Tableau 2.7. ― Puissance quasi certaine retenue pour 2011
PUISSANCE QUASI CERTAINE (MW)
Ruban de base
525
Surplus de production Q1 (1)
3 600
Surplus de production M11 (2)
3 807
Surplus de production M12 (2)
3 717

 (1) Premier trimestre.
(2) Les valeurs de surplus de production M11 et M12 (pour les mois de novembre et décembre respectivement) sont les valeurs retenues pour l'évaluation des charges prévisionnelles 2011 d'EDF dans la délibération du 7 octobre 2011.
Tableau 2.8. ― Prix de marché retenus pour 2011
RUBAN
Q1
M11
M12
53,31
60,08
65,73
63,22
 Ainsi, le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 17,8 TWh, est de 1 067,1 M€.
   Coût évité par la production aléatoire :
 Le coût évité par la production aléatoire s'élève à 713,6 M€ (hors 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 prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2011 (hors contrats horosaisonnalisés, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »)
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 11 du 13/01/2013 texte numéro 25

   2.2.1.2. 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 59,7 M€.
   2.2.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable ».
 Les installations « dispatchables », qui font l'objet de contrats type « appel modulable », représentaient en 2011 une puissance garantie de 276 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 par EDF dans le cadre des réserves complémentaires est retenue pour le calcul du coût évité. La prime fixe pour la puissance mise à disposition est de 22 €/kW sur la période allant du 1er janvier 2011 au 31 mars 2011, de 10,9 €/kW du 1er avril 2011 au 31 octobre 2011, de 11,6 €/kW en novembre et de 17,88 €/kW en décembre. Le coût fixe évité par les installations « dispatchables » est ainsi évalué à 3,6 M€.
 Le coût évité « énergie » se calcule en fonction de l'utilisation effective par EDF de l'énergie achetée. L'énergie achetée pour 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 0,19 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 0,03 M€). Au total, le coût évité à EDF en 2011 par les installations « dispatchables » bénéficiant d'un contrat de type « appel modulable » est de 3,8 M€.
   2.2.1.4. 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 2011, d'un basculement en mode « dispatchable » ― ou d'une reconduction de celui-ci ― représentent une puissance garantie de 317,8 MW. Les achats effectués auprès de ces installations s'élèvent à 375,1 GWh, pour un montant d'achat retenu de 77,2 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 18,7 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 de la puissance mise à disposition du RTE par EDF dans le cadre des réserves complémentaires.
 Le coût fixe évité en 2011 est évalué à 1,6 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 0,9 M€.
 Le coût évité à EDF en 2011 par les installations de cogénération ayant fait l'objet d'un basculement ou d'une reconduction en mode « dispatchable » est finalement de 21,2 M€.
   2.2.1.5 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 1 865,5 M€ (1 780,8 M€ + 59,7 M€ + 3,8 M€ + 21,2 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 159,8 M€, comme détaillé dans le tableau 2.10.
Tableau 2.10. ― Coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2011
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 11 du 13/01/2013 texte numéro 25

 (*) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte dans le chapitre sur les surcoûts de production.
2.3. Surcoûts dus aux contrats d'achat supportés par EDF
 Les surcoûts supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2011 s'élèvent à :
 2 066,7 M€ en métropole continentale (3 932,0 M€ de coût d'achat + 0,2 M€ de coût de contrôle des cogénérations ― 1 865,5 M€ de coût évité) ;
 399,7 M€ dans les ZNI (559,5 M€ de coût d'achat ― 159,8 M€ de coût évité),
soit un total de 2 466,4 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 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.
 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 2011, à 49,1 M€, contre 42,8 M€ en 2010. Cette augmentation des pertes de recettes est uniquement due à la revalorisation du barème du TPN.
 Au 31 décembre 2011, 634 700 clients bénéficiaient du TPN.
3.1.2. Surcoûts de gestion
 Les frais spécifiques dus à la mise en œuvre du TPN continuent de diminuer, de 8,2 M€ en 2009 et 6,4 M€ en 2010 à 5,4 M€ en 2011. Cette baisse s'explique par la diminution sensible des frais de personnel.
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 2011 à 0,4 M€.
3.1.4. Bilan des charges liées au TPN
 Le total des charges à compenser à EDF en 2011 au titre du « tarif de première nécessité » s'élève à 54,9 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 11,0 M€ (20 % × 54,9 M€). Ce montant est nettement inférieur aux 22,5 M€ versés par EDF en 2011 dans le fonds de solidarité pour le logement.
 Les charges à compenser à EDF en 2011 au titre des dispositions sociales s'élèvent finalement à 65,9 M€, contre 59,7 M€ en 2010.
B. ― Charges supportées par les entreprises locales de distribution
constatées au titre de 2011
1. Surcoûts dus aux contrats d'achat
 Les surcoûts d'achat supportés par les ELD en 2011 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).
 La loi de finances rectificative pour 2011 a modifié la méthode de calcul du coût évité aux ELD en modifiant l'article L. 121-7 du code de l'énergie, dorénavant rédigé ainsi : « Les coûts évités sont calculés par référence aux prix de marché de l'électricité sauf, pour les entreprises locales de distribution, pour les quantités acquises au titre des articles L. 311-10 et L. 314-1 se substituant aux quantités d'électricité acquises aux tarifs de cession mentionnés à l'article L. 337-1, par référence à ces tarifs. » Pour appliquer cette nouvelle méthode aux ELD s'approvisionnant pour partie au marché, la CRE doit désormais vérifier dans quel périmètre a été injectée l'électricité issue des contrats ci-dessus, afin de savoir si cette électricité se substitue à de l'énergie achetée au prix de marché ou au tarif de cession.
 En 2011, neuf ELD se sont approvisionnées à la fois aux tarifs de cession et sur le marché. Le changement législatif de la méthode de calcul du coût évité a conduit la CRE à demander des éléments complémentaires aux ELD ayant déclaré des achats sur le marché en 2011. Cependant, les nouveaux éléments fournis par les ELD à la suite de cette demande comportaient des erreurs et n'ont pu être fiabilisés lors des échanges avec la CRE.
 Dans la mesure où il s'agit de la première année d'application de cette nouvelle méthode de calcul du coût évité et après avoir échangé avec les ELD, la CRE a pris la décision de considérer que tous les volumes d'énergie achetés dans le cadre des contrats d'achat avaient été injectés dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés (le seul à pouvoir être approvisionné aux tarifs de cession). De ce fait, le calcul du coût évité au titre de l'année 2011 a été effectué exclusivement à partir du tarif de cession pour l'ensemble des ELD.
 L'évaluation du coût évité en 2011 sera régularisée lors du prochain exercice de la CSPE, sur la base d'éléments actualisés et fiabilisés que les ELD auront transmis à la CRE pour l'année 2011 au 31 mars 2013, conformément aux règles de la comptabilité appropriée qui seront modifiées à cet effet.
 Les surcoûts retenus au titre de l'obligation d'achat s'élèvent ainsi, en 2011, à 118,2 M€, en hausse de 88 % par rapport à 2010. Cette augmentation s'explique par une hausse des coûts d'achat (+ 66 %) supérieure à l'augmentation du coût évité (+ 21 %), conséquence notamment du fort développement de la filière photovoltaïque. Les surcoûts d'achat de cette filière s'élèvent désormais à 62,6 M€, bien supérieurs à ceux de l'éolien (23,7 M€) et de la cogénération (21,0 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.
 Or, il s'avère que les frais de personnels déclarés par certaines ELD correspondent non à des frais supplémentaires (comme cela était pourtant explicitement demandé par la CRE dans sa délibération du 17 décembre 2009 relative à la comptabilité appropriée), mais à des frais totaux. Il est alors nécessaire pour ces dernières de rectifier les frais de mise en œuvre déclarés pour ne retenir que ceux relevant de la mise en place effective du dispositif ou inhérents au caractère particulier des clients bénéficiant de cette nouvelle tarification. La CRE constate que dans certains cas les frais de personnel déclarés par les ELD ramenés au nombre de clients gérés sont très élevés, ce qui la conduit à opérer des ajustements.
 Du fait des corrections opérées par la CRE, les charges relatives à la tarification spéciale « produit de première nécessité » sont évaluées, pour 2011, à 2,2 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 2011, 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 2011, à 2,5 M€ (2,2 M€ + 0,3 M€), en augmentation de 22 % par rapport à 2010.
3. Détail des charges constatées par les ELD au titre de 2011
 Le montant total des charges supportées par les ELD en 2011 s'élève à 120,7 M€, dont 118,2 M€ dus aux contrats d'achat et 2,5 M€ aux dispositions sociales. Les principaux éléments de calcul sont indiqués dans le tableau 2.11.
Tableau 2.11. ― Charges supportées par les ELD au titre de 2011
ELD
CHARGES DUES AUX CONTRATS D'ACHATS
CHARGES
sociales
CHARGES
prévisionnelles
au titre de 2011
Quantité
achetée (1)
Coût d'achat
Coût évité
Surcoût
MWh
k€
k€
k€
k€
k€
ES Energies Strasbourg (2)
218 960,7
38 527,1
6 698,1
31 829,0
1 015,9
32 845,0
Sorégies
70 193,9
20 699,8
2 199,4
18 500,4
123,6
18 624,0
Energies et services électricité Deux-Sèvres - Séolis (2)
194 922,0
22 646,6
5 413,8
17 232,9
84,6
17 317,5
SICAP Pithiviers (2)
168 462,4
14 976,2
5 317,2
9 659,0
13,4
9 672,5
Gaz et électricité de Grenoble (2)
134 387,3
15 851,2
6 764,3
9 086,9
125,6
9 212,5
Usine d'électricité de Metz (2)
53 901,1
5 033,3
1 795,5
3 237,8
190,5
3 428,3
Coopérative d'électricité de Saint-Martin-de-Londres
11 083,3
3 435,4
417,1
3 018,3
58,1
3 076,4
Energies et services Creutzwald
31 268,9
3 398,2
742,5
2 655,7
14,7
2 670,4
Régie d'électricité UEM Neuf-Brisach
21 045,6
2 961,3
578,0
2 383,3
6,5
2 389,8
SICAE de la Somme et du Cambraisis 
23 979,9
2 581,7
751,0
1 830,7
28,9
1 859,6
SICAE de l'Oise
2 128,2
1 197,0
54,6
1 142,4
37,4
1 179,8
Usines municipales d'Erstein
6 752,1
1 388,4
256,3
1 132,1
7,8
1 139,9
Régie communale du câble et d'électricité de Montataire
13 643,9
1 736,2
664,2
1 072,0
27,4
1 099,4
Energie Développement Services du Briançonnais
29 212,1
1 880,4
828,1
1 052,4
4,4
1 056,8
SOREA
20 146,6
1 544,4
527,3
1 017,2
11,3
1 028,4
Régie du syndicat électrique intercommunal du Pays chartrain
55 243,3
2 941,9
1 994,3
947,6
24,1
971,7
SICAE de Précy-Saint-Martin
3 959,0
1 079,0
119,5
959,6
3,0
962,5
Société d'électrification rurale du Carmausin 
3 980,7
1 067,3
133,8
933,5
10,3
943,8
Régie communale d'électricité de Montdidier
14 351,3
1 295,2
519,3
775,8
8,9
784,7
SICAE de Ray-Cendrecourt 
4 362,9
848,4
128,3
720,0
23,4
743,5
Energies et services de Seyssel
1 254,3
732,1
36,5
695,7
10,3
706,0
Régie municipale d'électricité et de gaz Energie Services occitans de Carmaux - Ene'O
7 362,4
1 039,8
371,0
668,8
14,6
683,4
Société d'électricité régionale des Cantons de Lassigny et limitrophes 
5 222,8
789,0
191,7
597,2
10,5
607,8
SICAE de l'Aisne
924,4
544,4
26,3
518,1
22,2
540,3
Régie municipale de Colmar - Vialis (2)
874,0
497,9
27,0
470,9
65,2
536,1
Coopérative de droit suisse Elektra Birseck (2)
872,6
518,9
22,5
496,4
13,6
510,0
Régie d'électricité du syndicat du sud de La Réole
868,0
517,0
24,8
492,2
3,2
495,5
Energies et services Lavaur
7 067,2
618,5
219,4
399,1
15,7
414,8
Régie Services Energie Ambérieux-en-Dombes 
732,7
424,7
20,3
404,4
2,5
406,8
Régie municipale d'électricité de Mazères
633,2
382,8
18,9
363,9
3,2
367,1
Régie municipale d'électricité de Saverdun
3 881,3
483,2
184,0
299,1
5,7
304,8
Gascogne Energies Services à Aire-sur-l'Adour
510,6
279,6
25,6
254,0
4,0
258,0
SICAE ELY
486,3
250,3
16,3
234,0
2,9
236,9
Régie municipale d'électricité de Tarascon-sur-Ariège
6 968,2
399,7
242,0
157,7
9,2
166,9
Régie d'électricité de Saint-Martin-la-Porte
280,4
166,9
10,4
156,5
0,0
156,5
Régie d'électricité de Thônes
233,7
140,0
6,0
134,0
4,4
138,4
Régie municipale de distribution d'énergie de Villard-Bonnot
8 417,4
515,3
382,5
132,8
4,5
137,3
Régie d'énergies de Saint-Marcellin
204,5
126,6
10,1
116,5
16,5
133,0
Régie communale d'électricité d'Uckange
748,9
133,1
32,8
100,3
12,8
113,1
Régie municipale d'électricité de Cazères
185,4
111,3
5,7
105,6
5,8
111,4
Energies et Services Lannemezan
174,7
105,0
4,0
101,0
7,5
108,4
Régie d'électricité de Saint-Quirc
185,0
111,2
7,8
103,4
0,7
104,1
Régie municipale d'électricité de Cazouls-lès-Béziers 
161,7
94,7
5,7
89,1
7,4
96,5
Régie municipale d'électricité de Bazas
157,2
91,3
6,0
85,3
5,2
90,4
SICAE des cantons de la Ferté-Alais et limitrophes 
157,3
92,8
4,2
88,6
1,6
90,2
SAEML Hunélec (2)
128,1
77,6
3,7
73,9
13,1
87,0
Régie municipale d'électricité de La Bresse
5 697,2
380,2
295,2
85,1
1,6
86,7
Régie d'électricité d'Elbeuf
54,5
32,4
1,6
30,8
55,2
86,0
Régie gaz-électricité de Sallanches
142,1
82,2
3,6
78,6
6,0
84,7
Régie municipale d'électricité de Montesquieu-Volvestre
128,3
78,2
3,8
74,4
3,2
77,6
Régie intercommunale d'Electricité et de Téléservices de Niederbronn-Reichshoffen
107,4
64,0
3,7
60,3
7,4
67,8
Régie électrique d'Allevard
110,9
68,3
5,4
62,9
3,9
66,8
Régie municipale d'électricité de Varilhes
112,4
66,6
3,7
62,9
3,2
66,1
Régie municipale d'électricité de Loos
10,8
6,2
0,5
5,7
59,8
65,5
Régie municipale d'énergie électrique de Quillan
178,9
61,6
6,6
55,0
10,2
65,2
Régie municipale d'électricité de Gignac
90,3
53,3
2,7
50,7
12,9
63,5
Régie municipale d'électricité Energis de Saint-Avold
68,2
40,6
2,1
38,5
19,5
58,0
Société d'économie mixte locale Dreux - Gédia
13,9
8,2
0,4
7,8
46,6
54,5
Régie gaz-électricité de Bonneville
83,8
48,9
2,2
46,7
6,1
52,8
Régie communale d'électricité de Gattières
93,2
53,6
3,3
50,2
1,3
51,5
Régie municipale d'électricité de Saint-Pierre-d'Allevard
90,6
54,1
4,4
49,7
1,4
51,2
Régie municipale d'électricité d'Arignac
54,2
50,6
2,0
48,6
0,0
48,6
Régie municipale d'électricité et de télédistribution d'Amnéville
74,5
43,8
2,3
41,5
6,7
48,3
SIVU de Labergement-Sainte-Marie
1 318,6
100,8
57,2
43,7
1,0
44,7
Gazelec de Péronne
13,7
8,0
0,4
7,6
31,2
38,8
Régie municipale d'électricité de Rombas
56,1
32,4
2,1
30,4
5,9
36,3
Régie électrique de Gervans
63,9
37,6
2,8
34,8
0,0
34,8
Energies et services Schoeneck
53,5
32,2
1,3
30,8
1,9
32,7
SAIC Pers-Loisinges
58,9
34,0
2,1
31,9
0,0
31,9
Régie d'électricité de Saint-Michel-de-Maurienne
60,8
33,1
2,0
31,0
0,6
31,6
Coopérative d'électricité de Villiers-sur-Marne
37,5
22,0
1,3
20,6
9,8
30,4
Régie municipale d'électricité de Bitche
39,4
23,1
1,2
21,9
8,3
30,3
SICAE Vallée-du-Sausseron
56,8
27,2
2,0
25,2
3,4
28,6
Régie municipale d'électricité de Salins-les-Bains
38,9
23,5
1,5
22,0
6,3
28,3
Régie électrique d'Aigueblanche
45,5
27,0
1,6
25,4
0,9
26,2
Régie électrique communale de Bozel
44,1
26,1
1,4
24,6
0,4
25,1
Régie d'Erôme
41,4
25,4
2,0
23,4
0,5
23,9
Régie municipale d'électricité de Miramont-de-Comminges
37,8
22,5
1,4
21,1
1,9
23,0
Régie municipale d'électricité de Tours-en-Savoie
39,2
23,5
1,1
22,4
0,1
22,5
Régie municipale d'électricité de Marange-Silvange-Ternel
23,9
14,4
0,9
13,4
8,6
22,1
Régie électrique de Saint-Martin-sur-la-Chambre
38,4
23,4
1,7
21,7
0,0
21,7
Régie communale de distribution d'eau et d'électricité de Mitry-Mory
30,6
17,9
0,7
17,2
4,4
21,6
Régie municipale d'électricité de Saint-Privat-la-Montagne
36,7
21,6
1,0
20,6
0,8
21,4
Régie municipale de distribution d'électricité et de télédistribution d'Hagondange
29,6
17,2
1,0
16,3
5,1
21,4
Régie municipale d'électricité de Vinay
33,3
18,8
1,1
17,7
1,9
19,6
Régie municipale d'électricité de Roquebillière
34,8
18,2
1,1
17,1
1,6
18,7
Régie d'électricité du Morel
31,6
18,8
1,0
17,8
0,1
17,8
Régie d'électricité et service des eaux Montvalezan ― La Rosière
56,3
19,4
1,9
17,5
0,0
17,5
Energies et services Hombourg-Haut
14,9
9,1
0,3
8,7
8,2
16,9
Gaz de Barr
22,4
13,0
0,6
12,4
4,2
16,6
Energies et Services Talange
20,1
11,8
0,6
11,2
4,6
15,8
Régie communale d'électricité de Sainte-Marie-aux-Chênes
19,5
11,5
0,6
10,9
3,3
14,2
Régie municipale d'électricité de Saint-Avre
25,2
15,0
1,2
13,8
0,1
13,9
Régie municipale d'électricité d'Orelle
24,3
14,1
0,4
13,7
0,0
13,7
Régie municipale multiservices de La Réole
9,0
5,3
0,3
5,0
8,5
13,6
Régie électrique de Tignes (2)
416,5
28,4
16,0
12,4
0,1
12,5
Régie municipale d'électricité de Beauvois-en-Cambresis
20,0
10,1
0,5
9,6
2,3
11,9
Régie municipale d'électricité de Rédange 
20,2
11,7
0,5
11,2
0,0
11,2
Régie municipale d'électricité de Pierrevilliers
16,8
9,9
0,6
9,3
0,4
9,7
Régie municipale d'électricité et de télédistribution de Clouange
13,6
7,9
0,4
7,6
2,0
9,6
Régie municipale d'électricité de Dalou
15,0
9,1
0,6
8,5
0,8
9,3
Régie municipale d'électricité d'Allemont
15,1
9,1
0,7
8,4
0,6
8,9
Régie municipale d'électricité de Sarre-Union
9,1
5,3
0,2
5,1
3,7
8,8
Régie électrique municipale de Saint-Laurent-de-Cerdans
12,9
7,6
0,5
7,1
1,5
8,6
SIVU d'électricité de Luz-Saint-Sauveur
183,8
15,0
7,1
7,9
0,6
8,5
Régie municipale d'électricité de Villarodin-Bourget
15,0
9,1
0,6
8,5
0,0
8,5
Régie municipale d'électricité de Martres-Tolosane
8,8
5,1
0,3
4,9
3,1
8,0
Régie municipale d'électricité du Moutaret
13,0
8,0
0,6
7,4
0,0
7,4
Régie communale d'électricité de Saulnes
9,0
5,2
0,3
4,9
1,9
6,8
Régie municipale d'électricité de Vicdessos
7,3
4,3
0,2
4,0
2,0
6,0
Régie municipale d'électricité de Séchilienne
10,3
6,2
0,5
5,7
0,1
5,9
Régie électrique de Pinsot
10,1
5,9
0,5
5,4
0,3
5,7
SICAE de Carnin
9,7
5,6
0,2
5,4
0,2
5,6
Régie électrique de la Cabanasse
8,4
5,1
0,4
4,7
0,3
5,0
Régie municipale d'électricité de La Chapelle
8,1
4,8
0,4
4,4
0,0
4,4
Régie municipale d'électricité de Presle
7,8
4,8
0,4
4,4
0,1
4,4
Régie électrique Mercus Garrabet
6,5
4,0
0,2
3,8
0,4
4,2
Régie communale d'électricité de Montois-la-Montagne
7,8
4,6
0,4
4,2
0,0
4,2
Régie municipale d'électricité de La Chambre
6,8
4,2
0,3
3,9
0,2
4,1
Régie municipale d'électricité de Sainte-Foy-en-Tarentaise
7,5
4,4
0,3
4,1
0,0
4,1
Régie électrique d'Avrieux
7,0
4,1
0,3
3,7
0,0
3,7
Régie électrique de La Ferrière
6,1
3,9
0,3
3,6
0,1
3,7
Régie électrique de Fontaine-au-Pire
3,5
1,9
0,1
1,8
1,4
3,2
Régie municipale d'électricité de Mérens-les-Vals
5,4
3,1
0,2
2,9
0,1
3,0
Régie municipale d'électricité de Sainte-Marie-de-Cuines
5,5
3,2
0,3
3,0
0,0
3,0
Régie municipale électrique Les Houches
6,5
2,2
0,1
2,1
0,7
2,7
Régie électrique municipale de Prats-de-Mollo-la-Preste 
3,0
1,5
0,1
1,4
1,0
2,4
Régie municipale d'électricité de Gandrange
1,6
0,9
0,1
0,9
1,2
2,1
Régie d'électricité de Valmeinier
3,5
2,0
0,1
1,9
0,1
2,0
Régie municipale de Capvern
1,5
0,9
0,1
0,8
1,1
2,0
Centrale Electrique de Vonderscheer
3,0
1,8
0,1
1,7
0,0
1,7
Régie municipale de Moyeuvre-Petite
3,4
1,8
0,2
1,6
0,0
1,6
Régie municipale d'électricité de Villaroger
2,5
1,5
0,1
1,4
0,1
1,4
Régie d'électricité du Thyl
3,3
0,6
0,1
0,4
0,0
0,4
Régie municipale électrique de Laruns
0,0
0,0
0,0
0,0
0,4
0,4
Régie municipale électrique Saint-Léonard-de-Noblat
460,5
18,0
22,1
― 4,1
1,9
― 2,2

 (1) Nette du surplus revendu à EDF.
(2) ELD ayant exercé son éligibilité et s'approvisionnant en tout ou partie sur le marché.
C. ― Charges supportées par Electricité de Mayotte constatées au titre de 2011
 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 2011, à 76,8 M€. Ces coûts sont en hausse par rapport à ceux de 2010 (+ 23 %). Cette situation s'explique par une forte hausse du coût d'achat des combustibles (+ 26 %).
 L'année 2011 est caractérisée par un arrêt dans la croissance de la consommation. La vie et l'activité des entreprises à Mayotte ont été perturbées pendant quarante-trois jours. Par ailleurs, mais dans une moindre mesure, la consommation a diminué sous les effets cumulés de la politique de MDE mise en œuvre depuis sept ans.
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 2011, le taux de disponibilité du principal moyen de production de l'île s'est élevé à 94,6 %.
 2. Recettes de production
 Les recettes de production en 2011 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 2011 (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 2011 s'élèvent à 11,0 M€ et se répartissent comme suit :
 ― coûts de distribution (hors services systèmes et pertes mais incluant une rémunération à 7,25 % des capitaux) : 9,8 M€ ;
 ― achat des services systèmes : 0,2 M€ ;
 ― achat des pertes : 1,0 M€.
2.2. Recettes de gestion de la clientèle
 Comme rappelé ci-dessus, à 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 clientèle supportés par EDM.
 Pour 2011, ces recettes sont évaluées à 1,3 M€.
2.3. Recettes de production
 Les recettes totales d'EDM en 2011 (augmentées des recettes théoriques qu'EDM aurait perçues auprès de ses agents si ces derniers étaient assujettis aux tarifs réglementés) s'élèvent à 23,8 M€.
 Les recettes de production, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent, pour 2011, à 12,0 M€ (cf. tableau 2.12).
Tableau 2.12. ― Recettes de production constatées par EDM au titre de 2011
(+) Recettes constatées 2011
23,7 M€
(+) Recettes théoriques agents EDM 2011 
0,1 M€
Recettes totales 2011 à considérer
23,8 M€
(―) Recettes de distribution 2011
11,0 M€
(―) Recettes de gestion clientèle 2011
1,3 M€
(+) Recettes de vente pertes et services systèmes
1,2 M€
Recettes brutes de production
12,7 M€
Recettes de production 2011 (*)
12,0 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 2011 étant respectivement de 76,8 M€ et 12,0 M€, le montant définitif des surcoûts de production d'EDM au titre de l'année 2011 s'élève à 64,8 M€.
4. Surcoûts dus à l'obligation d'achat
 En 2011, 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 deviennent comparables aux volumes achetés dans certaines autres zones non interconnectées (DOM et Corse). Le seuil de déconnexion de 30 % pour les énergies intermittentes a été atteint à Mayotte le 17 juillet 2011 pour la première fois avec deux centrales déconnectées.
 Les volumes d'achat s'élèvent, pour 2011, à 13,4 GWh pour un montant de 6,1 M€.
Tableau 2.13. ― Surcoûts dus aux contrats d'achat supportés par EDM au titre de 2011
(+) Coût d'achat 2011
6,1 M€
Quantités achetées en 2011
13,4 GWh
Taux de pertes en 2011
7,6 %
Quantités achetées et consommées (1)
12,4 GWh
Part production dans le tarif de vente
48,16 €/MWh
(―) Coût évité par les contrats d'achat
0,6 M€
Surcoûts d'achat en 2011
5,5 M€

 (1) 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 2011
 Le montant total des charges de service public de l'électricité constatées au titre de 2011 s'élève à 3 569,2 M€. La répartition est fournie dans le tableau 2.14.
Tableau 2.14. ― Charges de service public constatées au titre de 2011
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 11 du 13/01/2013 texte numéro 25

Tableau 2.15. ― Comparaison des charges de service public prévisionnelles et constatées au titre de 2011
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 11 du 13/01/2013 texte numéro 25

 L'écart entre les charges prévisionnelles et les charges constatées au titre de 2011 (+ 104,2 M€) s'explique essentiellement par l'écart observé sur les surcoûts de production supportés par EDF dans les ZNI. L'hydraulicité très faible par rapport à une situation normale a nécessité un recours important aux moyens de production thermiques en 2011 et donc une consommation de combustibles plus élevée. En parallèle, les surcoûts dus aux contrats d'achats ont crû en métropole et dans les ZNI du fait du développement intense des filières photovoltaïque et éolienne, de l'augmentation des achats d'électricité produite à partir de centrales thermiques ou fonctionnant à la bagasse et au charbon dans les ZNI.
 L'écart entre les charges dues aux dispositions sociales est lié essentiellement à la hausse de la perte de recettes expliquée par la revalorisation du barème du TPN postérieure à l'exercice de prévision des charges pour 2011 (arrêté du 23 décembre 2010).
A N N E X E 3
CONTRIBUTIONS RECOUVRÉES 2011 (CR11)
 En 2011, 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 et de quatre ELD : la régie municipale d'électricité de Cambounet-sur-le-Sor, qui a annoncé sa cessation d'activité le 4 janvier 2010 ; la régie communale d'électricité de Montois-la-Montagne et la régie électrique Sainte-Foy-Tarentaise, qui ont mal tenu compte des reversements trimestriels de la Caisse des dépôts dans leurs déclarations ; et la régie électrique municipale de Saint-Laurent-de-Cerdans, qui n'a pu être entièrement compensée pour cause de retard dans sa déclaration.
 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 407,2 k€ en 2011.
 Par ailleurs, cinq ELD ont dû reverser à la Caisse des dépôts le montant de leurs charges prévisionnelles 2011 notifiées, ces dernières étant négatives.
 Le bilan des compensations reçues au 31 août 2012 est donné dans le tableau ci-dessous :
ELD
156,3 M€
EDM
63,2 M€
EDF
2 662,4 M€
   Total
2 882,0 M€
 La CSPE n'a pas contribué, en 2011, au financement du TaRTAM.
A N N E X E 4
RELIQUATS 2005, 2006, 2007, 2008, 2009 ET 2010
 La présente annexe reprend les charges déclarées au titre des années 2005 à 2010 en complément des charges déjà constatées pour ces exercices. Elles sont intégrées au montant des charges de 2013.
A. ― Surcoûts supportés par EDF
1. Obligation d'achat en métropole continentale
1.1. Surcoûts supportés au titre des années 2008 et 2009
 Les déclarations au titre des années 2008 et 2009 représentent un coût d'achat de ― 0,5 k€. Elles correspondent à la revente d'un surplus par une ELD, surplus régularisé ex post, et à la prise en compte tardive d'une indemnité de résiliation.
 Le surcoût estimé pour EDF est de ― 0,6 k€.
1.2. Surcoûts supportés au titre de 2010
 Dix-sept contrats (hors photovoltaïque) et 1785 contrats photovoltaïques, actifs en 2010, n'ont été signés qu'en 2011. Ils sont donc présentés au titre des reliquats pour l'année 2010. Ils représentent environ 10,9 M€. La revente du surplus d'obligation d'achat de trois ELD, régularisée ex post, représente quant à elle 2,0 M€.
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° 11 du 13/01/2013 texte numéro 25

 Différents correctifs (indemnités de résiliation...) conduisent finalement à un surcoût au titre de l'année 2010 de 9,7 M€.
 La prise en compte des différents reliquats amène à augmenter les surcoûts liés à l'obligation d'achat en métropole au titre de 2011 de 9,7 M€.
2. Achats d'énergie dans les zones non interconnectées
2.1. Surcoûts supportés au titre de 2008
 Trois contrats photovoltaïques en Guadeloupe ont été régularisés par EDF au titre de l'exercice 2008. Le surcoût imputable à ces contrats est de 1,6 k€ pour un volume d'achat de 5,5 MWh.
2.2. Surcoûts supportés au titre de 2009
 Treize contrats photovoltaïques en Guadeloupe, en Corse et à La Réunion ont été régularisés par EDF au titre de l'exercice 2009. Le surcoût imputable à ces contrats est de 65,6 k€ pour un volume d'achat de 203,8 MWh.
2.3. Surcoûts supportés au titre de 2010
 De nombreux contrats, essentiellement photovoltaïques, ont fait l'objet d'une déclaration, pour la première fois en 2011, au titre de 2010. Le détail des volumes et coûts d'achat est fourni dans le tableau 1.2 qui suit.
Tableau 1.2. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat
relatifs aux contrats 2010 en ZNI retenus a posteriori par la CRE
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 11 du 13/01/2013 texte numéro 25

 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 2010. Deux autres régularisations importantes concernent les achats d'électricité auprès d'installations thermique en Martinique et biomasse en Guyane qui n'ont pas été présentés pour la compensation en 2010. Le montant négatif déclaré au titre d'une installation géothermique en Guadeloupe est la conséquence d'une disponibilité inférieure à la valeur contractuelle. La régularisation des contrats hydrauliques correspond aux corrections des erreurs de comptage et de calcul de la prime de majoration de qualité.
 Ces différents correctifs conduisent finalement à un surcoût au titre de l'année 2010 de 6,2 M€.
 Au total, les régularisations et déclarations conduisent à augmenter les surcoûts compensés à EDF au titre des achats d'énergie en 2011 d'un montant de 6,3 M€.
3. Surcoût de production dans les zones non interconnectées
3.1. Surcoûts liés à la fourniture des clients bénéficiant
du « tarif agent »
 Afin de prendre en compte l'impact du « tarif agent » sur le calcul de surcoût de production, la CRE procède annuellement, sur la base de la comptabilité appropriée d'EDF, au calcul de la majoration du chiffre d'affaires et de la part de ce chiffre d'affaires supplémentaire concernant les agents de l'entité production (1). Au cours de l'année 2011, les services de la CRE et ceux d'EDF ont échangé sur les données nécessaires à ces calculs et ont procédé à la correction d'erreurs récurrentes.
 De ce fait, les surcoûts liés à l'avantage du « tarif agent » ont été réévalués pour les exercices 2005 à 2010 inclus et font donc l'objet d'une régularisation de 7,9 M€.
 (1) Cf. paragraphes A-1, A-1.1.2.4 et A-1.2.1.2 en tout ce qui concerne les surcoûts liés au « tarif agent » au titre de l'année 2011.