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Délibération du 28 juin 2011

Participaient à la séance : Frédéric GONAND, présidant la séance, Olivier CHALLAN-BELVAL et Jean-Christophe LE DUIGOU, commissaires.
La Commission de régulation de l'énergie (CRE) a été saisie, pour avis, le 7 juin 2011, par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie, d'un projet d'arrêté relatif aux tarifs réglementés de vente de l'électricité, conformément au code de l'énergie et au décret n° 2009-975 du 12 août 2009, pour une entrée en vigueur le 1er juillet 2011. Ce projet d'arrêté a fait l'objet d'une saisine rectificative, en date du 20 juin 2011, qui, toutefois, n'en modifie pas le fond.
Le projet d'arrêté prévoit une augmentation des tarifs réglementés de vente hors taxes de l'électricité applicables par Electricité de France (EDF) et les distributeurs non nationalisés (DNN). Il supprime par ailleurs certaines options tarifaires.
La hausse envisagée s'élève en moyenne à 1,7 % pour les tarifs bleus, 3,2 % pour les tarifs jaunes et 3,2 % pour les tarifs verts.
Pour élaborer son avis, la CRE a souhaité consulter l'ensemble des acteurs concernés. Ont été auditionnées, le 21 juin 2011, la direction générale de l'énergie et du climat (DGEC), la direction générale de la concurrence, de la consommation et de la répression des fraudes (DGCCRF), les sociétés EDF et GDF SUEZ, l'Association nationale des opérateurs détaillants en électricité (ANODE), l'Association des fournisseurs d'électricité à l'industrie et aux services (AFELINS) et deux associations de consommateurs.

Contexte
1.1. Fondement juridique de l'avis de la CRE : la couverture des coûts (1)

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

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

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1.2. Panorama des sites fournis aux tarifs réglementés de vente

Au 31 décembre 2010, 95 % des sites résidentiels (95 % en volume) et 86 % des sites non résidentiels (58 % en volume) étaient fournis aux tarifs réglementés de vente.
Le nombre de sites par tarif et les volumes correspondants au 31 décembre 2010 sont donnés dans le tableau ci-dessous pour les sites fournis par EDF aux tarifs réglementés de vente :
TARIF TYPE
de consommateurs		 NOMBRE DE SITES VOLUMES ANNUELS
consommés (TWh)
Bleu résidentiel Résidentiels 27 millions 137,9
Bleu professionnel Petits professionnels
Ps (2) : ¸ 36 kVA		 3,9 millions 37,4
Jaune PME-PMI
36 kVA ¸ Ps 250 kVA		 300 000 38,7
Vert Grandes entreprises
Ps ¹ 250 kVA		 100 000 80,3
(2) Ps : puissance souscrite.

2. Barèmes tarifaires envisagés

Le mouvement tarifaire envisagé est une augmentation moyenne des tarifs réglementés de vente (3) de 1,6 €/MWh pour les tarifs bleus, 2,6 €/MWh pour les tarifs jaunes et 2,0 €/MWh pour les tarifs verts.

(3) Les tarifs réglementés de vente sont hors taxes.

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TARIF RÉGLEMENTÉ DE VENTE MOYEN (€/MWh)
En vigueur Envisagé
Bleu 92,3 93,9
Jaune 80,3 82,9
Vert 61,6 63,5
Source : calculs CRE sur la base de données EDF.
La hausse envisagée permet de répercuter intégralement dans tous les tarifs réglementés de vente la hausse du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité en vigueur (TURPE transport et distribution) au 1er août 2011, qui s'élève en moyenne à 1,3 €/MWh (4).
(4) Le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité en vigueur depuis le 1er août 2009 (TURPE 3) a évolué au 1er août 2010. La CRE a rendu public sur son site internet sa délibération du 12 mai 2011, qui prévoit une augmentation moyenne de ce tarif au 1er août 2011 : + 3,94 % pour les sites raccordés au réseau public de distribution d'électricité ; + 2,56 % pour les sites raccordés au réseau public de transport d'électricité.

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TARIF HAUSSE MOYENNE DU TARIF
réglementé de vente proposée par le Gouvernement pour le 1er juillet 2011 (en €/MWh)		 PART ATTRIBUABLE À LA HAUSSE
des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (transport et distribution) (en €/MWh)
Bleu 1,6 1,6
Jaune 2,6 1,3
Vert 2,0 0,7
Moyen 1,9 1,3
Source : calculs CRE sur la base de données EDF.

Analyse du mouvement
2.1. Couverture des coûts du fournisseur EDF

Sur la base des données transmises par EDF, la CRE a élaboré le compte de résultat de l'activité de fourniture aux tarifs réglementés pour chacune des catégories tarifaires bleu, jaune et vert, pour l'année 2010 et de manière prévisionnelle pour 2011.
Les coûts de production sont ventilés entre les différentes catégories au moyen de clés de répartition. Ces clés sont calculées à partir des courbes de charge des catégories tarifaires et des coûts de production sous-jacents à la structure de la part production des tarifs de vente.
Pour chaque catégorie, la part fourniture des tarifs de vente est obtenue en retranchant du tarif de vente moyen de la catégorie la moyenne du tarif d'utilisation des réseaux publics applicable au 1er août 2011 aux clients de cette catégorie. Cette part fourniture, retraitée des coûts commerciaux évalués à partir de ceux pris en compte dans les tarifs en vigueur, réévalués à l'inflation, est comparée aux coûts de production de la catégorie.
Pour 2011, le modèle financier prend en compte les hypothèses d'évolution des charges transmises par EDF. Il prend également en compte une prévision des volumes de production d'EDF en 2011 ainsi que des volumes de vente aux tarifs réglementés bleus, jaunes et verts. Environ 50 % des charges d'exploitation dépendent des achats de combustibles et d'énergie, dont une partie est fortement volatile. En conséquence, seuls les ordres de grandeur des estimations obtenues sont à considérer.
Sur la base de la valeur historique des actifs pour la détermination des capitaux engagés, et en tenant compte du taux de rémunération des capitaux d'EDF, la part fourniture des tarifs réglementés de vente envisagés permet, comme l'année précédente, de couvrir les coûts de fourniture sur chacune des catégories tarifaires bleu, jaune et vert :
(EN €/MWh) BLEU JAUNE VERT MOYENNE
  Sur la base des coûts observés en 2010
Part « production » des tarifs réglementés de vente 44,2 46,1 44,3 44,6
Coûts comptables de production 41,3 41,2 38,6 40,5
Ecart 3,2 % 6,0 % 9,1 % 4,8 %
  Sur la base des coûts prévus en 2011
Part « production » des tarifs réglementés de vente 44,2 46,1 44,3 44,6
Coûts comptables de production 43,8 43,7 40,9 43,0
Ecart 0,4 % 2,9 % 5,3 % 1,9 %
Source : calculs CRE sur la base de données EDF.
Compte tenu des hausses différenciées selon les tarifs, les parts « ruban » (5) des différentes couleurs tarifaires s'écartent les unes des autres, alors que les mouvements tarifaires effectués au cours des dernières années avaient conduit à les rapprocher.
Par ailleurs, à la suite de la requête de la société POWEO en annulation de l'arrêté du 12 août 2008 relatif au prix de l'électricité, le Conseil d'Etat avait enjoint aux ministres de l'énergie et de l'économie, par sa décision du 1er juillet 2010, de prendre un nouvel arrêté fixant les tarifs réglementés jaune et vert de l'électricité, dans un délai de deux mois à compter de la notification de la décision, afin d'assurer le nécessaire rattrapage, au titre de l'année précédant l'adoption de l'arrêté du 12 août 2008, des écarts significatifs entre les tarifs et les coûts. En effet, le Conseil d'Etat avait considéré que les tarifs jaune et vert résultant de l'arrêté du 13 août 2007 étaient insuffisants pour assurer la couverture des coûts moyens complets exposés par EDF pour la fourniture de l'électricité à chacun de ces tarifs sur ladite année.
La CRE constate que les tarifs réglementés de vente jaunes et verts en vigueur couvrent, sur l'année 2010, les coûts comptables de fourniture d'EDF et assurent le rattrapage requis par la décision du Conseil d'Etat précitée.
(5) La part « ruban » de la part production d'un tarif évalue les recettes « production » devant couvrir les coûts de production imputables à la consommation d'un client théorique qui consommerait la même quantité d'électricité à chaque instant pendant une année entière. En théorie, les parts « ruban » doivent être identiques sur tous les tarifs.

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2.2. Couverture des coûts des DNN

En l'absence d'une évolution du tarif de cession, et compte tenu de la répercussion intégrale dans tous les tarifs réglementés de vente de la hausse du TURPE au 1er août 2011, la marge brute des DNN (6) reste au moins identique à celle dégagée avec les tarifs actuellement en vigueur.

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

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2.3. Analyse concurrentielle
3.3.1. Notion de contestabilité des tarifs réglementés de vente
de l'électricité dans le cadre de la mise en œuvre de la loi NOME

La « contestabilité » est la possibilité pour un fournisseur alternatif de proposer à un client une offre de marché compétitive par rapport aux tarifs réglementés de vente.
Au 1er juillet 2011, la nouvelle organisation du marché de l'électricité (NOME) entre en application, avec pour corollaire la fin du tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché (TaRTAM). A cette date, les fournisseurs alternatifs auront accès à l'électricité nucléaire produite par EDF pour un prix fixé par le Gouvernement à 40 €/MWh au 1er juillet 2011 et 42 €/MWh au 1er janvier 2012. Ce prix couvre, entre autres, les coûts d'allongement de vie du parc nucléaire historique. Les fournisseurs réaliseront le reste de leurs achats d'électricité au prix du marché de gros.
Par ailleurs, les clients actuellement au TaRTAM ou ayant exercé leur éligibilité avant le 8 décembre 2010, qui représentent en volume de consommation environ 67 TWh, sont immédiatement contestables par les fournisseurs alternatifs.

3.3.2. Evaluations quantitatives menées par la CRE

La loi prévoit que les tarifs réglementés de vente doivent être construits de telle sorte qu'un fournisseur alternatif d'électricité soit en mesure, au plus tard au 31 décembre 2015, de proposer une offre de marché compétitive par rapport aux tarifs réglementés de vente (7).
La CRE a évalué le coût d'approvisionnement moyen (8) d'un fournisseur alternatif sur les segments de clients aux tarifs bleus, jaunes et verts, afin de comparer ce coût à la part énergie moyenne des tarifs réglementés de vente et évaluer ainsi la contestabilité en moyenne de ces tarifs réglementés. La CRE ne dispose pas des données qui lui permettraient d'évaluer la part des volumes contestables (9).
Les tableaux de résultats ci-dessous montrent la hausse tarifaire qu'il faudrait appliquer aux tarifs réglementés de vente pour en assurer la contestabilité en moyenne, en considérant les deux valeurs du prix de l'ARENH à venir, 40 €/MWh au 1er juillet 2011 et 42 €/MWh au 1er janvier 2012. Cette hausse est à comparer à la hausse envisagée par le projet d'arrêté objet du présent avis.
Dans la mesure où le volume d'ARENH ne couvre qu'une partie de la courbe de charge d'un client, le haut de la courbe étant, lui, approvisionné au marché, ces résultats dépendent des conditions de marché en vigueur. Ils sont donc présentés en fonction des prix de marché de gros de l'électricité en base, en considérant une fourchette représentative des prix auxquels les fournisseurs se sont approvisionnés pour 2011 ou pourraient s'approvisionner dans l'année à venir.
Le prix de marché en base à ce jour, pour le produit calendaire 2012, est de 55,5 €/MWh.

(7) Cf. article L. 337-6 du code de l'énergie, « dans un délai s'achevant au plus tard le 31 décembre 2015, les tarifs réglementés de vente d'électricité sont progressivement établis en tenant compte de l'addition du prix d'accès régulé à l'électricité nucléaire historique, du coût du complément à la fourniture d'électricité qui inclut la garantie de capacité, des coûts d'acheminement de l'électricité et des coûts de commercialisation ainsi que d'une rémunération normale ». (8) Hors coûts commerciaux du fournisseur, considérés inférieurs ou égaux à ceux d'EDF. (9) Pour la clientèle résidentielle et professionnelle aux tarifs bleus, la CRE a reconstitué la courbe de charge correspondante à partir des profils modélisant leur consommation et des données de consommation dont elle dispose par déciles de consommation. L'étude est menée hors tarifs EJP et TEMPO, ces tarifs devant encore faire l'objet d'évolutions en structure. Pour la clientèle professionnelle aux tarifs jaunes, la CRE a reconstitué la courbe de charge correspondante à partir du profil ENT1, représentatif de la consommation des clients hors tarifs EJP. En effet, les tarifs à effacement, non contestables pour la majeure partie, devront faire l'objet d'un rééquilibrage en structure. Pour la clientèle professionnelle aux tarifs verts, EDF a transmis à la CRE une courbe de charge estimative de la clientèle profilée et télérelevée appartenant à cette couleur tarifaire sur l'année 2010, qui inclut les clients disposant d'une option tarifaire à effacement. Compte-tenu de la difficulté d'évaluer le coût d'approvisionnement de ces clients, qui représentent environ 10 % des volumes, les résultats obtenus doivent être considérés avec prudence.

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Hausse nécessaire du tarif réglementé de vente (en %) pour en assurer la contestabilité,
en fonction des prix de l'ARENH et des prix de marché

Pour les tarifs bleus résidentiels :
PRIX DE MARCHÉ EN BASE (€/MWh) 54 56 58 60
Avec un prix de l'ARENH à 40 €/MWh au 1er juillet 2011 3,5 3,8 4,1 4,4
Avec un prix de l'ARENH à 42 €/MWh au 1er janvier 2012 5,4 5,7 6,0 6,3
Pour les tarifs bleus professionnels :
PRIX DE MARCHÉ EN BASE (€/MWh) 54 56 58 60
Avec un prix de l'ARENH à 40 €/MWh au 1er juillet 2011 3,4 3,8 4,4 5,2
Avec un prix de l'ARENH à 42 €/MWh au 1er janvier 2012 5,0 5,4 6,0 6,8
Pour les tarifs jaunes (hors EJP) :
PRIX DE MARCHÉ EN BASE (€/MWh) 54 56 58 60
Avec un prix de l'ARENH à 40 €/MWh au 1er juillet 2011 4,9 5,5 6,2 6,8
Avec un prix de l'ARENH à 42 €/MWh au 1er janvier 2012 6,8 7,4 8,1 8,8
Pour les tarifs verts :
PRIX DE MARCHÉ EN BASE (€/MWh) 54 56 58 60
Avec un prix de l'ARENH à 40 €/MWh au 1er juillet 2011 4,5 5,3 6,0 6,7
Avec un prix de l'ARENH à 42€/MWh au 1er janvier 2012 7,1 7,9 8,5 9,2
La CRE rappelle que l'analyse qui précède est effectuée en moyenne. Compte tenu de la dispersion de la consommation des clients par rapport à la consommation moyenne du segment, une partie des volumes fournis à ces tarifs réglementés est sans doute aujourd'hui contestable.

Avis de la CRE

La CRE rappelle qu'en application de la réglementation en vigueur, les tarifs réglementés de vente d'électricité doivent a minima couvrir les coûts comptables des opérateurs historiques.
La CRE constate que les tarifs réglementés de vente d'électricité envisagés couvrent effectivement les coûts comptables d'EDF sur chacun des segments tarifaires (bleu, jaune et vert). La part de ces tarifs liée à la production d'électricité (à l'exclusion de son transport et de sa commercialisation) est ainsi légèrement supérieure aux coûts de production tels qu'ils résultent des données transmises par EDF (entre + 1,9 % et + 4,8 % en part du tarif selon les références choisies).
En conséquence, la CRE émet un avis favorable au projet d'arrêté.
Fait le 28 juin 2011.

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Pour la Commission de régulation de l'énergie :

Le commissaire,

F. Gonand

Délibération du 28 juin 2011