Tableau 2.7 : puissance quasi certaine de référence
Puissance quasi certaine (MW)
Ruban de base
700
Surplus de production Q1 (19) 
3 600
Surplus de production M11/M12 (20)
3 600
Tableau 2.8 : puissance quasi certaine retenue pour 2010
Puissance quasi certaine (MW)
Ruban de base
175
Surplus de production Q1
1800
Surplus de production M11 (20)
3600
Surplus de production M12 (20)
3600
 (19) Premier trimestre.
 (20) M11 : novembre. M12 : décembre.
Tableau 2.9 : prix de marché retenus pour 2010
RUBAN
Q1
M11
M12
51,15
58,41
59,49
56,19
 Ainsi, le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 10,7 TWh, est de 610,1 M€.
 Coût évité par la production aléatoire :
 Le coût évité par la production aléatoire s'élève à 994,1 M€ (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »). Ce montant est détaillé dans le tableau 2.10.
Tableau 2.10 : prix de marché mensuels et coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI)
en 2010 (hors contrats horosaisonnalisés, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »)
MOIS
PRIX MENSUEL
(€/MWh)
QUANTITÉ
(GWh)
COÛT ÉVITÉ
(M€)
Janvier
51,75
2 684
138,9
Février
47,40
2 742
129,9
Mars
44,69
3 161
141,3
Avril
41,67
1 450
60,4
Mai
42,39
1 553
65,8
Juin
42,58
1 307
55,7
Juillet
45,75
1 052
48,1
Août
37,08
1 178
43,7
Septembre
45,69
961
43,9
Octobre
57,53
1 634
94,0
Novembre
50,34
1 458
73,4
Décembre
62,77
1 578
99,1
  Total 2010
20 756
994,1
Prix moyen pondéré 2010 (€/MWh)
47,9
Prix moyen pondéré 2009 (€/MWh)
44,7
Prix moyen pondéré 2008 (€/MWh)
66,4
Prix moyen pondéré 2007 (€/MWh)
45,3
Prix moyen pondéré 2006 (€/MWh)
55,1
 Au total, le coût évité par les installations non horosaisonnalisées s'élève à 1 604,2 M€.
2.2.1.2. 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, 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. Le coût évité correspondant est égal à 90,1 M€.
2.2.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable »
 Les installations « dispatchables », qui font l'objet de contrats type « appel modulable », représentaient en 2010 une puissance garantie de 475 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 du RTE par EDF dans le cadre des réserves complémentaires est retenue pour le calcul du coût évité. La prime fixe est de 20,8 €/kW sur la période allant du 1er janvier 2010 au 31 mars 2010 et de 22,8 €/kW du 1er avril 2010 au 31 décembre 2010. Le coût fixe évité par les installations « dispatchables » est ainsi évalué à 9,63 M€.
 Le coût évité « énergie » se calcule en fonction de l'utilisation effective par EDF de l'énergie achetée. L'énergie achetée pour 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 1,9 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 0,1 M€). Au total, le coût évité à EDF en 2010 par les installations « dispatchables » bénéficiant d'un contrat de type « appel modulable » est de 11,6 M€.
2.2.1.4. 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 capacités 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 dispatchabilité.
 Les installations de cogénération ayant fait l'objet, au cours de l'année 2010, d'un basculement en mode « dispatchable » ― ou d'une reconduction de celui-ci ― représentent une puissance garantie annuelle de 326,5 MW. Les achats effectués auprès de ces installations s'élèvent à 493,5 GWh, pour un montant d'achat retenu de 85,0 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 21,1 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 la différence des contrats « appel modulable », le coût fixe évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable » s'établit en utilisant comme référence la valorisation de la puissance mise à disposition du RTE par EDF dans le cadre des réserves complémentaires. En effet, le service rendu par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable » est très différent de celui fourni par les installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable » (préavis d'appel beaucoup plus long notamment). La valorisation des réserves complémentaires est de 20,8 €/kW du 1er janvier au 31 mars 2010 et de 22,8 €/kW du 1er avril au 31 décembre 2010.
 Le coût fixe évité en 2010 est évalué à 1,7 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 4,1 M€.
 Le coût évité à EDF en 2010 par les installations de cogénération ayant fait l'objet d'un basculement ou d'une reconduction en mode « dispatchable » est finalement de 26,9 M€.
2.2.1.5. 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 1 732,8 M€ (1 604,2 M€ + 90,1 M€ + 11,6 M€ + 26,9 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 en valorisant l'électricité achetée par EDF à la part production calculée dans le tableau 2.3. Cette valorisation est évaluée à 134,7 M€, comme détaillé dans le tableau 2.11.
Tableau 2.11 : coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2010
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

 (*) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte dans le chapitre sur les 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 2010 s'élèvent à :
 1 511,5 M€ en métropole continentale (3 244,1 M€ de coût d'achat + 0,2 M€ de coût de contrôle des cogénérations ― 1 732,8 M€ de coût évité) ;
 292,0 M€ dans les ZNI (426,7 M€ de coût d'achat ― 134,7 M€ de coût évité),
soit un total de 1 803,5 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. Un décret du 26 juillet 2006 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.
 Par ailleurs, les charges supportées du fait du tarif de première nécessité 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 charges dues au titre du TPN, dans la limite du concours financier de l'opérateur au fonds de solidarité pour le logement (arrêté du 24 novembre 2005).
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 2010, à 42,8 M€, contre 44,6 M€ en 2009. Cette baisse de la perte de recettes est principalement due à la baisse du nombre de clients bénéficiaires. Au 31 décembre 2010, 615 000 clients bénéficiaient de la tarification de l'électricité comme produit de première nécessité, ce qui représente une baisse de 35 % par rapport au 31 décembre 2009. Beaucoup de nouveaux ayants droit n'ont pas exercé leur éligibilité. Par ailleurs, cette baisse fait suite à une augmentation importante en 2009.
3.1.2. Surcoûts de gestion
 Les frais spécifiques dus à la mise en œuvre de ce dispositif se sont élevés en 2010 à 6,4 M€ (contre 8,2 M€ en 2009), dont 4,1 M€ de frais de personnel (contre 5,1 M€ en 2009).
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 2010 à 0,5 M€.
3.1.4. Bilan des charges liées au TPN
 Le total des charges à compenser à EDF en 2010 au titre du « tarif de première nécessité » s'élève à 49,7 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 à EDF au titre de sa participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité est de 10,0 M€ (20 % x 49,7 M€). Ce montant est nettement inférieur aux 22,6 M€ versés par EDF en 2010 dans le fonds de solidarité pour le logement.
 Les charges à compenser à EDF en 2010 au titre des dispositions sociales s'élèvent finalement à 59,7 M€, contre 64,4 M€ en 2009.
B. Charges supportées par les entreprises locales de distribution constatées au titre de 2010
 Les ELD ayant supporté en 2010 des charges de service public ont transmis à la CRE avant le 31 mars 2011 leur déclaration de charges, contrôlée par leur comptable public ou leur commissaire aux comptes, sous un format conforme aux règles établies par la CRE. Ces déclarations ont été vérifiées et corrigées par la CRE, en liaison avec les ELD concernées. La qualité des déclarations est particulièrement hétérogène chez les ELD.
1. Surcoûts dus aux contrats d'achat
 Les surcoûts d'achat supportés par les ELD en 2010 sont dus aux contrats :
 ― relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code de l'énergie) ;
 ― conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-7 du code précité).
 La disposition de l'article 135 de la loi de finances rectificative pour 2008 introduit la prise en compte de la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN) dans la rémunération du gaz du tarif d'achat cogénération. Cette disposition conduit à augmenter le coût d'achat de l'électricité produite par les cogénérations et, par conséquent, les charges de service public de l'électricité. La CRE s'est assurée que le prix du gaz utilisé dans le calcul du tarif d'achat aux cogénérations tenait bien compte de la TICGN.
 Le 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie disposant que « les coûts évités sont calculés par référence aux prix de marché de l'électricité ou, pour les distributeurs non nationalisés, par référence aux tarifs de cession mentionnés à l'article L. 337-1, à proportion de la part de l'électricité acquise à ces tarifs dans leur approvisionnement total », le calcul du coût évité aux ELD par les contrats d'achat doit s'effectuer à partir du tarif de cession et des prix de marché, en fonction de l'approvisionnement effectif des opérateurs.
 En 2010, 11 ELD se sont approvisionnées à la fois aux tarifs de cession et sur le marché, nombre quasiment égal à celui de 2009.
 La CRE retient comme prix de marché la même référence que pour EDF (cf. paragraphe A.2.2.1.1).
 Les surcoûts retenus au titre des achats d'électricité s'élèvent ainsi, en 2010, à 62,2 M€, en hausse de 55 % par rapport à 2009 (+ 112 % par rapport à 2008). Cette augmentation s'explique par une hausse des coûts d'achat (+ 46 %) supérieure à l'augmentation du coût évité (+ 31 %), conséquence notamment du fort développement de la filière photovoltaïque. Les surcoûts d'achat de cette filière s'élèvent désormais à 22,8 M€, en première position devant la cogénération (17,4 M€) et l'éolien (13 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.
 Or, il s'avère que les frais de personnel déclarés par certaines ELD correspondent non à des frais supplémentaires (comme cela était pourtant explicitement demandé par la CRE dans sa délibération du 7 décembre 2006 relative à la comptabilité appropriée) mais à des frais totaux. Dès lors, il est nécessaire, pour ces dernières, de rectifier les frais de mise en œuvre déclarés pour ne retenir que ceux relevant de la mise en place effective du dispositif ou inhérents au caractère particulier des clients bénéficiant de cette nouvelle tarification. Parfois, les frais de personnel déclarés par les ELD ramenés au nombre de clients gérés sont très élevés, ce qui conduit la CRE à opérer des ajustements.
 Du fait des corrections opérées par la CRE, les charges relatives à la tarification spéciale « produit de première nécessité » sont évaluées, pour 2010, à 1,8 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 2010, cette compensation s'élève à 0,3 M€ pour l'ensemble des ELD ayant déclaré des charges afférentes à ce dispositif.
 Les charges dues aux dispositions sociales s'élèvent, pour 2010, à 2,1 M€ (1,8 M€ + 0,3 M€), en augmentation de 8 % par rapport à 2009.
3. Détail des charges constatées par les ELD au titre de 2010
 Le montant total des charges supportées par les ELD en 2010 s'élève à 64,3 M€, dont 62,2 M€ dus aux contrats d'achat et 2,1 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 2010
ELD
CHARGES DUES AUX CONTRATS D'ACHAT
CHARGES
sociales
CHARGES
constatées
au titre de 2010
Quantité achetée (1)
Coût d'achat
Coût évité
Surcoût
MWh
k€
k€
k€
k€
k€
ES Energies Strasbourg (2)
203 509,9
25 052,0
6 611,7
18 440
605,8
19 046,1
Gaz et électricité de Grenoble (2)
133 689,2
14 158,5
6 434,0
7 724
103,6
7 828,0
Sorégies
45 068,8
8 397,3
1 354,6
7 043
113,3
7 156,0
SICAP Pithiviers (2)
131 941,7
11 312,7
4 727,6
6 585
13,5
6 598,7
Séolis
71 507,1
7 369,8
1 987,8
5 382
80,0
5 462,0
Energies services Creutzwald
28 841,5
2 977,7
749,3
2 228
13,2
2 241,5
Usine d'électricité de Metz (2)
69 291,5
4 555,4
2 707,2
1 848
182,0
2 030,2
Coopérative d'électricité de Saint-Martin-de-Londres
11 753,0
2 203,8
420,3
1 784
45,2
1 828,7
Régie communale du câble et d'électricité de Montataire
10 684,0
1 384,8
490,5
894
32,7
927,0
Régie du syndicat électrique intercommunal du Pays Chartrain
58 402,7
2 801,5
1 955,5
846
29,3
875,2
Energie Développement Services du Briançonnais
31 399,7
1 662,4
815,2
847
3,5
850,8
SICAE de la Somme et du Cambraisis 
11 065,9
1 109,5
318,6
791
28,8
819,7
Usines municipales d'Erstein
6 752,0
1 056,0
246,2
810
7,8
817,5
UEM Neuf-Brisach
11 888,2
1 217,5
456,8
761
7,4
768,2
Ene'O
7 386,4
933,5
348,1
585
23,5
608,8
Régie communale de Montdidier
8 351,8
729,9
243,7
486
7,9
494,0
Société d'électricité régionale de Lassigny
4 133,4
568,0
139,4
429
11,9
440,5
SICAE de l'Oise
691,7
408,1
16,6
392
41,5
433,1
Société d'électrification rurale du Carmausin 
3 990,4
495,7
130,8
365
7,6
372,4
SCICAE de Ray-Cendrecourt 
4 202,4
445,0
117,5
328
22,3
349,9
Energie et services de Seyssel (2)
590,6
343,9
16,2
328
10,3
338,0
SICAE de Précy-Saint-Martin
3 485,5
439,8
116,2
324
3,0
326,7
Régie municipale d'électricité de La Bresse
7 218,3
607,4
306,6
301
2,4
303,1
Elektra-Birseck (2)
463,0
274,3
15,9
258
12,8
271,2
SOREA
6 709,4
428,1
205,6
222
9,9
232,3
Régie municipale d'électricité de Mazères
386,7
230,9
9,3
222
3,4
225,1
Energies services Lavaur
4 050,0
278,5
122,6
156
15,6
171,6
Régie d'électricité de Saverdun
4 338,5
327,4
168,5
159
5,4
164,3
Régie municipale d'énergie électrique de Quillan
4 041,4
240,2
110,9
129
10,0
139,3
Régie municipale d'électricité de Tarascon-sur-Ariège
7 263,6
390,8
260,6
130
7,7
138,0
Vialis (2)
144,3
72,5
5,5
67
66,8
133,8
Régie du sud de La Réole
215,9
129,9
7,4
122
3,7
126,2
SICAE de l'Aisne
171,1
98,5
4,7
94
18,5
112,2
Régie municipale d'électricité de Saint-Martin-la-Porte
195,0
114,7
5,1
110
0,0
109,6
Gascogne Energies Services
188,3
107,2
8,3
99
4,2
103,1
Régie communale d'électricité d'Uckange
694,7
116,9
26,8
90
11,8
101,9
Régie Services Energie
156,8
90,9
4,4
87
6,9
93,5
Régie d'électricité de Loos
5,8
3,4
0,3
3
81,6
84,7
Régie de Saint-Marcellin (2)
106,8
64,1
5,2
59
13,4
72,3
Régie d'Elbeuf
34,0
20,2
1,1
19
41,7
60,8
Régie d'électricité de Thônes
87,5
52,0
2,2
50
4,0
53,8
Régie de Villard-Bonnot (2)
9 086,7
423,9
376,8
47
4,9
52,0
Hunélec (2)
71,5
39,9
2,1
38
10,3
48,1
Gédia
0,0
0,0
0,0
0
47,9
47,9
Régie gaz-électricité de Sallanches
78,8
45,0
1,9
43
4,2
47,3
Régie municipale de Cazouls
70,1
41,1
2,2
39
7,6
46,6
Syndicat intercommunal d'électricité de Labergement-Sainte-Marie
2 050,8
120,2
82,2
38
1,5
39,4
Régie municipale de Gignac
44,6
26,1
1,3
25
13,3
38,1
Régie d'électricité de Rombas
33,5
19,9
0,8
19
13,9
33,0
Régie intercommunale d'électricité et de téléservices de Niederbronn-Reichshoffen
40,7
24,0
1,1
23
7,7
30,6
Régie gaz-électricité de Bonneville
45,6
26,6
1,2
25
4,2
29,6
Gazelec de Péronne
0,0
0,0
0,0
0
29,1
29,1
Régie d'Allevard
45,2
27,3
2,2
25
2,8
27,9
Régie municipale d'électricité d'Arignac
46,6
28,0
1,6
26
0,0
26,4
SICAE-ELY
31,0
18,5
1,0
18
4,9
22,4
Régie municipale d'électricité de Marange-Silvange-Ternel
8,5
5,1
0,3
5
16,9
21,8
Régie de Bozel
36,9
21,8
1,3
21
0,4
20,9
Régie de Saint-Pierre-d'Allevard
32,2
19,1
1,6
18
1,5
19,0
Régie municipale d'électricité de Salins-les-Bains
19,5
11,6
0,8
11
6,9
17,8
Régie d'électricité d'Aigueblanche
26,1
15,4
0,8
15
0,6
15,2
Régie d'électricité et service des eaux Montvalezan ― La Rosière
64,4
17,5
2,7
15
0,0
14,8
Régie municipale d'électricité de Tours-en-Savoie
25,7
15,4
1,0
14
0,1
14,5
Régie municipale ― Energis
0,0
0,0
0,0
0
13,7
13,7
Coopérative d'électricité de Villiers-sur-Marne
12,7
7,5
0,3
7
6,1
13,3
Régie électrique du Morel
22,7
13,6
0,8
13
0,0
12,8
Gaz de Barr
4,0
2,4
0,1
2
10,2
12,5
Energies services Hombourg-Haut
7,2
4,3
0,2
4
7,6
11,7
Régie municipale électrique de Saint-Léonard-de-Noblat
1 031,8
44,3
34,6
10
1,6
11,3
Régie d'électricité de Roquebillière
21,1
10,0
0,8
9
1,7
10,9
SICAE des cantons de La Ferté-Alais et limitrophes
16,1
9,6
0,5
9
1,8
10,8
Energies services Schoeneck
15,7
9,4
0,4
9
1,4
10,5
Régie municipale d'électricité de Saint-Privat-la-Montagne
17,2
10,1
0,5
10
0,2
9,9
SICAE Vallée du Sausseron
11,6
7,1
0,3
7
3,0
9,8
Régie municipale de La Réole
0,0
0,0
0,0
0
9,2
9,2
Régie municipale d'électricité de Varilhes
10,2
6,0
0,3
6
3,1
8,7
Régie municipale d'électricité et de télédistribution d'Amnéville
4,9
2,9
0,1
3
5,6
8,4
Régie municipale d'électricité de Bazas
6,6
4,0
0,3
4
4,4
8,1
SIVU d'électricité de Luz-Saint-Sauveur
184,1
14,7
7,2
7
0,4
7,9
Régie municipale d'électricité de Bitche
2,8
1,7
0,1
2
5,9
7,5
Régie d'Erome
11,1
6,6
0,5
6
0,6
6,7
Régie communale de distribution d'eau et d'électricité de Mitry-Mory
3,9
2,4
0,1
2
4,3
6,6
Régie municipale d'électricité de Vinay (2)
10,3
5,5
0,4
5
1,4
6,5
Régie municipale de Cazères
0,0
0,0
0,0
0
6,4
6,4
Régie municipale d'électricité de Sarre-Union
4,9
3,0
0,2
3
3,3
6,1
Energies Services Lannemezan
2,0
1,2
0,1
1
4,5
5,6
Régie communale d'électricité de Saulnes
0,0
0,0
0,0
0
5,5
5,5
Régie municipale d'électricité de Dalou
8,2
5,0
0,2
5
0,6
5,3
SAIC Pers-Loisinges
9,0
5,3
0,4
5
0,0
4,8
Régie électrique de La Cabanasse
7,1
4,2
0,3
4
0,7
4,5
Régie d'électricité de Pierrevilliers
7,1
4,3
0,2
4
0,2
4,3
Régie d'Allemont
6,3
3,8
0,3
4
0,5
4,1
Régie municipale d'électricité de Saint-Avre
6,9
4,2
0,3
4
0,0
3,9
Régie de Miramont de Comminges
3,4
2,0
0,1
2
1,9
3,8
Energies services Talange
0,0
0,0
0,0
0
3,7
3,7
Régie d'électricité de Valmeinier
6,7
3,8
0,2
4
0,0
3,6
Régie communale d'électricité de Sainte-Marie-aux-Chênes
0,0
0,0
0,0
0
3,4
3,4
Régie d'électricité de Sainte-Foy-Tarentaise
6,0
3,5
0,3
3
0,1
3,3
Régie de Moutaret
5,6
3,4
0,2
3
0,1
3,3
Régie de Séchilienne
5,4
3,1
0,2
3
0,3
3,2
Régie de La Ferrière
5,2
3,2
0,2
3
0,2
3,2
Régie municipale d'électricité de Presle
5,3
3,1
0,3
3
0,2
3,0
Régie d'électricité de La Chambre
5,1
3,1
0,2
3
0,1
3,0
Régie d'électricité de La Chapelle
4,4
2,7
0,1
3
0,0
2,6
Régie municipale électrique Les Houches
5,5
2,2
0,1
2
0,5
2,5
Régie municipale de Montesquieu-Volvestre
0,0
0,0
0,0
0
2,5
2,5
Régie de Beauvois-en-Cambrésis 
0,5
0,3
0,0
0,3
2,2
2,5
Régie municipale de Martres-Tolosane
0,0
0,0
0,0
0
2,4
2,4
Régie d'électricité de Saint-Michel-de-Maurienne
3,3
2,0
0,1
2
0,5
2,4
Régie d'électricité de Saint-Quirc
0,0
0,0
0,0
0
2,3
2,3
Régie d'électricité de Rédange
3,7
2,2
0,1
2
0,0
2,1
Régie d'électricité de Saint-Martin-sur-la-Chambre
3,5
2,1
0,2
2
0,0
1,9
Régies municipales de Capvern
1,5
0,9
0,1
1
0,8
1,7
Régie d'électricité de Villaroger 
2,8
1,6
0,1
2
0,1
1,6
Régie électrique de Fontaine-au-Pire
0,0
0,0
0,0
0
1,6
1,6
Régie municipale électrique de Laruns
0,0
0,0
0,0
0
1,5
1,5
Régie municipale électrique de Moyeuvre-Petite
2,6
1,5
0,1
1,4
0,0
1,4
Régie électrique d'Avrieux
1,8
1,0
0,1
1
0,0
1,0
Régie électrique municipale de Prats-de-Mollo
0,0
0,0
0,0
0
0,7
0,7
Régie municipale d'électricité de Vicdessos
0,0
0,0
0,0
0
0,6
0,6
Régie de Pinsot
0,3
0,2
0,0
0
0,2
0,3
Régie d'électricité du Thyl
2,8
0,5
0,1
0
0,0
0,3

 (1) Nette du surplus revendu à EDF.
(2) ELD ayant exercé son éligibilité et s'approvisionnant en tout ou partie sur le marché.
C. Charges supportées par Electricité de Mayotte constatées au titre de 2010
 Les charges de service public de l'électricité supportées par Electricité de Mayotte (EDM) correspondent aux surcoûts de production résultant de l'introduction progressive à partir de 2003 de la péréquation tarifaire à Mayotte. Cette dernière s'est achevée le 1er janvier 2007.
 EDM connaît désormais un fort développement de la filière photovoltaïque et supporte, à ce titre, des surcoûts d'achat.
 Le calcul des surcoûts de production à compenser au titre de l'année 2010 se détermine comme la différence entre :
 ― les coûts de production supportés par EDM en 2010 et ;
 ― la part relative à la production dans les recettes perçues par EDM en 2010.
1. Coûts de production
1.1. Coûts de production déclarés par EDM
 Les coûts de production déclarés par EDM au titre de l'année 2010 ont été établis sur la base d'une comptabilité appropriée contrôlée par le commissaire aux comptes de l'entreprise. Ces coûts comprennent les frais de commercialisation supportés par EDM, qui correspondent aux frais liés aux actions conduites en faveur de la maîtrise de la demande d'électricité, à l'instar de la méthodologie appliquée pour EDF.
 Les coûts de production déclarés par EDM s'élèvent, pour 2010, à 62,3 M€. Ces coûts sont en hausse par rapport à ceux de 2009 (+ 16 %). Cette situation s'explique par une forte hausse du coût d'achat des combustibles (+ 29,4 %) que n'a pas compensée hausse de la consommation (+ 8,1 %).
1.2. Coûts exclus liés à 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 2010, le taux de disponibilité du principal moyen de production de l'île a été nettement supérieur à 85 %, égal à 94,6 % en moyenne. La CRE n'a pas détecté d'événements laissant croire à une gestion imparfaite du parc de production.
2. Recettes de production
 Les recettes de production en 2010 issues de la vente d'électricité aux clients non éligibles 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 aux clients non éligibles en 2010 (incluant les recettes qu'aurait perçues EDM si les agents payaient leur électricité aux tarifs de vente réglementés) les recettes de distribution (égales aux coûts de distribution, le tarif d'utilisation des réseaux ne s'appliquant pas à Mayotte) 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
 Pour l'année 2010, l'article 46-4 de la loi du 10 février 2000, modifié par l'article 54 de la loi du 7 décembre 2006, prévoit que la part réseau dans les tarifs réglementés de vente est égale aux coûts de réseau à Mayotte (21).
 Dans le cadre de la loi, les coûts de distribution supportés par EDM en 2010 s'élèvent à 9,0 M€ et se répartissent comme suit :
 ― coûts de distribution (hors services systèmes et pertes mais incluant une rémunération à 7,25 % des capitaux) : 7,6 M€ ;
 ― achat des services systèmes : 0,2 M€ ;
 ― achat des pertes : 1,2 M€.
 (21)  L'article 23 de la loi n° 2010-1487 relative au département de Mayotte modifie les points 1 et 2 du titre VIII de la loi du 10 février 2000 relatif aux dispositions applicables à Mayotte et abroge les points 3 à 6. Le chapitre unique du livre III du titre VI du code de l'énergie expose les dispositions applicables à Mayotte. Sauf cas dérogatoire, les mêmes droits et obligations impartis à EDF dans les ZNI sont conférés à EDM à Mayotte.
2.2. Recettes de gestion de la clientèle
 Comme rappelé ci-dessus, à 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 clientèle supportés par EDM.
 Pour 2010, ces recettes sont évaluées à 0,8 M€.
2.3. Recettes de production
 Les recettes totales d'EDM en 2010 (augmentées des recettes théoriques qu'EDM aurait perçues auprès de ses agents si ces derniers étaient assujettis aux tarifs réglementés) s'élèvent à 22,5 M€ ; les recettes de production, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent, pour 2010, à 13,8 M€ (cf. tableau 2.13).
Tableau 2.13 : recettes de production constatées par EDM au titre de 2010
Recettes constatées 2010 (+)
22,4 M€
Recettes théoriques agents EDM 2010 (+)
0,1 M€
Recettes totales 2010 à considérer
22,5 M€
Recettes de distribution 2010 (―)
9,0 M€
Recettes de gestion clientèle 2010 (―)
0,8 M€
Recettes de vente pertes et services systèmes (+)
1,4 M€
Recettes de production 2010
13,8 M€
3. Surcoûts de production
 Les coûts et recettes de production d'EDM retenus par la CRE pour 2010 étant respectivement de 62,3 M€ et 13,8 M€, le montant définitif des surcoûts de production d'EDM au titre de l'année 2010 s'élève à 48,5 M€.
4. Surcoûts d'obligation d'achat
 En 2010, EDM a supporté des charges liées à l'obligation d'achat. Ces charges résultent du développement de la filière photovoltaïque. Les achats réalisés par EDM deviennent comparables avec les volumes achetés dans certaines autres zones non interconnectées (DOM et Corse).
 Les volumes d'achat s'élèvent, pour 2010, à 4,5 GWh pour un montant de 2,1 M€.
Tableau 2.14 : recettes de production constatées par EDM au titre de 2010
Quantités achetées (GWh)
4,5
Taux de pertes
7,9 %
Quantités achetées et consommées (GWh)
4,2
Part production dans le tarif de vente (€/MWh)
58,2
Surcoûts d'achat (M€)
1,9
D. Charges de service public constatées au titre de 2010
 Le montant total des charges de service public de l'électricité constatées au titre de 2010 s'élève à 2 653,8 M€. La répartition est fournie dans le tableau 2.15.
Tableau 2.15 : charges de service public constatées au titre de 2010
CHARGES CONSTATÉES
au titre de 2010
(M€)
CHARGES CONSTATÉES
au titre de 2009
(M€) (1)
CHARGES CONSTATÉES
au titre de 2008
(M€) (1)
PRINCIPALES JUSTIFICATIONS
de la variation 2009-2010
EDF
2 539,2
2 581,1
1 769,8
Surcoûts contrats d'achat (hors ZNI)
1 511,5
1 523,5
853,2
Une hausse du prix de marché moyen pondéré par rapport à 2009 (+ 7 %) et l'application du nouveau mécanisme qui se fonde sur les prix futurs (environ 20 % supérieurs aux prix de marché spot) conduisent à une stabilisation des charges
Surcoûts ZNI
968,0
993,2
859,4
Surcoûts de production
675,9
806,8
610,3
Diminution importante des coûts de production due aux couvertures des combustibles réalisées en 2009 et à la réforme de la taxe professionnelle, accompagnée par une hausse de recettes
Surcoûts contrats d'achat
292,0
209,7
249,1
Hausse des prix des combustibles (charbon, fioul) et très fort développement de la production d'électricité issue d'installations photovoltaïques
Charges dispositions sociales
59,7
64,4
57,2
Diminution qui résulte de la moindre souscription du TPN par les nouveaux ayants droit
ELD
64,3
42,4
30,9
Développement des filières photovoltaïque et éolienne
EDM
50,4
40,7
42,9
Forte hausse des coûts de combustibles (+ 29 %)
  Total
2 653,8
2 664,3
1 843,6
 (1) Montant corrigé conformément à l'annexe 4 de la présente proposition.
 L'écart entre les charges prévisionnelles et les charges constatées au titre de 2010 (+ 421,1 M€) s'explique essentiellement par l'écart observé sur les surcoûts supportés par EDF au titre de l'obligation d'achat en métropole (+ 422,9 M€). Cette hausse a été atténuée par la diminution des charges liées aux dispositions sociales (― 13,7 M€) due à la moindre souscription des ayants droit.
 L'écart de 422,9 M€ sur les surcoûts d'achat en métropole s'explique d'une part par la volatilité des prix de marché et son effet sur le calcul du coût évité. D'autre part, le fort développement de la filière photovoltaïque a induit une augmentation des charges associées et, en conséquence, du surcoût associé, étant donné la différence entre les tarifs d'achat de cette filière et le prix du marché. En outre, le coût d'achat de l'énergie de la cogénération a été supérieur au coût prévisionnel car il dépend directement du prix du gaz, qui a connu une hausse importante au cours de 2010.
A N N E X E 3
CONTRIBUTIONS RECOUVRÉES 2010 (CR10)
 En 2010, tous les opérateurs supportant des charges de service public ont été compensés à hauteur de leurs charges de service public prévisionnelles, à l'exception d'EDF et de la régie municipale d'électricité de Cambounet-sur-le-Sor, qui a annoncé sa cessation d'activité le 4 janvier 2010. Ces compensations proviennent :
 ― des contributions recouvrées auprès de leurs clients finals ;
 ― et, pour certains opérateurs, de reversements reçus de la Caisse des dépôts et consignations, qui perçoit les contributions des consommateurs finals d'électricité n'utilisant pas, pour tout ou partie de leur consommation, les réseaux publics de transport et de distribution (les produits financiers réalisés dans la gestion du fonds, soit 72,1 k€ en 2010, sont aussi reversés aux opérateurs).
 Par ailleurs, 14 ELD dont les charges notifiées en 2010 étaient négatives ont dû les reverser à la Caisse des dépôts et consignations.
 La compensation reçue par opérateur au 30 juin 2011 est donnée dans le tableau suivant :
UNITÉ M€
ELD
77,2
EDM
49,5
EDF
1 809,1
Total
1 935,8
 La CSPE n'a pas contribué, en 2010, au financement du TaRTAM.
A N N E X E 4
RELIQUATS 2004, 2005, 2006, 2007, 2008 ET 2009
 La présente annexe décrit les charges supplémentaires des années 2004 à 2009 qui sont intégrées au montant des charges de 2012.
A. Surcoûts supportés par EDF
1. Obligation d'achat en métropole continentale
1.1. Surcoûts supportés au titre des années 2004 à 2008
 Les déclarations au titre des années 2004 à 2008 représentent un coût d'achat de 75,8 k€. Elles correspondent d'une part à des contrats signés ou modifiés tardivement, ou à des contrats sur lesquels des réévaluations sont intervenues (nouvelle estimation de la majoration qualité, changement dans les factures définitives).
 Le surcoût estimé pour EDF est par conséquent de 43,3 k€.
1.2. Surcoûts supportés au titre de 2009
 21 contrats (hors photovoltaïque) et 198 contrats photovoltaïques, actifs en 2009, n'ont été signés qu'en 2010. Ils sont donc présentés au titre des reliquats pour l'année 2009. Ils représentent environ 2,4 M€.
Tableau 1.1 : quantités d'électricité et coûts d'achat relatifs aux contrats 2009 hors ZNI
retenus a posteriori par la CRE
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

 Différents correctifs (indemnités de résiliation, majoration qualité moins élevée que prévue) conduisent finalement à un coût d'achat déclaré de 2,3 M€. Le coût évité correspondant s'élève à 0,8 M€. EDF a donc supporté un surcoût au titre de l'année 2009 pour ces 219 contrats de 1,5 M€.
 La prise en compte des différents reliquats amène à augmenter les surcoûts liés à l'obligation d'achat en métropole au titre de 2010 de 1,6 M€.
2. Achats d'énergie dans les zones non interconnectées
2.1. Surcoûts supportés au titre de 2007
 Un contrat photovoltaïque en Guadeloupe a été régularisé par EDF au titre de l'exercice 2007. Le surcoût imputable à ce contrat est de 1,1 k€ pour un volume d'achat de 4,5 MWh.
2.2. Surcoûts supportés au titre de 2008
 Un contrat photovoltaïque en Guadeloupe a été régularisé par EDF au titre de l'exercice 2008. Le surcoût imputable à ce contrat est de 0,8 k€ pour un volume d'achat de 3,2 MWh.
2.3. Surcoûts supportés au titre de 2009
 De nombreux contrats, essentiellement de la filière photovoltaïque, ont fait l'objet d'une déclaration, pour la première fois en 2011, au titre de 2009. Le détail des volumes et coûts d'achat est fourni dans le tableau 1.2 qui suit.
Tableau 1.2 : quantités d'électricité et coûts d'achat relatifs aux contrats 2009 en ZNI
retenus a posteriori par la CRE
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

 Les montants importants régularisés au titre des installations fonctionnant à la bagasse et au charbon correspondent à la prise en compte du coût d'acquisition des quotas de CO2 qui n'avaient pas été alloués gratuitement aux installations en 2009. Le montant négatif déclaré au titre d'une installation géothermique en Guadeloupe est la conséquence d'une disponibilité inférieure à la valeur contractuelle.
 Ces régularisations et déclarations conduisent à augmenter les surcoûts compensés à EDF au titre des achats d'énergie en 2010 d'un montant de 23,3 M€.
3. Bilan EDF
 Le montant des corrections apportées aux surcoûts supportés par EDF au titre des années 2004 à 2009 et qui viennent augmenter la prévision des charges de service public 2012 s'élève à 24,9 M€.
B. Surcoûts supportés par ELD
1.1. Surcoûts supportés au titre de 2008
 Les coûts supplémentaires supportés par les ELD au titre de 2008 correspondent, d'une part, à la prise en compte de charges qui n'avaient pas été déclarées ou pour lesquelles tous les justificatifs n'avaient pas été apportés et, d'autre part, à la correction d'une erreur dans le calcul.
 Ces charges peuvent désormais être intégrées dans les charges prévisionnelles 2012. Elles s'élèvent à ― 481,2 k€ et sont décrites dans le tableau 2.1.
Tableau 2.1 : surcoûts supportés par les ELD au titre de 2008
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

1.2. Surcoûts supportés au titre de 2009
 Les coûts supplémentaires supportés par les ELD au titre de 2009 correspondent également à la prise en compte de charges qui n'avaient pas été déclarées ou pour lesquelles tous les justificatifs n'avaient pas été apportés.
 Le détail est fourni dans le tableau 2.2.
Tableau 2.2 : surcoûts supportés par les ELD au titre de 2009
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

 Par ailleurs, une ELD a fait l'objet d'une régularisation pour une compensation non versée au titre de 2009 de 936 €.
 Les charges mentionnées ci-dessus peuvent désormais être intégrées dans les charges prévisionnelles 2012. Elles s'élèvent à 507,2 k€ (506,3 k€ + 0,9 k€).
 Ces régularisations et déclarations conduisent à augmenter les surcoûts compensés aux ELD au titre des achats d'énergie en 2010 d'un montant de 26,0 k€.
C. Surcoûts supportés par Electricité de Mayotte
 Dans le cadre de l'analyse des charges constatées en 2009, la CRE n'avait pas retenu 687,7 k€ au titre de la gestion des moyens de production. Les données de production utilisées lors de l'exercice de contrôle mené en 2010 ont été corrigées à la suite de remarques formulées par Electricité de Mayotte. Les nouvelles valeurs prises en compte révèlent que l'utilisation de groupes électrogènes pour pallier la disponibilité insuffisante de la centrale de Badamiers a été compensée par une recette exceptionnelle perçue en 2008 liée au paiement de pénalités de retard par le constructeur de la centrale de Longoni pour plus de 3 M€.
 Le montant de 687,7 k€ sera donc intégré dans les charges prévisionnelles 2012.
D. Bilan
 Les charges prévisionnelles 2012 doivent être augmentées des reliquats de charges au titre des années 2004, 2005, 2006, 2007, 2008 et 2009, qui s'élèvent au total à 25,6 M€ répartis comme suit :
OPÉRATEUR
CHARGES SUPPLÉMENTAIRES
à intégrer dans la CSPE 2012
EDF
24,9 M€
ELD
0,03 M€
EDM
0,7 M€
   Total
25,6 M€
A N N E X E 5
HISTORIQUE DES CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ
ET DE LA CONTRIBUTION UNITAIRE
A. Historique des charges de service public par nature
Charges constatées sauf mention contraire
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

 (*) Hors zones non interconnectées (ZNI).
 (**) Surcoûts de production + surcoûts dus aux contrats d'achat dans les ZNI et à Mayotte.
B. Historique de la contribution unitaire
 Le tableau suivant fournit l'historique des valeurs de la contribution unitaire. Pour 2007 et 2008, la contribution unitaire indiquée inclut une part liée au financement des charges TaRTAM.
ANNÉE
CONTRIBUTION UNITAIRE
proposée par la CRE (€/MWh)
CONTRIBUTION UNITAIRE
appliquée (€/MWh)
2002 (*)
3
3
2003
3,3
3,3
2004
4,5
4,5
2005
4,5
4,5
2006
4,5
4,5 (1)
2007
3,4
4,5 (1)
2008
4,26
4,5 (1)
2009
5,8
4,5 (1)
2010
6,5
4,5 (1)
2011
12,9
7,5 puis 9 (2)
2012
13,7
9 puis 10,5 (3)

 (*) Contribution unitaire du FSPPE.
(1) Par reconduction de la contribution unitaire de l'année précédente en application du douzième alinéa de l'article 5 de la loi du 10 février 2000.
(2) Par l'augmentation de 3 €/MWh conformément à l'article L. 121-13 du code de l'énergie, augmentation à 9 €/MWh le 1er juillet 2011 conformément à l'article 56 de la loi de finance rectificative pour 2011 (LFR. 2011).
(3) Augmentation à 10,5 €/MWh le 1er juillet 2012 conformément à la LFR 2011.
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DÉTAIL DES CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ PAR OPÉRATEUR
CHARGES PRÉVISIONNELLES 2012
CP12 (en euros)
EDF
4 965 695 942
EDM
90 652 944
ES Energies Strasbourg
36 885 530
Séolis
31 579 137
Sorégies
27 929 760
Gaz et électricité de Grenoble
7 777 149
Usine d'électricité de Metz
4 933 672
SICAE de la Somme et du Cambraisis 
4 643 732
Coopérative d'électricité de Saint-Martin-de-Londres
4 482 143
Energies et services de Seyssel
2 683 574
Société d'électrification rurale du Carmausin 
2 592 909
UEM Neuf-Brisach
2 130 242
Gascogne Energies Services
1 898 307
Energies services Lavaur
1 674 455
Energies services Creutzwald
1 622 107
SOREA
1 579 114
Régie communale du câble et d'électricité de Montataire
1 419 788
Régie du Sud de La Réole
1 386 159
SCICAE de Ray-Cendrecourt 
1 300 406
SICAE de l'Oise
1 238 278
Régie du syndicat électrique intercommunal du Pays Chartrain
1 231 168
Energie Développement Services du Briançonnais
1 190 186
Société d'électricité régionale de Lassigny
1 171 267
SICAE de Précy-Saint-Martin
1 147 608
Régie communale de Montdidier
770 078
Régie municipale d'électricité de Mazères
743 000
Ene'O
689 780
Vialis
675 450
Elektra Birseck
670 917
RSE d'Ambérieux-en-Dombes
552 572
SICAE-ELY
480 301
Energies Services Lannemezan
472 619
Régie d'électricité de Saverdun
423 746
Régie municipale de Bazas
304 510
Régie d'électricité d'Elbeuf
303 053
Régie intercommunale d'électricité et de téléservices de Niederbronn-Reichshoffen
281 934
Régie municipale d'électricité de La Bresse
275 180
Régie d'électricité de Thônes
252 108
Usines municipales d'Erstein
219 923
Régie d'électricité de Saint-Quirc
203 558
Régie municipale d'électricité de Tarascon-sur-Ariège
198 845
Régie de Saint-Marcellin
172 513
Régie municipale d'électricité de Bitche
153 766
SICAE de La Ferté-Alais
150 280
Régie de Saint-Martin-La-Porte
149 219
Régie gaz-électricité de Sallanches
138 647
Régie municipale d'énergie électrique de Quillan
116 758
Régie municipale d'électricité de Varilhes
115 745
SICAE de l'Aisne
112 216
Régie municipale de Gignac
111 951
Régie municipale de Cazouls
106 794
Régie de Villard-Bonnot
103 941
Régie électrique municipale de Prats-de-Mollo
99 942
Régie municipale de Montesquieu-Volvestre
93 715
Régie communale d'électricité d'Uckange
90 868
Régie d'Allevard
79 203
Hunélec
78 356
Régie municipale de Cazères
76 702
Régie gaz-électricité de Bonneville
76 553
Régie de Saint-Pierre-d'Allevard
66 257
Gédia
63 659
Régie municipale ― Energis
62 154
Régie municipale de Gervans
58 927
Régie municipale d'électricité d'Arignac
58 852
Régie d'électricité de Rombas
57 702
Syndicat intercommunal d'électricité de Labergement-Sainte-Marie
51 023
Régie d'électricité de Loos
50 358
Régie d'Aigueblanche
50 221
SICAE Vallée du Sausseron
48 287
Gazelec de Péronne
44 892
Energies services Schoeneck
43 862
Gaz de Barr
43 743
Régie municipale d'électricité et de télédistribution d'Amnéville
43 318
Régie d'électricité de Saint-Michel-de-Maurienne
40 875
Régie municipale d'électricité de Tours-en-Savoie
40 205
Régie municipale d'électricité de Salins-les-Bains
37 579
SAIC Pers-Loisinges
37 455
Régie communale de distribution d'eau et d'électricité de Mitry-Mory
31 907
Régie électrique de Saint-Martin-sur-la-Chambre
31 196
Régie de Miramont-de-Comminges
31 081
Régie de Beauvois-en-Cambresis
30 729
Régie du Morel
30 334
Régie municipale d'électricité de Saint-Privat-la-Montagne
30 182
Régie municipale d'électricité de Gattières
26 008
Régie municipale de distribution d'électricité et de télédistribution de la ville d'Hagondange
25 319
Régie municipale d'électricité de Marange-Silvange-Ternel
23 796
Régie municipale électrique de Laruns
23 371
Régie d'électricité de Roquebillière
22 301
Régie municipale de Saint-Avre
20 641
Régie municipale d'électricité de Dalou
18 166
Energies services Hombourg-Haut
17 401
Régie municipale de La Réole
14 707
Régie municipale d'électricité de Sarre-Union
14 316
Régie communale électricité de Sainte-Marie-aux-Chênes
14 298
Régie d'électricité et service des eaux Montvalezan ― La Rosière
14 266
Régie municipale d'Orelle
12 908
Régie municipale de Rédange 
12 376
Régie communale d'électricité de Saulnes
11 980
Régie d'électricité de Pierrevilliers
11 716
Régie du Moutaret
10 439
Régie électrique de Fontaine-au-Pire
10 342
Régie municipale de Martres-Tolosane
9 432
Régie d'Erome
9 421
Régie municipale d'électricité de Vinay
9 194
Régie d'électricité de Valmeinier
9 121
Régie municipale d'électricité et de télédistribution de Clouange
8 956
RME de Sainte-Marie-de-Cuines
8 789
Régie municipale électrique Les Houches
8 501
Régie municipale de La Chambre
8 435
SIVU d'électricité de Luz-Saint-Sauveur
7 871
Régie de La Ferrière
7 747
Régie municipale de La Chapelle
7 380
Régie municipale d'électricité de Merens-les-Vals
7 185
Régie de Pinsot
7 031
Régie de Séchilienne
6 898
Régie de Bozel
6 716
Régie municipale de Sainte-Foy-en-Tarentaise
6 464
Régie municipale d'électricité de Presle
6 410
Régie municipale de Villarodin-Bourget
6 239
Régie communale d'électricité de Montois-la-Montagne
6 021
Régie d'Allemont
5 450
Régie municipale de Moyeuvre-Petite
5 133
Régie municipale de Saint-Paul-Cap-de-Joux
3 759
Régie électrique d'Avrieux
3 642
Régie électrique de La Cabanasse
3 453
Régie municipale de Villaroger
3 175
Régie municipale d'électricité de Quié
1 948
Régie électrique de Tignes
1 435
Régie municipale de Vicdessos
1 182
Régie municipale électrique Saint-Léonard-de-Noblat
741
Régie d'électricité du Thyl
258
Coopérative d'électricité de Villiers-sur-Marne
― 4 110
Energies services Talange
― 21 884
Régie de Capvern
― 60 636
SICAP Pithiviers
― 2 294 072
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MONTANTS IMPUTABLES AUX CONTRATS D'ACHAT RELEVANT
 DES ARTICLES L. 314-1 ET L. 311-1 DU CODE DE L'ÉNERGIE
 Pour la mise en œuvre des dispositions de l'article 58 de la loi du 13 juillet 2005 relatives à l'achat ou à la vente dans un autre Etat membre de l'Union européenne d'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelable ou par cogénération, les montants imputables aux contrats d'achat relevant des articles L. 314-1 et L. 311-1 du code de l'énergie sont évalués comme suit. Cette évaluation est fonction des montants de contributions unitaires prévus par la loi de finances rectificative pour 2011 en son article 56.
MONTANT DE LA CSPE (€/MWh)
PART ÉNERGIES RENOUVELABLES (€/MWh)
PART COGÉNÉRATION (€/MWh)
9
3,95
0,63
10,5
4,61
0,73