2. Observations
2.1. Mouvement proposé
 La hausse proposée se traduit par une augmentation de la part fourniture du tarif de vente moyen de 1,8 €/MWh HT pour le tarif bleu, 4,2 €/MWh HT pour le tarif jaune et 4,2 €/MWh HT pour le tarif vert A.
 La part fourniture du tarif de vente est obtenue en déduisant du tarif de vente moyen par catégorie le tarif d'utilisation des réseaux publics en vigueur (TURPE 2) et la contribution tarifaire acheminement.
TARIF RÉGLEMENTÉ DE VENTE
(€/MWh HT)
PART FOURNITURE DU TARIF RÉGLEMENTÉ DE VENTE
(€/MWh HT)
En vigueur (1)
Proposé
En vigueur (1)
Proposée
Bleu.
88,8
90,6
47,8
49,6
Jaune.
70,3
74,5
38,2
42,4
Vert A.
52,6
56,8
34,7
38,9

 Source : calculs CRE sur la base de données EDF.
(1) Evaluations basées sur les consommations constatées en 2007, ce qui explique les légers écarts avec les chiffres donnés dans l'avis de la CRE du 9 août 2007.
 La hausse proposée entraînera une augmentation équivalente, en pourcentage, du tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché. Son montant, fixé par un arrêté du 3 janvier 2007, et sur lequel la CRE ne rend pas d'avis, est égal au tarif réglementé de vente majoré respectivement de 10 % pour les tarifs bleus, 20 % pour les tarifs jaunes et 23 % pour les tarifs verts.
2.2. Analyse du niveau
 Pour vérifier que les tarifs couvrent les coûts d'EDF, la CRE a utilisé le modèle financier qu'elle a développé depuis juillet 2004. Ce modèle permet d'estimer, pour une année donnée, le compte de résultat de l'activité de fourniture aux tarifs réglementés sur les différents segments de clientèle.
 Sur la base des coûts comptables d'EDF (actifs à leur valeur historique), le coût de production était de l'ordre de 35 €/MWh en 2007.
 La CRE s'est également appuyée sur les conclusions de l'étude citée ci-dessus concernant l'évaluation proposée par EDF pour ses coûts de production. Cette évaluation s'appuie sur les données issues de la comptabilité d'EDF et s'apparente aux méthodes fondées sur des coûts historiques réévalués pratiquées dans le cas d'infrastructures régulées. Le cabinet de conseil a mené une analyse de sensibilité sur les paramètres clés de la méthode dont, notamment, l'indice de réévaluation et le coût moyen pondéré du capital. Il a conclu qu'une fourchette raisonnable d'évaluation, sur la base de cette approche, serait de 41 à 43 €/MWh en 2007.
 Pour 2008 et 2009, le modèle financier prend en compte des hypothèses économiques sur les facteurs d'évolution des charges. Le modèle répartit les charges de production entre les différents segments de clientèle en fonction de clés de répartition, qui peuvent varier légèrement selon les méthodes de calcul retenues. De plus, 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 sur 2008 et 2009 sont à considérer.
 La CRE a aussi analysé la part production des tarifs. Celle-ci est obtenue en déduisant de la part fourniture les coûts commerciaux et les frais de gestion de la clientèle exposés par EDF. Pour un tarif donné, la part production, pour le parc de production considéré, est composée :
 ― d'une « part ruban », qui, compte tenu du tarif de vente réglementé annuel, 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 toute une année ;
 ― d'un « facteur de forme », qui, compte tenu du tarif de vente réglementé annuel, évalue les recettes « production » devant couvrir les coûts de production imputables à l'écart entre la consommation effective du client moyen du tarif considéré et la consommation en ruban du client théorique.
 Les facteurs de forme utilisés ont été calculés par EDF. Par définition, la « part ruban » devrait être identique pour tous les tarifs. L'égalisation des « parts ruban » contribue ainsi à fixer le niveau des tarifs à atteindre. Toutefois, l'évaluation des facteurs de forme est maintenant ancienne et nécessite une mise à jour. En conséquence, seuls les ordres de grandeur des résultats obtenus par cette méthode sont à considérer.
 Les résultats du modèle et de la méthode d'égalisation des « parts ruban » permettent de dégager une fourchette pour le niveau des tarifs à atteindre afin qu'ils couvrent le coût de production d'EDF.
 Les hausses différenciées permettent de réduire de moitié l'écart entre les « parts ruban » des trois segments tarifaires.
EN €/MWh
ÉCART « PART RUBAN » JAUNE/
« part ruban » bleu
ÉCART « PART RUBAN » VERT/
« part ruban » bleu
Actuel.
― 4,1
― 5
Après la hausse envisagée.
― 2,1
― 2,8
2.3. Evolution des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité
 Les tarifs réglementés de vente n'ont jamais pris en compte, depuis leur mise en place fin 2001, les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité. En conséquence, la part fourniture des tarifs, obtenue par différence entre les tarifs réglementés et les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité, ne reflète pas toujours les coûts. Tel est le cas de certains clients, dont la part fourniture est quasiment nulle.
 Les nouveaux tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité devront être pris en compte, dès leur entrée en vigueur, dans la structure et le niveau des tarifs réglementés de vente, afin de corriger ce défaut.
2.4. Analyse pour les ELD
 Dans la mesure où les tarifs de cession, fixés par décret, ont été mis en place pour permettre aux ELD de fournir leurs clients aux tarifs réglementés de vente, toute évolution des tarifs réglementés de vente doit être répercutée sur les tarifs de cession. Or, le niveau des tarifs de cession n'a pas évolué depuis leur mise en place fin janvier 2005 sur la base de calculs effectués en 2003.
 Depuis 2003, les recettes issues de la part production des tarifs réglementés de vente perçues par les ELD ont augmenté du fait de la baisse moyenne du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité, intervenue le 1er janvier 2006, et de la hausse des tarifs réglementés de vente en août 2006 et 2007. La nouvelle hausse tarifaire proposée augmentera encore ces recettes, et donc la marge réalisée par les ELD sur l'activité de fourniture aux tarifs réglementés de vente.
 A titre d'illustration, la CRE a constaté que des remises commerciales sur les tarifs réglementés d'électricité étaient pratiquées par au moins une ELD, ce qu'elle a porté devant le Conseil de la concurrence.
 Une hausse des tarifs de cession est donc nécessaire.
3. Avis de la CRE
 3.1. La CRE rappelle que l'article 4 de la loi du 10 février 2000 impose que les tarifs réglementés de vente « couvrent l'ensemble des coûts supportés à ce titre par EDF et les distributeurs non nationalisés ».
 Elle note avec satisfaction le fait que le Gouvernement propose une évolution des tarifs réglementés différenciée entre les tarifs bleu, jaune et vert A qui s'appliquent respectivement aux clients résidentiels et aux petits professionnels, aux PME-PMI et aux grandes entreprises.
 L'analyse menée par la CRE montre que les hausses de tarifs devraient être plus élevées que celles proposées. Elle considère que les hausses envisagées constituent toutefois une première étape importante sur la trajectoire visant à atteindre les niveaux de couverture des coûts prévus par la loi.
 En conséquence la CRE émet un avis favorable sur les hausses proposées.
 3.2. Afin que les tarifs reflètent les coûts, comme l'exige la loi, la structure et le niveau des tarifs devront être réévalués dès l'entrée en vigueur du prochain tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité.
 3.3. Les tarifs de cession ayant été mis en place pour permettre aux ELD de fournir leurs clients aux tarifs réglementés de vente, ils doivent évoluer rapidement pour tenir compte des évolutions des tarifs réglementés de vente intervenues depuis leur évaluation.