3.4.2. Transfert de clientèle des tarifs résidentiels BASE et HP/HC vers TEMPO
 L'incitation à choisir une option TEMPO pour un client bleu en option BASE et HP/HC reste importante bien qu'en baisse en raison de la hausse significative du tarif TEMPO par rapport aux autres options tarifaires. La souscription de TEMPO diminue en moyenne le montant de la facture de 7 % soit environ 40 € pour les clients initialement en option BASE et de 5 % soit environ 55 € pour les clients en option HP/HC.
3.4.3. Transfert de clientèle d'un tarif HP/HC et TEMPO vers un tarif BASE
 En moyenne, les clients aux tarifs bleus option HP/HC et TEMPO ne sont pas incités à souscrire une option BASE. Ils subiraient le cas échéant une augmentation moyenne de facture respectivement de 3 % (35 €) et de 8 % (145 €).
 Si cette augmentation de facture demeure stable à la suite de ce mouvement pour les clients HP/HC, elle est logiquement réduite de 3 % pour les clients TEMPO, cette option ayant subi une hausse plus importante que la moyenne des tarifs bleus, du fait de sa situation de trappe tarifaire.
 Le graphique ci-après illustre l'évolution du niveau d'incitation à changer d'option tarifaire en fonction de la consommation dans le cas d'un changement de l'option HP/HC vers l'option BASE pour une puissance souscrite de 9 kVA, avant et après le mouvement tarifaire envisagé.
 Il est à noter qu'après le mouvement, il n'y a plus d'incitation pour un client actuellement en HP/HC à souscrire une option BASE, quel que soit son niveau de consommation.
Figure 4. ― Incitation d'un client bleu résidentiel 9 kVA HP/HC à souscrire une option 9 kVA BASE,
avant et après le mouvement tarifaire envisagé
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 176 du 31/07/2013 texte numéro 88

4. Analyse de la couverture des coûts de production du fournisseur EDF
4.1. Principes généraux
 Sur le fondement des données qui ont servi à l'élaboration du rapport de la CRE du 4 juin 2013 sur les coûts de production et les coûts commerciaux d'EDF (ci-après le « rapport »), la CRE a procédé à l'analyse de la couverture des coûts de production par les tarifs réglementés de vente d'électricité envisagés.
 Comme explicité dans son rapport, la CRE a évalué pour ce faire le coût comptable de fourniture de l'entreprise EDF, composé (i) des charges de capital liées à l'activité de fourniture d'électricité, (ii) des charges fixes et variables d'exploitation et (iii) des coûts commerciaux. Pour le calcul des charges de capital liées à l'activité de fourniture d'électricité, la CRE s'appuie sur la valeur comptable du capital engagé par l'entreprise, rémunérée à son coût moyen pondéré du capital, et sur les amortissements comptables des investissements réalisés.
 Le coût comptable ainsi évalué par la CRE fait apparaître progressivement au fil des années l'effet des investissements réalisés par l'entreprise au rythme de leur amortissement, et non au rythme des dépenses effectivement réalisées. Il donne ainsi une représentation comptable du remboursement du capital investi dans l'outil de production et du montant résiduel des capitaux engagés.
 En revanche, il ne permet pas d'appréhender la question du financement des activités de l'entreprise, qui doit être examinée sous l'angle de la trajectoire d'endettement de l'entreprise.
 Concernant l'année 2012, la CRE a pu expertiser les coûts de production et de commercialisation tels que constatés dans la comptabilité de l'entreprise, soit respectivement 23 188 M€ et 2 236 M€.
 Le coût comptable de production prévisionnel pour l'exercice 2013 retenu par la CRE pour le présent avis se fonde sur l'évolution globale des coûts de production telle qu'elle ressort de son rapport. Celui-ci met en lumière une hausse annuelle moyenne des coûts sur la période 2007-2012 de 4,5 % (12). A l'aune de ces constatations sur le passé et des données prévisionnelles transmises par EDF, la CRE retient comme meilleure prévision pour 2013 une évolution des coûts se poursuivant au même rythme de 4,5 %, soit un montant total de 24 231 M€. Ce coût comptable de production prévisionnel 2013 se fonde sur l'hypothèse d'une conservation des durées d'amortissement comptables des centrales nucléaires telles qu'existantes dans les comptes publiés par l'entreprise pour l'exercice 2012.
 Les coûts commerciaux prévisionnels pour l'exercice 2013 retenus par la CRE dans le cadre du présent avis se fondent également sur le travail d'analyse mené dans son rapport. Si les coûts commerciaux sont en forte évolution sur la période 2008-2012, leur évolution marque un net ralentissement sur les deux derniers exercices.
 En l'absence de nouveaux éléments de nature à remettre en cause ce ralentissement relevé au cours des deux derniers exercices et dans les éléments prévisionnels fournis par EDF, et à cadre réglementaire constant concernant les CEE, la CRE retient des coûts commerciaux prévisionnels en 2013 de 2 236 M€, en hausse de 1,8 % par rapport aux coûts commerciaux constatés sur l'exercice 2012.
 Le coût comptable de production est ventilé entre les différents segments de clients au moyen de clefs de répartition (13). Ces clefs sont calculées en valorisant les courbes de charge des options tarifaires au moyen des coûts de production sous-jacents à la structure de la part production des tarifs de vente.
 Les coûts commerciaux sont quant à eux ventilés entre les différents segments de clients directement lorsque les coûts peuvent être clairement identifiés et imputés à ces derniers. Les coûts non directement imputables, correspondant aux coûts partagés par plusieurs ou tous les segments, sont répartis entre les segments concernés par des clefs de répartition adaptées à la nature du coût concerné. Ces méthodes de répartition ont fait l'objet d'un audit externe en 2011 et n'appellent pas de remarques de la part de la CRE, comme celle-ci l'indique dans son rapport.
 Pour chaque segment étudié, la part production des tarifs de vente, telle qu'elle résulte de la hausse envisagée, est obtenue en retranchant du tarif de vente moyen pour ce segment la moyenne du tarif d'utilisation des réseaux publics applicable au 1er août 2013 aux clients dudit segment, ainsi que les coûts commerciaux prévisionnels pour l'année 2013tels qu'évalués par la CRE.
 La part production des tarifs est ensuite comparée aux coûts de production, sur chaque segment tarifaire.
 (12) Rapport de la CRE sur les coûts de production et de commercialisation d'EDF dans le cadre des tarifs réglementés de vente d'électricité du 4 juin 2013, section 1, chapitre 5.1.
 (13) A cette maille d'analyse, les coûts sont répartis à partir de clefs de répartition par couleur et option tarifaires. Celles-ci sont construites à partir des volumes de vente aux tarifs par option de la base clientèle d'EDF et des coûts de développement du parc de production optimal sous-jacent à la construction en structure de la grille tarifaire d'EDF. La méthodologie de construction est explicitée dans le rapport de la CRE sur les coûts de production et de commercialisation d'EDF pour la fourniture des tarifs réglementés de vente d'électricité, publié en juin 2013.