1.3. Surcoûts de production constatés dans les ZNI
Les coûts de production retenus par la CRE et les recettes de production d'EDF s'élevant respectivement à 1 162,7 M€ et 311,5 M€, le montant des surcoûts de production constatés dans les ZNI en 2013 est de 851,3 M€.
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
Les surcoûts d'achat supportés par EDF en 2013 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 du 28 janvier 2004) ;
- 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 l'électricité évalué à « la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité ».
2.1. Coûts dus aux contrats d'achat
2.1.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat (hors ZNI)
2.1.1.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF (hors ZNI)
Les quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF en métropole continentale au titre de l'année 2013 sont présentés dans le tableau 2.4.
Au titre de 2013, 36,9 TWh ont été déclarés par EDF pour un montant de 5 088,7 M€.
Tableau 2.4. - Quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF pour 2013 (hors ZNI) 
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2.1.1.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE (hors ZNI)
Pour affiner son appréciation sur le droit à compensation des contrats déclarés, la CRE a vérifié, comme les années précédentes, la cohérence des données physiques (puissance contractuelle et productibles mensuels déclarés) et des prix d'achat pratiqués (prime fixe, rémunération proportionnelle et rémunération complémentaire en application des arrêtés tarifaires en vigueur) sur l'ensemble des contrats déclarés.
La CRE ne prend pas en compte le coût d'achat exposé si le contrat d'achat correspondant n'est pas signé, ou si une incertitude demeure sur la conformité de ce coût avec le contrat signé. Le nombre de contrats traités est en croissance exponentielle (de 4 500 en 2007 à 157 000 en 2011, 234 000 en 2012 et 268 000 en 2013). Ce nombre ne permet pas de procéder à une vérification individuelle des coûts des contrats.
La CRE a demandé à EDF des compléments sur 61 contrats (hors photovoltaïque) sur un total de 3 421 et sur 129 contrats photovoltaïques sur un total de 264 767. La mise en place de commentaires normés par EDF dans les bases de contrats transmises à la CRE, fournissant des explications sur les écarts présentés par un certain nombre de contrats, a permis d'alléger cette tâche de contrôle par rapport aux exercices précédents. Un contrôle par échantillonnage n'a pas mis en évidence d'anomalie entre le contenu du commentaire et les pièces justificatives. Ce contrôle a porté sur 47 contrats, soit environ 5 % du nombre de contrats commentés.
Malgré l'augmentation soutenue du nombre de contrats traités, le pourcentage des contrats ayant suscité une question de la part de la CRE s'est élevé à 0,1 % pour 2013.
Les quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE en métropole continentale pour 2013 sont détaillés dans le tableau 2.5.
Tableau 2.5. - Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE pour 2013 (hors ZNI) 
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Le volume d'énergie acheté sous obligation d'achat diminue de 3,3 % en 2013 par rapport à 2012, à 37 GWh. Cette baisse est liée à la décroissance de la filière cogénération (- 3,1 TWh), en raison de l'arrivée à échéance de nombreux contrats d'achats historiques (21), qui est partiellement contrebalancée par la croissance en volume des filières éolienne (+ 0,9 TWh) et photovoltaïque (+ 0,6 TWh). Le coût d'achat unitaire moyen du MWh progresse de 3 % à 137,9 €/MWh. Le coût d'achat total s'élève à 5 088,6 M€ en 2013.
Les filières prépondérantes en volume sont l'éolien (41 % des volumes achetés), la cogénération (17 %) et l'hydraulique (15 %).
Les coûts d'achat de l'électricité d'origine photovoltaïque sont en hausse de 12 %, pour s'établir à 2 003 M€. Les volumes produits augmentent de 17 % pour atteindre 4 214 GWh. Le coût d'achat unitaire passe à 475,3 €/MWh en 2013, soit une baisse de 4,6 %, en raison du raccordement de grosses installations bénéficiant de tarifs plus faibles que la moyenne. La production d'électricité d'origine photovoltaïque représente 11 % des volumes achetés sous obligation d'achat, alors qu'elle est à l'origine de 39 % des charges constatées.
Les quantités achetées auprès des installations de cogénération sont en baisse sensible de 33 %, sous l'effet de l'arrivée à échéance des contrats historiques C97 et C99. Une partie de ces installations rentre toutefois à nouveau dans le cadre de l'obligation d'achat, profitant de contrats « C01 rénovation ». Au total, la puissance garantie des installations de cogénération diminue de plus de 1 125 MW, pour atteindre 1 452 MW à fin 2013. Le coût d'achat unitaire progresse de 1,3 %. L'effet des nouvelles conditions tarifaires entrées en vigueur en octobre 2013, dont peuvent bénéficier les installations en service, n'est pas encore sensible.
A fin 2013, le parc hydraulique représente 1 654 MW. La production progresse de 3 % en 2013, soit + 179 GWh, et profite de la bonne hydraulicité de l'année 2013. Le coût d'achat augmente de 10 % et s'établit à 376 M€.
Les volumes produits par la filière éolienne augmentent de 6,4 %, soit + 918 GWh, malgré des conditions météorologiques moins favorables qu'en 2012, en raison de la hausse de la puissance installée (+ 533 MW).
Les filières biogaz et biomasse voient leurs volumes achetés augmenter respectivement de 22,9 % et 28,5 %. Les coûts d'achat unitaires augmentent respectivement de 4,7 % et 8,2 %, en raison de la mise en service d'installations bénéficiant de conditions de rémunération supérieures à celles des anciens contrats. Six nouvelles installations de production d'électricité à partir de biomasse, issues de l'appel d'offres de 2009, représentant 54,5 MW, ont été mises en service en 2013. Pour la filière biogaz, 46 nouvelles installations sont comptabilisées en 2013 sous le régime de l'arrêté tarifaire de 2011, pour une puissance totale du parc de 244 MW à fin 2013 (+ 33,8 MW).
Les volumes achetés à la filière incinération décroissent légèrement, de 3,2 %, pour atteindre 2 775 GWh. Les coûts d'achat s'élèvent à 157 M€ pour l'année 2013.
Le parc des installations dispatchables reste stable en 2013, avec 99,1 MW de puissance garantie à la fin de l'année. Les volumes produits diminuent toutefois de 69 %, soit -1,2 GWh, en raison d'appels moins nombreux qu'en 2012.
2.1.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus dans les ZNI
La CRE a retenu, au titre des contrats d'achat en ZNI, l'intégralité des quantités d'électricité et coûts d'achat transmis par EDF.
Les montants retenus au titre des contrats d'achat 2013 en ZNI sont ceux repris dans le tableau 2.6.
Tableau 2.6. - Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE dans les ZNI pour 2013 
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L'augmentation des montants achetés dans les ZNI par rapport à 2012 résulte de plusieurs facteurs :
- la diminution du soutirage sur les liaisons entre la Corse et l'Italie est due à une moindre sollicitation des interconnexions pendant les mois où l'hydraulicité a été particulièrement forte ;
- la production des centrales bagasse-charbon est en baisse par rapport à 2012, ce qui s'explique principalement par des programmes de maintenance plus chargés. Par ailleurs, EDF a demandé à Albioma d'instaurer une réserve de puissance plus importante à La Réunion pour atténuer l'intermittence du photovoltaïque ;
- la croissance des cours du pétrole en 2013 a induit une augmentation des coûts de combustibles pour les installations fonctionnant au fioul. En outre, les installations d'EDF PEI venant se substituer aux centrales d'EDF SEI commencent à représenter une part importante de la production avec douze moteurs en service à Port Est (La Réunion) et six moteurs à Bellefontaine (Martinique). Les premiers essais ont été réalisés à Lucciana (Corse). Afin de maintenir l'équilibre offre/demande en Martinique pendant la période transitoire impactée par les indisponibilités de la centrale de Bellefontaine en fin de vie, la TAC du Galion a été fortement sollicitée. Pour les mêmes raisons la TAC complémentaire, mise en service en Martinique en 2012, a continué d'être utilisée ;
- l'année 2013 a été marquée par une faible hydraulicité en Guyane et une hydraulicité très élevée en Corse et à La Réunion, qui concourent à une moindre sollicitation des centrales thermiques dans ces zones ;
- l'usine d'incinération des ordures ménagères en Martinique a connu une avarie majeure en 2013 dégradant beaucoup sa disponibilité ;
- la hausse importante de la production géothermique s'explique d'une part par le long conflit social de l'année 2012 et d'autre part par une bonne disponibilité de l'installation en 2013 en l'absence d'avaries significatives ;
- la production éolienne en Corse a été impactée par la foudre qui a mis hors service un tiers du parc d'Aja pendant trois mois et a rendu nécessaire des travaux sur les parcs d'Ersa et Rogliano ;
- le développement de la production d'électricité issue d'installations photovoltaïques montre un net ralentissement par rapport aux années précédentes. Entre 2012 et 2013, les volumes déclarés ont progressé de 8 % et le coût d'achat de 9 %, ce qui a généré 20,9 M€ de coûts d'achat supplémentaires. Cette filière ENR reste de loin la plus coûteuse en €/MWh produit.
Le coût d'achat total retenu dans les ZNI s'élève à 949,0 M€ en 2013.
2.1.3. Coût du contrôle des installations de cogénération, biomasse et biogaz
Le contrôle des installations de cogénération, biomasse et biogaz effectué par EDF permet de vérifier leur efficacité énergétique et la correcte application 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.
Les coûts des contrôles effectués au titre de l'année 2013 représentent 261,3 k€.
2.2. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat
2.2.1. Coût évité par les contrats d'achat hors ZNI
2.2.1.1. 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 ».
Conformément à la délibération de la CRE du 25 juin 2009, le coût évité à EDF distingue le coût évité par la production quasi certaine et celui évité par la production dite aléatoire. Ce dernier est calculé en fonction de la moyenne mensuelle des prix de marché spot de l'électricité. Le coût évité par la production quasi certaine est calculé en fonction des prix de marché à terme. La production quasi certaine est composée d'une part d'un ruban de base, produit et acheté toute l'année, et d'autre part de trois blocs supplémentaires, correspondant aux surplus de production hivernaux du premier trimestre et des mois de novembre et décembre (22).
Le coût évité obtenu s'élève pour l'année 2013 à 1 505,5 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »), alors qu'il était de 1 739,0 M€ en 2012. Cette baisse s'explique à la fois par la baisse des volumes achetés et par la baisse des prix de marché.
Coût évité par la production quasi certaine :
La puissance quasi certaine retenue pour l'année 2013 est indiquée dans le tableau 2.7.
Tableau 2.7. - Puissance quasi certaine retenue pour 2013
PUISSANCE quasi certaine (MW)
Ruban de base
900
Surplus de production Q1 (1)
2 600
Surplus de production M11 (2)
2 100
Surplus de production M12 (2)
2 100
(1) Premier trimestre.
(2) M11 : novembre ; M12 : décembre.
Tableau 2.8. - Prix de marché retenus pour 2013
RUBAN
Q1
M11
M12
53,37
57,87
51,49
51,45
Ainsi, le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 16,6 TWh, est de 903,8 M€.
Coût évité par la production aléatoire hors photovoltaïque :
Le coût évité par la production aléatoire hors photovoltaïque s'élève à 601,7 M€ (hors contrats photovoltaïques, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »). Ce montant est détaillé dans le tableau 2.9.
Tableau 2.9. - Prix de marché mensuels et coût évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2013 (hors contrats PV, contrats horosaisonnalisés, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables ») 
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2.2.1.2. Coût évité par la production photovoltaïque
La méthode de calcul du coût évité par la production photovoltaïque, décidée sur la base des recommandations du rapport Charpin-Trink issu de la concertation postérieure au moratoire de 2011, vise à mieux prendre en compte les caractéristiques de la production PV. Le coût évité par cette production est calculé par référence à un prix moyen mensuel, basé sur les prix spot horaires du marché de gros pondérés par les coefficients de production horosaisonniers du profil PRD3 (utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution).
Le calcul du coût évité par la production photovoltaïque distingue les contrats d'achat selon leur rythme de facturation (mensuelle, semestrielle ou annuelle). Pour ces trois types de contrats, un prix de référence est calculé pour chaque mois, égal à la moyenne pondérée des prix profilés sur la période couverte par la facture (un, six ou douze mois glissants).
Le coût évité par la production photovoltaïque en 2013 s'élève ainsi à 189,3 M€. Ce montant est détaillé dans le tableau 2.10.
Tableau 2.10. - Prix de référence et coût évité à EDF par les contrats d'achat PV (hors ZNI) en 2013 
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2.2.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat horosaisonnalisé
Certaines installations bénéficient de contrats d'achat à différenciation horosaisonnière : la rémunération du producteur par EDF dépend du moment où il produit son électricité. Les périodes horosaisonnières où le tarif est élevé correspondent sensiblement aux heures où le prix de marché est haut. Il existe donc dans le cas de ces contrats une corrélation temporelle entre le volume acheté par EDF et le prix de marché.
Le coût évité doit par conséquent être calculé par poste horosaisonnier. Sont utilisés à cette fin les prix de marché horaires. Le coût évité correspondant pour l'année 2013 est égal à 85,3 M€.
2.2.1.4. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable »
Les installations « dispatchables », qui font l'objet de contrats type « appel modulable », représentaient en 2013 une puissance garantie de 99 MW. Le service rendu à EDF par ces installations est double : la mise à disposition de capacités de puissance permet à EDF de se couvrir contre le risque de défaillance, et l'énergie produite participe à la fourniture des clients en période de pointe. La valorisation de ces centrales doit donc tenir compte, non seulement de l'énergie produite, mais également de la capacité de puissance garantie.
La valorisation de la puissance mise à disposition de RTE dans le cadre des réserves complémentaires est retenue pour le calcul du coût évité. La prime fixe unitaire pour la puissance mise à disposition est calculée à partir de la moyenne des offres retenues dans le cadre des appels d'offres organisés par le gestionnaire de réseau. Le coût fixe évité par les installations « dispatchables » est ainsi évalué à 1,7 M€.
Le coût évité « énergie » se calcule en fonction de l'utilisation effective par EDF de l'énergie achetée. L'énergie achetée pour l'ajustement est valorisée au prix des écarts à la baisse constaté sur le mécanisme d'ajustement pour chaque période d'appel considérée (soit un coût évité de 0,07 M€). L'énergie achetée pour une utilisation hors ajustement est valorisée sur la base d'une moyenne mensuelle des prix pointe journaliers (soit un coût évité de 0,02 M€). Le coût évité à EDF en 2013 par les installations « dispatchables » bénéficiant d'un contrat de type « appel modulable » est de 1,7 M€.
2.2.1.5. Cas particulier des installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable »
A l'instar des contrats de type « appel modulable », le basculement en mode « dispatchable » d'une installation de cogénération traduit la mise à disposition de capacité de puissance au bénéfice d'EDF.
Ces installations, une fois basculées, doivent être valorisées suivant les mêmes principes que ceux prévalant pour les contrats « appel modulable », le service rendu à EDF étant analogue : la mise à disposition de capacités de puissance permet à EDF de se couvrir contre le risque de défaillance et l'énergie produite participe à la fourniture des clients en période de pointe. Le calcul du coût évité par ces installations nécessite donc de distinguer les achats effectués avant et après passage en mode dispatchable.
Les installations de cogénération ayant fait l'objet, au cours de l'année 2013, d'un basculement en mode « dispatchable » - ou d'une reconduction de celui-ci - représentent une puissance garantie de 228,2 MW. Les achats effectués auprès de ces installations s'élèvent à 283 GWh, pour un montant d'achat retenu de 61,8 M€.
Coût évité hors mode « dispatchable »
Le coût évité par les achats effectués aux installations de cogénération en dehors des périodes de dispatchabilité s'établit sur les mêmes bases que celles applicables aux contrats standards. Ce coût évité est ainsi évalué à 14,9 M€.
Coût évité en mode « dispatchable ».
Le coût évité par les achats effectués en mode « dispatchable » s'effectue suivant la même méthodologie que celle applicable aux centrales « dispatchables » et nécessite donc de déterminer un coût fixe évité et un coût évité « énergie ».
A l'instar des contrats « appel modulable », le coût fixe évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable » s'établit en utilisant comme référence la valorisation moyenne de la puissance mise à disposition de RTE dans le cadre des réserves complémentaires.
Le coût fixe évité en 2013 est évalué à 1,4 M€ pour l'ensemble des installations considérées. Le calcul du coût évité « énergie », quant à lui, ne peut s'effectuer à partir du mécanisme d'ajustement, dans la mesure où les contraintes d'appel afférentes aux installations de cogénération (préavis, montée en charge, durée minimale d'appel) ne permettent pas à EDF d'utiliser ces dernières sur ce mécanisme. Le coût évité « énergie » doit s'établir, pour chacune de ces installations, à partir des prix de marché horaires moyens sur les jours d'appel correspondants. Le coût évité « énergie » est ainsi évalué à 0,03 M€.
Le coût évité à EDF en 2013 par les installations de cogénération ayant fait l'objet d'un basculement ou d'une reconduction en mode « dispatchable » est de 16,4 M€.
2.2.1.6. Coût total évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI)
Le coût total évité à EDF par les contrats d'achat en métropole continentale est de 1 798,2 M€ (1 505,5 M€ + 189,3 M€ + 85,3 M€ + 1,7 M€ + 16,4 M€).
2.2.2. Coût évité par les contrats d'achat dans les ZNI
Conformément au décret du 28 janvier 2004, les surcoûts dus aux contrats d'achat dans les ZNI sont calculés par rapport à la part production du tarif de vente (tableau 2.3). L'électricité achetée par EDF valorisée à cette part production est évaluée à 230,5 M€, comme détaillé dans le tableau 2.11.
Tableau 2.11. - Coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2013 
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* 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.
2.3. Surcoûts dus aux contrats d'achat supportés par EDF
Les surcoûts supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2013 s'élèvent à :
3 290,7 M€ en métropole continentale (5 088,6 M€ de coût d'achat + 0,3 M€ de coût de contrôle des cogénérations - 1 798,2 M€ de coût évité) ;
718,5 M€ dans les ZNI (949,0 M€ de coût d'achat - 230,5 M€ de coût évité),
soit un total de 4 009,2 M€.
3. Charges dues aux dispositions sociales
La tarification spéciale « produit de première nécessité » est entrée en vigueur le 1er janvier 2005. Elle a par la suite été rebaptisée « tarif de première nécessité » (TPN). 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 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 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 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.
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).
3.1. Charges dues au « tarif de première nécessité »
3.1.1. Pertes de recettes dues au TPN
Les pertes de recettes dues au TPN se sont élevées en 2013 à 98,7 M€ contre 69,1 M€ en 2012. Cette augmentation des pertes de recettes est principalement due à l'automatisation de la procédure d'application du TPN et à l'élargissement de la cible de bénéficiaires.
Au 31 décembre 2013, 1 629 000 clients bénéficiaient du TPN.
3.1.2. Surcoûts de gestion
Les frais spécifiques dus à la mise en œuvre du TPN sont en hausse. Ils passent de 5,6 M€ en 2012 à 7,1 M€ en 2013. Cette croissance s'explique principalement par l'augmentation du nombre de bénéficiaires du TPN. Les frais de personnel déclarés par EDF augmentent légèrement, malgré l'automatisation de la procédure d'attribution. Cette hausse s'explique par un nombre important de retraitements manuels dès lors que la procédure d'attribution automatique n'a pas fonctionné et par les actions connexes (communication, formations interne et externe, pilotage, etc.). EDF a en particulier demandé la compensation de 531 k€ au titre des 3 ETP affectés au pilotage du TPN en 2013. La CRE estime ce montant excessif et ne le retient pas dans l'assiette des charges compensées à EDF dès lors qu'il n'a pas été précisément justifié par l'opérateur.
3.1.3. Services liés à la fourniture
Les charges imputables aux services liés à la fourniture des clients au TPN se sont élevées en 2013 à 2,5 M€. Elles ont quasi doublé par rapport à 2012 (1,4 M€).
3.1.4. Bilan des charges liées au TPN
Le total des charges à compenser à EDF en 2013 au titre du « tarif de première nécessité » s'élève à 108,3 M€, ZNI incluses.
3.2. Charges dues au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité
Compte tenu des dispositions réglementaires, la compensation d'EDF au titre de sa participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité est de 21,7 M€ (20 % x 108,6 M€). Ce montant est comparable aux 23,3 M€ versés par EDF en 2013 au fonds de solidarité pour le logement.
Les charges à compenser à EDF en 2013 au titre des dispositions sociales s'élèvent finalement à 130,0 M€, contre 91,3 M€ en 2012.
B. - Charges supportées par les entreprises locales de distribution constatées au titre de 2013
1. Surcoûts dus aux contrats d'achat
Les surcoûts d'achat supportés par les ELD en 2013 sont dus aux contrats :
- relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code de l'énergie) ;
- issus des appels d'offres (article L. 311-10 du code précité) ;
- conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-7 du code précité).
Pour affiner son appréciation sur le droit à compensation des contrats déclarés, la CRE a vérifié, comme les années précédentes, la cohérence des données physiques (puissance contractuelle et productibles mensuels déclarés) et des prix d'achat pratiqués (prime fixe, rémunérations proportionnelles, rémunération complémentaire eu égard aux arrêtés tarifaires en vigueur) sur l'ensemble des contrats déclarés.
La CRE ne prend pas en compte le coût d'achat exposé si une incertitude demeure sur la conformité du coût exposé avec les conditions de rémunération prévues par les arrêtés tarifaires correspondants. Le nombre de contrats des ELD traités est en croissance constante (de 1 554 en 2009 à 12 750 en 2012 et 15 291 en 2013). Ce nombre ne permet pas de procéder à une vérification individuelle des coûts des contrats. La CRE a demandé aux ELD les factures et les détails de calculs pour les contrats présentant les écarts les plus importants entre les montants exposés et les montants normatifs à disposition de la CRE.
Les réponses apportées n'ont pas permis de valider sans réserve la totalité de ces contrats et ont nécessité la correction de certains montants exposés. L'information fournie par les ELD a mis en évidence une confusion récurrente entre les tarifs d'achat et les formules d'indexation de différents arrêtés tarifaires photovoltaïques. Une autre difficulté consiste dans l'identification par les producteurs ou par les ELD des bons coefficients d'indexation pour toutes les filières de production. La CRE constate que les factures sont souvent établies par les producteurs sans suivi régulier ou contrôle spécifique de la part des ELD.
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. La CRE doit donc désormais vérifier dans quel périmètre a été injectée l'électricité issue des contrats d'obligation d'achat, afin de savoir si cette électricité se substitue à de l'énergie achetée au prix de marché ou au tarif de cession.
En 2013, 7 ELD se sont approvisionnées à la fois aux tarifs de cession et sur le marché. Elles ont cependant toutes injecté la totalité de l'énergie issue des contrats d'obligation d'achat dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés de vente, et leur coût évité est donc calculé en référence aux tarifs de cession.
Les surcoûts retenus au titre de l'obligation d'achat s'élèvent ainsi, en 2013, à 176,6 M€, en hausse de 2,5 % par rapport à 2012. Cette augmentation s'explique notamment par le développement de la filière photovoltaïque. Les surcoûts d'achat de cette filière s'élèvent à 106,3 M€, bien supérieurs à ceux de l'éolien (38,3 M€) et de la biomasse (10,7 M€).
2. Charges dues aux dispositions sociales
L'entrée en vigueur, en 2005, de la tarification spéciale « produit de première nécessité » (TPN) induit, pour les ELD concernées, des pertes de recettes et des frais de mise en œuvre supplémentaires (par rapport à ceux supportés pour une gestion « classique » du portefeuille de clients), notamment des frais de personnel et des prestations externes.
Au total, les surcoûts de gestion se sont élevés en 2013 à 0,79 M€, dont 0,67 M€ de frais de personnel. Ce surcoût a progressé de 50 % par rapport à 2012 (0,44 M€). L'automatisation de la procédure d'attribution du TPN n'a donc pas eu d'effet sur ces surcoûts en 2013.
La CRE constate une forte disparité dans les coûts de gestion exposés à la compensation. Le niveau de ces coûts, rapportés au nombre de clients bénéficiaires, diverge fortement entre les fournisseurs (de 2 € par client à 444 € par client (23)), qu'il y ait recours ou non à un prestataire extérieur. Les frais de mise en œuvre peuvent ainsi représenter jusqu'à 95 % du total des charges retenues au titre de l'application du TPN.
Les charges relatives à la tarification spéciale « produit de première nécessité » sont évaluées, pour 2013, à 3,0 M€.
Conformément à l'arrêté du 24 novembre 2005, la compensation des charges dues au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité s'effectue, pour chaque ELD, à hauteur de 20 % des charges dues au TPN, dans la limite des versements effectués au fonds de solidarité pour le logement. Pour 2013, cette compensation s'élève à 0,4 M€ pour l'ensemble des ELD ayant déclaré des charges afférentes à ce dispositif.
Les charges dues aux dispositions sociales s'élèvent, pour 2013, à 3,4 M€ (3,0 M€ + 0,4 M€), en augmentation de 30 % par rapport à 2012.
3. Détail des charges constatées par les ELD au titre de 2013
Le montant total des charges supportées par les ELD en 2013 s'élève à 180,0 M€, dont 176,5 M€ dus aux contrats d'achat et 3,4 M€ aux dispositions sociales. Les principaux éléments de calcul sont indiqués dans le tableau 2.12.
Tableau 2.12. - Charges supportées par les ELD au titre de 2013
ELD
CHARGES DUES AUX CONTRATS D'ACHAT
CHARGES 
      

    sociales
CHARGES 
      

    constatées 
      

    en 2013
Quantité achetée (1)
Coût d'achat
Coût évité
Surcoût
MWh
k€
k€
k€
k€
k€
ES ENERGIES STRASBOURG
174 723,1
42 117,2
5 540,2
36 577,1
946,7
37 523,8
Régie du syndicat intercommunal (fournisseur) SEOLIS DEUX SEVRES SIEDS
382 730,5
47 104,3
12 422,8
34 681,6
182,5
34 864,1
Régie d'Electricité du Département de la Vienne SOREGIES
134 810,5
37 471,2
4 300,1
33 171,1
272,1
33 443,1
S.I.C.A.E. REGION DE PITHIVIERS
216 850,7
20 140,9
7 749,3
12 391,6
42,4
12 433,9
SAEML UEM USINE D'ELECTRICITE DE METZ
141 089,9
17 757,1
5 648,7
12 108,3
240,9
12 349,3
S.I.C.A.E. de la SOMME et du CAMBRAISIS
74 441,3
7 359,8
2 496,4
4 863,4
81,4
4 944,8
Coopérative d'Electricité SAINT-MARTIN DE LONDRES
15 705,7
4 657,9
561,7
4 096,3
53,4
4 149,7
Régie d'Electricité U.E.M. NEUF BRISACH
20 025,1
3 512,4
603,6
2 908,8
15,3
2 924,1
GAZ ÉLECTRICITÉ DE GRENOBLE
32 196,9
4 326,6
1 743,5
2 583,1
118,0
2 701,2
SICAE du CARMAUSIN
7 579,7
2 816,4
252,2
2 564,2
16,0
2 580,2
Régie Municipale d'Electricité CREUTZWALD
29 896,0
3 471,2
1 066,3
2 404,9
20,6
2 425,5
SOREA
32 596,5
2 978,2
949,9
2 028,4
12,2
2 040,5
EPIC ENERGIES SERVICES LAVAUR - Pays de Cocagne
13 116,7
2 221,0
391,6
1 829,4
32,1
1 861,5
S.I.C.A.E. DE LA REGION DE PRECY SAINT-MARTIN
6 731,2
1 690,0
208,4
1 481,5
4,8
1 486,3
Énergie Développement Services du BRIANÇONNAIS
36 655,8
2 416,1
1 061,8
1 354,3
8,5
1 362,8
S.I.C.A.E. OISE
2 137,4
1 223,3
58,0
1 165,4
123,5
1 288,9
Régie Communale d'Electricité MONTATAIRE
12 994,9
1 939,4
721,9
1 217,5
69,8
1 287,3
ENERGIE ET SERVICES DE SEYSSEL (SAEML)
2 339,1
1 285,7
70,0
1 215,7
18,6
1 234,3
LES USINES MUNICIPALES D'ERSTEIN
7 286,8
1 481,1
303,1
1 178,0
8,9
1 186,9
Régie du Syndicat Electrique Intercommunal PAYS CHARTRAIN
57 922,1
3 331,8
2 206,7
1 125,1
30,8
1 155,8
SICAE EST
6 398,4
1 257,5
205,4
1 052,1
28,0
1 080,1
Régie municipale d'Electricité SAVERDUN
5 002,6
1 263,1
241,8
1 021,3
8,7
1 030,0
Régie Communale d'Electricité MONTDIDIER
15 299,5
1 562,6
550,0
1 012,6
9,8
1 022,4
GASCOGNE ENERGIES SERVICES AIRE SUR L'ADOUR (ex Régies Municipales)
2 261,8
1 067,0
67,7
999,3
8,1
1 007,4
Régie d'Electricité du Syndicat du SUD DE LA REOLE
1 846,6
1 046,4
55,8
990,5
4,2
994,7
Coopérative de droit suisse ELEKTRA BIRSECK
1 719,7
995,9
51,7
944,2
18,8
962,9
Régie Municipale d'Electricité et de Gaz Energie Services Occitans CARMAUX ENEO
7 585,0
1 217,7
394,1
823,5
40,7
864,2
Régie Municipale d 'Electricité MAZERES
1 439,1
795,6
46,5
749,1
3,4
752,5
VIALIS - REGIE MUNICIPALE DE COLMAR
1 318,7
696,9
42,6
654,4
95,5
749,9
SICAE de l'Aisne
1 143,0
652,2
44,6
607,6
31,6
639,2
Société d'Electricité Régionale des CANTONS DE LASSIGNY & LIMITROPHES
4 397,7
735,8
145,1
590,7
15,7
606,5
R.S.E. REGIE SERVICES ENERGIE AMBERIEUX
1 023,2
579,4
30,3
549,1
6,0
555,1
Régie municipale d'Electricité VARILHES
852,8
453,3
30,4
422,9
4,2
427,1
S.I.C.A.E. E.L.Y. :RÉGION EURE & LOIR YVELINES
984,2
373,3
37,2
336,2
4,0
340,2
Energies Services LANNEMEZAN
459,4
278,7
13,3
265,4
41,0
306,4
Régie Intercommunale d'Electricité NIEDERBRONN REICHSHOFFEN
551,0
297,0
17,7
279,3
7,8
287,2
Régie municipale d'Electricité TARASCON
8 361,1
557,6
315,8
241,8
5,6
247,3
Régie Municipale d'Electricité CAZERES
493,3
248,7
17,4
231,2
10,8
242,1
Régie Municipale d'Electricité BAZAS
461,0
235,2
14,7
220,6
6,9
227,4
Régie du Syndicat Intercommunal d'Énergies VALLEE DE THONES
326,6
194,1
10,3
183,8
6,5
190,3
Régie Municipale d'Electricité GIGNAC
353,0
180,1
11,0
169,2
19,8
189,0
Syndicat d'Electricité SYNERGIE MAURIENNE
333,4
198,8
11,1
187,7
0,5
188,2
Régie d'Electricité SAINT-QUIRC - CANTE - LISSAC - LABATUT
313,8
193,6
10,9
182,7
2,1
184,8
Régie Municipale d'Énergie Electrique QUILLAN
1 918,6
222,1
66,8
155,3
13,1
168,4
Régie Municipale d'Electricité LA BRESSE
9 044,2
560,0
393,9
166,1
2,2
168,3
Régie Municipale de Distribution d'Énergie VILLARD BONNOT
7 115,3
457,6
307,6
150,0
6,4
156,5
Société d'économie mixte locale DREUX - GEDIA
52,8
27,5
1,5
25,9
118,1
144,1
S.I.C.A.E. CANTONS DE LA FERTE-ALAIS & LIMITROPHES
246,8
141,0
7,3
133,7
2,9
136,7
Régie d'Énergies SAINT-MARCELLIN
191,9
118,8
10,2
108,6
25,6
134,2
Régie Electrique Municipale PRATS DE MOLLO LA PRESTE
2 640,5
198,1
67,6
130,5
0,7
131,2
Régie Municipale d'Electricité MONTESQUIEU VOLVESTRE
221,3
130,3
7,4
122,9
6,5
129,4
Régie d'Electricité d'Elbeuf
87,4
44,2
2,6
41,6
84,8
126,4
Régie Communale d'Electricité UCKANGE
779,2
140,9
32,1
108,7
12,0
120,8
Régie Municipale d'Electricité SALLANCHES
225,5
116,4
10,1
106,3
11,7
118,0
Régie Municipale d'Electricité CAZOULS LES BEZIERS
195,3
115,5
7,3
108,2
8,7
116,9
SAEML HUNELEC Service de Distribution Public HUNELEC
135,5
84,5
4,6
79,9
16,5
96,4
Régie Municipale d'Electricité LOOS
30,1
16,2
1,6
14,6
76,2
90,8
S.I.V.U. LABERGEMENT SAINTE-MARIE
2 692,2
191,1
105,5
85,6
2,9
88,5
Régie Electrique ALLEVARD
145,2
81,9
7,7
74,3
5,3
79,5
Régie Municipale d'Electricité ENERGIS SAINT-AVOLD
96,2
54,6
3,3
51,2
26,6
77,8
Régie Gaz Electricité de la Ville BONNEVILLE
158,9
73,3
7,3
66,0
10,9
76,9
Régie Communale d'Electricité GATTIERES
125,0
70,0
4,4
65,6
1,5
67,1
GAZ DE BARR
127,8
52,4
3,7
48,7
4,0
52,7
Régie Municipale d'Electricité AMNEVILLE
86,5
50,6
3,2
47,4
4,7
52,2
Régie Electrique GERVANS
87,8
50,9
2,8
48,1
-
48,1
Régie Municipale d'Electricité SAINT-PIERRE D'ALLEVARD
85,1
50,4
4,4
46,0
2,0
48,0
Régie Municipale d'Electricité et de Télédistribution MARANGE SILVANGE TERNEL
34,7
20,7
1,3
19,4
28,2
47,6
Régie Electrique AIGUEBLANCHE
86,0
48,7
2,6
46,1
0,8
47,0
GAZELEC DE PERONNE
21,0
11,7
0,8
10,9
30,9
41,8
Coopérative d'Electricité VILLIERS SUR MARNE
37,8
19,1
1,1
18,0
23,1
41,1
Régie Municipale d'Electricité ROMBAS
58,2
33,6
2,4
31,2
8,8
40,0
Régie d'Electricité BITCHE
48,5
28,2
1,5
26,6
12,9
39,6
Régie SDED EROME
65,7
40,7
3,5
37,2
1,4
38,6
Régie Communale de Distribution d'Electricité MITRY MORY
37,1
20,6
0,9
19,7
18,6
38,3
S.I.C.A.E. VALLEE DU SAUSSERON
75,1
35,7
2,8
32,9
4,2
37,1
Régie Municipale d'Electricité SALINS LES BAINS
48,7
28,6
2,2
26,4
10,3
36,7
Régie d'Electricité SCHOENECK
57,3
34,0
1,6
32,4
3,2
35,6
Régie Municipale d'Electricité ARIGNAC
54,9
35,0
1,9
33,1
-
33,1
Régie Municipale d'Electricité VINAY
68,9
28,3
3,1
25,2
6,0
31,2
S.A.I.C. PERS LOISINGES
58,0
32,5
2,1
30,4
-
30,4
Régie Electrique Communale BOZEL
51,6
31,2
1,9
29,2
0,4
29,6
Régie Municipale de Distribution d'Electricité de HAGONDANGE
43,1
23,4
1,4
21,9
6,0
27,9
Régie de Distribution d'Énergie Electrique SAINT-MARTIN SUR LA CHAMBRE
52,0
29,4
1,5
27,9
-
27,9
Régie Municipale d'Electricité HOMBOURG HAUT
22,8
12,2
0,6
11,6
15,5
27,0
Régie municipale d'Electricité MIRAMONT DE COMMINGES
41,8
25,9
1,5
24,4
2,5
26,9
Régie Municipale d'Electricité LARUNS
58,8
28,0
2,9
25,1
1,5
26,7
R.M.E.T. TALANGE
33,2
19,2
1,2
18,0
7,6
25,6
Régie d'Electricité du Morel
40,4
23,6
1,4
22,2
0,1
22,2
Régie d'électricité TOURS EN SAVOIE
36,0
21,9
1,4
20,5
0,1
20,6
Régie Municipale d'Electricité SAINT-PRIVAT LA MONTAGNE
33,7
20,2
1,1
19,1
0,5
19,6
Régie Municipale d'Electricité ROQUEBILLIERE
35,6
19,1
1,0
18,1
1,4
19,4
Régie Municipale d'Electricité BEAUVOIS EN CAMBRESIS
37,6
17,6
1,0
16,5
2,9
19,4
Régie Municipale d'Electricité de SAINT-AVRE
29,3
17,4
1,4
16,0
0,3
16,3
S.I.C.A.E. CARNIN
50,0
16,1
1,4
14,7
0,8
15,5
Régie Electrique TIGNES
211,9
20,3
6,3
13,9
0,6
14,5
Régie Communale d'Electricité SAINTE-MARIE AUX CHENES
18,7
11,4
0,6
10,8
2,7
13,5
Régie Municipale d'Electricité MARTRES TOLOSANE
17,1
9,5
0,6
8,9
4,4
13,4
S.I.V.U. d'Electricité LUZ SAINT-SAUVEUR - ESQUIEZE SERE - ESTERRE
195,3
18,7
6,5
12,2
1,2
13,4
Régie Electrique DALOU
22,5
13,3
0,9
12,4
0,7
13,1
Régie Municipale Multiservices de LA REOLE
10,3
6,1
0,4
5,7
6,9
12,6
Régie Municipale Electrique LES HOUCHES
22,6
11,0
0,6
10,4
1,4
11,7
Régie Municipale de Distribution CLOUANGE
21,1
12,0
0,6
11,5
0,3
11,7
Régie Municipale d'Electricité de la ville de SARRE UNION
10,3
6,3
0,4
5,9
5,8
11,6
Régie Municipale d'Electricité ALLEMONT
21,6
11,6
1,1
10,4
0,8
11,2
Centrale Electrique VONDERSCHEER
20,7
10,8
0,7
10,1
0,3
10,4
Régie Electrique Municipale SAINT-LAURENT DE CERDANS
12,1
7,5
0,6
6,9
2,6
9,5
Régie Municipale d'Electricité MONTOIS LA MONTAGNE
9,8
6,1
0,4
5,7
3,5
9,3
Régie Communale d'Electricité PIERREVILLERS
13,4
8,2
0,5
7,7
0,8
8,5
Régie Municipale d'Electricité SECHILIENNE
18,5
8,9
0,9
8,0
0,4
8,4
Régie Communale Electrique SAULNES
10,7
5,6
0,4
5,2
3,2
8,4
Régie Electrique MONTVALEZAN
23,8
9,2
0,9
8,3
0,0
8,4
Régie Municipale d'Electricité VICDESSOS
1 510,6
53,2
46,4
6,8
1,4
8,2
Régie Municipale d'Electricité SAINTE-MARIE DE CUINES
16,6
8,5
0,6
8,0
0,0
8,0
Régie Municipale d'Electricité GANDRANGE BOUSSANGE
14,3
8,1
0,4
7,7
0,1
7,8
Régie Electrique VILLARODIN BOURGET
15,4
8,2
0,4
7,8
-
7,8
Régie Municipale d'Electricité MOUTARET
11,7
7,2
0,5
6,7
0,1
6,8
Régie Electrique MERCUS GARRABET
10,2
5,4
0,4
5,0
1,3
6,3
Régie Municipale d'Electricité PONTAMAFREY MONTPASCAL
11,9
6,5
0,5
6,0
-
6,0
Régie Municipale d'Electricité LA CHAMBRE
11,8
6,2
0,6
5,7
0,2
5,8
Régie Electrique FONTAINE AU PIRE
7,5
3,9
0,2
3,7
2,1
5,8
Régie Municipale d'Electricité PRESLE
11,4
6,3
0,6
5,7
0,1
5,7
Régie Electrique SAINTE-FOY TARENTAISE
11,1
5,9
0,5
5,4
0,3
5,6
Régie d'Electricité PINSOT
9,5
5,6
0,5
5,1
0,4
5,6
Régie d'Electricité VALMEINIER
10,7
5,9
0,6
5,4
0,1
5,4
Régie Electrique Municipale LA CHAPELLE
10,5
5,9
0,5
5,4
-
5,4
Régie Municipale d'Electricité MERENS LES VALS
8,6
5,1
0,4
4,7
0,5
5,1
Régie Electrique LA CABANASSE
10,3
4,8
0,4
4,4
0,3
4,8
Régie Electrique CAPVERN LES BAINS
4,5
2,7
0,2
2,5
1,5
4,0
Régie Electrique AVRIEUX
6,8
4,0
0,4
3,7
-
3,7
Régie d'Electricité LA FERRIERE D'ALLEVARD
6,7
3,5
0,4
3,1
0,1
3,2
Régie Municipale Electrique SAINT-LEONARD DE NOBLAT
932,4
37,8
37,1
0,8
2,0
2,8
Régie Municipale d'Electricité SAINT-PAUL CAP DE JOUX
-
-
-
-
2,6
2,6
Régie municipale d'Electricité QUIE
3,0
1,8
0,1
1,7
0,2
1,9
Régie Electrique Municipale VILLAROGER
2,4
1,4
0,1
1,3
0,1
1,4
(1) Nette du surplus revendu à EDF.
C. - Charges supportées par Electricité de Mayotte constatées au titre de 2013
Les charges de service public de l'électricité supportées par Electricité de Mayotte (EDM) résultent de la péréquation tarifaire et sont constituées :
- des surcoûts de production ;
- des surcoûts d'achat imputables au développement de projets de production indépendants.
1. Coûts de production
1.1. Coûts de production déclarés par EDM
Les coûts de production comprennent les frais de commercialisation supportés par EDM, qui correspondent aux coûts liés aux actions conduites en faveur de la maîtrise de la demande d'électricité, à l'instar de la méthodologie appliquée pour EDF.
L'année 2013 est caractérisée par une reprise de la croissance de la consommation (+ 6 % par rapport à l'année 2012).
Les coûts de production déclarés par EDM s'élèvent, pour 2013, à 97,5 M€. Ces coûts sont en hausse par rapport à ceux de 2012 (+ 12 %). Cette situation s'explique essentiellement par la hausse du coût d'achat des combustibles et par des investissements dans le renforcement et l'extension des moyens de production thermiques.
En application de l'arrêté du 23 avril 2014, EDM a intégré le système d'échange des quotas de CO2. Cependant, EDM a dû procéder à la régularisation rétroactive courant 2014 de ses émissions 2013. Prenant en compte le caractère exceptionnel de cette charge qui ne pouvait pas être anticipée par EDM, le montant de 1,0 M€ a été retenu pour la compensation.
Les coûts de production pris en compte au titre de l'année 2013 s'élèvent à 98,5 M€ (97,5 M€ + 1,0 M€).
1.2. Coûts exclus de la gestion des moyens de production
La CRE s'est assurée que les coûts d'exploitation des unités de production déclarés étaient bien liés aux seules particularités du parc de production inhérentes à la nature insulaire de Mayotte, et non à une éventuelle mauvaise gestion de la production.
En 2013, le taux de disponibilité du principal moyen de production de l'île s'est élevé à 91 %.
2. Recettes de production
Les recettes de production en 2013 issues de la vente d'électricité aux clients mahorais ne sont pas directement accessibles dans la comptabilité d'EDM. Elles sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires issu de la vente d'électricité en 2013 (incluant les recettes qu'aurait perçues EDM si les agents payaient leur électricité aux tarifs de vente réglementés) les recettes de distribution et les recettes relatives à la gestion de la clientèle, puis en ajoutant les recettes liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts de production dus à leur fourniture devant être compensés).
2.1. Recettes de distribution
La part réseau dans les tarifs réglementés de vente est égale aux coûts de réseau à Mayotte.
Dans ce cadre, les coûts de distribution supportés par EDM en 2013 s'élèvent à 15,4 M€ et se répartissent comme suit :
- coûts de distribution (hors services systèmes et pertes mais incluant une rémunération à 7,25 % des capitaux) : 14,2M€ ;
- achat des services systèmes : 0,2 M€ ;
- achat des pertes : 0,9 M€.
2.2. Recettes de gestion de la clientèle
A la différence des autres zones non interconnectées dans lesquelles le TURPE s'applique, à Mayotte, les recettes d'acheminement sont considérées égales aux coûts de réseau. Le TURPE, qui fixe une valeur normative de la composante de gestion clientèle pour le gestionnaire de réseau, ne peut donc être utilisé pour déterminer les recettes de gestion clientèle d'un fournisseur en appliquant la clef de répartition classique 80/20.
A Mayotte, la CRE évalue les recettes de gestion clientèle non pas en utilisant les valeurs du TURPE, mais en considérant, après analyse, que les recettes de gestion clientèle représentent 65 % des coûts de gestion supportés par EDM.
Pour 2013, ces recettes sont évaluées à 1,1 M€.
2.3. Recettes de production
Les recettes totales d'EDM en 2013 (augmentées des recettes théoriques qu'EDM aurait perçues auprès de ses agents si ces derniers étaient assujettis aux tarifs réglementés) s'élèvent à 26,1 M€.
Les recettes de production, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent, pour 2013, à 10,1 M€ (cf. tableau 2.13).
Tableau 2.13. - Recettes de production constatées par EDM au titre de 2013
(+) Recettes constatées 2013
25,9 M€
(+) Recettes théoriques agents EDM 2013
0,1 M€
Recettes totales 2013 à considérer
26,1 M€
(-) Recettes de distribution 2013
14,2 M€
(-) Recettes de gestion clientèle 2013
1,1 M€
(+) Recettes de vente pertes et services systèmes
1,1 M€
Recettes brutes de production
10,7 M€
Recettes de production 2013 (*)
10,1 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 C.4.
3. Surcoûts de production
Les coûts et recettes de production d'EDM retenus par la CRE pour 2013 étant respectivement de 98,5 M€ et 10,1 M€, le montant définitif des surcoûts de production d'EDM au titre de l'année 2013 s'élève à 88,4 M€.
4. Surcoûts dus à l'obligation d'achat
En 2013, EDM a supporté des charges liées à l'obligation d'achat. Ces charges résultent du développement de la filière photovoltaïque. Les volumes achetés par EDM sont en hausse de 11 % par rapport à 2012. Le seuil de déconnexion de 30 % pour les énergies intermittentes a été atteint à Mayotte à quatre reprises avec la déconnexion de certaines installations. Les volumes d'achat s'élèvent, pour 2013, à 16,4 GWh pour un montant de 7,35 M€.
Conformément au décret du 28 janvier 2004, les surcoûts dus aux contrats d'achat dans les ZNI sont calculés par rapport à la part production du tarif de vente. L'électricité achetée par EDM, valorisée à la part production, est évaluée à 194,7 M€, comme détaillé dans le tableau 2.14.
Tableau 2.14. - Surcoûts dus aux contrats d'achat supportés par EDM au titre de 2013
(+) Coût d'achat 2013
7,35 M€
Quantités achetées en 2013
16,4 GWh
Taux de pertes en 2013
8,6 %
Quantités achetées et consommées (1)
15,0 GWh
Part production dans le tarif de vente
37,47 €/MWh
(-) Coût évité par les contrats d'achat
0,6 M€
Surcoûts d'achat en 2013
6,8 M€
(1) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte dans le calcul des surcoûts de production.
D. - Charges de service public constatées au titre de 2013
Le montant total des charges de service public de l'électricité constatées au titre de 2013 s'élève à 5 266 M€. La répartition est fournie dans le tableau 2.15.
L'écart entre les charges prévisionnelles et les charges constatées au titre de 2013 (+ 138,0 M€) (cf. tableau 2.16) s'explique essentiellement par l'erreur de prévision des surcoûts de production supportés par EDF en métropole, due à la baisse importante du prix de marché. Entre les exercices 2012 et 2013, hors effet prix, les surcoûts dus aux contrats d'achats ont crû en métropole en premier lieu du fait du développement de la filière éolien.
L'écart observé dans les ZNI s'explique principalement, par une consommation électrique plus faible que prévu.
Tableau 2.15. - Charges de service public constatées au titre de 2013 
Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du 

JOnº 0302 du 31/12/2014, texte nº 217Tableau 2.16. - Comparaison des charges de service public prévisionnelles et constatées au titre de 2013 
Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du 

JOnº 0302 du 31/12/2014, texte nº 217


          (18) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon, les îles bretonnes de Molène, d'Ouessant, de Sein, l'archipel des Glénan et l'île anglo-normande de Chausey.
          (19) Cette correction apparaît aussi dans les reliquats. Le cumul du trop-perçu est de 0,1 M€.
          (20) Répartition des coûts de gestion de la clientèle « fournisseur 80 % / gestionnaire de réseaux 20 % ».
          (21) Contrats « 97-01 » et « 99-02 ».
          (22) Voir délibération du 25 juin 2009 pour une explication détaillée du mécanisme.
          (23) Cas extrême d'une ELD ayant un seul client au TPN.