A N N E X E I
MONTANT PRÉVISIONNEL DES CHARGES IMPUTABLES
AUX MISSIONS DE SERVICE PUBLIC AU TITRE DE L'ANNÉE 2004
 L'évaluation du montant prévisionnel des charges imputables aux missions de service public de l'électricité au titre de l'année 2004 a été réalisée à partir de la comptabilité appropriée fournie par les opérateurs ayant supporté de telles charges en 2002, et à partir de données détaillées transmises par les opérateurs prévoyant de supporter des charges en 2004.
 Par rapport aux charges prévisionnelles établies pour 2003, la loi du 3 janvier 2003 prévoit la compensation de charges nouvelles supportées par les fournisseurs, dues à la mise en oeuvre de la tarification spéciale « produit de première nécessité » et à leur participation au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité. Néanmoins, la compensation de ces charges étant calculée à partir du tarif de première nécessité, qui n'a pas encore été publié à ce jour, la CRE n'a pas pu procéder à son évaluation prévisionnelle pour l'année 2004.
 Enfin, bien que la prévision des charges pour 2004 s'appuie en grande partie sur des données constatées en 2002, la CRE souhaite rappeler que les propositions formulées ci-dessous comportent les risques d'erreur inhérents à tout exercice de prévision. Les principaux facteurs d'incertitude pesant sur les montants prévisionnels proposés sont les suivants :
 - coût des facteurs de production dans les zones non interconnectées, notamment les combustibles fossiles ;
 - quantité d'électricité produite par les producteurs bénéficiant de l'obligation d'achat ;
 - niveau des prix de l'électricité sur les marchés de gros français et européens, lié notamment à l'évolution de la consommation, à la disponibilité des moyens de production et au prix des combustibles.
A. - Charges supportées par EDF
1. Surcoûts de production dans les zones non interconnectées
 Le décret du 6 décembre 2001 prévoit que le montant des surcoûts de production dans les zones non interconnectées (ZNI) est égal, pour chaque ZNI, à la différence entre le « coût normal et complet de production, compte tenu des particularités du parc de production inhérentes à la nature de cette zone » et « la part relative à la production dans le tarif de vente aux clients non éligibles ».
 Le calcul prévisionnel de ces surcoûts nécessite donc d'évaluer dans les ZNI les coûts de production d'EDF et la part relative à la production dans les recettes d'EDF pour 2004.
1.1. Coûts de production prévisionnels
dans les ZNI en 2004
 Les ZNI regroupent la Corse, les DOM, la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon et trois îles bretonnes : Sein, Molène et Ouessant. Sauf précision contraire, la mention « DOM » intègre par la suite Saint-Pierre-et-Miquelon.
 La prévision est établie sur la base d'une hausse de la consommation de 10,5 % sur la période 2002-2004. Les coûts de production prévisionnels (incluant la fourniture des pertes et des services systèmes) s'élèvent à 764,3 MEUR, répartis comme suit :
Tableau 1 : coûts de production prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2004
 Le montant prévisionnel 2004 des coûts de production en Corse et dans les DOM se révèle légèrement supérieur à celui constaté en 2002 :
 - l'augmentation des achats de combustibles est due à la hausse de la consommation. La baisse du poste « personnel, charges externes et autres achats » provient d'une diminution sensible des charges externes (- 35 %) imputable à la réduction par rapport à 2002 du nombre d'arrêts programmés des centrales, et donc du recours à l'assistance technique ;
 - l'augmentation des impôts et taxes est due à l'augmentation des achats de combustibles fossiles (taxe parafiscale sur la pollution atmosphérique), à la mise en service en Guadeloupe d'une centrale thermique fonctionnant au fioul domestique, combustible assujetti à une taxe locale spécifique, et à l'allégement de la taxe professionnelle, dont EDF a bénéficié en 2002.
1.2. Recettes prévisionnelles de production d'EDF
en ZNI en 2004
 Les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2004 sont établies à partir de celles constatées dans les ZNI en 2002.
 Les principales hypothèses retenues pour le calcul des recettes sont les suivantes :
 - hausse moyenne de la consommation de 10,5 % entre 2002 et 2004, la hausse sur chaque ZNI étant uniformément répartie sur l'ensemble des catégories tarifaires ;
 - baisse des tarifs au 1er janvier 2003 de 3,3 EUR/MWh à l'occasion de l'externalisation de la contribution au service public de l'électricité ;
 - mouvement tarifaire national de + 3 % au 4 juillet 2003 ;
 - absence de mouvement tarifaire en 2004.
 Les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2004 s'élèvent à 344,9 MEUR, réparties comme suit :
Tableau 2 : recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2004
1.3. Surcoûts de production prévisionnels
supportés par EDF en ZNI en 2004
 Les coûts de production prévisionnels retenus par la CRE et la part production dans les recettes prévisionnelles d'EDF s'élevant respectivement à 764,3 MEUR et 344,9 MEUR, le montant des surcoûts de production prévisionnels en 2004 dans les ZNI est égal à 419,4 MEUR.
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
 Les contrats d'achat générant pour EDF des surcoûts, et qui font l'objet d'une compensation dans les conditions prévues au I de l'article 5 de la loi du 10 février 2000, seront en 2004 :
 - les contrats relevant de l'obligation d'achat (art. 10 de la loi) ;
 - les contrats conclus ou négociés avant la loi du 10 février 2000 (art. 50) ;
 - les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables » (art. 48).
 De plus, par rapport à la prévision 2003, les surcoûts des installations exploitées par EDF, qui entrent dans le champ d'application de l'article 10 de la loi du 10 février 2000, font l'objet, en application de l'article 41 de la loi du 3 janvier 2003, d'une compensation calculée selon les mêmes modalités que pour les contrats ci-dessus.
 En application du décret du 6 décembre 2001, le montant des surcoûts est égal à la différence entre le prix total d'acquisition de l'électricité résultant des contrats d'achat et « les coûts d'exploitation et d'investissement évités à EDF pour le mode de fonctionnement considéré, dans le contexte du parc de production national et du marché ».
 Toutefois, la loi du 3 janvier 2003 dispose que les surcoûts d'achat de l'électricité produite par les installations situées dans les zones non interconnectées sont calculés non pas sur la base des coûts évités tels que définis ci-dessus, mais « par rapport à la part relative à la production dans les tarifs de vente aux clients non éligibles » (soit sur la même base que pour le calcul des surcoûts de production établis au chapitre précédent).
2.1. Coûts d'achat pour EDF
2.1.1. Quantités et coûts d'achat prévisionnels en métropole
 L'évaluation des quantités prévisionnelles qui seront achetées en 2004 est établie à partir de la comptabilité appropriée 2002 et des évolutions prévues pour 2004, fournies et justifiées par EDF.
 Les quantités produites par les installations d'EDF ont été valorisées aux tarifs de « l'annexe 2 » des arrêtés tarifaires.
   Hypothèses :
 Pour ce qui concerne les prix d'achat, les hypothèses suivantes ont été faites :
 - baisse de 2 % du tarif du gaz aux clients industriels (tarif STS) au 1er octobre 2003, et stabilité par la suite ;
 - évolution des coefficients d'indexation des tarifs d'achat conforme à la moyenne constatée ces cinq dernières années.
 Pour la cogénération, la CRE a retenu un tarif d'achat prévisionnel de 77 EUR/MWh pour 2004, établi sur la base du tarif effectivement constaté en 2002 (74 EUR/MWh) et des hypothèses ci-dessus. Par ailleurs, un certain nombre de producteurs exploitant des installations de cogénération dans la moitié nord de la France sont susceptibles de faire jouer leur éligibilité au second semestre 2003, ce qui pourrait leur permettre d'obtenir des prix d'achat du gaz inférieurs au tarif STS. Compte tenu des incertitudes demeurant sur ce sujet, il est toutefois difficile d'évaluer à ce jour l'impact de cette possibilité sur le tarif d'achat moyen.
 Pour les centrales d'incinération, la CRE a estimé leur durée de fonctionnement à 6 000 heures par an. La durée constatée en 2002 a été moins de 5 000 heures et EDF a prévu 7 000 heures en 2004.
 Pour la filière éolienne, un accroissement du parc de 15 MW par mois et une durée moyenne d'utilisation de 2 400 heures sont retenus, conformément à la proposition d'EDF.
   Prévisions :
 Compte tenu de ce qui précède, les quantités et coûts d'achat prévisionnels pour 2004 retenus pas la CRE en métropole sont indiqués dans le tableau ci-dessous :
Tableau 3 : quantités et coûts d'achat prévisionnels en métropole pour 2004
 Par rapport aux volumes constatés en 2002, on observe une forte hausse des volumes achetés en hydraulique (+ 4 949 GWh). Cette hausse est imputable en quasi-totalité à la prise en compte, dans le calcul des charges, des centrales hydrauliques de la SHEM (519 GWh), entrées mi-2003 dans le périmètre de l'obligation d'achat, et des installations d'EDF (4 300 GWh). La loi du 3 janvier 2003 dispose en effet que ces dernières font désormais l'objet d'une compensation.
2.1.2. Quantités et coûts d'achat prévisionnels en ZNI
 Les quantités et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI pour l'année 2004 sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Tableau 4 : quantités et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2004
2.1.3. Coût du contrôle des installations de cogénération
 Le contrôle des installations de cogénération effectué par EDF permet de vérifier leur efficacité énergétique et la correcte application de la rémunération complémentaire facturée par le producteur. Le coût supporté par EDF au titre de ce contrôle découlant de l'obligation d'achat, il doit être compensé.
 Pour 2004, le montant de ce contrôle est estimé identique à celui constaté en 2002, soit 67 kEUR.
2.2. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat
2.2.1. Détermination du coût évité
par les contrats d'achat en métropole
 a) Cas général.
 Le décret du 6 novembre 2001 dispose que les coûts d'investissement et d'exploitation évités à EDF sont évalués « dans le contexte du parc de production national et du marché ». Les coûts évités en 2004 sont ainsi calculés à partir des prix de marché.
 Les prix de marché pris en compte sont évalués à partir des prix des contrats à terme pour l'année 2004. Ces prix constituent la prévision collective des acteurs de marché sur le niveau futur des prix de l'électricité. Ces prix permettent effectivement de calculer le coût évité : en l'absence des contrats d'achat, EDF pourrait tout à fait décider, pour se couvrir, d'acheter un tel contrat à terme pour les quantités correspondantes.
 Il convient en premier lieu de déterminer le marché géographique de référence. Celui-ci peut se définir comme le marché sur lequel les prix sont les plus compétitifs, et dont le volume est suffisamment important par rapport aux volumes de l'obligation d'achat. Il apparaît que la zone France-Allemagne répond à ces critères, dans les circonstances actuelles.
 Les prix en France et en Allemagne sont légèrement divergents du fait de la congestion régulière à la frontière. Il n'est ainsi pas possible de considérer un prix unique sur la zone France-Allemagne.
 Au vu de ces considérations, la CRE retient, comme référence de calcul du coût évité pour l'année 2004, une pondération de 50 % du prix du contrat à terme pour l'année 2004 du marché allemand et de 50 % du prix du contrat à terme pour l'année 2004 du marché français, soit un coût évité annuel moyen de 28,2 EUR/MWh.
 Ce prix annuel moyen intègre des variations saisonnières du prix de l'électricité. L'analyse des fluctuations des prix des contrats à terme mensuels montre une évolution des coefficients (pourcentage d'écart par rapport au prix moyen 2004) à affecter à chaque mois pour refléter la saisonnalité des prix de l'électricité par rapport à l'exercice 2003 :
Tableau 5 : coefficients mensuels pour 2004
 Pour obtenir le coût évité mensuel, il convient ensuite de multiplier, mois par mois, les quantités achetées dans le cadre des contrats d'achat (hors contrats à différenciation horosaisonnière et contrats « appel modulable » étudiés ci-dessous) par le prix prévisionnel de l'électricité pour le mois considéré.
 En théorie, il faudrait soustraire du coût évité le coût des écarts supportés par EDF du fait de l'imprévisibilité d'une partie de l'obligation d'achat. Mais l'étude de ces écarts a révélé que ceux-ci sont négligeables par rapport aux écarts liés à la consommation. Par conséquent, aucune décote liée à cette imprévisibilité n'est prise en compte pour l'année 2004.
 Le coût évité obtenu s'élève à 813,9 MEUR (hors contrats à différenciation horosaisonnière et contrats « appel modulable »), comme détaillé ci-dessous :
Tableau 6 : prix de marché mensuels et coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat en métropole en 2004 (hors contrats horosaisonnalisés et « appel modulable »)
 b) 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 correspondant sensiblement aux heures où le prix de marché est haut, il existe, dans le cas de ces contrats, une corrélation temporelle entre le volume acheté par EDF et le prix du marché.
 Ne pouvant prévoir pour 2004 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 2004 a augmenté dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré en 2002 et 2004 (+ 36 %).
 Le coût évité obtenu est ainsi estimé à 18,5 MEUR (pour 635 GWh).
 c) Cas particuliers des installations dispatchables.
 Les installations dispatchables, qui font l'objet de contrats type « appel modulable », représenteront en 2004 une puissance installée de 815 MW. Leur production prévisionnelle s'élève à 25 GWh.
 La CRE considère que, si ces contrats « appel modulable » n'existaient pas, EDF aurait dû construire des équipements permettant de lui assurer une réserve de puissance équivalente (par exemple des turbines à combustion). Le coût fixe annuel d'une turbine à combustion est fixé à 44 EUR/kW. Sont coût variable est fixé à 65 EUR/MWh.
 Le coût évité correspondant est donc évalué à 37,5 MEUR.
 d) Coût total évité à EDF par les contrats d'achat en métropole.
 Le coût total évité à EDF par les contrats d'achat en métropole est évalué à 869,9 MEUR.
2.2.2. Détermination du coût évité
par les contrats d'achat en ZNI
 Conformément à la loi du 3 janvier 2003, le calcul du coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI s'effectue sur la base de la part relative à la production dans les tarifs de vente aux clients non éligibles. Il s'élève à 18,6 MEUR, comme détaillé ci-dessous :
Tableau 7 : coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2004
2.3. Surcoûts prévisionnels supportés par EDF
dus aux contrats d'achat en 2004
 Les surcoûts prévisionnels supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2004 s'élèvent à :
 16,7 MEUR dans les ZNI (35,3 MEUR de coût d'achat - 18,6 MEUR de coût évité) ;
 1 076,2 MEUR en métropole (1 946 MEUR de coût d'achat + 0,067 MEUR de contrôle de cogénération - 869,9 MEUR de coût évité),
soit un total de 1 092,9 MEUR.
B. - Charges supportées par les distributeurs non nationalisés
 Les contrats d'achat générant pour les DNN des surcoûts qui font l'objet d'une compensation, dans les conditions prévues au I de l'article 5 de la loi du 10 février 2000, seront en 2004 :
 - les contrats relevant de l'obligation d'achat (art. 10 de la loi) ;
 - les contrats conclus ou négociés avant la loi du 10 février 2000 (art. 50).
 De plus, par rapport à la prévision 2003, en application de l'article 41 de la loi du 3 janvier 2003, les surcoûts des installations exploitées par un DNN qui entrent dans le champ d'application de l'article 10 de la loi du 10 février 2000 font l'objet d'une compensation, calculée selon les mêmes modalités que pour les contrats ci-dessus.
 Les DNN prévoyant de supporter en 2004 un surcoût lié aux contrats d'achat précités ou à l'exploitation de leurs propres installations ont transmis à la CRE le montant prévisionnel correspondant, sous un format conforme aux indications fournies par la CRE.
1. Principe de calcul du coût évité
 Le coût évité à un DNN par les contrats d'achat est défini par le décret du 6 décembre 2001 comme étant « le coût qui résulterait de l'achat de la même quantité d'électricité au tarif de cession appliqué à ce distributeur ». Cette même définition est utilisée pour calculer le coût évité des installations exploitées par les DNN.
 Le décret relatif aux tarifs de cession n'étant pas encore publié, le coût évité que la CRE retient est égal au prix de vente intégré qu'EDF applique actuellement à un DNN (ou aurait appliqué dans le cas d'un DNN ayant fait jouer son éligibilité), duquel il faut soustraire une « part réseau » calculée à partir du tarif d'utilisation des réseaux, afin d'obtenir un prix de fourniture d'énergie.
 Le calcul du coût évité a été réalisé selon deux méthodes, au choix du DNN, en fonction de ses caractéristiques :
 Une méthode simplifiée, qui consiste, pour le volume d'obligation d'achat, à faire la différence entre le prix d'achat intégré à EDF et la « part réseau » de ce prix établie en fonction de la tension de raccordement du DNN au réseau de niveau supérieur :
  4 EUR/MWh s'ils sont raccordés en 400 kV ;
  5 EUR/MWh s'ils sont raccordés en 225 kV ;
  9 EUR/MWh s'ils sont raccordés en HTB ;
 13 EUR/MWh s'ils sont raccordés en HTA.
 Une méthode détaillée, qui consiste à calculer le prix d'achat de l'énergie (prix d'achat intégré moins la part réseau) à EDF pour la situation simulée en l'absence de l'obligation d'achat et pour celle réelle en présence de l'obligation d'achat. Le coût évité résultant est égal à la différence des prix d'achat obtenus. Cette méthode est plus précise pour les DNN qui ont un fort volume d'obligation d'achat, celui-ci pouvant entraîner une forte variation du prix intégré et de la « part réseau » entre les deux situations sans et avec obligation d'achat.
2. Résultats
 Le montant prévisionnel des surcoûts supportés par les DNN en 2004 est estimé à 14,3 MEUR.
 Les principaux éléments du calcul des surcoûts pour chaque DNN concerné sont indiqués dans le tableau ci-dessous :
Tableau 8 : surcoûts prévisionnels supportés par les DNN en 2004
 Les surcoûts prévisionnels supportés par les DNN en 2004 sont le double de ceux effectivement supportés en 2002. Cet écart est dû majoritairement à l'accroissement des achats d'électricité produite par des installations existantes (54 % de l'écart) ou qui seront mises en service en 2004 (39 % de l'écart), et pour une faible part (7 %) à la prise en compte des installations directement exploitées par les DNN.
C. - Charges prévisionnelles supportées
par Electricité de Mayotte en 2004
 Les charges prévisionnelles de service public de l'électricité supportées par Electricité de Mayotte (EDM) correspondent à des surcoûts de production.
 Un premier exercice de prévision, relatif à l'année 2003, a été réalisé par la CRE en juillet dernier, sur la base des textes réglementaires en vigueur, et notamment des arrêtés tarifaires applicables en 2003.
 En l'absence d'arrêté tarifaire fixant pour l'année à venir les conditions d'alignement des tarifs de vente aux clients non éligibles mahorais sur ceux de la métropole, la CRE a retenu les hypothèses d'évolution tarifaire suivantes pour 2004 :
 - baisse des tarifs de vente applicables aux clients non éligibles mahorais en 2003 (autres que le tarif « petites fournitures » déjà aligné en 2003), de manière à effectuer un quart du chemin vers les tarifs cibles métropolitains (l'alignement devant être achevé au plus tard au 1er janvier 2007) ;
 - application du tarif 3 kVA métropolitain à l'ensemble des clients 3 kVA mahorais.
 Conformément aux dispositions de l'arrêté du 12 septembre 2003 relatif aux tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de l'électricité à Mayotte, la CRE a pris en compte, pour 2004, un tarif d'utilisation des réseaux applicable à Mayotte réalisant un quart du chemin vers le tarif cible national (soit tarif réseau mahorais 2004 = 75 % du tarif résau mahorais 2003 + 25 % du tarif réseau national).
1. Coûts de production prévisionnels d'EDM en 2004
 Le montant prévisionnel des coûts de production d'EDM est évalué pour 2004 à 19,3 MEUR (montant net des charges supportées au titre d'activités distinctes de la fourniture d'électricité).
2. Part relative à la production
dans les recettes d'EDM en 2004
 La part production des recettes issues de la vente d'électricité aux clients non éligibles mahorais est calculée par différence entre :
 - les recettes totales issues des tarifs de vente intégrés en vigueur à Mayotte en 2004 ;
 - et les recettes de distribution issues de l'application du tarif réseau applicable à Mayotte pour l'année 2004, diminuées des recettes issues de la vente des pertes et des services système.
2.1. Recettes de distribution prévisionnelles d'EDM en 2004
 En l'absence de tarif d'utilisation des réseaux arrêté à Mayotte, le tarif réseau mahorais avait été établi, lors de la prévision 2003, sur la base des coûts de distribution prévisionnels complets 2003, évalués à 9,074 MEUR (les recettes distribution 2003 couvrant les coûts complets de distribution 2003). La consommation prévisionnelle 2003 ayant été évaluée à 110,4 GWh, le tarif réseau mahorais prévisionnel 2003 est donc égal à 82,2 EUR/MWh. En outre, l'application du tarif national d'utilisation des réseaux à la structure de clientèle mahoraise en 2002 conduit à un tarif réseau cible de 47,1 EUR/MWh.
 La pondération des tarifs réseaux mahorais 2003 et du tarif national conduit ainsi à retenir un tarif réseau prévisionnel applicable à Mayotte en 2004 de 73,4 EUR/MWh.
 La consommation prévisionnelle mahoraise pour 2004 s'établissant à 112,3 GWh, les recettes de distribution prévisionnelles d'EDM sont évaluées à 8,3 MEUR.
2.2. Recettes de production prévisionnelles d'EDM en 2004
 Les recettes totales prévisionnelles en 2004 s'élevant d'après EDM à 16,5 MEUR, les recettes de production prévisionnelles, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent à 9,566 MEUR :
3. Surcoûts de production prévisionnels d'EDM en 2004
 Les surcoûts prévisionnels supportés par EDM pour 2004 sont donc estimés à 9,8 MEUR.
D. - Charges prévisionnelles de service public en 2004
 Le montant total des charges prévisionnelles de service public de l'électricité pour 2004 est évalué à 1 536,4 MEUR, réparti comme suit :
A N N E X E I I
MONTANT DÉFINITIF DES CHARGES DE SERVICE PUBLIC EN 2002
A. - Charges supportées par EDF
1. Surcoûts de production
dans les zones non interconnectées
 Le seul opérateur ayant supporté des surcoûts de production dans les zones interconnectées (ZNI) en 2002 est EDF. Le décret du 6 décembre 2001 prévoit que le montant des surcoûts est égal, pour chaque ZNI, à la différence entre « le coût normal et complet de production, compte tenu des particularités du parc de production inhérentes à la nature de cette zone » et « la part relative à la production dans le tarif de vente aux clients non éligibles ».
 En conséquence, la CRE doit s'assurer que les coûts de production déclarés par EDF sont bien liés aux seules particularités de ces zones, et non à une éventuelle mauvaise gestion de la production, des réseaux ou du système électrique insulaire.
 Afin d'éclairer sa réflexion dans le domaine, la CRE a réalisé, entre octobre 2002 et avril 2003, une analyse comparative des coûts de production électrique de zones insulaires françaises et de zones insulaires étrangères aux caractéristiques voisines de celles des zones françaises sur les plans économique et électrique.
 L'étude a ainsi permis de collecter auprès des opérateurs locaux de nombreuses données quantitatives et qualitatives sur l'activité de production et la gestion du système électrique dans chacun des territoires sélectionnés.
1.1. Coûts de production constatés
par EDF dans les ZNI en 2002
 Selon la déclaration transmise par EDF le 31 mars 2003, les coûts de production constatés dans les ZNI (Corse, DOM et Saint-Pierre-et-Miquelon) en 2002, qui incluent la fourniture des pertes et des services systèmes, s'élèvent à 724,7 millions d'euros (MEUR).
 La décomposition par grands postes de coût sur l'ensemble des ZNI se présente comme suit :
Tableau 1 : coûts de production d'EDF dans les ZNI en 2002
 Le coût de production déclaré par EDF dans les ZNI en 2002 est sensiblement inférieur au montant prévisionnel établi par EDF (786 millions d'euros) et proche de la valeur prévisionnelle retenue par la CRE en décembre 2001 (710 millions d'euros).
1.2. Coûts de production retenus
par la CRE dans les ZNI en 2002
 La CRE doit s'assurer que les coûts de production présentés par l'entreprise relèvent bien des missions de service public qui lui sont assignées au titre de la production électrique, et qu'ils sont bien liés aux seules particularités des ZNI. Or l'analyse détaillée de ces coûts fait apparaître que certains d'entre eux ne correspondent pas à l'un ou l'autre de ces critères.
1.2.1. Coûts liés à la gestion des moyens de production en ZNI
 L'étude comparative internationale des coûts de production électrique insulaire a permis d'appréhender les différents paramètres et contraintes techniques relatifs à l'exploitation des moyens de production.
 Les enseignements tirés de cette étude permettent de vérifier si les coûts de production liés à la gestion de ces moyens, tels que déclarés par EDF, sont intégralement imputables aux spécificités des ZNI. Or l'analyse menée a permis de mettre en évidence 12,4 millions d'euros de charges non imputables à celles-ci, en particulier des surcoûts dus à une surconsommation de combustible des turbines à combustion et à une sous-disponibilité des groupes diesels. Ce montant est inclus dans la ligne « achats de combustibles » du tableau 1.
1.2.2. Coûts imputés à la direction informatique
 et télécommunication
 Au vu du contrôle de la comptabilité appropriée effectué par des organismes indépendants, la totalité des coûts imputés à la direction informatique et télécommunication (DIT) ne peut être considérée comme relevant d'une mission de service public de la production d'électricité telle que définie par la loi. En conséquence, la CRE décide de ne pas retenir, pour le calcul des coûts de production, 653 kEUR imputables à cette direction, inclus dans les frais de structure du tableau 1.
1.2.3. Coûts liés à des activités distinctes
de la fourniture d'électricité
 Les coûts de production transmis par EDF comprennent des coûts supportés par l'entreprise au titre d'activités distinctes de la fourniture d'électricité proprement dite (petites interventions, prestations diverses), ces activités étant rémunérées par des recettes non tarifaires ventilées entre production et distribution. C'est pourquoi les coûts complets de production déclarés doivent être diminués des coûts supportés par EDF au titre de ces activités, calculés à partir des recettes de production et de la marge que celles-ci génèrent selon EDF. Ces coûts, correspondant à des frais de personnel, s'élèvent en 2002 à 30 kEUR.
1.2.4. Coûts de production dans les ZNI retenus pour 2002
 En considérant les coûts non retenus exposés plus haut, la CRE retient un montant définitif des coûts de production supportés par EDF dans les ZNI en 2002 de 711,6 MEUR.
1.3. Recettes de production d'EDF dans les ZNI en 2002
 La part relative à la production dans les recettes issues de la vente aux clients non éligibles n'est pas directement accessible en 2002 dans la comptabilité d'EDF. Elle doit donc être calculée en retranchant du chiffre d'affaires résultant de la vente d'électricité aux clients non éligibles les recettes réseau issues de l'acheminement de l'électricité et la contribution d'EDF au fonds du service public de la production d'électricité (FSPPE), celle-ci étant, en effet, une composante des tarifs non imputable à la production.
 Le chiffre d'affaires constaté dans les ZNI en 2002 est plus faible que celui retenu dans la prévision, à cause de la déduction de la contribution d'EDF au FSPPE (3 EUR par MWh consommé en ZNI) et, dans une moindre mesure, d'une croissance de la consommation plus modérée que prévu.
 Le calcul des recettes réseau s'effectue par application du barème national d'utilisation des réseaux à la structure de clientèle de chacun des territoires considérés (répartition du nombre de clients, de leur consommations et de leurs puissances souscrites par option tarifaire et période horosaisonnière en vigueur). Le résultat obtenu est plus élevé que celui estimé lors de la prévision, calculé alors en l'absence de décret fixant le tarif d'utilisation des réseaux.
 Les recettes de production dans les ZNI s'élèvent en 2002 à 301,5 MEUR, répartis comme suit :
Tableau 2 : recettes de production dans les ZNI en 2002
1.4. Surcoûts de production supportés par EDF
dans les ZNI en 2002
 Les coûts de production retenus par la CRE et la part production dans les recettes d'EDF s'élevant respectivement à 711,6 MEUR et 301,5 MEUR, le montant définitif des surcoûts de production dans les ZNI en 2002 s'élève à 410,1 MEUR.
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
 Les contrats d'achat générant pour EDF des surcoûts, et qui font l'objet d'une compensation dans les conditions prévues au I de l'article 5 de la loi du 10 février 2000, sont en 2002 :
 - les contrats relevant de l'obligation d'achat (art. 10 de la loi) ;
 - les contrats conclus ou négociés avant la loi du 10 février 2000 (art. 50) ;
 - les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables » (art. 48).
 En application du décret du 6 décembre 2001, le montant des surcoûts est égal à la différence entre le prix total d'acquisition de l'électricité résultant des contrats d'achat et « les coûts d'exploitation et d'investissement évités à EDF pour le mode de fonctionnement considéré, dans le contexte du parc de production national et du marché ».
 Toutefois, la loi du 3 janvier 2003 dispose que les surcoûts d'achat de l'électricité produite par les installations situées dans les zones non interconnectées sont calculés, non pas sur la base des coûts évités tels que définis ci-dessus, mais « par rapport à la part relative à la production dans les tarifs de vente aux clients non éligibles » (soit sur la même base que pour le calcul des surcoûts de production établis au chapitre précédent). Ce changement de référence nécessite ainsi un traitement spécifique des surcoûts liés aux contrats d'achat en ZNI.
2.1. Coûts dus aux contrats d'achats
2.1.1. Quantité et coûts d'achat
déclarés par EDF en métropole
 Les quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF en métropole au titre de l'année 2002, établis sur la base d'une comptabilité appropriée contrôlée par des organismes indépendants, sont présentés dans le tableau ci-dessous :
Tableau 3 : quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF en métropole pour 2002
 Par rapport aux quantités prévisionnelles 2002 communiquées fin 2001 par EDF, on constate une hausse d'environ 15 % des volumes d'électricité achetés, cette augmentation provenant principalement de la cogénération (+ 2,5 TWh). Pour cette filière, on peut remarquer que le prix moyen unitaire d'achat constaté en 2002 s'élève à 73,9 EUR/MWh, soit à un niveau nettement inférieur à l'hypothèse retenue par EDF pour la prévision 2002 (84,2 EUR/MWh) et, dans une moindre mesure, à celle finalement proposée par la CRE (80 EUR/MWh).
2.1.2. Quantités et coûts d'achat retenus
par la CRE en métropole
 Pour affiner son appréciation sur le droit à compensation des contrats pris en compte dans la déclaration d'EDF, les services de la CRE ont demandé à EDF de leur communiquer la base de données de ces contrats. L'objectif des services de la CRE était notamment de vérifier, pour chaque contrat d'achat, sa période de validité (dates de signature et d'échéance), la cohérence des données physiques (puissance contractuelle et productibles mensuels déclarés) et des prix d'achat pratiqués (prime fixe et rémunérations proportionnelles, eu égard aux arrêtés tarifaires en vigueur).
 L'analyse effectuée a permis d'identifier plusieurs centaines de contrats insuffisamment renseignés ou comportant une ou plusieurs anomalies, sur un total de 2 450 contrats. Pour ces contrats, les services de la CRE ont demandé à EDF de rectifier les erreurs détectées et de compléter les données manquantes, ou de joindre un justificatif prouvant le droit à compensation. Les corrections apportées par EDF ont conduit à une diminution des coûts d'achat de 4,4 MEUR.
 En outre, l'examen final par la CRE de la base de données modifiée a révélé 53 contrats dont la prise en compte pour la compensation reste problématique pour les raisons suivantes :
 Défaut d'information ou anomalie résiduelle :
 - contrats pour lesquels, sur plusieurs mois de l'année 2002, l'énergie mensuelle déclarée excède le productible mensuel maximum théorique, eu égard à la puissance contractuelle de l'installation applicable en 2002 ;
 - contrats pour lesquels une anomalie générale persiste (ex : prix d'achat anormalement élevé eu égard aux tarifs applicables pour l'installation, ou nombre d'heures de fonctionnement annuel supérieur à 8 760 h).
 Justificatif fourni pour des contrats relevant de l'article 50 de la loi, mais ne prouvant pas qu'ils ont été négociés avant la loi du 10 février 2002.
 La CRE a ainsi décidé de ne pas retenir les achats de ces contrats pour le calcul des charges de 2002 (excepté les contrats où une seule anomalie apparaissait sur un mois identifié, pour lesquels seuls les achats du mois considéré n'ont pas été pris en compte), le montant total non retenu s'élevant à 15,1 MEUR. Une fois corrigés par EDF, les achats de ces contrats pourront être pris en compte dans le calcul des charges de 2005.
 La CRE invite par ailleurs EDF à améliorer sensiblement sa gestion comptable de l'obligation d'achat qui, au vu de l'exercice 2002, apparaît perfectible.
 Les quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE pour 2002 sont détaillés dans le tableau suivant :
Tableau 4 : quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE en métropole pour 2002
2.1.3. Contrats d'achat d'EDF dans les ZNI
 La CRE a retenu l'intégralité des quantités d'électricité et coûts d'achat fournis par EDF pour les ZNI dans sa base de données modifiée, à l'exception de ceux relatifs à un contrat hydraulique présentant un défaut d'information.
 Les montants définitifs retenus pour 2002 sont les suivants :
Tableau 5 : quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE dans les ZNI pour 2002
2.1.4. Coût du contrôle des installations de cogénération
 Le contrôle des installations de cogénération effectué par EDF permet de vérifier leur efficacité énergétique et la correcte application de la rémunération complémentaire facturée par le producteur. Le coût supporté par EDF au titre de ce contrôle découlant de l'obligation d'achat, il doit être compensé. Le montant de cette charge s'élève à 67 kEUR en 2002.
2.2. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat
2.2.1. Détermination du coût évité
par les contrats d'achat en métropole
 a) Cas général.
 Le décret du 6 décembre 2001 dispose que les coûts d'investissement et d'exploitation évités à EDF sont évalués « dans le contexte du parc de production national et du marché ». Les coûts évités en 2002 sont ainsi calculés à partir des prix de marché.
 Il convient, en premier lieu, de déterminer le marché géographique de référence. Celui-ci peut se définir comme le marché sur lequel les prix sont les plus compétitifs, et dont le volume est suffisamment important par rapport aux volumes de l'obligation d'achat.
 Il apparaît que la zone France-Allemagne répond à ces critères, dans les circonstances actuelles.
 Les prix en France et en Allemagne sont légèrement divergents, du fait de la congestion régulière à la frontière. Il n'est ainsi pas possible de considérer un prix unique sur la zone France-Allemagne. L'impact sur le coût évité de cette divergence reste cependant réduit, car l'écart entre prix français et allemands est plutôt important pendant les mois d'été, quand le volume d'obligation d'achat est plus faible, et plutôt réduit pendant les mois d'hiver, quand le volume d'obligation d'achat est plus conséquent.
 Au vu de ces considérations, la CRE retient comme coût évité, pour chaque mois de l'année 2002, une moyenne pondérée, sur ce mois, d'un panier d'indices quotidiens :
 - EEX ;
 - Powernext ;
 - Platts Allemagne ;
 - Platts France ;
 - Heren Allemagne ;
 - Heren France.
 Le tableau suivant donne les résultats du calcul :
Tableau 6 a : prix de marché mensuels en 2002
 Ces prix de marché mensuels permettent de calculer, mois par mois, le coût évité à EDF par les contrats d'achat (hors contrats à différenciation horosaisonnière et contrats « appel modulable », étudiés ci-dessous).
 En théorie, il faudrait soustraire du coût évité le coût des écarts supportés par EDF du fait de l'imprévisibilité d'une partie de l'obligation d'achat. Mais l'étude de ces écarts a révélé que ceux-ci sont négligeables par rapport à ceux liés à la consommation. Par conséquent, aucune décote liée à cette imprévisibilité n'est prise en compte pour l'année 2002.
 Le coût évité obtenu s'élève à 462,6 millions d'euros (hors contrats à différenciation horosaisonnière et contrats « appel modulable »), comme détaillé ci-dessous :
Tableau 6 b : coût évité à EDF par les contrats d'achat en métropole en 2002 (hors contrats horosaisonnalisés et « appel modulable »)
 b) 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, correspondant sensiblement aux heures où le prix de marché est haut, il existe, dans le cas de 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. Sont utilisés à cette fin les prix de marché horaires des bourses Powernext et EEX.
 Le coût évité correspondant est égal à 13,6 MEUR (pour 635 GWh).
 c) Cas particuliers des installations dispatchables.
 Les installations dispatchables, qui font l'objet de contrat type « appel modulable », représentent une puissance installée de 842 MW. Elles ont produit 11 GWh en 2002.
 La CRE considère que, si ces contrats « appel modulable » n'existaient pas, EDF aurait dû construire des équipements permettant de lui assurer une réserve de puissance équivalente (par exemple des turbines à combustion). Le coût fixe annuel d'une turbine à combustion est fixé à 44 EUR/kW. Son coût variable est fixé à 65 EUR/MWh.
 Le coût évité correspondant est donc égal à 37,7 MEUR.
 d) Coût total évité à EDF par les contrats d'achat en métropole.
 Le coût total évité à EDF par les contrats d'achat en métropole est de 513,9 MEUR.
2.2.2. Détermination du coût évité
par les contrats d'achat en ZNI
 Conformément à la loi du 3 janvier 2003, le coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI est égal à la valorisation, à la part production calculée dans le tableau 2, de l'électricité achetée par EDF. Il s'élève à 11,0 MEUR, comme détaillé ci-dessous :
Tableau 7 : coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2002
2.3. Surcoûts supportés par EDF
dus aux contrats d'achat en 2002
 Les surcoûts supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2002 s'élèvent à :
 10,2 MEUR dans les ZNI (21,2 MEUR de coût d'achat - 11,0 MEUR de coût évité) ;
 1 033,8 MEUR en métropole (1 547,6 MEUR de coût d'achat + 0,067 MEUR de contrôle de cogénération - 513,9 MEUR de coût évité),
soit un total de 1 044,0 MEUR.
 Ces surcoûts sont supérieurs de 121 MEUR aux surcoûts prévisionnels. Cette augmentation est due à l'augmentation des quantités d'électricité achetées et à des prix de marché constatés plus bas que prévu.
B. - Charges supportées par les distributeurs non nationalisés
 Les contrats d'achat générant pour les DNN des surcoûts qui font l'objet d'une compensation, dans les conditions prévues au I de l'article 5 de la loi du 10 février 2000, sont en 2002 :
 - les contrats relevant de l'obligation d'achat (art. 10 de la loi) ;
 - les contrats conclus ou négociés avant la loi du 10 février 2000 (art. 50).
 Les DNN ayant supporté en 2002 des surcoûts liés à ces contrats ont transmis à la CRE leur comptabilité appropriée le 31 mars 2003, sous un format conforme aux indications fournies par la CRE. Les comptabilités appropriées ont été contrôlées et corrigées par la CRE, en liaison avec les DNN concernés.
1. Principe de calcul du coût évité
 Le coût évité à un DNN par les contrats d'achat est défini par le décret du 6 décembre 2001 comme étant « le coût qui résulterait de l'achat de la même quantité d'électricité au tarif de cession appliqué à ce distributeur ».
 Le décret relatif aux tarifs de cession n'étant pas encore publié, le coût évité que la CRE retient est égal au prix de vente intégré qu'EDF applique à chaque DNN (ou aurait appliqué dans le cas d'un DNN ayant fait jouer son éligibilité), duquel il faut soustraire une « part réseau » calculée à partir du tarif d'utilisation des réseaux, afin d'obtenir un prix de fourniture d'énergie.
 Le calcul du coût évité a été réalisé selon deux méthodes, au choix du DNN, en fonction de ses caractéristiques :
 Une méthode simplifiée, qui consiste, pour le volume d'obligation d'achat, à faire la différence entre le prix d'achat intégré à EDF et la « part réseau » de ce prix établie en fonction de la tension de raccordement du DNN au réseau de niveau supérieur :
 4 EUR/MWh s'ils sont raccordés en 400 kV ;
 5 EUR/MWh s'ils sont raccordés en 225 kV ;
 9 EUR/MWh s'ils sont raccordés en HTB ;
 13 EUR/MWh s'ils sont raccordés en HTA.
 Une méthode détaillée, qui consiste à calculer le prix d'achat de l'énergie (prix d'achat intégré moins la part réseau) à EDF pour la situation simulée en l'absence de l'obligation d'achat et pour celle réelle en présence de l'obligation d'achat. Le coût évité résultant est égal à la différence des prix d'achat obtenus. Cette méthode est plus précise pour les DNN qui ont un fort volume d'obligation d'achat, celui-ci pouvant entraîner une forte variation du prix intégré et de la « part réseau » entre les deux situations sans et avec obligation d'achat.
2. Résultats
 Le montant définitif des surcoûts supportés par les DNN en 2002 est de 7,2 MEUR.
 Les principaux éléments du calcul du surcoût pour chaque DNN concerné sont indiqués dans le tableau ci-dessous :
Tableau 8 : surcoûts supportés par les DNN en 2002
C. - Montant définitif des charges de service public en 2002
 Le montant total des charges de service public de l'électricité pour 2002 s'élève à 1 461,3 MEUR, réparti comme suit :
A N N E X E I I I
CONTRIBUTIONS RECOUVRÉES PAR LES OPÉRATEURS
SUPPORTANT DES CHARGES EN 2002
 En 2002, EDF et 11 DNN ont reçu des contributions du « fonds du service public de la production d'électricité » destinées à compenser les charges de service public supportées.
 La répartition des contributions par opérateur est donnée dans le tableau suivant :
 La prévision de charges 2002 s'élevait à 1 306 MEUR. L'écart avec les contributions recouvrées s'explique par l'arrondi de la contribution unitaire à 3 EUR/MWh (au lieu de 3,06) et une consommation déclarée inférieure d'environ 5 TWh à celle estimée pour la prévision.
 La contribution totale recouvrée par les DNN est supérieure au montant prévisionnel des charges des DNN pour 2002, évalué à 7 MEUR. Ce montant avait été estimé globalement dans un délai très bref qui n'avait pas pu permettre de posséder des informations précises de la part des DNN. Les charges individuelles prévisionnelles de chaque DNN avaient été par la suite évaluées dans le détail et notifiées à chaque DNN concerné. La somme de ces charges s'élevait à 8 117,30 MEUR.