1.3. Surcoûts de production prévisionnels supportés par EDF dans les ZNI
Les coûts de production prévisionnels retenus par la CRE et la part production dans les recettes prévisionnelles d'EDF s'élèvent respectivement à 757,5 M€ et 234,4 M€, le montant des surcoûts de production prévisionnels au titre de 2016 dans les ZNI est égal à 523,1 M€.
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
2.1. Définition
Les surcoûts d'achat prévisionnels supportés par EDF en 2016 sont dus aux contrats d'achat suivants :
- les 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) ;
- les contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-27 du code précité) ;
- les contrats conclus dans les ZNI avec des producteurs indépendants en dehors du cadre des articles L. 314-1, L. 311-10 et L. 121-27 du code précité (V de l'article 4 du décret n° 2004-90) ;
- les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables ».
En application du 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie, le montant des surcoûts est égal à la différence entre le prix d'acquisition de l'électricité payé en exécution des contrats en cause et :
- en métropole continentale, « les coûts évités à EDF, (…) calculés par référence aux prix de marché de l'électricité » ;
- dans les ZNI, le prix de cette électricité calculé comme « la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité» (soit sur la même base que pour les surcoûts de production établis au chapitre précédent).
2.2. Coûts dus aux contrats d'achat
2.2.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels (hors ZNI)
La prévision des quantités achetées en 2016 est établie à partir des montants retenus au titre de 2014 et des évolutions prévues en 2015 et 2016, fournies et justifiées par EDF. Comme indiqué en introduction, la CRE n'a pas modifié ces prévisions.
L'évaluation des coûts d'achat, faite par EDF et partagée par la CRE, se fonde sur les hypothèses détaillées infra.
L'évolution de la filière cogénération sous obligation d'achat (installations de moins de 12 MW) en 2016 est uniquement liée à l'arrivée à échéance de certains contrats d'achats, dans la mesure où EDF retient l'hypothèse que les nouvelles installations qui seront mises en service en 2016 bénéficieront du complément de rémunération (cf paragraphe A.4). Pour l'année 2015, EDF prévoit la mise en service de 150 MW de nouvelles installations sous le régime de l'arrêté du 11 octobre 2013. La rémunération des installations bénéficiant des conditions tarifaires de cet arrêté est calculée selon la méthodologie prévue à partir des données de marché disponibles. La rémunération moyenne de la filière est ainsi estimée à 135,0 €/MWh en 2016, soit une progression de 0,7 % par rapport au coût moyen constaté en 2014.
La filière diesels « dispatchables » est en extinction progressive. Sa puissance installée future est précisément connue.
Pour l'hydraulique, EDF retient une hypothèse d'un développement du parc à un rythme d'une dizaine de MW par an, et du maintien sous obligation d'achat de 80 % des installations dont le contrat arrive à échéance, bénéficiant de l'arrêté « rénovation ». Une hypothèse d'hydraulicité normale est retenue pour le calcul du productible. Le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 74,0 €/MWh.
Pour la filière éolienne, EDF retient une hypothèse de développement du parc installé de 90 MW par mois, et une durée moyenne de fonctionnement de 2 094 heures. Le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 90,0 €/MWh, en hausse de 1,6 % par rapport à 2014 sous l'effet de l'indexation.
Pour les centrales d'incinération, EDF prend l'hypothèse d'un accroissement du parc de 20 MW au cours de l'année 2015, en raison de la reconduction sous obligation achat de centrales rénovées, ainsi que 3 MW de nouvelles installations mises en service en 2016. La durée de fonctionnement retenue est de 5 950 heures, et le tarif moyen d'achat est de 56,1 €/MWh.
Pour la filière biogaz, EDF fait l'hypothèse que 36 MW de nouvelles installations sous le régime tarifaire de l'arrêté du 19 mai 2011 seront mis en service annuellement. Le prix unitaire moyen est estimé à 117,3 €/MWh.
Pour la filière biomasse, EDF considère que 245 MW seront mis en service d'ici 2016 par les candidats retenus à l'issue des appels d'offres de 2009 et 2010. Un développement du parc de 7 MW par trimestre, sous l'effet de l'arrêté tarifaire du 27 janvier 2011, est également attendu. Le coût unitaire d'achat pour la filière en 2016 est de 149,3 €/MWh.
Le développement de la filière photovoltaïque en 2015 et 2016 se fera sous le régime tarifaire de 2011 (de l'ordre de + 450 MW par an) et sous le régime des appels d'offres de 2011 et 2013 (+ 192 MW en 2016). Le prix d'achat prévisionnel moyen du photovoltaïque s'établit à 348,6 €/MWh, en baisse par rapport à la prévision 2015 (390,6 €/MWh) en raison de l'entrée en vigueur de nouveaux contrats dont les prix d'achat sont moins élevés.
Prévisions
Compte tenu de ce qui précède, les quantités et les coûts d'achat prévisionnels pour 2016 sont indiqués dans le tableau 1.3.
Tableau 1.3 : quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels pour 2016 (hors ZNI) 
Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384
Le montant des achats de l'électricité produite par les installations de cogénération est en augmentation, en raison d'une reprise attendue du développement du parc de cogénération sous obligation d'achat en 2015. EDF ne prévoit pas d'appel pour les installations de cogénération en mode dispatchable.
L'augmentation prévue des quantités achetées à la filière hydraulique s'explique par le développement du parc sous obligation d'achat.
La filière éolienne poursuit son développement avec une production estimée à 21,7 TWh, soit une augmentation de 33,3 % par rapport à 2014. Le coût d'achat unitaire augmente avec l'inflation.
Les filières biomasse et biogaz se développent également significativement :
- biomasse : la croissance de cette filière résulte de la mise en service d'installations issues d'appels d'offres et de quelques installations bénéficiant de l'arrêté tarifaire de 2011 ;
- biogaz : les volumes et les coûts d'achat unitaires devraient croître sensiblement sous l'effet de l'arrêté tarifaire publié en novembre 2011.
Les volumes d'énergie de la filière photovoltaïque augmentent de 41 % par rapport à 2014, sous l'effet du développement du parc. Cette croissance soutenue du parc conduit à une hausse des volumes d'énergie, mais surtout du coût d'achat en 2016. Le photovoltaïque représentera 40 % du coût de l'obligation d'achat en métropole, pour 15,7 % de l'énergie produite.
2.2.2 Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels dans les ZNI
Les quantités et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI pour l'année 2016 sont présentés dans le tableau 1.4.
Tableau 1.4 : quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2016 
Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384
Les volumes d'achat prévus pour 2016 sont en hausse de 18,7 % par rapport aux volumes achetés en 2014 et les coûts d'achat correspondant croissent de 6,9 %. L'année 2016 est en effet la première année de production sur une année complète des centrales d'EDF PEI qui remplacent les installations exploitées par EDF SEI.
Presque la moitié de l'électricité achetée provient de centrales thermiques et de groupes de secours (45 % du total des achats).
Les installations fonctionnant à la bagasse et au charbon constituent la deuxième source d'approvisionnement (30 % des volumes achetés).
La filière photovoltaïque continue à se développer mais à un rythme légèrement ralenti (prévision d'une croissance de 20% de la production et des coûts d'achat afférents entre 2014 et 2016 contre une prévision de croissance de 22% entre 2013 et 2015). Les premières installations avec stockage sélectionnées à l'issue de l'appel d'offres de 2011 sont mises en service. L'électricité photovoltaïque représente le deuxième poste de charges. Les coûts d'achat de cette filière excèdent ceux des installations fonctionnant à la bagasse et au charbon.
2.2.3. Coût du contrôle des installations de cogénération
Le contrôle des installations de cogénération effectué par EDF permet de vérifier leur efficacité énergétique et l'application correcte de la rémunération complémentaire facturée par le producteur. Le coût de ce contrôle est compensé, car il est un élément de détermination du coût d'achat pour les installations de cogénération.
Pour 2016, le montant prévu est identique à celui constaté en 2012, soit 0,1 M€.
2.3. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat
2.3.1 Coût évité par les contrats d'achat hors ZNI
2.3.1.1. Cas général
Le 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie dispose que les coûts évités à EDF par les contrats d'achat en métropole continentale sont évalués « par référence aux prix de marché de l'électricité ».
La méthodologie d'évaluation du coût évité par EDF en métropole est détaillée dans la délibération de la CRE du 25 juin 2009. Dans le cas général des filières sous obligation d'achat, le coût évité à EDF distingue le coût évité par la production quasi-certaine et celui évité par la production dite aléatoire. Des méthodologies d'évaluation particulières sont prévues pour les filières photovoltaïque, les filières dispatchables et les contrats dont la rémunération est horosaisonnalisée.
Le coût évité par la production quasi-certaine est calculé en utilisant les prix de marché à terme observés sur EEX Power Derivatives. Le coût évité par la production aléatoire est calculé, pour une prévision, en référence à la moyenne des prix à terme trimestriels évalués entre le 1er janvier 2014 et le 31 août 2015.
Le coût évité par la production aléatoire est calculé en fonction des prix de marché mensuels sur l'année 2016, qui sont calculés à partir de la moyenne, depuis 2002, des rapports du prix du mois sur le prix du trimestre correspondant (poids moyen du mois dans le trimestre).
Le coût évité par la part aléatoire de la production éolienne est quant à lui évalué de manière à refléter les effets de corrélation entre ces production et les prix de marché (cf annexe 2 - paragraphe A.2.2.1.1).
Les contrats d'achat pour la filière photovoltaïque font quant à eux l'objet d'un traitement particulier détaillé dans la prochaine section.
Le coût évité ainsi obtenu s'élève pour l'année 2016 à 1 544,6 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »).
Coût évité par la production quasi-certaine :
Tableau 1.5. - Puissance quasi-certaine retenue pour l'année 2016
PUISSANCE QUASI-CERTAINE (MW)
Ruban de base
1 100
Surplus de production Q1 (15)
2 400
Surplus de production M11/M12 (16)
2 600
(15) Premier trimestre
(16) M11 : novembre ; M12 : décembre
Les cotations des produits à terme utilisées lors du calcul des charges constatées pour calculer le coût évité par le surplus de production observé sur les mois de novembre et décembre étant indisponibles lors de la prévision de charges, le coût évité par cette production quasi-certaine est calculé de la même manière que le coût évité par la production aléatoire.
Tableau 1.6 : Prix de marché retenus pour 2016 (€/MWh)
RUBAN
Q1
M11
M12
40,98
47,32
42,64
40,95
Le coût évité par la production quasi-certaine, correspondant à 18,7 TWh, est de 803,0 M€.
Coût évité par la production aléatoire :
Tableau 1.7 : Prix de marché trimestriels pour 2016 (€/MWh)
Q1
Q2
Q3
Q4
47,20
32,36
34,42
42,38
Tableau 1.8 : Coût aléatoire prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2016 (hors contrats PV, contrats horosaisonnalisés, « modulables » et cogénérations « dispatchables »
Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384
Le coût évité par la production aléatoire s'élève à 741,5 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »).
2.3.1.2. Coût évité par les contrats d'achat photovoltaïques (hors ZNI)
Le calcul du coût évité par les installations photovoltaïques fait l'objet d'un traitement particulier. A la suite des préconisations inscrites dans le rapport Charpin-Trink issu de la concertation post-moratoire avec les acteurs de la filière, la CRE a mis en place une nouvelle méthode de calcul des coûts évités pour l'acheteur obligé, qui tient compte du profil de production de la filière.
La référence de coût évité pour la prévision 2016 est calculée en appliquant aux prix de marché mensuels, dont le calcul est décrit dans la partie précédente, le rapport moyen des prix spot pondérés par les profils de production horosaisonniers du profil PRD3 (utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution) sur les prix spot mensuels. Cette méthode de calcul permet de déterminer un niveau de valorisation de l'électricité photovoltaïque en accord avec les périodes de production théorique, le photovoltaïque permettant de produire uniquement le jour, lorsque les prix spot sont les plus élevés sur le marché de gros.
Ainsi, le coût évité total prévisionnel pour la filière photovoltaïque en 2016 est de 327,8 M€.
2.3.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat horosaisonnalisé
Certaines installations bénéficient de contrats d'achat à différenciation horosaisonnière, ce qui signifie que 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, pour ces contrats, une corrélation temporelle entre le volume acheté par EDF et le prix de marché. Le coût évité doit donc être calculé par poste horosaisonnier.
Ne pouvant prévoir, pour 2016, les prix de marché horaires et la répartition horaire des volumes achetés, on considère, en première approximation, que le coût évité par ces installations en 2016 a varié, par kWh, par rapport à 2014, dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2014 et 2016. Le coût évité est ainsi estimé à 67,1 M€.
2.3.1.4. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable »
Les installations « dispatchables », qui font l'objet de contrat type « appel modulable », devraient représenter, fin 2016, une puissance garantie de 13 MW. Leur production prévisionnelle s'élève à 0,5 GWh. La moyenne des résultats des appels d'offres de RTE pour la mise à disposition de réserves complémentaires a été retenue pour l'évaluation du coût fixe évité à l'acheteur obligé. Le coût fixe évité prévisionnel est ainsi évalué à 1,4 M€.
La valorisation du coût évité « énergie » s'effectue, quant à elle, suivant la même méthode que celle retenue pour les contrats horosaisonnalisés décrite ci-dessus (i.e. variation dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2014 et 2016). Sur cette base, le coût évité « énergie » par les installations « dispatchables » est évalué à 0,1 M€. Le coût évité total est donc de 1,5 M€.
2.3.1.5. Cas particulier des installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable »
Les installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable » devraient représenter, en moyenne sur la période hivernale de 2016, une puissance garantie de 100 MW, pour une production prévisionnelle sur appel estimée à 0 GWh par EDF. La production hors appel a été intégrée au calcul du coût évité du cas général.
Le principe de calcul du coût évité par ces installations pour 2016 est identique à celui adopté pour 2014 (cf. annexe 2 - A.2.2.1.5). Le coût fixe évité par les installations de cogénération en mode « dispatchable » est, ainsi, évalué à 1,9 M€. Le coût évité « énergie » pour la production sur appel est de 0 M€. Le coût évité total est donc de 1,9 M€.
2.3.1.6. Prise en compte de l'imprévisibilité d'une partie de la production sous obligation d'achat
À la suite de la délibération de la CRE du 16 décembre 2014 portant communication relative à l'évolution de la méthodologie de calcul du coût évité par l'électricité produite sous obligation d'achat en métropole continental, EDF a procédé à la création d'un périmètre d'équilibre dédié à l'obligation d'achat, au sein duquel les installations sous obligation d'achat ont été basculées au 1er juillet 2015. En conséquence, les coûts évités par l'obligation d'achat seront évalués conformément à la méthodologie définie dans cette délibération à compter de cette date.
EDF a estimé le coût résultant pour l'année 2016 à 20 M€, en tenant compte des volumes prévus pour chaque filière sous obligation d'achat, de leur contribution respective au volume total d'écart et des prix de marché à terme. Ce coût est à retrancher du coût évité par les contrats d'achat prévu au titre de 2016.
2.3.1.7. 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 est évalué à 1 922,9 M€ (803,0 M€ de coût évité par la production quasi-certaine + 741,5 M€ de coût évité par la production aléatoire + 327,8 M€ de coût évité par les contrats photovoltaïques + 67,1 M€ de coût évité horosaisonnalisé + 1,5 M€ de coût évité par les installations « dispatchables » + 1,9 M€ de coût évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable » - 20 M€ au titre de la prise en compte du coût de l'imprévisibilité de la production sous obligation d'achat).
2.3.2. Coût évité par les contrats d'achat dans les ZNI
Conformément au 2° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie, le coût évité par les contrats d'achat dans les ZNI est calculé en valorisant l'électricité achetée par EDF à la part production des tarifs de vente appliqués aux clients non éligibles. Il s'élève à 383,0 M€, comme détaillé dans le tableau 1.9.
Tableau 1.9 : coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2016 
Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384
(*) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte au titre des surcoûts de production.
2.4. Surcoûts prévisionnels dus aux contrats d'achat supportés par EDF
Les surcoûts prévisionnels supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2016 s'élèvent à :
- 4 741,1 M€ en métropole continentale (6 663,9 M€ de coût d'achat + 0,1 M€ de contrôle de cogénération - 1 922,9 M€ de coût évité) ;
- 1 034,8 M€ dans les ZNI (1 417,8 M€ de coût d'achat - 383,0 M€ de coût évité) ;
soit un total de 5 775,9 M€.
3. Charges dues à la rémunération de la disponibilité des cogénérations de plus de 12 MW
3.1. Contexte
La loi n° 2013-619 du 16 juillet 2013 portant diverses dispositions d'adaptation au droit de l'Union européenne dans le domaine du développement durable a instauré une prime transitoire à la capacité pour les centrales de cogénération de plus de 12 MW. L'article L. 314-1-1 du Code de l'énergie ainsi créé disposait que les centrales de cogénération de plus de 12 MW qui sont sorties de l'obligation d'achat pouvaient signer un contrat avec EDF rémunèrant la disponibilité annuelle de leur capacité de production.
Un arrêté du 19 décembre 2013 (17) a fixé le montant maximal de la rémunération annuelle à 45 000 € par MWe de puissance garantie en hiver.
Ces dispositions ont été jugées contraires à la constitution par la décision 2014-410 QPC du 18 juillet 2014 du Conseil constitutionnel (société Roquette Frères). Cependant, le Conseil constitutionnel a jugé que la remise en cause, en cours d'année, de cette rémunération aurait des conséquences manifestement excessives. En conséquence, les rémunérations dues en vertu de contrats déjà conclus au titre des périodes antérieures au 1er janvier 2015 ne sont pas remises en cause.
Ce dispositif a été rétabli dans par la loi n°2014-1545 du 20 décembre 2014 relative à la simplification de la vie des entreprises. Un nouvel arrêté publié en juillet 2015 a par ailleurs repris l'essentiel des modalités de l'arrêté du 19 décembre 2013.
3.2. Montant des charges prévisionnelles
EDF prévoit que 1 774 MW de puissance garantie au sein du parc de centrales cogénérations bénéficieront de cette prime en 2016, pour une rémunération moyenne de 37 k€/MW.
Les charges prévisionnelles supportées par EDF au titre de la rémunération de la disponibilité des centrales de cogénération de plus de 12 s'élèvent à 65,6 M€.
4. Charges dues au versement du complément de rémunération
4.1. Contexte
La loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance a créé les articles L. 314-18 à L. 314-27 du code de l'énergie, qui instaurent un nouveau dispositif de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération : le complément de rémunération. L'introduction de ce mécanisme de soutien, qui prendra la forme d'une prime versée aux producteurs en complément de la valorisation de leur production sur les marchés, est rendue nécessaire par les lignes directrices de la Commission européenne sur les aides d'État dans les domaines de l'énergie et de la protection de l'environnement.
Ce dispositif vise a priori les installations de plus de 500 kW, pour lesquelles il viendrait se substituer à l'obligation d'achat en vigueur actuellement à horizon 2016. Il sera formalisé par un contrat conclu avec EDF, qui sera dès lors responsable du paiement de la prime et supportera en conséquence les charges de service public correspondantes. Les modalités d'application de ce dispositif seront précisées dans un décret en Conseil d'État, puis déclinées par filière dans des arrêtés tarifaires. Des premières orientations sont toutefois déjà disponibles, s'agissant notamment de la formule de calcul de la prime.
4.2. Montant des charges prévisionnelles
EDF a réalisé une prévision des installations susceptibles de bénéficier du complément de rémunération au cours de l'année 2016, et des charges en résultant. Dans ce cadre, EDF estime que la plupart des filières ne seront pas concernées à cette échéance, dans la mesure où, compte tenu du temps de développement des projets, les nouvelles installations de plus de 500 kW qui seront mises en service en 2016 bénéficieront du régime d'obligation d'achat demandé en 2015. Seules les filières incinération et cogénération seraient susceptibles de voir des installations bénéficiant du complément de rémunération se développer en 2016.
Les prévisions d'EDF sont détaillées dans le tableau ci-dessous. Le calcul du montant de la prime est fondé sur des hypothèses relatives aux prix de marché et aux éléments de calcul de la prime.
PUISSANCE INSTALLÉE (MW)
ENERGIE PRODUITE (GWH)
CHARGES (M€)
Cogénération
150 MW
18
15,9 M€
Incinération
22 MW
25
1,2 M€
TOTAL
177 MW
214 GWh
17 M€
Les charges prévisionnelles supportées par EDF résultant des contrats de complément de rémunération en 2016 s'élèvent à 17 M€.
5. Charges dues aux dispositifs sociaux
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). L'arrêté du 5 août 2008 fixe le plafond de ressources pour en bénéficier au plafond d'ouverture des droits à la couverture maladie universelle complémentaire. L'article 4-1 du décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 relatif à la tarification spéciale de l'électricité comme produit de première nécessite prévoit en outre, 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 23 décembre 2010 a modifié l'annexe du décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 susmentionné et a revu à la hausse de 10 % le niveau des réductions et des versements forfaitaires. Le chapitre Ier du décret n°2012-309 du 6 mars 2012 relatif à l'automatisation des procédures d'attribution des tarifs sociaux de l'électricité et du gaz naturel a modifié la procédure d'attribution du TPN aux ayants droit, rendant celle-ci automatique, sauf refus exprès de leur part.
La loi n° 2013-312 du 15 avril 2013 visant à préparer la transition vers un système énergétique sobre et portant diverses dispositions sur la tarification de l'eau et sur les éoliennes a étendu les critères d'éligibilité des bénéficiaires du TPN en introduisant un critère de revenu fiscal de référence par part. Le fichier des ayants droit sera désormais établi à partir d'informations provenant des organismes de sécurité sociale et de l'administration fiscale. La loi prévoit en outre l'extension du TPN aux gestionnaires de résidences sociales, au sens de l'article L.633-1 du code de l'habitation et de la construction. Elle étend aussi à tous les fournisseurs la mise en œuvre du TPN.
Le décret n°2013-1031 du 15 novembre 2013 portant extension à de nouveaux bénéficiaires des tarifs sociaux de l'électricité et du gaz naturel a revu en profondeur le mécanisme en mettant en place des déductions forfaitaires en fonction de la composition du foyer de la puissance souscrite. Avant ce décret, l'aide consistait en une réduction sur l'abonnement et sur la consommation d'électricité des 100 premiers kWh.
La loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte prévoit la création d'un chèque énergie à l'article L. 124-1 du code de l'énergie. Ce dispositif doit être mis en œuvre progressivement en remplacement du TPN d'ici le 1er janvier 2018.
Par ailleurs, les charges supportées du fait du TPN 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 pertes de recettes et des coûts relatifs à la mise en œuvre du TPN, dans la limite du concours financier de l'opérateur au fonds de solidarité pour le logement (arrêté du 24 novembre 2005 fixant le pourcentage de prise en compte, dans les charges de service public de l'électricité, de la participation instituée en faveur des personnes en situation de précarité).
5.1. Charges dues au « tarif de première nécessité »
5.1.1. Pertes de recettes prévisionnelles dues au TPN
L'automatisation de la procédure d'application du TPN a produit ses premiers effets dès 2012 : le nombre de bénéficiaires a doublé, soit 1,2 millions de personnes concernées à la fin de l'année. Il s'élève à 2,3 millions à fin 2014.
En tenant compte de l'expérimentation du chèque énergie à partir de mi 2016 et en prenant l'hypothèse qu'elle concernera 100 000 clients d'EDF, qui ne seront dès lors plus éligibles au TPN, EDF estime à 2,8 millions le nombre moyen de clients d'EDF qui bénéficieront du TPN en 2016 (métropole et Outre-mer).
Par ailleurs, EDF estime à 61 000 le nombre de logements dans des résidences sociales susceptibles de bénéficier du TPN en 2016.
La perte de recette d'EDF prévue pour 2016 s'élève à 241,4 M€, contre 174,9 M€ en 2014.
5.1.2. Surcoûts de gestion prévisionnels
Les surcoûts de gestion prévisionnels sont évalués, pour 2016, à 10,6 M€. Ces surcoûts de gestion se décomposent en frais de personnel pour 3,4 M€ et en frais externes pour 7,2 M€. Ils sont en hausse par rapport à 2014 (10,1 M€). L'augmentation de ces frais est principalement due à l'augmentation du nombre de bénéficiaires du TPN.
5.1.3. Pertes de recettes dues aux réductions instaurées sur les services liés à la fourniture
Les dispositions introduites par le décret n° 2006-924 du 26 juillet 2006 modifiant le décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 relatif à la tarification spéciale de l'électricité comme produit de première nécessité (abattement de 80 % sur la facturation d'un déplacement en raison d'une interruption de fourniture imputable à un défaut de règlement et gratuité de la mise en service et de l'enregistrement du contrat) entraînent des pertes de recettes pour EDF. Elles sont évaluées, pour 2016, à 5,5 M€.
Au total, les charges prévisionnelles supportées par EDF du fait du « tarif de première nécessité » sont évaluées, pour 2016, à 257,5 M€.
5.2. Charges dues au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité
Compte tenu du montant de charges supportées au titre du TPN et des dispositions prévues par l'arrêté du 24 novembre 2005, la compensation à accorder à EDF au titre de sa participation au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité est de 23,3 M€. L'intégralité des versements qu'EDF prévoit d'effectuer en 2016 aux fonds de solidarité pour le logement est prise en compte, car ceux-ci sont inférieurs au seuil de 20 % des charges liées au TPN.
5.3. Charges prévisionnelles dues aux dispositifs sociaux
Les charges prévisionnelles à compenser à EDF au titre des dispositions sociales en 2016 s'élèvent à 280,8 M€, contre 212,2 M€ de charges constatées en 2014.
B. Charges prévisionnelles supportées par les entreprises locales de distribution au titre de 2016
Les charges prévisionnelles que les ELD supporteront au titre de 2016 sont :
- les surcoûts dus aux contrats d'achat ;
- les charges dues aux dispositifs sociaux (TPN, dispositif précarité).
Les ELD prévoyant de supporter en 2016 de telles charges ont transmis à la CRE les données nécessaires à leur évaluation.
1. Surcoûts dus aux contrats d'achat
Les types de contrat pour lesquels les ELD prévoient de supporter des charges en 2016 sont :
- les contrats relevant de l'obligation d'achat (article L.314-1 du code de l'énergie) ;
- les contrats issus des appels d'offres lancés par le ministre chargé de l'énergie (article L.311-10 du code précité) ;
- les contrats conclus ou négociés avant le11 février 2000 (article L.121-7 du code précité).
Conformément au mécanisme introduit par la loi de finances rectificative pour 2011, les coûts évités sont calculés par référence aux tarifs de cession pour le volume d'achat se substituant aux quantités d'électricité acquises à ces tarifs et aux prix de marché de l'électricité pour le volume restant.
Ainsi la CRE doit désormais vérifier, pour les ELD s'approvisionnant en partie sur le marché, dans quel périmètre a été injectée l'énergie issue des contrats d'achat ci-dessus. Pour la part de cette énergie injectée dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés de vente, le coût évité est calculé en référence aux tarifs de cession ; pour la part injectée dans le périmètre de vente en offre de marché, le coût évité est calculé en référence aux prix de marché (les achats au tarif de cession ne pouvant être revendus en offre de marché).
Six ELD prévoient de s'approvisionner à la fois aux tarifs de cession et sur le marché en 2016. Cependant, elles anticipent que tous les volumes d'énergie qui seront achetés dans le cadre des contrats d'achat seront injectés dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés. De ce fait, le calcul du coût évité au titre de l'année 2016 a été effectué à partir du tarif de cession pour l'ensemble de ces ELD.
Le surcoût total prévisionnel dû aux contrats d'achat en 2016 s'élève à 220,2 M€, soit une augmentation de 27,2 M€ par rapport aux charges constatées pour l'année 2014. Cette progression est due à l'augmentation des quantités achetées : + 30 %, soit + 0,5 TWh. Les filières éolienne et photovoltaïque se développent particulièrement avec :
- une production photovoltaïque estimée à 340 GWh en 2016 (respectivement 257 GWh en 2014) et un surcoût évalué à 128 M€ (respectivement 121 M€) ;
- une production éolienne estimée à 1 056 GWh en 2016 (respectivement 740 GWh en 2014) pour un surcoût évalué à 55 M€ (respectivement 39 M€).
Par ailleurs, sept ELD ont annoncé des surplus de production dus à l'obligation d'achat et revendus à EDF.
2. Charges dues aux dispositifs sociaux
Les charges prévisionnelles dues aux dispositifs sociaux en 2016 s'élèvent à 8,3 M€, en hausse par rapport à 2014 (+ 28 %) en lien avec la croissance du nombre de bénéficiaires. Le nombre de bénéficiaires du TPN fournis par des ELD est estimé à 85 637 en 2016.
Les prévisions des ELD ne tiennent pas compte de l'instauration du nouveau dispositif du chèque énergie mentionné au paragraphe A.5.
3. Charges prévisionnelles totales des ELD au titre de 2016
Le montant prévisionnel des charges supportées par les ELD au titre de 2016 est de 228,5 M€. Les éléments du calcul du surcoût pour les ELD concernées sont indiqués dans le tableau 1.10.
Tableau 1.10. - Charges prévisionnelles des ELD au titre de 2016
ELD
CHARGES DUES AUX CONTRATS D'ACHATS
Charges sociales
Charges prévisionnelles au titre de 2016
Quantité achetée (1)
Coût d'achat
Coût évité
Surcoût
MWh
k€
k€
k€
k€
k€
Régie d'Électricité du Département de la Vienne SOREGIES
418 070,0
67 582,7
14 027,5
53 555,2
402,5
53 957,8
Régie du syndicat intercommunal (fournisseur) SEOLIS DEUX SEVRES SIEDS
493 276,0
59 916,7
17 852,1
42 064,6
603,4
42 668,0
ES ENERGIES STRASBOURG
152 903,5
44 109,3
4 929,2
39 180,1
2 005,8
41 185,9
SAEML UEM USINE D'ELECTRICITE DE METZ
125 302,9
16 886,6
5 535,7
11 350,9
1 162,7
12 513,6
S.I.C.A.E. REGION DE PITHIVIERS
150 221,4
14 132,1
4 905,6
9 226,5
134,7
9 361,2
Coopérative d'Électricité SAINT-MARTIN DE LONDRES
41 252,9
9 057,8
1 585,1
7 472,6
61,0
7 533,6
S.I.C.A.E. de la SOMME et du CAMBRAISIS
113 552,6
10 879,8
4 268,6
6 611,3
178,8
6 790,1
S.I.C.A.E. OISE
85 964,6
8 555,2
3 089,8
5 465,4
213,4
5 678,8
Coopérative de droit suisse ELEKTRA BIRSECK
25 489,0
4 169,9
912,2
3 257,7
51,6
3 309,4
SICAE du CARMAUSIN
10 062,6
3 460,2
345,3
3 114,8
36,6
3 151,4
GAZ ÉLECTRICITÉ DE GRENOBLE
33 626,8
4 455,4
1 992,1
2 463,2
532,0
2 995,2
Régie d'Électricité U.E.M. NEUF BRISACH
20 304,6
4 023,6
1 666,1
2 357,4
55,1
2 412,5
SOREA
35 994,5
3 497,0
1 103,4
2 393,6
17,3
2 410,9
Énergie Développement Services du BRIANÇONNAIS
48 419,1
3 694,7
1 393,8
2 300,8
34,5
2 335,4
Régie du Syndicat Électrique Intercommunal PAYS CHARTRAIN
69 693,2
4 547,6
2 730,7
1 817,0
145,6
1 962,6
EPIC ENERGIES SERVICES LAVAUR - Pays de Cocagne
15 649,9
2 699,3
889,7
1 809,6
50,2
1 859,8
SICAE EST
11 206,7
2 133,4
397,2
1 736,2
66,3
1 802,4
S.I.C.A.E. DE LA REGION DE PRECY SAINT-MARTIN
7 009,8
1 866,5
223,6
1 642,8
10,2
1 653,0
Régie Municipale d'Électricité CREUTZWALD
24 879,6
2 936,0
1 389,1
1 546,9
46,0
1 592,9
ENERGIE ET SERVICES DE SEYSSEL (SAEML)
3 346,3
1 640,0
108,2
1 531,9
52,4
1 584,2
Société d'Électricité Régionale des CANTONS DE LASSIGNY & LIMITROPHES
11 540,5
1 817,2
367,2
1 450,0
59,9
1 509,9
Régie Communale d'Électricité MONTATAIRE
14 447,6
2 174,0
942,7
1 231,3
192,4
1 423,7
LES USINES MUNICIPALES D'ERSTEIN
7 432,6
1 546,4
322,3
1 224,0
26,3
1 250,4
Régie d'Électricité du Syndicat du SUD DE LA REOLE
3 005,9
1 255,6
110,4
1 145,1
21,4
1 166,6
SICAE de l'Aisne
3 496,9
1 221,5
131,1
1 090,4
66,4
1 156,7
GASCOGNE ENERGIES SERVICES AIRE SUR L'ADOUR (ex Régies Municipales)
2 725,0
1 213,4
105,9
1 107,5
18,8
1 126,3
VIALIS - REGIE MUNICIPALE DE COLMAR
1 804,2
806,2
65,4
740,8
349,2
1 090,0
Régie municipale d'Électricité SAVERDUN
5 071,9
1 376,7
339,5
1 037,1
29,8
1 066,9
Régie Communale d'Électricité MONTDIDIER
15 364,1
1 509,9
607,7
902,2
28,3
930,6
Régie Municipale d'Électricité MAZERES
1 938,2
976,5
68,4
908,1
9,5
917,6
Régie Municipale d'Électricité et de Gaz Energie Services Occitans CARMAUX ENEO
8 626,1
1 241,2
463,1
778,1
89,2
867,2
R.S.E. REGIE SERVICES ENERGIE AMBERIEUX
1 427,6
703,5
47,1
656,4
22,1
678,5
Régie municipale d'Électricité VARILHES
1 244,5
640,1
50,8
589,3
10,0
599,2
Régie Municipale d'Énergie Électrique QUILLAN
5 812,2
649,8
211,3
438,4
21,6
460,1
S.I.C.A.E. E.L.Y. :RÉGION EURE & LOIR YVELINES
1 259,0
470,3
47,0
423,3
11,8
435,2
Syndicat d'Electricité SYNERGIE MAURIENNE
7 108,7
688,6
277,1
411,5
6,5
418,0
Energies Services LANNEMEZAN
641,4
344,9
20,3
324,5
79,6
404,1
Régie Municipale de Distribution d'Énergie VILLARD BONNOT
13 226,7
989,7
655,3
334,5
13,6
348,1
Régie Intercommunale d'Électricité NIEDERBRONN REICHSHOFFEN
591,0
316,7
17,7
299,0
7,1
306,0
Régie Municipale d'Électricité CAZÈRES
624,5
296,0
23,8
272,2
23,6
295,8
Régie Municipale d'Electricité BAZAS
543,6
255,1
19,5
235,6
21,8
257,4
Société d'économie mixte locale DREUX - GEDIA
56,1
28,7
1,7
27,0
222,7
249,7
Régie d'Électricité d'Elbeuf
118,1
56,0
4,1
51,9
192,2
244,1
Régie du Syndicat Intercommunal d'Énergies VALLÉE DE THÔNES
388,0
208,9
12,9
196,0
26,8
222,8
Régie d'Électricité SAINT-QUIRC - CANTE - LISSAC - LABATUT
404,5
217,8
16,5
201,3
4,6
205,8
Régie Municipale d'Électricité GIGNAC
420,0
190,1
13,6
176,5
21,6
198,1
Régie Municipale d'Électricité LA BRESSE
7 203,5
540,1
358,6
181,4
5,5
186,9
S.I.C.A.E. CANTONS DE LA FERTE-ALAIS & LIMITROPHES
337,9
172,4
11,3
161,0
8,1
169,2
Régie Municipale d'Électricité MONTESQUIEU VOLVESTRE
328,1
162,8
11,4
151,4
9,8
161,2
Régie d'Énergies SAINT-MARCELLIN
219,9
118,7
12,4
106,3
51,9
158,2
Régie Municipale d'Électricité SALLANCHES
228,9
119,6
10,1
109,5
35,4
144,9
Régie Municipale d'Électricité CAZOULS LÈS BÉZIERS
226,6
123,0
9,7
113,3
18,2
131,5
Régie Communale d'Électricité UCKANGE
801,1
141,2
39,9
101,3
27,1
128,4
Régie Municipale d'Électricité LOOS
30,8
16,7
1,6
15,0
109,7
124,7
Régie Électrique Municipale PRATS DE MOLLO LA PRESTE
3 002,9
224,6
110,4
114,2
4,4
118,6
SAEML HUNELEC Service de Distribution Public HUNELEC
151,3
91,1
5,0
86,1
28,2
114,3
Régie Municipale d'Électricité ENERGIS SAINT-AVOLD
117,1
64,4
4,1
60,2
51,6
111,9
Régie municipale d'Électricité TARASCON-SUR-ARIÈGE
5 170,3
301,8
208,6
93,2
16,5
109,8
Régie Gaz Électricité de la Ville BONNEVILLE
175,5
81,3
8,0
73,3
31,0
104,3
Régie Électrique ALLEVARD
193,8
101,4
11,0
90,4
10,2
100,6
S.I.V.U. LABERGEMENT SAINTE-MARIE
1 749,3
166,5
79,6
86,9
1,9
88,8
GAZELEC DE PERONNE
202,5
42,6
8,6
34,0
48,1
82,1
Régie Municipale d'Electricité ARIGNAC
325,7
91,4
12,0
79,4
1,5
80,8
GAZ DE BARR
139,6
59,3
4,1
55,2
20,5
75,7
Coopérative d'Électricité VILLIERS SUR MARNE
56,4
29,2
2,1
27,0
44,1
71,2
Régie Communale d'Électricité GATTIÈRES
136,3
73,2
5,1
68,1
1,5
69,6
S.I.C.A.E. VALLEE DU SAUSSERON
84,6
40,0
3,3
36,7
29,8
66,5
Régie Municipale d'Électricité AMNÉVILLE
99,2
56,2
3,5
52,7
10,5
63,2
Régie d'Électricité BITCHE
60,6
33,6
2,1
31,5
21,7
53,2
Régie Municipale d'Électricité SAINT-PIERRE D'ALLEVARD
89,6
53,0
5,0
48,0
4,7
52,7
Régie Électrique AIGUEBLANCHE
91,2
51,4
2,9
48,4
2,9
51,3
Régie Municipale d'Électricité SALINS LES BAINS
60,4
32,8
2,6
30,2
20,0
50,2
Régie Électrique GERVANS
92,0
53,9
3,8
50,1
-
50,1
Régie Municipale d'Électricité VINAY
131,4
48,6
7,3
41,3
8,7
50,0
Régie Municipale d'Électricité ROMBAS
65,9
36,2
3,3
32,9
13,7
46,6
Régie Municipale d'Électricité et de Télédistribution MARANGE SILVANGE TERNEL
40,0
23,8
1,5
22,3
24,0
46,3
Régie Municipale d'Électricité HOMBOURG HAUT
36,2
17,9
1,0
16,9
28,6
45,5
Régie Communale de Distribution d'Electricité MITRY MORY
48,8
25,8
1,3
24,5
19,0
43,5
Régie SDED EROME
76,8
45,8
4,3
41,5
1,1
42,7
Régie d'Électricité SCHOENECK
66,9
37,7
2,0
35,7
4,3
40,0
Régie municipale d'Électricité MIRAMONT DE COMMINGES
94,9
38,6
3,6
35,1
3,4
38,4
Régie Municipale de Distribution d'Électricité de HAGONDANGE
40,4
23,4
1,6
21,9
12,7
34,6
Régie Municipale d'Électricité LARUNS
81,2
34,8
4,6
30,2
3,2
33,4
Régie Électrique DALOU
91,6
33,4
1,7
31,7
0,9
32,6
Régie Électrique Communale BOZEL
55,8
32,6
1,8
30,8
1,7
32,5
S.A.I.C. PERS LOISINGES
65,9
35,7
3,3
32,4
-
32,4
Régie Municipale d'Électricité de la ville de SARRE UNION
40,3
15,0
1,6
13,4
18,1
31,6
Régie Électrique Municipale SAINT-LAURENT DE CERDANS
14,0
10,0
0,6
9,4
21,4
30,8
Régie de Distribution d'Énergie Électrique SAINT-MARTIN SUR LA CHAMBRE
52,5
30,0
1,5
28,5
0,3
28,7
Régie Municipale Multiservices de LA REOLE
24,3
10,8
0,9
9,8
16,5
26,4
R.M.E.T. TALANGE
26,9
14,4
0,9
13,5
12,7
26,2
SEM BEAUVOIS DISTRELEC
42,1
19,2
1,4
17,7
7,5
25,2
Régie d'électricité TOURS EN SAVOIE
45,3
25,0
1,9
23,1
0,3
23,4
Régie d'Electricité du Morel
40,6
23,1
1,5
21,6
0,4
22,0
Régie Municipale d'Électricité ROQUEBILLIERE
35,9
19,4
1,3
18,1
3,4
21,5
Régie Municipale d'Électricité SAINT-PRIVAT LA MONTAGNE
34,7
21,0
1,1
19,9
1,2
21,1
Régie Municipale d'Électricité LA CHAMBRE
91,5
21,2
2,7
18,5
1,7
20,2
Centrale Électrique VONDERSCHEER
43,8
20,1
1,8
18,3
1,2
19,4
Régie Communale d'Électricité SAINTE-MARIE AUX CHENES
34,0
16,9
1,2
15,7
3,6
19,3
Régie Électrique TIGNES
217,8
23,5
6,8
16,6
2,3
18,9
Régie Municipale de Distribution CLOUANGE
25,1
13,7
0,7
13,0
5,0
18,0
Régie Municipale d'Électricité de SAINT-AVRE
33,0
17,7
1,7
16,0
1,3
17,4
Régie Municipale d'Électricité MONTOIS LA MONTAGNE
16,9
8,4
0,7
7,7
9,3
17,0
Régie Municipale d'Électricité MARTRES TOLOSANE
19,2
10,2
0,7
9,5
7,4
16,9
S.I.C.A.E. CARNIN
49,5
16,5
1,7
14,9
1,3
16,2
Régie Municipale d'Électricité ALLEMONT
33,5
16,0
1,9
14,1
1,8
15,9
Régie Municipale Électrique LES HOUCHES
27,3
13,2
1,1
12,1
3,0
15,1
Régie Électrique MONTVALEZAN
42,0
17,0
2,3
14,7
0,3
15,0
S.I.V.U. d'Électricité LUZ SAINT-SAUVEUR - ESQUIEZE SERE - ESTERRE
168,5
17,0
5,4
11,6
1,7
13,3
Régie Municipale d'Électricité SÉCHILIENNE
26,9
11,9
1,5
10,4
1,0
11,4
Régie Électrique FONTAINE AU PIRE
14,3
6,5
0,5
6,0
4,7
10,7
Régie Municipale d'Électricité GANDRANGE BOUSSANGE
17,9
9,5
0,6
8,9
1,4
10,3
Régie Électrique VILLARODIN BOURGET
21,8
10,7
0,6
10,1
-
10,1
Régie Électrique CAPVERN LES BAINS
18,6
8,7
1,0
7,7
2,3
10,1
Régie Communale d'Électricité PIERREVILLERS
17,0
9,6
0,6
9,0
0,8
9,7
Régie Communale Électrique SAULNES
12,0
6,5
0,6
5,9
3,5
9,4
Régie Électrique Municipale LA CHAPELLE
25,9
10,3
1,4
8,9
0,5
9,4
Régie Municipale d'Electricité SAINTE-MARIE DE CUINES
17,8
9,0
0,7
8,3
0,9
9,3
Régie Municipale d'Électricité PONTAMAFREY MONTPASCAL
18,0
9,8
0,8
9,0
-
9,0
Régie Municipale d'Électricité MOUTARET
18,1
9,5
1,0
8,5
0,4
8,9
Régie Électrique MERCUS GARRABET
11,1
5,8
0,5
5,4
2,3
7,6
Régie Électrique LA CABANASSE
14,7
7,5
0,6
6,9
0,3
7,2
Régie Municipale d'Électricité VICDESSOS
10,7
6,3
0,4
5,9
0,7
6,7
Régie Municipale d'Électricité PRESLE
12,8
6,9
0,8
6,1
0,5
6,6
Régie Électrique SAINTE-FOY TARENTAISE
17,1
7,2
0,9
6,3
0,3
6,6
Régie d'Électricité PINSOT
10,3
6,1
0,3
5,8
0,5
6,3
Régie Municipale d'Électricité MERENS LES VALS
10,2
6,0
0,5
5,5
0,4
5,9
Régie Municipale d'Électricité SAINT-PAUL CAP DE JOUX
5,9
2,6
0,3
2,3
3,4
5,7
Régie Municipale Électrique SAINT-LÉONARD DE NOBLAT
765,7
31,4
31,9
- 1
5,6
5,1
Régie d'Électricité LA FERRIERE D'ALLEVARD
9,2
4,2
0,6
3,6
0,6
4,2
Régie Électrique AVRIEUX
7,0
4,2
0,4
3,8
0,2
4,0
Régie Électrique PETIT COEUR
3,8
2,2
0,2
2,0
1,0
3,0
Régie municipale d'Électricité QUIÉ
3,0
1,8
0,1
1,7
0,3
2,0
Régie Électrique Municipale VILLAROGER
1,2
0,8
0,1
0,7
0,2
0,8
(1) Nette du surplus revendu à EDF.
C. Charges prévisionnelles supportées par les fournisseurs alternatifs au titre de 2016
La loi n° 2013-312 du 15 avril 2013 visant à préparer la transition vers un système énergétique sobre et portant diverses dispositions sur la tarification de l'eau et sur les éoliennes étend la mission de mise en œuvre du TPN à l'ensemble des fournisseurs d'électricité. Les fournisseurs alternatifs peuvent donc proposer le TPN à leurs clients, et être compensés des surcoûts en résultant, dans les conditions définies à l'article L.121-8 du code de l'énergie.
Sur l'ensemble des fournisseurs alternatifs, sept prévoient de supporter des charges en 2016 au titre de la mise en œuvre du TPN, pour 311 236 bénéficiaires et des charges totales s'élevant à 25,7 M€. Le détail est donné dans le tableau suivant.
Nombre
      

     de bénéficiaires
Pertes de recette
Frais de mise en œuvre
Charges 
      

    prévisionnelles
      

     au titre du TPN en 2016
-
k€
k€
k€
ENGIE (ex-GDF SUEZ SA)
250 000
21 474,7
367,1
21 841,8
Direct Energie
58 866
3 230,7
379,6
3 610,4
Enercoop
1 455
119,5
22,0
141,6
PLANETE OUI
680
58,1
7,0
65,0
PROXELIA
163
15,4
6,7
22,1
Energem
40
3,2
-
3,2
SELIA
32
3,0
1,1
4,2
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 fournisseur alternatif, à hauteur de 20 % des charges dues au TPN, dans la limite des versements effectués au fonds de solidarité pour le logement. Pour 2016, cette compensation s'élève à 4,4 M€ pour l'ensemble des fournisseurs alternatifs ayant déclaré des charges afférentes à ce dispositif.
Les charges dues aux dispositions sociales prévues au titre de l'année 2016 s'élèvent à 30,1 M€ (25,7 M€ + 4,4 M€).
D. Charges prévisionnelles supportées par Electricité de Mayotte au titre de 2016
Les charges de service public de l'électricité supportées par Electricité de Mayotte (EDM) correspondent à :
- des surcoûts de production liés à la péréquation tarifaire à Mayotte (la transition des tarifs mahorais aux tarifs réglementés de vente d'électricité s'est achevée le 1er janvier 2007) ;
- des surcoûts d'achat imputables au développement de projets de production indépendants ;
- des charges dues au tarif de première nécessité.
Les surcoûts de production sont évalués, à l'instar des autres zones non interconnectées, comme la différence entre « le coût de production normal et complet, pour le type d'installation de production considéré » et « le prix qui résulterait de l'application à la quantité d'électricité considérée du tarif de vente, pour la part relative à la production, aux clients non éligibles ».
1. Surcoûts de production à Mayotte
1.1. Coûts de production
L'évolution prévisionnelle de différentes composantes du coût de production d'EDM est établie sur la base d'une hypothèse de hausse de la consommation électrique de 12,3 % par rapport à 2014. Un taux de pertes prévisionnel de 8,5 % a été retenu.
Les coûts de production tiennent compte également d'un prix de la couverture financière du fioul domestique et des dispositions introduites par l'arrêté du 23 mars 2006, qui prévoit une rémunération des capitaux de 11 % pour les nouveaux investissements de production (le taux de 7,25 % continuant à s'appliquer pour ceux réalisés antérieurement). Les coûts prévisionnels d'achat des quotas CO2 ont été estimés à 1,6 M€ avec l'hypothèse de prix retenue par EDM de 7,7 €/tCO2 (sur la base du prix à terme du produit DEC 2016 observé sur le marché boursier ICE (18) EUA le 12 juin 2015).
Les coûts de production incluent par ailleurs les frais de commercialisation prévisionnels qu'EDM envisage d'engager au titre d'actions relatives à la maîtrise de la demande d'électricité (1,8 M€).
Le montant total prévisionnel des coûts de production d'EDM est évalué, pour 2016, à 112,6 M€, dont 60 % au titre des combustibles (68,0 M€).
1.2. Recettes de production prévisionnelles
Les recettes de production d'EDM en 2016 sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires prévisionnel, issu de la vente d'électricité aux tarifs réglementés de vente, les recettes de distribution prévisionnelles et les recettes prévisionnelles relatives à la gestion de la clientèle, puis en ajoutant les recettes prévisionnelles liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts de production dus à leur fourniture devant être compensés).
Les recettes de distribution, égales aux coûts de distribution prévisionnels pour 2016, conformément à l'article L. 362-4 du code de l'énergie, s'élèvent à 22,0 M€.
Les recettes totales prévisionnelles d'EDM en 2016 s'élevant à 31,9 M€. Les recettes de production prévisionnelles, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent à 8,1 M€ comme indiqué dans le tableau 1.11.
Tableau 1.11. - Recettes de production prévisionnelles au titre de 2016
(+) Recettes prévisionnelles 2016
31,7 M€
(+) Recettes théoriques tarif agents EDM 2016
0,2 M€
Recettes totales 2016 à considérer
31,9 M€
(-) Recettes de distribution 2016
23,0 M€
(-) Recettes de gestion clientèle 2016
1,3 M€
(+) Recettes de vente pertes et services systèmes
1,0 M€
Recettes brutes de production
8,6 M€
Recettes de production 2016*
8,1 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 D.2.
1.3. Surcoûts de production prévisionnels
Les coûts et recettes prévisionnels d'EDM pour 2016 étant respectivement de 112,6 M€ et 8,1 M€, le montant prévisionnel des surcoûts de production d'EDM pour 2016 est donc estimé à 104,5 M€. Il est en augmentation de 14% par rapport à 2014 (91,2 M€).
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
Les surcoûts dus aux contrats d'achat sont évalués comme la différence entre « le prix d'acquisition de l'électricité pour l'exécution du contrat » et « le prix qui résulterait de l'application à la quantité d'électricité considérée du tarif de vente, pour la part relative à la production, aux clients non éligibles ».
Le développement de la filière photovoltaïque ralentit. EDM prévoit l'installation de 1,4 MW supplémentaires par rapport au parc en fonctionnement à fin 2014. Les volumes d'achat prévisionnels pour 2016 sont de 18,4 GWh pour un montant de 8,0 M€.
La part production dans les tarifs de vente 2016 étant estimée à 25,36 €/MWh, le surcoût prévisionnel imputable aux contrats d'achat est évalué à 7,5 M€, comme détaillé dans le tableau 1.12.
Tableau 1.12. - surcoûts prévisionnels dus aux contrats d'achat supportés par EDM au titre de 2016
(+) Coût d'achat 2016
8,0 M€
Quantités achetées en 2016
18,4 GWh
Taux de pertes 2016
8,5 %
Quantités achetées et consommées (19)
16,8 GWh
Part production du tarif de vente
25,36 €/MWh
(-) Coût évité par les contrats d'achat
0,4 M€
Surcoût dû aux contrats d'achats en 2016
7,5 M€
(19) 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.
3. Charges dues aux dispositifs sociaux
EDM estime que 50% de la clientèle domestique sera concernée par ce tarif, soit environ 18 873 clients. La perte de recette due à l'application du tarif de première nécessité est évaluée pour 2016 à 1,8 M€. Ce montant ne tient pas compte de l'instauration du nouveau dispositif du chèque énergie mentionné au paragraphe A.5.
4. Charges totales prévisionnelles d'EDM au titre de 2016
Au total, les charges prévisionnelles d'EDM au titre de 2016 sont évaluées à 113,8 M€ (104,5 M€ au titre des surcoûts de production + 7,5 M€ au titre des contrats d'achat + 1,8 M€ au titre des dispositifs sociaux).
E. Charges prévisionnelles supportées par RTE au titre de 2016
1. Contexte
La loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte a intégré aux charges de service public de l'électricité un volet relatif à la valorisation de l'effacement de consommation. Les coûts supportés par RTE, gestionnaire du réseau public de transport d'électricité, résultant de la mise en œuvre des appels d'offres incitant au développement des effacements de consommation mentionnés à l'article L. 271-4 sont ainsi pris en compte. Ce dispositif vient en remplacement de la prime aux opérateurs d'effacement abrogée par cette même loi.
2. Montant des charges prévisionnelles
A défaut d'information sur le lancement éventuel d'un tel appel d'offres au cours de l'année 2016, la CRE n'a retenu aucune charge prévisionnelle au titre de cette disposition pour cette année.
F. Charges prévisionnelles de service public au titre de 2016
Le montant total des charges prévisionnelles de service public de l'électricité au titre de 2016 est évalué à 7 034,8 M€, réparti comme indiqué dans le tableau 1.13.
Tableau 1.13. - Décomposition des charges prévisionnelles au titre de 2016 
Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384
(9) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre et Miquelon, les îles bretonnes de Molène, d'Ouessant, de Sein, l'archipel des Glénans et l'île anglo-normande de Chausey.
(10) Les recettes d'EDF SEI, issues des tarifs réglementés de vente, rémunèrent non seulement la production, mais aussi la distribution et la commercialisation. 
(11) La centrale du Port de la Réunion a été entièrement remplacée en 2013 et les centrales de Lucciana en Corse et Bellefontaine en Martinique en 2014.
(12) EDF PEI est une filiale à 100 % du groupe EDF.
(13) Intercontinental Exchange.
(14) Voir l'article 4 du décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004 relatif à la compensation des charges de service public de l'électricité.
(17) Arrêté du 19 décembre 2013 pris en application de l'article L 314-1-1 du code de l'énergie relatif à la prime rémunérant les disponibilités des installations de cogénération supérieurs à 12 MW et ayant bénéficié d'un contrat d'obligation d'achat. 
(18) Intercontinental Exchange.