2.3.3. La nécessité de tenir compte des motifs de la décision
du Conseil d'Etat du 28 novembre 2012
Dans sa décision, le Conseil d'Etat a considéré " qu'en s'abstenant [...], pour déterminer le coût moyen pondéré du capital, de prendre en considération les "comptes spécifiques des concessions”, qui correspondent aux droits des concédants de récupérer gratuitement les biens de la concession en fin de contrat, dont le montant, au passif du bilan de la société ERDF, était de 26,3 milliards d'euros au 31 décembre 2008, ainsi que les "provisions pour renouvellement des immobilisations”, dont le montant était de 10,6 milliards d'euros, la CRE et les ministres ont retenu, ainsi que cela ressort du rapport du consultant du 13 juillet 2012, une méthode erronée en droit et, ainsi, méconnu les dispositions précitées du premier alinéa du II de l'article 4 de la loi du 10 février 2000 et l'article 2 du décret du 26 avril 2001 ". Il est précisé dans l'analyse parue aux tables du recueil Lebon que cette erreur de droit réside dans " l'absence de toute prise en compte, pour le calcul du coût moyen pondéré du capital de la société ERDF " de ces deux postes de passif, qui représentaient pourtant des montants très importants.
Il est donc nécessaire, afin de se conformer aux motifs de la décision du Conseil d'Etat, tout en conservant une approche fondée sur l'application d'un taux de rémunération à une BAR, de tenir compte des spécificités du régime des concessions.
2.3.4. Adaptation du calcul des charges de capital
aux spécificités des concessions
a) Prise en compte des comptes spécifiques des concessions et des provisions pour renouvellement.
Les comptes spécifiques des concessions et les provisions pour renouvellement recouvrent deux catégories de ressources :
― d'une part, des ressources apportées par les concédants et les tiers sous la forme d'ouvrages remis gratuitement qui représentent une partie de la contrevaleur des actifs " réputés financés par les concédants " ;
― d'autre part, des préfinancements correspondant aux provisions pour renouvellement et les amortissements du financement des concédants. Une fois ces préfinancements affectés à des investissements de renouvellement, la contrevaleur des biens correspondants est inscrite dans la contrevaleur des actifs " réputés financés par les concédants ".
Comme le relevait le rapporteur public, Frédéric Aladjidi, dans ses conclusions sous la décision du 28 novembre 2012 :
" Si l'on affine l'analyse, pour ce qui est des provisions pour renouvellement [...] elles ne nous semblent pas pouvoir être regardées comme des capitaux propres, c'est-à-dire, pour reprendre la définition donnée dans l'ouvrage de référence Finances d'entreprise de P. Vernimmen, "les capitaux qui sont apportés par l'investisseur ou laissés par eux dans l'entreprise et qui courent le risque de l'aventure industrielle mais, en contrepartie, en reçoivent les profits” mais elles nous semblent assimilables à des dettes [...] "
La Cour des comptes dans le chapitre de son rapport annuel pour 2004 sur les spécificités d'EDF et leur traduction comptable avait soulevé l'incertitude existant sur ce point. Mais le président d'EDF lui-même avait indiqué que ces provisions sont "assimilables à des dettes (non financières) à l'égard des collectivités locales concédantes”, solution reprise par le Conseil national de la comptabilité. "
Cette analyse peut être étendue aux comptes spécifiques des concessions.
Les comptes spécifiques des concessions et les provisions pour renouvellement peuvent donc être regardés comme des dettes non financières, c'est-à-dire comme des dettes qui ne génèrent pas de frais financiers pour ERDF.
Ces passifs n'ayant aucun coût financier pour ERDF, le coût du capital de cette dernière doit donc être représenté par la figure ci-dessous (la surface pleine représente la rémunération) :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

b) Marge sur actif.
Dans les conditions d'exploitation normale du réseau, le tarif doit procurer à ERDF une " marge raisonnable " dans la mesure où il exploite le réseau concédé, y compris en ce qui concerne les ouvrages remis par les concédants, à ses risques et périls comme le prévoit l'article 1er du modèle de cahier des charges de concession :
" Le concessionnaire est responsable du fonctionnement du service et le gère conformément au présent cahier des charges. Il l'exploite à ses risques et périls. La responsabilité résultant de l'existence des ouvrages et de l'exploitation du service concédé lui incombe. "
Dans le cadre du MEDAF, la " marge raisonnable " (i.e. la marge sur actif) est donnée par la formule suivante :
Marge sur actif = bêta × prime de marché
Le fait que la valeur d'ERDF ne soit pas observable sur un marché n'empêche pas cette valeur d'exister et de varier de façon partiellement synchrone avec la valeur moyenne du marché des actions. La notion de bêta est donc également pertinente dans le contexte d'actifs non cotés. Dans ce cas, la valeur du bêta peut être estimée en se référant au bêta d'entreprises cotées comparables.
c) Prise en compte, le cas échéant, des emprunts financiers.
Même si le passif d'ERDF ne présente pas aujourd'hui d'emprunt financier, il n'en sera pas forcément de même au cours de la période tarifaire. Le cas échéant, il convient donc que les charges financières afférentes soient couvertes.
Pour ce faire, deux options s'offraient à la CRE, soit la couverture normative des frais financiers par la fixation ex ante d'un coût de la dette, soit la couverture explicite des frais financiers.
Dans la mesure où le passif d'ERDF ne présente pas à ce jour d'emprunt financier, la CRE estime préférable de retenir la seconde option.
d) Couverture des dotations aux amortissements et aux provisions pour renouvellement.
L'article L. 341-2 du code de l'énergie prévoit que les tarifs couvrent notamment " les coûts résultant de l'exécution des missions et des contrats de service public ".
Par ailleurs, en cohérence avec le fait que les provisions pour renouvellement et les amortissements du financement des concédants sont considérés comme une ressource sans coût pour ERDF (cf. section A-2.3.4 [a]), l'ensemble des dotations aux amortissements ainsi que les dotations aux provisions pour renouvellement sont couvertes par les tarifs. Selon la même logique, les dotations couvertes sont également diminuées des reprises.
Avant prise en compte de l'IS, les charges de capital d'ERDF sont donc données par la formule ci-dessous :
Charge de capital = taux sans risque × capitaux propores + marge sur actif × actif + frais financier + dotations nettes
e) Prise en compte de l'impôt sur les sociétés.
Après prise en compte de l'IS, les charges de capital d'ERDF sont données par la formule ci-dessous :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

f) Base d'actifs régulés.
Il convient que le montant d'actif pris en compte dans cette formule soit représentatif du service rendu aux utilisateurs.
Pour ce faire, la marge sur actifs s'applique à une BAR définie comme la valeur nette comptable des immobilisations au 1er janvier de l'année (hors immobilisations financières et immobilisations en cours).
En simplifiant, la BAR augmente chaque année de l'ensemble des investissements réalisés sur les réseaux et diminue des amortissements.
g) Capitaux propres régulés.
Dans le cadre de la formule de calcul des charges de capital présentée ci-dessus, les capitaux propres font l'objet d'une rémunération au taux sans risque.
Le montant de capitaux propres pris en compte dans le calcul des charges de capital doit se limiter aux capitaux propres utilisés pour le financement des actifs inclus dans la BAR. Dans le cas contraire, le montant de capitaux propres rémunérés ne correspondrait pas à celui d'un gestionnaire de réseau efficace. Pour ce faire, la CRE introduit la notion de capitaux propres régulés (CPR) permettant de lier le montant de capitaux propres rémunérés aux seuls investissements effectués par ERDF dans les réseaux.
Les CPR au 1er janvier 2014 sont ainsi définis comme la différence entre la BAR et la somme des comptes spécifiques des concessions, des provisions pour renouvellement, des subventions d'investissement et, le cas échéant, des emprunts financiers.
Puis les CPR au 1er janvier de l'année N + 1 sont définis comme les CPR au 1er janvier de l'année N augmentés, principalement, des investissements d'ERDF mis en service et diminués, principalement, des dotations nettes aux amortissements et aux provisions pour renouvellement couvertes par le tarif ainsi que des participations de tiers reçues dans l'année.
h) Formule de calcul.
In fine les charges de capital d'ERDF sont données par la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

B. ― Date d'entrée en vigueur des tarifs
les présents tarifs sont destinés à s'appliquer à compter du 1er janvier 2014.
Ces tarifs ont été conçus pour s'appliquer sur une période d'environ quatre ans.
C. ― Définition du revenu tarifaire prévisionnel
1. Charges de capital
1.1. Trajectoire d'investissement
La CRE retient la trajectoire d'investissement proposée par ERDF le 26 juin 2013 (en M€ courants et hors investissements liés au projet de comptage évolué d'ERDF) :
FINALITÉ
2014
2015
2016
2017
Raccordements et renforcements
1 631
1 705
1 756
1 804
Réglementation, sécurité des tiers et voirie
408
418
417
417
Outils de travail et moyens d'exploitation
308
290
300
300
Qualité et modernisation du réseau
942
965
993
1 026
Total
3 289
3 378
3 466
3 547
Par rapport à 2012, les investissements d'ERDF sont orientés à la hausse (données hors investissements liés au projet de comptage évolué d'ERDF) :
FINALITÉ
2012
(en M€ courants)
MOYENNE 2014-2017
(en M€ courants)
POURCENTAGE
d'augmentation
Raccordements et renforcements
1 467
1 724
18 %
Réglementation, sécurité des tiers et voirie
399
415
4 %
Outils de travail et moyens d'exploitation
293
300
2 %
Qualité et modernisation du réseau
875
982
12 %
Total
3 034
3 420
13 %
C'est cette trajectoire prévisionnelle des investissements, communiquée par ERDF, qui sert à déterminer le niveau du tarif.
A la différence du transport d'électricité, le droit européen et la loi n'ont pas confié à la CRE de compétence pour apprécier la pertinence de la trajectoire d'investissement présentée par ERDF. Des conférences départementales, introduites par l'article 21 de la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 au troisième alinéa du I de l'article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, doivent élaborer les programmes prévisionnels de tous les investissements envisagés sur les réseaux publics de distribution. Ces conférences ont été organisées dans la majorité des départements. Les conclusions consolidées de ces conférences n'ont, à ce jour, pas été communiquées à la CRE.
En tout état de cause, les charges de capital sont incluses dans le périmètre du CRCP. ERDF est donc assuré de recouvrer l'amortissement et la rémunération du capital associés aux investissements réalisés. Il ne court donc pas de risque financier même dans l'hypothèse où les investissements dépassent les hypothèses retenues. De façon symétrique, ERDF ne retire aucun bénéfice d'un sous-investissement éventuel par rapport à ces hypothèses.
ERDF a indiqué dans sa demande du 26 juin 2013 que la trajectoire d'investissement " pourrait évoluer en fonction, d'une part, des politiques arrêtées par les pouvoirs publics (urbanisme, transition énergétique...), d'autre part, de la rémunération de l'investissement que [la CRE aura] décidée ".
La CRE rappelle que, en application de l'article L. 322-8 du code de l'énergie, un gestionnaire de réseau de distribution d'électricité est, dans sa zone de desserte exclusive, notamment chargé :
― de définir et de mettre en œuvre les politiques d'investissement et de développement des réseaux de distribution afin de permettre le raccordement des installations des consommateurs et des producteurs ainsi que l'interconnexion avec d'autres réseaux ;
― d'assurer la conception et la construction des ouvrages ainsi que la maîtrise d'œuvre des travaux relatifs à ces réseaux, en informant annuellement l'autorité organisatrice de la distribution de leur réalisation ;
― d'exploiter ces réseaux et d'en assurer l'entretien et la maintenance.
Par ailleurs, l'article L. 121-1 du code de l'énergie dispose que le service public de l'électricité doit être géré " dans les meilleures conditions de sécurité, de qualité, de coûts, de prix et d'efficacité économique, sociale et énergétique ".
Ces obligations, liées à l'accomplissement de la mission de service public du gestionnaire de réseau de distribution, ne sont assorties d'aucune condition. Par conséquent, la CRE rappelle que ― si elle est attentive au caractère incitatif du cadre tarifaire ― le gestionnaire de réseau ne saurait limiter l'exercice de sa mission dès lors que ses charges sont couvertes par le tarif.
1.2. Paramétrage du calcul des charges de capital
Comme indiqué à la section A-2.3.4 (h), les charges de capital d'ERDF sont données par la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

La CRE a examiné les paramètres bêta et prime de marché en se fondant sur :
― l'étude confiée à un consultant externe sur le CMPC pour les infrastructures d'électricité et de gaz naturel. Cette étude a été menée durant l'été 2011. Les valeurs de bêta et de prime de marché recommandées par cette étude sont, respectivement, de 0,30 à 0,45 et de 3,8 % à 5,2 % pour la distribution d'électricité ; et les travaux menés en interne, au cours desquels elle a actualisé les informations relatives aux données utilisées par les autres régulateurs européens. Ces données ont notamment été recueillies dans le cadre des travaux du Conseil des régulateurs européens de l'énergie (CEER). Le graphique ci-dessous présente les valeurs de bêta pour la distribution d'électricité recueillies auprès des autres régulateurs européens dans le cadre des travaux du CEER.
Bêtas des actifs pour la distribution d'électricité
recueillis dans le cadre des travaux du CEER
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

Pour définir les fourchettes de valeur à retenir pour le taux sans risque, la CRE s'appuie notamment sur le rendement des obligations souveraines françaises à longue échéance.
Les estimations retenues par la CRE pour chacun de ces paramètres figurent dans le tableau ci-dessous :
Taux sans risque (nominal)
4,0 %
Bêta (1)
0,33
Prime de marché (2)
5,0 %
Marge sur actif (après IS) (= [1] x [2])
1,65 %
Taux d'IS
34,43 %
1.3. Frais financiers
Sur la période 2014-2017, ERDF ne prévoit pas à ce jour de recourir à des emprunts pour financer ses investissements (exception faite des investissements qui sont porteurs de développement pour ERDF dont pourrait par exemple relever le déploiement généralisé des compteurs évolués).
Les frais financiers prévisionnels sont donc égaux à zéro sur le période 2014-2017.
En tout état de cause, les écarts de charges de capital dus notamment à un montant de frais financiers différent des prévisions seront imputés au solde du CRCP pour autant que ces frais correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace.
1.4. Niveau des charges de capital
Compte tenu de ce qui précède, la trajectoire prévisionnelle des charges de capital d'ERDF est la suivante :
EN M€ COURANTS
2014
2015
2016
2017
CPR
3 818
4 608
5 395
6 413
Rémunération des CPR (avant IS)
233
281
329
391
BAR
45 508
47 289
49 063
50 825
Marge sur actif (avant IS)
1 138
1 182
1 227
1 271
Dotations nettes aux amortissements et aux provisions pour renouvellement
2 327
2 416
2 496
2 578
Charges de capital
3 698
3 879
4 052
4 240
2. Charges nettes d'exploitation
L'article L. 341-2 du code de l'énergie dispose que " les tarifs d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés de manière transparente et non discriminatoire, afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace [...] ".
Les charges d'exploitation à couvrir par les tarifs ont été déterminées à partir de l'ensemble des coûts opérationnels nécessaires au fonctionnement du réseau public de distribution. Pour fixer le niveau de ces charges, la CRE s'est notamment fondée sur :
― la trajectoire proposée par ERDF pour 2014-2017 ;
― les données issues des comptes sociaux d'ERDF pour les années 2009 à 2012 et les données prévisionnelles pour l'année 2013 ;
― le retour d'expérience du TURPE 3 et les résultats des analyses menées par la CRE sur les charges d'exploitation d'ERDF pour les années 2009 à 2017.
Les charges nettes d'exploitation d'ERDF sont constituées principalement des charges nettes de fonctionnement, des charges liées au système électrique et des produits extratarifaires. En revanche, les charges d'accès au réseau public de transport ne font pas partie de ce périmètre. (cf. section C-3).
Le tableau ci-dessous présente la trajectoire de charges nettes d'exploitation demandée par ERDF le 26 juin 2013 à laquelle ont été intégrées les charges liées à l'incitation financière présentée à la section D.3.3.2 :
EN M€ COURANTS
2014
2015
2016
2017
Charges nettes d'exploitation
5 607
5 738
5 850
6 020
dont charges nettes de fonctionnement
5 501
5 682
5 792
5 854
dont charges liées au système électrique
1 286
1 278
1 319
1 460
dont produits extratarifaires
― 1 180
― 1 221
― 1 261
― 1 293
La moyenne des charges nettes d'exploitation pour la prochaine période tarifaire 2014-2017 évolue de + 3,1 % par rapport à la moyenne des charges nettes d'exploitation réalisées au cours de la période 2009-2012. Le taux de croissance annuel moyen prévu entre 2014 et 2017 est de + 2,4 %.
Les charges nettes d'exploitation évoluent de + 0,2 % entre le réalisé 2012 et la prévision 2014. Cette faible variation s'explique principalement par une forte baisse des charges liées au système électrique de ― 322 M€ (― 20 %) et une hausse modérée des produits extratarifaires de + 106 M€ (+ 10 %), compensée par une hausse de + 441 M€ des charges nettes de fonctionnement (+ 8,7 %).
2.1. Charges nettes de fonctionnement
Les charges nettes de fonctionnement incluent les autres achats et services (dont les redevances de concession), les charges de personnel, les impôts et taxes (dont font partie les contributions à l'électrification rurale), les autres charges et produits d'exploitation après déduction de la production immobilisée.
Les principaux facteurs d'évolution des charges de fonctionnement d'ERDF sont décrits aux sections suivantes.
2.1.1. Autres achats et services
EN M€ COURANTS
2014
2015
2016
2017
Autres achats et services
3 148
3 274
3 344
3 384
dont redevances de concession
316
325
342
352
Les principaux facteurs de hausse du poste " Autres achats et services " sont liés à des charges nouvelles (cf. sections a, b et c ci-dessous) par rapport à la période tarifaire précédente et à l'augmentation des actifs en exploitation qui induisent des dépenses en hausse.
a) Dépenses liées à des évolutions réglementaires.
Le plan anti-endommagement (ou décret " DT/DICT ") relatif à l'exécution de travaux à proximité de certains ouvrages souterrains, aériens ou subaquatiques de transport ou de distribution, affecte ERDF de manière significative en renforçant les obligations de cartographie des réseaux, et en imposant des procédures de traitement des travaux plus contraignantes. Sur la base des premières expérimentations menées par ERDF, les dépenses prévisionnelles liées au plan anti-endommagement s'élèvent à 78 M€ en moyenne par an sur la période 2014-2017.
Dans sa délibération du 26 juillet 2012 portant communication relative à la gestion de clients en contrat unique, la CRE a indiqué que la rémunération versée par ERDF aux fournisseurs nouveaux entrants pour la gestion des clients finals ayant souscrit un contrat unique est de nature à entrer dans le périmètre des charges couvertes par le TURPE. Ce contrat prévoit le versement par ERDF d'une redevance pour la gestion de la relation avec le client final pour ce qui concerne l'accès et l'utilisation par ce dernier du réseau public de distribution tant que le fournisseur ne bénéficie pas d'économies d'échelles suffisantes. Les dépenses prévisionnelles liées à cette nature de charges s'élèvent à 11 M€ en moyenne par an sur la période 2014-2017.
Les dépenses liées à la mise en place du décret modifiant les procédures d'établissement des projets et les modalités de contrôle des ouvrages neufs et existants, ainsi que les charges relatives à la mise en conformité des appareils contenant des traces de polychlorobiphényles (PCB) ont également été prises en compte pour une moyenne de 18 M€ au titre de 2014-2017.
b) Charges liées à la maintenance préventive et à l'amélioration de la qualité.
Le poste " Autres achats et services " intègre les coûts induits par les objectifs de ERDF d'amélioration du service rendu et de la protection des biens et des personnes en développant notamment la maintenance préventive de ses installations (programmes d'élagage sur les lignes BT, vérification des terres, etc.). Les dépenses annuelles d'exploitation au titre de la maintenance préventive prévues par ERDF s'élèvent à 279 M€ en moyenne par an sur la période 2014-2017. Quant aux dépenses relatives à l'amélioration des services rendus, elles s'élèvent à 56 M€ en moyenne par an sur la période 2014-2017.
c) Charges liées à la R&D et à l'innovation en lien avec le développement des Smart Grids.
Les charges d'exploitation prévisionnelles liées à la R&D prises en compte dans la trajectoire sont de 56 M€ en moyenne sur la période 2014-2017. Le détail de ces dépenses est décrit à la section D.3.2.
2.1.2. Charges de personnel
EN M€ COURANTS
2014
2015
2016
2017
Charges de personnel 
2 714
2 767
2 821
2 868
Le poste de charges de personnel représente en moyenne 2 792 M€. ERDF a indiqué avoir pris en compte dans ces charges les besoins liés au renouvellement des compétences, au renforcement du réseau, aux nouvelles réglementations et à une politique de réinternalisation de certaines activités. Le taux de croissance annuel moyen sur la période 2014-2017 est de 1,9 %.
Les hypothèses proposées par ERDF en termes d'évolution des effectifs et de rémunération ont été retenues dans la trajectoire des charges nettes de fonctionnement pour la période 2014-2017. En complément, à la section C.2.1.5, la CRE a analysé les efforts de productivité dégagés par ERDF sur la période 2014-2017.
2.1.3. Impôts et taxes
EN M€ COURANTS
2014
2015
2016
2017
Impôts et taxes
732
754
773
784
dont contributions à l'électrification rurale
359
366
374
376
En moyenne, les contributions à l'électrification rurale représentent 48 % du total du poste " Impôts et taxes " et évolue d'environ 1,6 % par an sur la période. La CRE a retenu la trajectoire de charges proposée par ERDF.
Les autres charges représentent essentiellement la CET (contribution économique territoriale), l'IFER (impôt forfaitaire sur les entreprises de réseaux) et les impôts et taxes sur rémunérations. Le taux de croissance annuel du poste " impôts et taxes " hors impact lié aux contributions à l'électrification rurale est de 3 % pour la période 2014-2017.
2.1.4. Autres produits et charges d'exploitation
EN M€ COURANTS
2014
2015
2016
2017
Autres produits et charges d'exploitation
311
327
338
340
Le poste " Autres produits et charges d'exploitation " comprend principalement les charges relatives à la valeur nette comptable des immobilisations démolies ainsi que les charges afférentes au tarif agent.
Par ailleurs, dans le cadre de la mise en œuvre de la décision du comité de règlement des différends et des sanctions du 22 octobre 2010 relative au contrat GRD-F, ERDF a également pris en compte la couverture des créances irrécouvrables des fournisseurs sur la part acheminement. Les dépenses prévisionnelles liées à cette nature de charges s'élèvent à 116 M€ en moyenne par an sur la période 2014-2017.
2.1.5. Objectifs de productivité proposés par ERDF
L'article L. 341-3 du code de l'énergie fixe les principes d'une régulation incitative pour encourager les opérateurs à améliorer leurs performances, notamment en recherchant des efforts de productivité.
Les services de la CRE ont mené une analyse approfondie des charges d'exploitation afin d'identifier les gains de productivité potentiels réalisables par ERDF.
Pour l'application de cet objectif de productivité, la CRE a dans un premier temps distingué :
― (1) Les charges d'une nature " nouvelle " par rapport à celles prises en compte dans le cadre du TURPE en vigueur (principalement les charges liées aux nouvelles contraintes réglementaires, à l'amélioration de la maintenance préventive et de la qualité, y compris les effectifs supplémentaires induits par ces nouvelles activités.) ;
― (2) Les postes de charges spécifiques pour lesquels l'application d'un objectif de productivité n'est pas pertinente. Ces postes correspondent principalement aux charges d'impôts et taxes et aux autres charges et produits divers.
L'analyse de ces charges est détaillée dans les sections précédentes concernées (cf. sections C-2.1.1 à C-2.1.4).
Par différence, les autres charges de fonctionnement d'ERDF sont considérées comme relevant d'un périmètre d'activité constant (3) par rapport à la période tarifaire en vigueur. Ce périmètre comprend principalement des dépenses d'" Autres achats et services " et des " Charges de personnel ". La CRE estime que pour la partie relative à ce périmètre d'activité constant, la trajectoire des charges nettes de fonctionnement doit intégrer des efforts de productivité.
Le détail du calcul du périmètre d'activité constant sur lequel la CRE a effectué son analyse est présenté ci-après :
EN M€ COURANTS
2012
2014
2015
2016
2017
Total des charges nettes de fonctionnement (*)
5 060
5 501
5 682
5 792
5 854
Nouvelles charges (1) 
― 331
― 457
― 493
― 511
― 525
dont dépenses liées à évolution réglementaire ― section C-2.1.1.a 
― 38
― 90
― 106
― 108
― 118
dont dépenses de maintenance préventive et amélioration de la qualité ― section C-2.1.1.b 
― 264
― 317
― 332
― 343
― 347
dont dépenses de R&D et d'innovation ― section C-2.1.1.c 
― 29
― 50
― 55
― 60
― 60
Autres postes spécifiques (2) 
― 1 105
― 1 386
― 1 442
― 1 494
― 1 498
dont redevances ― section C-2.1.1 
― 293
― 316
― 325
― 342
― 352
dont impôts et taxes ― section C-2.1.3 
― 701
― 733
― 754
― 773
― 784
dont autres produits et charges d'exploitation ― section C-2.1.4 
― 86
― 311
― 327
― 338
― 340
dont autres 
― 25
― 26
― 35
― 41
― 22
Total des charges " à périmètre d'activité constant " (3) 
3 624
3 658
3 747
3 787
3 831
dont autres achats et services (4) 
1 576
1 525
1 573
1 581
1 595
dont charges de personnel (5) 
2 048
2 134
2 173
2 206
2 236 
(*) Nettes de la production immobilisée.
Le niveau de la demande d'ERDF à périmètre d'activité constant (3), c'est-à-dire retraité des nouvelles charges et des autres postes spécifiques, évolue de + 1,5 % soit " inflation ― 0,4 % " par an en moyenne.
Cette évolution est homogène entre les postes " Autres achats et services " (4) et " Charges de personnel " (5).
Cette tendance fait suite :
― à une augmentation constatée de ces charges de + 5,2 % entre 2011 et 2012 ;
― à une trajectoire d'évolution de ces charges de + 2,1 % soit " inflation + 0,3 % " par an en moyenne à périmètre constant sur la période 2011-2014.
La CRE constate que l'objectif de productivité proposé par l'opérateur sur la période 2014-2017 est plus ambitieux que l'évolution observée sur les années 2011-2014. La CRE a retenu la trajectoire proposée par ERDF.
2.2. Charges liées au système électrique
Les charges liées à l'exploitation du système électrique couvrent essentiellement les achats de pertes sur les réseaux.
EN M€ COURANTS
2014
2015
2016
2017
Achat de pertes
1 239
1 231
1 273
1 413
Autres
47
47
47
47
Charges liées au système électrique
1 286
1 278
1 319
1 460
Les niveaux prévisionnels de volume de pertes d'énergie et de charges liées à la compensation de ces pertes retenus par la CRE pour la période 2014-2017 sont les suivants :
EN M€ COURANTS
2014
2015
2016
2017
Volume (TWh)
24,59
24,97
25,31
25,62
Coût (M€ courants)
1 239
1 231
1 273
1 413
Conformément aux dispositions de l'article L. 322-9 du code de l'énergie, ERDF négocie librement avec les producteurs et les fournisseurs de son choix les contrats permettant la couverture des pertes, selon des procédures concurrentielles, non discriminatoires et transparentes, telles que des consultations publiques ou le recours à des marchés organisés.
La mise en œuvre de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH) pour la compensation des pertes, introduite par l'article L. 336-1 du code de l'énergie et précisée par les dispositions du décret n° 2011-466 du 28 avril 2011, offre à ERDF une nouvelle possibilité pour acheter l'énergie nécessaire à la compensation des pertes. Ce nouveau dispositif permet de réduire d'environ 19 % le coût unitaire moyen de compensation des pertes sur la période 2014-2017.
La part des volumes achetés à l'ARENH représente une part croissante des volumes de pertes sur la période 2014-2015, ce qui explique la baisse du coût unitaire d'achat des pertes au cours de cette période malgré la hausse des volumes de pertes. Cet effet est contrebalancé pour les années 2016 et 2017 par la mise en place d'un mécanisme d'obligation de capacité et par l'augmentation prévisionnelle des prix de marché.
Après analyse, la CRE retient la trajectoire de coût des pertes proposée par ERDF, présentée dans le cadre de la consultation publique de la CRE du 9 juillet 2013. Cette trajectoire prend en compte :
― une révision à la baisse de la trajectoire d'évolution des prix de l'ARENH et des prix de marché par rapport à la trajectoire de coût des pertes présentée dans le cadre de la consultation publique de la CRE du 6 novembre 2012 ;
― l'arrêté du 19 novembre 2012 modifiant l'arrêté du 25 novembre 2011 fixant l'échéancier d'ouverture des droits ARENH pour les pertes ;
― une prévision du coût pour la garantie de capacité qui sera supporté par les fournisseurs de pertes sur les années 2016 et 2017, en application du décret n° 2012-1405 du 14 décembre 2012.
2.3. Produits extratarifaires
Les prévisions de recettes perçues indépendamment des tarifs d'utilisation des réseaux sont déduites des prévisions de charges d'exploitation à couvrir par les tarifs. Il s'agit principalement pour ERDF des recettes issues des prestations annexes et des contributions de raccordement.
Les trajectoires prévisionnelles de produits extratarifaires, de contributions de raccordement et de recettes issues des prestations annexes présentées par ERDF sont les suivantes :
EN M€ COURANTS
2014
2015
2016
2017
Produits extratarifaires
1 180
1 221
1 261
1 293
dont contributions de raccordement
609
640
672
697
dont recettes issues des prestations annexes
206
213
219
226
La CRE estime ces trajectoires cohérentes avec les montants réalisés sur la période tarifaire précédente ainsi qu'avec le nombre de raccordements prévus par ERDF.
Une nouvelle délibération relative à la tarification des prestations annexes est prévue en 2014. Toute évolution des tarifs de prestations qui pourrait en résulter sera prise en compte par le mécanisme du CRCP.
3. Accès au réseau public de transport
Le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution couvre l'accès des gestionnaires de ces réseaux au réseau public de transport.
Sur la base de la délibération de la CRE du 3 avril 2013 portant décision relative aux tarifs d'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTB, ERDF estime le coût de son accès au réseau public de transport aux montants suivants :
EN M€ COURANTS
2014
2015
2016
2017
Coût d'accès au réseau public de transport
3 438
3 529
3 636
3 646
4. Solde des incitations à la fin 2012
Le tableau ci-dessous présente le bilan des incitations financières sur la période du 1er août 2009 au 31 décembre 2012.
INCITATION
(en M€ courants) malus (+) / bonus (―)
AOÛT-DÉCEMBRE
2009
2010
2011
2012
Continuité d'alimentation
― 18,6
25,5
― 7,0
23,9
Qualité de service
― 0,1
― 0,2
― 0,3
― 0,3
Total
― 18,7
25,3
― 7,3
23,6
Après rémunération à 4,2 % par an, le solde des incitations à fin 2012 est de 22,3 M€ en faveur des utilisateurs.
L'annuité permettant d'apurer ce solde sur la période 2014-2017 est de 6 M€ en faveur des utilisateurs.
5. Charges à tarifer et évolutions tarifaires prévisionnelles
La trajectoire prévisionnelle des charges nettes à tarifer est la suivante :
EN M€ COURANTS
2014
2015
2016
2017
Charges de capital
3 698
3 879
4 052
4 240
Charges nettes d'exploitation hors accès au réseau public de transport
5 607
5 738
5 850
6 020
Accès au réseau public de transport
3 438
3 529
3 636
3 646
Annuité du solde des incitations
― 6
― 6
― 6
― 6
Charges nettes à tarifer
12 736
13 140
13 531
13 900
Une fois intégrée la demande d'EDF Systèmes Electriques Insulaires (EDF SEI) (511 M€ de charges annuelles nettes à tarifer en moyenne sur la période 2014-2017) et compte tenu des hypothèses d'inflation retenues par ERDF dans son plan d'affaires, le tarif doit augmenter de 3,6 % au 1er janvier 2014 puis, hors apurement du CRCP, de l'inflation au 1er août 2014 à 2017, afin d'équilibrer les charges nettes prévisionnelles sur la période 2014-2017.
6. Entreprises locales de distribution et EDF SEI
L'article L. 341-2 du code de l'énergie dispose que " les tarifs d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés [...] afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux [...] ".
La CRE a estimé de manière forfaitaire les coûts de l'ensemble des entreprise locales de distribution (ELD) à partir de ceux exposés par ERDF et EDF SEI au prorata de l'énergie qu'ils distribuent.
Eu égard aux particularités des réseaux publics de distribution exploités par les ELD ou de leur clientèle, l'application des présents tarifs peut, pour certaines ELD, conduire à des éventuels manques à gagner ou excès de recettes. Conformément à l'article L. 121-29 du code de l'énergie, ces surcoûts ou excès de recettes sont à répartir par le fonds de péréquation de l'électricité (FPE).
La base de coût unitaire d'EDF SEI étant supérieure à celle d'ERDF, ses charges prévisionnelles ne seront pas couvertes intégralement par les recettes qu'il percevra directement. EDF SEI ne bénéficiant pas du FPE, l'écart prévisionnel correspondant devra être compensé par un reversement d'ERDF vers EDF SEI.
D. ― Cadre de régulation
1. Evolution annuelle des tarifs
A partir de 2014, les tarifs sont ajustés mécaniquement chaque 1er août du pourcentage suivant :
ZN = IPCN + KN
ZN : pourcentage d'évolution, arrondi au dixième de pourcent le plus proche, de la grille tarifaire en vigueur à compter du 1er août de l'année N par rapport à celle en vigueur le mois précédent.
IPCN : pourcentage d'évolution, entre la valeur moyenne de l'indice mensuel des prix à la consommation hors tabac sur l'année calendaire N ― 1 et la valeur moyenne du même indice sur l'année calendaire N ― 2, tel que publié par l'INSEE (identifiant : 000641194).
KN : facteur d'apurement du CRCP pour l'année N, calculé sur la base du solde du CRCP au 31 décembre de l'année N ― 1 et des apurements déjà réalisés. La valeur absolue du coefficient KN est plafonnée à 2 %.
2. Compte de régulation des charges et des produits
2.1. Principes
Compte tenu de la durée d'application des tarifs, fixée à environ quatre ans, la CRE fonde la présente délibération tarifaire sur des hypothèses d'évolution à court et moyen termes des charges et des produits.
Pour certaines catégories de charges et de produits difficilement prévisibles ou difficilement maîtrisables, la CRE reconduit le mécanisme du CRCP, mis en place dans le cadre du TURPE 2, permettant de mesurer et de compenser, pour des postes préalablement identifiés, les écarts entre les réalisations et les prévisions sur lesquelles sont fondées les présents tarifs, pour autant que ces réalisations correspondent à celles d'un gestionnaire de réseau efficace.
Le CRCP est également le véhicule utilisé pour les incitations financières résultant de l'application des mécanismes de régulation incitative.
L'apurement du CRCP s'opère par un ajustement de la grille tarifaire lors des évolutions annuelles. La contribution de l'apurement du CRCP à la variation annuelle de la grille tarifaire est limitée à plus ou moins 2 %.
2.2. Périmètre
Les postes de charges et de recettes qui sont soumis à ce mécanisme sont :
― les charges de capital ;
― les charges liées à la compensation des pertes sur les réseaux ;
― les charges d'accès au réseau public de transport ;
― les charges liées à la valeur nette comptable des immobilisations démolies ;
― les recettes perçues au titre de l'ensemble des composants tarifaires selon les modalités ci-après ;
― les recettes issues des prestations annexes (nota bene : les recettes issues des prestations annexes créées au cours de la période tarifaire sont exclues du périmètre du CRCP, sous réserve que les coûts engagés pour fournir ces prestations n'aient pas été pris en compte lors de l'élaboration des présents tarifs) ;
― les contributions de raccordement ;
― les charges d'exploitation de R&D (selon les modalités prévues à la section D.3.2.1) ;
― les incitations financières ainsi que les compensations des charges liées aux plafonnements des montants globaux des incitations financières relatives aux divers mécanismes de régulation incitative.
En complément, les résultats des audits conduits par la CRE seront pris en compte dans le périmètre du CRCP.
2.3. Règles de fonctionnement
Pour chacun des postes identifiés comme éligibles au CRCP, le calcul des écarts est effectué selon les règles décrites ci-dessous.
1. Pour chacun des postes de charges ou de produits éligibles, à l'exclusion des produits perçus sur l'ensemble des composantes tarifaires, le calcul des écarts reportés au CRCP est effectué sur la base de la comparaison entre la valeur de référence des prévisions de charges ou produits annuels et les montants réalisés de ces charges ou produits pour chacune des années de la période tarifaire.
La grille tarifaire étant indexée sur l'indice des prix à la consommation (IPC) hors tabac, ERDF est couvert contre le risque lié à l'inflation sur l'ensemble de ses charges. Or l'évolution des postes de charges couverts par le mécanisme du CRCP, tels que la compensation des pertes d'énergie sur les réseaux ou les charges de capital, n'est pas nécessairement liée à l'évolution de l'IPC. Pour corriger ce biais, la CRE adapte les valeurs de référence utilisées pour le calcul du solde du CRCP.
Ces valeurs de référence, nécessaires au calcul du CRCP de l'année N, sont donc calculées sur la base de valeurs prévisionnelles exprimées en euros constants 2013, et annuellement réévaluées en fonction de l'évolution de l'IPC entre l'année N ― 1 et l'année 2012.
Les valeurs prévisionnelles, exprimées en euros constants 2013, pour les différents postes de charges d'exploitation et de charges de capital, sont fixées ci-dessous :
EN M€2013
2014
2015
2016
2017
Achat de pertes
― 1 215
― 1 183
― 1 200
― 1 307
Accès au réseau public de transport
― 3 370
― 3 392
― 3 429
― 3 371
Valeur nette comptable des immobilisations démolies
― 65
― 72
― 73
― 67
Charges d'exploitation
― 4 650
― 4 646
― 4 703
― 4 745
Recettes de prestations
202
204
207
209
Contribution de raccordement
597
615
634
645
Produits d'exploitation
799
819
841
853
Charges de capital
― 3 625
― 3 728
― 3 822
― 3 921
2. Concernant les recettes perçues au titre de l'ensemble des composantes tarifaires, le chiffre d'affaires tarifaire réalisé l'année N est comparé au revenu tarifaire prévu corrigé de l'inflation réalisée et des montants de CRCP apurés l'année N. Ainsi, ERDF est couvert contre le risque lié aux incertitudes des prévisions de quantités acheminées.
EN M€ COURANTS
2014
2015
2016
2017
Revenu tarifaire prévisionnel 
12 715
13 105
13 542
13 949
3. En ce qui concerne les charges liées à la compensation des pertes, l'écart de charges d'une année N entre, d'une part, la valeur prévisionnelle du coût d'achat des pertes et, d'autre part, les charges effectivement supportées par ERDF, sera intégralement reporté au CRCP aux exceptions suivantes près :
― ces charges ne prennent pas en compte l'éventuelle prime payée par ERDF pour bénéficier d'un plafonnement du prix de l'exercice des produits optionnels ;
― les surcoûts éventuels liés à la reconstitution du portefeuille d'ERDF seront compensés via le CRCP : intégralement en cas de force majeure ou en cas d'insolvabilité d'un fournisseur et à hauteur de 50 % en cas de survenance d'un événement contractuellement qualifié de circonstance assimilée à la force majeure ;
― si le volume annuel des écarts imputables au périmètre d'équilibre d'ERDF (écarts entre le volume de pertes effectivement constaté à la suite du processus de calcul des écarts et l'estimation horaire) est supérieur à 4 % du volume des pertes constatées, un audit sera mené par la CRE pour s'assurer de la nature incontrôlable des causes de l'augmentation du volume des écarts. Si, à la suite de cet audit, la nature incontrôlable des causes de l'augmentation du volume des écarts n'est pas avérée, l'écart de charges liées à la compensation des pertes ne tiendra compte des charges de règlement des écarts que dans la limite de 4 % du volume des pertes constatées ;
― si la somme annuelle des valeurs absolues des volumes de pertes d'ERDF calculés lors des réconciliations temporelles est supérieure à 1 TWh, un audit sera mené par la CRE pour s'assurer de la nature incontrôlable des causes de l'augmentation du volume des pertes. Si, à la suite de cet audit, la nature incontrôlable des causes de l'augmentation du volume des pertes d'ERDF n'est pas avérée, l'écart de charges liées aux pertes ne tiendra compte des charges de réconciliation temporelle que dans la limite de 1 TWh.
4. Les incitations financières propres à chacun des mécanismes incitatifs seront calculées comme indiqué dans les sections correspondantes et seront imputées chaque année au solde du CRCP. Le cas échéant, les compensations de charges liées aux plafonnements des montants globaux des incitations financières seront également imputées chaque année au solde du CRCP.
5. Afin d'assurer la neutralité financière du mécanisme, le solde actualisé du CRCP, pour les écarts observés sur la période d'application des présents tarifs, est calculé annuellement en utilisant un taux d'intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans le cadre de la présente délibération (cf. section C-1.2).
6. Le solde du CRCP calculé pour une année calendaire N est apuré en partie ou en totalité dès l'année suivante. L'impact de l'apurement annuel du CRCP sur l'évolution de la grille tarifaire ne peut être supérieur, en valeur absolue, à 2 %. Le cas échéant, les montants non apurés du fait de cette limitation sont reportés au solde du CRCP pour être apurés l'année suivante.
7. Les éléments nécessaires au calcul du CRCP de l'année N seront communiqués par ERDF à la CRE au plus tard trois mois avant le mouvement tarifaire.
2.4. Traitement de l'année 2013
Comme indiqué à la section E.1 de la délibération du 29 mars 2013 portant proposition relative aux tarifs d'utilisation d'un réseau public de d'électricité dans le domaine de tension HTA ou BT pour la période du 1er août 2009 au 31 juillet 2013 et de la délibération du 28 mai 2013 portant décision relative aux tarifs d'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTA ou BT pour la période du 1er août au 31 décembre 2013 :
― les écarts entre, d'une part, les charges nettes comptables et les recettes tarifaires et, d'autre part, les estimations de la CRE pour la période du 1er janvier au 31 décembre 2013 sont imputés au solde du CRCP, sous réserve que ces charges correspondent à celles d'un gestionnaire de réseau efficace ;
― afin d'assurer la neutralité financière du mécanisme, le solde actualisé du CRCP, pour les écarts observés sur la période du 1er janvier au 31 décembre 2013, est calculé en utilisant le taux sans risque nominal présenté à la section C-2 des délibérations précitées (soit 4,2 %).
Le solde du CRCP ainsi calculé est apuré dans le cadre de l'évolution tarifaire du 1er août 2014 dans la limite de ± 2 % d'impact sur le tarif. Le cas échéant, les montants non apurés du fait de cette limitation seront reportés au solde du CRCP pour être apurés l'année suivante.
3. Régulation incitative
3.1. Charges d'exploitation
La trajectoire des charges nettes d'exploitation d'ERDF est définie sur la période 2014-2017 (cf. section C-2). Elle intègre un objectif de productivité sur les charges nettes de fonctionnement à périmètre d'activité constant par rapport à la période tarifaire précédente.
Le cadre de régulation du TURPE 3 prévoyait un système asymétrique où ERDF conservait 50 % des gains de productivité réalisés par rapport la trajectoire fixée et assumait 100 % des pertes de productivité. Pour la période du TURPE 4, la CRE retient un système symétrique dans le cadre duquel ERDF conserve 100 % des gains et des pertes de productivité additionnels. La CRE souhaite ainsi renforcer l'incitation d'ERDF à maîtriser ses coûts.
3.2. Recherche et développement
Aujourd'hui, les réseaux électriques se modernisent pour répondre au développement des énergies renouvelables et des nouveaux usages de l'électricité ainsi qu'aux enjeux de maîtrise de l'énergie. De nouvelles technologies de réseaux se mettent en place faisant évoluer les réseaux électriques vers des réseaux électriques intelligents. La CRE a souhaité très tôt accompagner cette évolution.
Pour ce faire, elle a lancé plusieurs initiatives : animation d'un site d'information dédié aux Smart Grids et de forums (13) thématiques, organisation de tables rondes régionales consacrées à la gouvernance des réseaux d'énergie intelligents, ateliers techniques, etc. Elles ont permis de connaître les attentes des différentes parties prenantes vis-à-vis de la CRE. Dans le prolongement de ces initiatives et dans le cadre des missions qui lui sont confiées, à savoir veiller au bon fonctionnement et au développement des réseaux d'électricité, la CRE attache une attention toute particulière au développement des activités de R&D dédiées aux réseaux électriques intelligents via la mise en place d'un cadre de régulation adapté.
La présente décision introduit donc un dispositif destiné à donner à ERDF les moyens pour mener à bien les projets de R&D et d'innovation nécessaires à la construction des réseaux électriques de demain en garantissant notamment l'absence de frein tarifaire pour engager des projets de R&D ou réaliser des investissements innovants. Elle met également en place un dispositif de suivi destiné à donner aux acteurs du secteur électrique une plus grande visibilité sur les projets menés par ERDF dans le domaine de l'innovation.
(13) Pour en savoir plus sur cette démarche et sur le programme de travail de la CRE sur le sujet, consulter le site internet de la CRE  www.smartgrids-cre.fr