A N N E X E I
CALCUL DU MONTANT PRÉVISIONNEL DES CHARGES
À COMPENSER ET DE LA CONTRIBUTION PAR KWH POUR 2003
1. Surcoûts de production
dans les zones non interconnectées (ZNI)
 Le seul opérateur supportant ces surcoûts en 2003 est EDF. Selon le décret du 6 décembre 2001, le montant des surcoûts est égal, pour chaque zone non interconnectée au réseau métropolitain continental, 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 :
 - la part relative à la production dans les recettes d'EDF en 2003 ;
 - les coûts de production d'EDF en 2003.
1.1. Données utilisées
 Pour établir la prévision pour l'année 2003, la CRE s'est fondée :
 - sur les données de réalisation relatives à l'année 2001 transmises par EDF suivant le format de la comptabilité appropriée, conformément à la communication de la CRE du 30 mai 2002 (ces informations n'ont toutefois pas fait l'objet d'un contrôle par un organisme indépendant agréé par la CRE, le contrôle n'entrant en vigueur qu'à partir des comptes de l'exercice 2002, soit en 2003) ;
 - sur la prévision transmise par EDF pour 2003, sous forme d'évolution par rapport à 2001, de chacun des postes identifiés dans la comptabilité appropriée, comme l'avait demandé la CRE.
1.2. Part relative à la production prévisionnelle pour 2003
 La part relative à la production dans les tarifs de vente aux clients non éligibles n'est pas directement accessible dans la comptabilité d'EDF. Elle doit être calculée par différence entre le tarif de vente aux clients non éligibles et le tarif d'utilisation des réseaux de transport et de distribution, défini par le décret n° 2002-1014 du 19 juillet 2002.
 Les hypothèses principales retenues pour ce calcul sont :
 - hausse moyenne de 9,5 % de la consommation entre 2001 et 2003, uniformément répartie sur l'ensemble des catégories tarifaires ;
 - absence de mouvement tarifaire en 2002 et 2003.
 Les résultats obtenus sont les suivants :
1.3. Coûts de production prévisionnels d'EDF
en 2003 dans les ZNI
 Selon la comptabilité appropriée 2001, les coûts de production d'EDF dans les ZNI en 2001 se sont élevés à 734,7 millions d'euros (MEUR), pour un coût unitaire de production de 117,2 EUR/MWh.
 EDF prévoit une hausse significative (+ 31 %) de la production indépendante dans les ZNI entre 2001 et 2003, due principalement au développement des filières bénéficiant de l'obligation d'achat. C'est pourquoi EDF estime pouvoir limiter la hausse de sa propre production à 6,6 %, alors que la hausse de la consommation prévue est de 9,5 %.
 EDF évalue le montant prévisionnel des coûts de production 2003 à 730,1 MEUR, soit un coût unitaire de production de 109,2 EUR/MWh.
 Les principaux postes de coûts sont décrits dans le tableau suivant :
1.3.1. Achats de combustibles
 Les dépenses de combustibles sont en baisse de 3,1 % (271,8 MEUR prévus pour 2003, contre 280,6 MEUR constatés en 2001).
 Selon EDF, la baisse du coût des achats de combustibles provient :
 - d'une baisse des prix des combustibles attendue pour 2003 (après le niveau très élevé enregistré en 2001) ;
 - d'une hypothèse d'hydraulicité 2003 supérieure à l'hydraulicité observée en 2001, année déficitaire par rapport à la normale ;
 - d'un programme de maintenance et d'arrêt des centrales, qui, après une année 2001 particulièrement chargée, devrait retrouver un rythme moins soutenu en 2003, réduisant ainsi la sollicitation de moyens de pointe utilisant des combustibles onéreux.
1.3.2. Frais de personnel, charges externes et autres achats
 Les dépenses prévisionnelles en personnel, charges externes et autres achats s'élèvent pour 2003 à 142,8 MEUR, contre 145,7 MEUR en 2001 (soit une baisse de 2,0 %). La diminution de ce poste provient, pour une part, de la réduction du nombre d'arrêts programmés de centrales en 2003, et donc des charges de prestations externes. Les dépenses de personnel seules augmentent de 2,8 % sur la période, soit une hausse légèrement inférieure à l'inflation prévue.
1.3.3. Charges financières (rémunération des capitaux,
amortissement et intérêts intercalaires)
 Les charges financières restent stables à 140,0 MEUR en 2003, contre 139,8 MEUR en 2001. La seule installation nouvelle est la TAC de la Possession à la Réunion. L'augmentation de la production et l'absence, depuis deux ans, de tout investissement lourd se traduisent mécaniquement par une amélioration apparente de la productivité.
1.3.4. Frais de structure et prestations internes
 Les frais de structure 2003 sont évalués pour 2003 à 77,8 MEUR, au lieu de 75,2 MEUR, soit une hausse de 3,4 % par rapport à 2001, voisine de l'inflation.
1.3.5. Impôts et taxes
 Les impôts et taxes sont évalués à 71,7 MEUR, en augmentation de 5 % par rapport à 2001 (68,3 MEUR). Selon EDF, cette hausse provient essentiellement de l'entrée en vigueur de la taxe spéciale sur les combustibles, votée par les collectivités territoriales de Saint-Martin et Saint-Barthélemy.
1.3.6. Gestion clientèle et commercialisation
 Suivant les règles de séparation comptable, seuls 50 % des dépenses de gestion de clientèle sont imputées à l'activité production, l'autre moitié étant imputée à l'activité distribution. Le montant prévisionnel de ce poste s'élève à 26 MEUR en 2003, contre 25 MEUR en 2001, soit une hausse de 4,0 %.
 Au total, on constate une baisse du coût du kWh produit. Cette baisse est liée pour une part à un effet purement mécanique dû à l'augmentation de la production alors que certains coûts sont fixes, en particulier les charges financières. Mais on observe également une baisse sensible des coûts variables rapportés aux kWh produits, notamment les achats (combustibles et autres) et les dépenses de personnel (internes et externes).
1.4. Surcoût de production dans les ZNI prévisionnel 2003
 La CRE constate que le total des coûts de production prévu par EDF pour 2003 (730,1 MEUR) est très inférieur à celui prévu par EDF pour 2002 (787 MEUR), et qu'il s'approche au contraire de la valeur retenue par la CRE pour la prévision 2002 (710 MEUR).
 Elle propose de retenir un montant prévisionnel de 730,1 MEUR pour les coûts de production dans les ZNI en 2003.
 La part production dans les tarifs de vente étant de 332,1 MEUR, le montant prévisionnel des surcoûts de production dans les ZNI à compenser en 2003 est donc égal à 398,0 MEUR.
2. Surcoûts dus à l'obligation d'achat et aux contrats
d'achat antérieurs à la loi du 10 février 2000
 Les opérateurs supportant ces surcoûts sont EDF et les distributeurs non nationalisés (DNN) ayant un contrat d'achat en cours pendant l'année 2003. Le montant des surcoûts est égal, suivant le décret du 6 décembre 2001, à la différence entre le prix total d'acquisition de l'électricité et :
 - pour EDF : « 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 » ;
 - pour un DNN : « le coût qui résulterait de l'achat de la même quantité d'électricité au tarif de cession appliqué à ce distributeur ».
2.1. Calcul des surcoûts pour EDF
2.1.1. Quantités achetées et prix d'achat
 La prévision des quantités qui seront achetées s'appuie sur deux types d'informations :
 - les données passées, communiquées par EDF en tant qu'acheteur : il s'agit des quantités globales achetées et des prix d'achat pour l'ensemble de l'année 2001 ainsi que pour le 1er semestre 2002. EDF n'a en revanche pas été en mesure de fournir un état exact des installations sous contrat d'achat à ces dates, ni la liste des contrats d'achat arrivant à leur terme en 2002 et 2003 ;
 - les prévisions transmises par les gestionnaires de réseau (RTE et DEGS) en ce qui concerne les installations qui seront mises en service pour la première fois. En effet, les gestionnaires de réseau possèdent certaines informations permettant d'estimer plus précisément la date de mise en service d'une installation (avancement des travaux de raccordement au réseau et état des autorisations administratives en particulier).
 EDF a également transmis des prévisions de quantités achetées par filière mais, compte tenu de son incapacité à fournir un état précis du parc bénéficiant actuellement de l'obligation d'achat et, de ce fait, à justifier ses propres prévisions, la CRE à dû procéder elle-même à la prévision des quantités achetées en 2003.
 Le premier semestre 2002 constitue la référence de départ, sauf pour la filière hydraulique, où c'est l'année 2001 (cette filière évolue très peu, et il est préférable de prendre une référence annuelle pour gommer les variations saisonnières).
 A partir de cette référence, les projets nouveaux les plus gros, raccordés en HTB, ont été pris en compte individuellement en fonction de leur date de mise en service anticipée par RTE.
 Pour les projets nouveaux raccordés en HTA et BT, ceux pour lesquels une proposition technique et financière (PTF) relative aux travaux de raccordement au réseau a été signée ont été pris en compte individuellement, en fonction de la date prévue de mise en service figurant dans ce document. Dans le cas des projets pour lesquels la PTF n'a pas été signée, mais la notification de délai de permis de construire (ou tout document permettant de se maintenir dans la liste d'attente) a été transmise, il a été supposé que 30 % de la puissance totale aura été mise en service au 31 décembre 2003 (ce qui revient à considérer, si les mises en service sont régulières, que 15 % de leur puissance totale seraient mis en service au 1er juillet 2003).
 En ce qui concerne les prix d'achat, les hypothèses suivantes ont été faites :
 - hausse de 2 % du tarif du gaz STS au 1er octobre 2002, et stabilité par la suite ;
 - évolution des coefficients d'indexation des tarifs d'achat conforme à la moyenne constatée ces 4 dernières années ;
 - renouvellement des contrats d'achat arrivant à leur terme aux conditions dites « annexe 2 » des arrêtés tarifaires.
 Les quantités achetées et les prix d'achat prévisionnels en 2003 sont indiqués dans le tableau ci-dessous :
2.1.2. Coûts évités à EDF
 Dans sa délibération du 16 mai 2002 la CRE a indiqué qu'elle retenait la méthode des prix de marché pour le calcul des coûts évités à EDF. La logique de cette méthode est qu'EDF pourrait, en l'absence d'obligation d'achat, acheter sur le marché les quantités correspondantes.
 L'exercice de prévision du coût évité pour l'année à venir est grandement facilité par le choix de cette méthode : il suffit de prendre comme référence de coût évité la valeur des contrats à terme pour l'année 2003, qui constitue la prévision collective des acteurs de marché sur le niveau futur des prix de l'électricité. Cette valeur correspond bien à un coût évité : en l'absence d'obligation d'achat, EDF pourrait tout à fait décider, pour se couvrir, d'acheter un tel contrat à terme pour les quantités correspondantes.
DÉTERMINATION DU COÛT ÉVITÉ POUR 2003
 Il s'agit, en premier lieu, de déterminer le marché géographique de référence. Cette zone de référence peut se définir, en termes généraux, comme le ou les marchés :
 - sur lesquels les prix sont les plus compétitifs ;
 - suffisamment importants, en volume, par rapport aux volumes de l'obligation d'achat.
 Il apparaît que la zone France-Allemagne répond à ces critères, dans les circonstances actuelles.
 L'année écoulée a vu s'établir progressivement une divergence entre les niveaux de prix de gros en France et Allemagne, liée à l'apparition de congestions régulières aux frontières, de la France vers l'Allemagne. L'écart entre les prix allemand et français, pour le contrat à terme pour l'année 2003, est ainsi passé de 0,1 EUR/MWh en mars 2002 à 0,8 EUR/MWh en août 2002. Au 2 septembre 2002, le contrat 2003 valait ainsi 23,1 EUR/MWh en France et 23,9 EUR/MWh en Allemagne.
 Il n'est ainsi plus possible de considérer un prix unique sur la zone France-Allemagne. Le marché de gros français se développe et le prix français seul pourrait constituer une référence adéquate pour le coût évité. Toutefois, compte tenu du comportement fortement exportateur d'EDF et des volumes d'obligations d'achat en jeu, il apparaît pertinent d'inclure aussi le marché allemand dans la zone de référence.
 Au vu de ces considérations, la CRE retient, comme référence de coût évité pour l'année 2003, une pondération de 50 % du prix du contrat à terme pour l'année 2003 du marché allemand et 50 % du prix du contrat à terme pour l'année 2003 du marché français, soit un coût évité annuel moyen de 23,5 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 par rapport à l'exercice précédent, dans les coefficients (pourcentage d'écart par rapport au prix moyen 2003) à affecter à chaque mois pour refléter la saisonnalité des prix de l'électricité :
 Pour obtenir le coût évité mensuel, il suffit ensuite de multiplier, mois par mois, les quantités prévues pour l'ensemble de l'obligation d'achat par le prix prévu de l'électricité pour le mois considéré.
 Le tableau suivant présente les résultats du calcul :
 Le coût évité total des obligations d'achat est donc estimé à 569,5 MEUR. Compte tenu d'un coût total d'achat de 1 595,0 MEUR, le surcoût prévisionnel dû aux obligations d'achat pour 2003 est de 1 025,5 MEUR.
2.1.3. Cas particuliers des installations dispatchables
 a) Ces installations représentent une puissance installée de 824 MW, en augmentation par rapport à la prévision 2002, car EDF a déclaré cette année des centrales appartenant aux DNN qui avaient été omises lors de l'exercice précédent.
 b) Les installations dispatchables entraîneront selon EDF une dépense en prime fixe de 63 MEUR en 2002 (les dépenses de coûts variables ne causent aucun surcoût à compenser pour EDF, celle-ci ayant le choix d'appeler ou de ne pas appeler ces installations).
 Il n'existe à ce jour aucun mécanisme, contractuel ou de marché, permettant de valoriser ces installations dont la vocation est de participer à l'ajustement de très court terme de l'équilibre entre production et consommation.
 La CRE a choisi, à titre conservatoire, de considérer que, si ces contrats « appel modulable » n'existaient pas, EDF aurait dû construire des équipements équivalents (par exemple des turbines à combustion). Le coût fixe annuel d'une turbine à combustion est fixé à 44 EUR/kW.
 Le coût évité correspondant est donc égal à 36,3 MEUR, et le surcoût à compenser est égal à 26,7 MEUR.
2.1.4. Surcoût prévisionnel pour EDF en 2002
 Le surcoût prévisionnel à compenser pour EDF en 2002 est de 26,7 MEUR pour les installations dispatchables et 1 025,5 MEUR pour les autres installations, soit au total 1 052,2 MEUR.
2.2. Calcul des surcoûts prévisionnels
pour les distributeurs non nationalisés
PRINCIPE DE CALCUL
 Le coût évité à un DNN par l'obligation d'achat est défini dans 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 paru, le coût évité à retenir est égal au prix de vente intégré qu'EDF applique actuellement à chaque DNN, duquel il faut soustraire une « part réseau » calculée à partir du tarif d'utilisation des réseaux, afin d'obtenir un prix de fourniture.
 Les services de la CRE ont communiqué aux DNN une méthode générale indicative d'approximation de la « part réseau » en fonction de leur tension de raccordement 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 HTB.
 Certains DNN ont jugé préférable de procéder à un calcul détaillé de leur surcoût, adapté à leur cas particulier et pouvant conduire à un résultat légèrement différent, que la CRE a accepté lorsque les justifications appropriées ont été fournies.
 Une attention toute particulière a été portée aux documents justifiant la date de mise en service des installations non encore mises en service à ce jour, afin d'estimer au plus juste si ces dernières bénéficieront de l'obligation d'achat pendant l'année 2003.
 Après divers échanges et vérifications, la CRE a retenu les données fournies par les 13 DNN concernés.
RÉSULTATS
 Le montant prévisionnel global proposé par la CRE concernant les DNN est de 11,289 MEUR. Les principaux éléments du calcul du surcoût à compenser pour chaque DNN concerné sont indiqués dans le tableau ci-dessous :
3. Montant prévisionnel des charges à compenser en 2003
 Le montant prévisionnel total des charges du service public de la production d'électricité en 2002 est de 1 461,489 MEUR, dont 398,0 MEUR pour les surcoûts dans les ZNI, 1 052,2 MEUR pour les surcoûts de l'obligation d'achat supportés par EDF et 11,289 MEUR pour les surcoûts de l'obligation d'achat supportés par les DNN.
4. Montant prévisionnel des frais de gestion
de la Caisse des dépôts et consignations en 2003
 Le montant communiqué par la Caisse des dépôts et consignations est de 65 000 EUR. La CRE ne dispose d'aucun élément qui permettrait de contester cette prévision qu'elle retient donc intégralement.
5. Nombre prévisionnel de kWh soumis à contribution en 2003
 La loi du 10 février 2000 prévoit que tous les kWh consommés en France sont soumis à contribution, sous réserve de deux exceptions : sont exonérés les installations de production de moins de 4,5 MW ainsi que les producteurs produisant pour leur propre usage en deçà d'une quantité annuelle fixée par le décret du 6 décembre 2001 à 240 GWh.
 Les valeurs prévisionnelles retenues pour 2003, sur la base d'informations communiquées par RTE, pour les deux premières, et par EDF, pour la troisième, sont :
A N N E X E I I
PROPOSITIONS DE LA CRE RELATIVE AU FONDS DU SERVICE PUBLIC DE LA PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ (FSPPE)