
La CRE ne prend pas en compte le coût d'achat exposé si une incertitude demeure sur la conformité du coût exposé avec les conditions de rémunération prévues par les arrêtés tarifaires correspondants. Le nombre de contrats des ELD traités est en croissance exponentielle (de 1 554 en 2009 à 8 885 en 2011 et 12 750 en 2012). Ce nombre ne permet pas de procéder à une vérification individuelle des coûts des contrats. La CRE a demandé aux ELD les factures et les détails de calculs pour les contrats présentant les écarts les plus importants entre les montants exposés et les montants normatifs à disposition de la CRE (environ 290 producteurs identifiés).
Les réponses apportées n'ont pas permis de valider sans réserve la totalité de ces contrats et ont nécessité la correction de certains montants exposés. L'information fournie par les ELD a mis en évidence une confusion récurrente entre les tarifs d'achat et les formules d'indexation de différents arrêtés tarifaires photovoltaïques. Une autre difficulté consiste dans l'identification par les producteurs ou par les ELD des bons coefficients d'indexation pour toutes les filières de production. La CRE constate que les factures souvent sont établies par les producteurs sans suivi régulier ou contrôle spécifique de la part des ELD.
Conformément au mécanisme introduit par la loi de finances rectificative pour 2011, les coûts évités sont calculés par référence aux tarifs de cession pour le volume d'achat se substituant aux quantités d'électricité acquises à ces tarifs et aux prix de marché de l'électricité pour le volume restant. La CRE doit donc désormais vérifier dans quel périmètre a été injectée l'électricité issue des contrats d'obligation d'achat, afin de savoir si cette électricité se substitue à de l'énergie achetée au prix de marché ou au tarif de cession.
En 2012, 8 ELD se sont approvisionnées à la fois aux tarifs de cession et sur le marché. Elles ont cependant toutes injecté la totalité de l'énergie issue des contrats d'obligation d'achat dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés de vente, et leur coût évité est donc calculé en référence aux tarifs de cession.
Les surcoûts retenus au titre de l'obligation d'achat s'élèvent ainsi, en 2012, à 172,2 M€, en hausse de 46 % par rapport à 2011. Cette augmentation s'explique par une hausse des coûts d'achat (+ 41 %) supérieure à l'augmentation du coût évité (+ 26 %), conséquence notamment du développement de la filière photovoltaïque. Les surcoûts d'achat de cette filière s'élèvent désormais à 100,6 M€, bien supérieurs à ceux de l'éolien (36,8 M€) et de la cogénération (21,4 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.
Au total, les surcoûts de gestion se sont élevés en 2012 à 0,49 M€, dont 0,44 M€ de frais de personnel. Ce surcoût est comparable à celui constaté en 2011 (0,5 M€). L'automatisation de la procédure d'attribution du TPN n'a donc pas eu d'effet sur ces surcoûts en 2012.
La CRE constate une forte disparité dans les coûts de gestion exposés à la compensation. Le niveau des coûts de gestion exposés, rapportés au nombre de clients bénéficiaires, diverge fortement entre les fournisseurs (de 5 € par client à 552 € par client [8]), qu'il y ait recours ou non à un prestataire extérieur. Les frais de mise en œuvre peuvent ainsi représenter jusqu'à 80 % du total des charges retenues au titre de l'application du TPN.
Les charges relatives à la tarification spéciale « produit de première nécessité » sont évaluées, pour 2012, à 2,3 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 2012, 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 2012, à 2,6 M€ (2,3 M€ + 0,3 M€), en augmentation de 4 % par rapport à 2011.

(8) Cas extrême d'une ELD ayant un seul client au TPN.

3. Détail des charges constatées par les ELD au titre de l'année 2012

Le montant total des charges supportées par les ELD en 2011 s'élève à 174,8 M€, dont 172,2 M€ dus aux contrats d'achat et 2,6 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 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

C. ― Charges supportées par Electricité de Mayotte constatées au titre de l'année 2012

Les charges de service public de l'électricité supportées par Electricité de Mayotte (EDM) résultent de la péréquation tarifaire et sont constituées :
― des surcoûts de production ;
― des surcoûts d'achat imputables au développement de projets de production indépendants.

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

Les coûts de production 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 2012, à 87,3 M€. Ces coûts sont en hausse par rapport à ceux de 2011 (+ 14 %). Cette situation s'explique essentiellement par une hausse du coût d'achat des combustibles et par des investissements dans le renforcement et l'extension des moyens de production thermiques.
L'année 2012 est caractérisée par une très faible croissance de la consommation (+1,5%).

1.2. Coûts exclus de 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 2012, le taux de disponibilité du principal moyen de production de l'île s'est élevé à 94 %.

2. Recettes de production

Les recettes de production en 2012 issues de la vente d'électricité aux clients 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 en 2012 (incluant les recettes qu'auraient perçues EDM si les agents payaient leur électricité aux tarifs de vente réglementés) les recettes de distribution 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

La part réseau dans les tarifs réglementés de vente est égale aux coûts de réseau à Mayotte.
Dans ce cadre, les coûts de distribution supportés par EDM en 2012 s'élèvent à 13,5 M€ et se répartissent comme suit :
― coûts de distribution (hors services systèmes et pertes mais incluant une rémunération à 7,25 % des capitaux) : 12,2 M€ ;
― achat des services systèmes : 0,2 M€ ;
― achat des pertes : 1,1 M€.

2.2. Recettes de gestion de la clientèle

A 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 supportés par EDM.
Pour 2012, ces recettes sont évaluées à 1,1 M€.

2.3. Recettes de production

Les recettes totales d'EDM en 2012 (augmentées des recettes théoriques qu'EDM aurait perçues auprès de ses agents si ces derniers étaient assujettis aux tarifs réglementés) s'élèvent à 24,8 M€.
Les recettes de production, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent, pour 2012, à 10,8 M€ (cf. tableau 2.13).

Tableau 2.13. ― Recettes de production constatées par EDM au titre de 2012

(+) Recettes constatées 2012 24,6 M€
(+) Recettes théoriques agents EDM 2012 0,1 M€
Recettes totales 2012 à considérer 24,8 M€
(―) Recettes de distribution 2012 13,5 M€
(―) Recettes de gestion clientèle 2012 1,1 M€
(+) Recettes de vente pertes et services systèmes 1,3 M€
Recettes brutes de production 11,5 M€
Recettes de production 2012 (*) 10,8 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.4.

3. Surcoûts de production

Les coûts et recettes de production d'EDM retenus par la CRE pour 2012 étant respectivement de 87,3 M€ et 10,8 M€, le montant définitif des surcoûts de production d'EDM au titre de l'année 2012 s'élève à 76,5 M€.

4. Surcoûts dus à l'obligation d'achat

En 2012, EDM a supporté des charges liées à l'obligation d'achat. Ces charges résultent du développement de la filière photovoltaïque. Les volumes achetés par EDM sont en hausse de 10 % par rapport à 2011. Le seuil de déconnexion de 30 % pour les énergies intermittentes a été atteint à Mayotte à huit reprises avec déconnexion de certaines installations.
Un incident majeur sur un groupe de production thermique, couplé à l'intermittence de la production photovoltaïque, a entraîné un déséquilibre offre/demande et conduit au black-out du 23 mars 2012.
Les volumes d'achat s'élèvent, pour 2012, à 14,8 GWh pour un montant de 6,6 M€.

Tableau 2.14. ― Surcoûts dus aux contrats d'achat supportés par EDM au titre de 2012

(+) Coût d'achat 2012 6,6 M€
Quantités achetées en 2012 14,8 GWh
Taux de pertes en 2012 9,3 %
Quantités achetées et consommées * 13,5 GWh
Part production dans le tarif de vente 42,09 €/MWh
(―) Coût évité par les contrats d'achat 0,6 M€
Surcoûts d'achat en 2012 6,0 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.

D. ― Charges de service public constatées au titre de l'année 2012

Le montant total des charges de service public de l'électricité constatées au titre de 2012 s'élève à 4 830,1 M€. La répartition est fournie dans le tableau 2.15.

Tableau 2.15. ― Charges de service public constatées au titre de 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Tableau 2.16. ― Comparaison des charges de service public prévisionnelles et constatées au titre de 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

L'écart entre les charges prévisionnelles et les charges constatées au titre de 2012 (+ 569,3 M€) s'explique essentiellement par l'écart observé sur les surcoûts de production supportés par EDF en Métropole, dû à la baisse importante du prix de marché. Entre les exercices 2011 et 2012, hors effet prix, les surcoûts dus aux contrats d'achats ont cru en Métropole du fait du développement de la filière photovoltaïque.
L'écart observé dans les ZNI s'explique par le prix d'achat plus élevé que prévu des combustibles. En parallèle, les surcoûts dus aux contrats d'achats ont cru du fait du développement de la filière photovoltaïque. Par ailleurs, les charges constatées en 2012 contiennent le surcoût lié au soutirage de la liaison SACOI qui ne figurait pas dans les charges prévisionnelles.

A N N E X E 3
CONTRIBUTIONS RECOUVRÉES 2012 (CR12 )

En 2012, 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.
Par ailleurs, les régies d'électricité de Saint-Michel-de-Maurienne, de Saint-Martin-la-Porte, d'Orelle et du Thyl se sont regroupées au cours de l'année 2012 pour former le syndicat d'électricité Synergie Maurienne. La régie municipale d'électricité de Rédange a annoncé sa cessation d'activité.
Les compensations des opérateurs proviennent :
― des contributions recouvrées auprès de leurs clients finals ;
― et, pour certains opérateurs, de reversements versés par la Caisse des dépôts et consignations à partir d'un fonds alimenté par le reversement des contributions recouvrées par les opérateurs au-delà de leurs charges, par 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 et par les produits financiers réalisés dans la cadre de la gestion du fonds, soit 28,1 k€ en 2012.
Par ailleurs, 3 ELD ont dû reverser à la Caisse des dépôts le montant de leurs charges prévisionnelles 2012 notifiées, ces dernières étant négatives.
Le bilan des compensations reçues au 31 août 2013 est donné dans le tableau ci-dessous :

EDF 3 377,1
ELD 159,0
EDM 90,7
Total 3 626,7

A N N E X E 4
RELIQUATS 2006, 2007, 2008, 2009, 2010 ET 2011

La présente annexe reprend les charges déclarées au titre des années 2006 à 2011 en complément des charges déjà constatées pour ces exercices. Elles sont intégrées au montant des charges de 2014.

A. ― Surcoûts supportés par EDF

1. Obligation d'achat en métropole continentale
   1.1. Surcoûts supportés au titre de l'année 2008

La régularisation de six contrats éoliens a été présentée par EDF au titre des reliquats pour l'année 2008. Cette régularisation fait suite au jugement du tribunal de commerce de Paris du 9 novembre 2012, qui a fait droit à la demande du propriétaire des parcs en question de se voir appliquer les conditions tarifaires de l'arrêté du 10 juillet 2006 (contrat E06) à la date de mise en service industrielle de ses installations, là où EDF avait appliqué les conditions de l'arrêté du 17 novembre 2008 à sa date d'entrée en vigueur, soit le 28 décembre 2008.
EDF a été condamnée, en tant qu'acheteur obligé, au versement d'une compensation intégrant :
― l'application des conditions tarifaires E06 à la production injectée entre la date de mise en service des parcs et le 28 décembre 2008 (cette production ayant par ailleurs déjà fait l'objet d'un contrat commercial entre le producteur et EDF, hors du mécanisme d'obligation d'achat et à un prix inférieur au tarif E06) ;
― le rattrapage du décalage de l'indexation des deux parcs dont la date de mise en service était antérieure au 1er novembre 2008 (date d'application annuelle de l'indexation pour cet arrêté tarifaire), calculé par le tribunal sur la base d'hypothèses normatives prises sur toute la durée du contrat d'obligation d'achat ;
― des frais financiers, calculés au taux d'intérêt légal ;
― des frais de justice au titre de l'article 700 du code de procédure civile.
Le jugement étant exécutoire, les montants correspondant à l'achat de la production de l'année 2008 au tarif E06 (2,9 M€), et au rattrapage de l'indexation (0,9 M€) sont inclus le calcul des charges d'EDF. En revanche, les frais financiers et les frais de justice ne sont pas retenus par la CRE, en ce qu'ils ne correspondent pas à la mise en œuvre de l'obligation d'achat par EDF.
Le surcoût estimé pour EDF est de 1,3 M€.
EDF a indiqué à la CRE avoir fait appel du jugement en question. Les éventuelles régularisations à ce titre seront intégrées au calcul des charges d'EDF lors d'un prochain exercice.

1.2. Surcoûts supportés au titre de l'année 2010

Cent quarante-six contrats photovoltaïques, actifs en 2010, n'ont été signés qu'en 2012. Ils sont donc présentés au titre des reliquats pour l'année 2010. Ils représentent environ 355 k€ de coût d'achat.
La revente du surplus d'obligation d'achat de deux ELD à EDF, régularisée ex-post, représente quant à elle 176 k€ de coût d'achat.

Tableau 1.1. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat
relatifs aux contrats 2010 hors ZNI retenus a posteriori par la CRE

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Le surcoût au titre de l'année 2010 est de 0,4 M€.

1.3. Surcoûts supportés au titre de l'année 2011

Vingt-six contrats (hors photovoltaïque) et 4505 contrats photovoltaïques, actifs en 2011, n'ont été signés qu'en 2012. Ils sont donc présentés au titre des reliquats pour l'année 2011. Ils représentent environ 43,7 M€ de coût d'achat.
La revente du surplus d'obligation d'achat de cinq ELD, régularisée ex-post, représente quant à elle 4,9 M€.

Tableau 1.2. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat
relatifs aux contrats 2011 hors ZNI retenus a posteriori par la CRE

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Le surcoût au titre de l'année 2011 est de 41,3 M€.
La prise en compte des différents reliquats amène à augmenter de 43 M€ les surcoûts liés à l'obligation d'achat en métropole en 2014.

2. Achats d'énergie dans les zones non interconnectées
   2.1. Surcoûts supportés au titre de l'année 2008

Trois contrats photovoltaïques en Guadeloupe et en Réunion ont été régularisés par EDF au titre de l'exercice 2008. Le surcoût imputable à ces contrats est de 5,4 k€ pour un volume d'achat de 16,0 MWh.

2.2. Surcoûts supportés au titre de l'année 2009

Dix contrats photovoltaïques en Guadeloupe et en Réunion ont été régularisés par EDF au titre de l'exercice 2009. Le surcoût imputable à ces contrats est de 7,1 k€ pour un volume d'achat de 21,6 MWh.

2.3. Surcoûts supportés au titre de l'année 2010

Quarante-quatre contrats photovoltaïques en Guadeloupe et en Réunion ont été régularisés par EDF au titre de l'exercice 2009. Le surcoût imputable à ces contrats est de 71,2 k€ pour un volume d'achat de 210,1 MWh.

2.4. Surcoûts supportés au titre de l'année 2011

De nombreux contrats, essentiellement photovoltaïques, ont fait l'objet d'une déclaration, pour la première fois en 2012, au titre de 2011. Le détail des volumes et coûts d'achat est fourni dans le tableau 1.2 qui suit.
Des montants importants ont été régularisés au titre des installations fonctionnant à la bagasse et au charbon. Ils correspondent à la prise en compte du coût d'acquisition des quotas de CO2 qui n'avaient pas été alloués gratuitement aux installations en 2011 et à une régularisation de coûts pour cause de force majeure.
Par ailleurs, en Guyane les couts constatés 2011 d'une installation hydraulique et ceux de la centrale biomasse de Voltalia à Kourou ont été révisés.

Tableau 1.3. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat
relatifs aux contrats 2011 en ZNI retenus a posteriori par la CRE

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Le surcoût retenu au titre de l'année 2011 s'élève à 13,5 M€.

2.4. Surcoûts relatifs à la liaison SACOI

L'énergie transitant sur la liaison SACOI est produite par EDF à partir de son propre parc de production continental. Par conséquence, les coûts d'achat associés n'ont jamais été pris en compte dans le calcul de la compensation. Toutefois, EDF a transmis en 2012 à la CRE des éléments qui justifient une augmentation du coût de revient de l'électricité soutirée sur la liaison SACOI, notamment du fait d'une hausse des coûts liés au mécanisme d'allocation de capacités. Au regard des éléments présentés, le coût de revient des années 2008 à 2011 a été réévalué par la CRE comme la somme du ruban implicite (1) des tarifs réglementés de vente d'électricité en vigueur au 31 décembre, en tant que valeur représentative du coût comptable de production du parc d'EDF en France métropolitaine et du coût de la capacité.
La révision des surcoûts induits par les achats de l'électricité transitant sur SACOI conduit à la compensation de 23,5 M€ pour les exercices 2008 à 2011 inclus.

(1) Le ruban implicite correspond au coût de la puissance moyenne si celle-ci était uniformément appelée sur l'année.

4. Bilan EDF

Le montant des corrections apportées aux surcoûts supportés par EDF au titre des années 2006 à 2011 vient augmenter la prévision des charges de service public 2014 de 80,1 M€, dont 43,0 M€ en métropole continentale et 37,1 M€ (0,005 M€ + 0,007 M€ + 0,071 M€ + 13,5 M€ + 23,5 M€) dans les ZNI.

B. ― Surcoûts supportés par les ELD
1.1. Surcoûts supportés au titre de l'année 2011

Les coûts supplémentaires supportés par les ELD au titre de 2011 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 de calcul.
Ces charges peuvent désormais être intégrées dans les charges prévisionnelles 2014. Elles s'élèvent à 154 k€ et sont décrites dans le tableau 2.1.

Tableau 2.1. ― Surcoûts supportés par les ELD au titre de l'année 2011

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Par ailleurs, une ELD a corrigé ses déclarations relatives aux achats aux tarifs de cession pour les années 2009 et 2010, ce qui conduit à modifier le calcul de son coût évité pour ces années. L'impact est de 30 k€.
Ces régularisations et déclarations conduisent à augmenter d'un montant de 183,7 k€ les surcoûts intégrés dans les charges prévisionnelles 2014 des ELD.

C. ― Bilan

Les charges prévisionnelles 2014 doivent être augmentées des reliquats de charges au titre des années 2006, 2007, 2008, 2009, 2010 et 2011 qui s'élèvent au total à 80,3 M€ répartis comme suit :

|OPÉRATEUR|CHARGES SUPPLÉMENTAIRES À INTÉGRER DANS LA CSPE 2014| |---------|----------------------------------------------------| | EDF | 80,1 M€ | | ELD | 0,2 M€ | | Total | 80,3 M€ |

A N N E X E 5
CHARGES PRÉVISIONNELLES LIÉES AU VERSEMENT D'UNE PRIME AUX OPÉRATEURS D'EFFACEMENT

La loi n° 2013-312 du 15 avril 2013 a instauré une prime versée aux opérateurs d'effacement prenant en compte les avantages de ce dispositif pour la collectivité, et prévoit que « la charge résultant [...] est assurée par la contribution mentionnée à l'article L. 121-10 due par les consommateurs finals d'électricité installés sur le territoire national ».
En application du nouvel article L. 123-3 du code de l'énergie, il revient à la CRE de proposer chaque année au ministre chargé de l'énergie une prévision des charges liées à cette prime pour l'année suivante. Le projet de décret détaillant la méthodologie permettant de calculer la prime et l'arrêté tarifaire fixant le niveau de celle-ci devraient être publiées avant la fin de l'année 2013. La prime aux opérateurs d'effacements devrait ainsi entrer en vigueur en 2014.
En conséquence, et en application des dispositions de l'article L. 123-3, la CRE propose que les charges prévisionnelles liées au versement d'une prime aux opérateurs d'effacements soient fixées à 4 M€ pour l'année 2014. Ces charges prévisionnelles sont établies sur la base d'une prévision des volumes d'effacements qui pourraient être réalisés en 2014, ainsi que d'une hypothèse médiane sur le niveau de prime, dont le montant n'a pas encore été arrêté mais dont la CRE a fourni des estimations à l'occasion de la proposition de projet de décret aux ministres chargés de l'économie et de l'énergie.
Le montant de ces charges vient s'ajouter aux charges de service public de l'électricité.

A N N E X E 6
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° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

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)| | 2013 | 18,8 | 13,5 | | 2014 | 22,5 | 16,5 (4) | | (*) 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 31 juillet 2011 conformément à l'article 56 de la loi de finances rectificative pour 2011 (LFR 2011).
(3) Augmentation à 10,5 €/MWh le 1er juillet 2012 conformément à la LFR 2011.
(4) Montant prévisionnel de la contribution estimé conformément à l'article L. 121-13 du code de l'énergie, soit + 3 €/MWh.| | |

A N N E X E 7

DÉTAIL DES CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ PAR OPÉRATEUR, DES FRAIS DE GESTION DE LA CAISSE DES DÉPÔTS ET CONSIGNATIONS ET DES CHARGES PRÉVISIONNELLES RÉSULTANT DU VERSEMENT DE LA PRIME AUX OPÉRATEURS D'EFFACEMENT

A. ― Détail des charges de service public de l'électricité par opérateur

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

B. ― Frais de gestion de la Caisse des dépôts et consignations

Les frais de gestion de la Caisse des dépôts et consignations s'élèvent à 186 494 € pour 2014. Ce montant est la somme des frais de gestion prévisionnels au titre de 2014 (157 430 €) et de l'écart entre les frais de gestion constatés et prévisionnels 2012 (174 384 € et 145 320 € respectivement).

C. ― Charges prévisionnelles résultant du versement de la prime aux opérateurs d'effacement

Les charges prévisionnelles liées au versement d'une prime aux opérateurs d'effacements sont fixées à 4 M€ pour 2014.

A N N E X E 8
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 des articles L. 121-22 et L. 121-23 du code de l'énergie relatives à l'achat ou à la vente dans un Etat membre de l'Union européenne d'électricité produite à partir de source d'énergie renouvelable ou par cogénération, les montants imputables aux contrats relevant des articles L. 314-1 et L. 311-1 du code de l'énergie sont évalués comme suit.
Si le niveau des montants « part énergies renouvelables » et « part cognénération ».

|MONTANT DE LA CSPE
€/MWh|PART ÉNERGIES RENOUVELABLES
€/MWh|PART COGÉNÉRATION
€/MWh| |------------------------------|---------------------------------------|-----------------------------| | 22,5 | 13,1 | 1,44 | | 16,5 | 9,6
(soit 58,2 %) | 1,06
(soit 6,4 %) |