Source: http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000023368340&idArticle=&dateTexte=20120625
Timestamp: 2013-05-23 00:56:58+00:00
Document Index: 110020773

Matched Legal Cases: ["l'article 5", "l'article 5", "l'article 5", "l'article 16", "l'article 8", "l'article 58", "l'article 4", "l'article 5", 'in fine', "l'article 5", "l'article 4", "l'article 5", "l'article 135", "l'article 135", "l'article 4", "l'article 5"]

Délibération du 7 octobre 2010 portant proposition relative aux charges de service public de l'électricité et à la contribution unitaire pour 2011 | Legifrance
NOR: CREE1033953V
Participaient à la séance : M. Philippe de LADOUCETTE, président, M. Maurice MÉDA, vice-président, M. Michel THIOLLIÈRE, vice-président, M. Jean-Paul AGHETTI, M. Emmanuel RODRIGUEZ et Mme Marie-Solange TISSIER, commissaires.
Avant le 15 octobre de chaque année, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) est chargée de proposer au ministre chargé de l'énergie, pour l'année suivante, le montant des charges de service public de l'électricité définies à l'article 5 de la loi du 10 février 2000, sur la base de la comptabilité appropriée tenue par les fournisseurs supportant des charges. La CRE doit aussi proposer le montant de la contribution unitaire (par kWh) applicable pour l'année suivante et qui doit couvrir, en application de la loi du 7 décembre 2006 : ― les charges de service public de l'électricité (1) ; ― le budget du Médiateur national de l'énergie ; ― les charges liées au tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché (TaRTAM), à hauteur de 0,55 €/MWh maximum, sans que cela conduise à augmenter le montant de la contribution unitaire à un niveau supérieur à celui applicable à la date de publication de la loi du 7 décembre 2006, soit 4,5 €/MWh. L'assiette des kWh soumis à contribution est évaluée à partir de la consommation finale d'électricité sur le territoire national, en tenant compte des exonérations et plafonnements prévus par la loi. En application du décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004, les charges de service public de l'électricité prévisionnelles de l'année 2011 (CP11) sont égales : ― aux charges prévisionnelles imputables aux missions de service public au titre de l'année 2011 ; ― augmentées de l'écart entre les charges constatées en 2009 et les contributions recouvrées au titre de 2009 ; ― augmentées des charges constatées supplémentaires au titre des années antérieures qui n'avaient pas pu être prises en compte dans les charges 2010 du fait de défauts d'informations, nettes des contributions recouvrées au titre de ces années postérieurement à l'évaluation des charges de l'année 2010 (reliquat 04, 05, 06, 07 et 08) ; ― augmentées du montant prévisionnel des frais de gestion de la Caisse des dépôts et consignations (CDC) pour 2011 (FGCDC11), ce montant comprenant l'écart entre les frais prévisionnels et les frais effectivement exposés au titre de 2009 ; ― diminuées des produits financiers réalisés par la CDC dans la gestion des fonds perçus au titre de 2009 (2). L'annexe 5 fournit un historique des charges de service public par nature et de la contribution unitaire. La proposition de la CRE est élaborée dans le cadre juridique actuel, qui prévoit que la CSPE est fixée par arrêté ou reconduite d'une année sur l'autre par application de l'article 5 de la loi du 10 février 2000.
(1) Charges dues à l'obligation d'achat de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelable ou par cogénération, surcoûts de production dans les zones non interconnectées (ZNI) liés à la péréquation tarifaire et charges dues aux dispositions sociales.
(2) Ces produits financiers ont été inclus dans les contributions recouvrées au titre de 2009.
2. Charges de service public de l'électricité prévisionnelles 20112.1. Charges par opérateur
Compte tenu des éléments détaillés figurant en annexes, la CRE retient pour l'année 2011 les montants indiqués dans le tableau 1, en millions d'euros (M€), dont le détail par opérateur est fourni en annexe 6.
Tableau 1 : charges prévisionnelles 2011 (M€)
Vous pouvez consulter le tableau dans le JOn° 4 du 06/01/2011 texte numéro 75
L'écart entre les charges constatées au titre de 2009 et les charges prévisionnelles au titre de la même année s'élève à + 794,4 M€. Il résulte essentiellement de la baisse des prix de marché constatés par rapport aux prix retenus pour la prévision, les prix de marché servant au calcul du coût évité par l'obligation d'achat en métropole continentale. Les charges prévisionnelles 2009 sont supérieures de 582,1 M€ aux contributions recouvrées au titre de 2009. Le maintien de la contribution unitaire à 4,5 €/MWh au lieu des 5,8 €/MWh proposés par la CRE explique cet écart. Les reliquats de charges sur les années 2004 à 2008 sont négatifs. Ils s'expliquent notamment par un retraitement des amortissements et de la rémunération des capitaux afférente déclarés par EDF dans les zones interconnectées sur cette période. Ce retraitement fait suite à une recommandation de la Cour des comptes figurant dans son rapport sur l'activité d'EDF dans ces zones.
2.2. Charges par nature
L'évolution des charges par nature au titre d'une année s'établit comme indiqué dans le tableau 2.
Tableau 2 : répartition des charges au titre d'une année, par nature
(1) En métropole continentale. (2) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon, îles bretonnes des Glénans, Ouessant, Molène et Sein, Mayotte.
Entre 2009 et 2011, on constate : ― une hausse très forte des surcoûts relatifs aux contrats d'achat en métropole continentale, tirée par le fort développement des achats aux filières renouvelables, essentiellement les filières photovoltaïque et éolienne, qui représentent respectivement, au titre de 2011, 915 M€ et 408 M€. La baisse des surcoûts liés à la filière cogénération atténue un peu la hausse totale des surcoûts dus aux contrats d'achat. Elle est due notamment à la sortie de l'obligation d'achat de plusieurs installations en 2011 ; ― une augmentation des charges relatives à la péréquation tarifaire. Si les surcoûts de production se stabilisent, les surcoûts d'achat augmentent sensiblement, aussi bien pour les filières thermiques que renouvelables. Le développement des énergies renouvelables est porté par la filière photovoltaïque, qui devrait induire 83 M€ de charges en 2011. Le développement de la filière thermique s'explique par la reprise d'une activité normale après les grèves observées au premier trimestre 2009 et par la mise en service de la première centrale Diesel exploitée par EDF PEI, filiale d'EDF, et qui vient remplacer la centrale existante de Bellefontaine en Martinique ; ― une forte diminution des charges dues aux dispositions sociales en raison d'une baisse du nombre de bénéficiaires à hauteur d'environ 960 000 à 670 000. D'après EDF, il y avait, à la fin de l'année 2009, plus de bénéficiaires du tarif de première nécessité (TPN) que de foyers bénéficiaires à cette date de la CMU-C (et donc ayant droit au TPN). En effet, l'élargissement (3) du critère d'éligibilité au TPN est intervenu en août 2008, mais le bénéfice du TPN pour les nouveaux ayants droit n'a été effectif qu'à partir de fin 2008-début 2009, le temps que le processus d'attribution du TPN aboutisse. Aussi, fin 2009, nombreux étaient les consommateurs qui bénéficiaient du TPN (4) alors qu'ils n'y avaient plus droit à cette date. Ils ont été alors sortis du dispositif. De plus, EDF a constaté une diminution du nombre de demandes reçues pour bénéficier de ce tarif : un nouvel ayant droit sur trois en faisait la demande début 2009, contre un sur quatre seulement début 2010. Les causes de cette évolution n'ont pu être identifiées à ce jour. Une analyse approfondie doit être menée pour identifier les mesures permettant d'attribuer le TPN à tous les ayants droit titulaires d'un contrat de fourniture d'électricité.
(3) Les ayants droit sont devenus les personnes bénéficiant de la CMU-C.
(4) Le bénéfice du TPN est pour un an. Le renouvellement n'est pas automatique et doit être demandé.
Tableau 3 : détail des charges par filière d'achat (métropole et ZNI)
― 68,0
― 36,5
― 66,7
― 64,9
3. Nombre de kWh soumis à contribution
Consommation intérieure prévisionnelle (hors pertes) (TWh)
TWh exonérés de CSPE (*) 92,5 (19,8 %)
90,8 (19,6 %)
Total TWh soumis à contribution
(*) Exonération des auto-producteurs jusqu'à 240 GWh par site de production, plafonnement à 500 k€ par site de consommation, plafonnement à 0,5 % de la valeur ajoutée des sociétés industrielles consommant plus de 7 GWh.
L'assiette de contribution ne prend pas en compte les mesures introduites par la loi du 13 juillet 2005 relatives à la taxation/détaxation de l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables ou par cogénération vendue/achetée dans un autre Etat membre de l'Union européenne. En effet, à défaut de données constatées à ce jour, l'impact de ces mesures sur l'assiette de contribution est considéré comme globalement peu significatif (l'une des mesures impactant l'assiette à la hausse, l'autre à la baisse).
4. Contribution unitaire 2011
La contribution unitaire nécessaire pour couvrir les charges de service public de l'électricité en 2011 est évaluée à 12,90 €/MWh, dont 9,3 €/MWh pour couvrir les charges de service public prévisionnelles au titre de 2011 et 3,6 €/MWh pour couvrir la régularisation 2009 et les reliquats. Le soutien à la filière photovoltaïque, qui connaît un développement très dynamique, représente, à lui seul, 2,7 €/MWh au titre de 2011. Si la filière s'était développée de manière plus progressive, conduisant à atteindre les objectifs 2020 de la programmation pluriannuelle des investissements à cette échéance, la part de la CSPE au titre de 2011 aurait été limitée à 7,4 €/MWh. La contribution unitaire nécessaire pour couvrir le budget du Médiateur national de l'énergie en 2011 est estimée à 0,02 €/MWh. Ainsi, la contribution unitaire 2011 (CSPE 2011) nécessaire pour couvrir les charges s'élève à 12,9 €/MWh. Si le plafond fixé à l'article 5 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 était maintenu, elle devrait être fixée au maximum à 5,58 €/MWh. Ce plafonnement entraînerait, sur 2011, un déficit de recouvrement estimé à 2,7 Mds€, à la charge d'EDF. En application des dispositions de l'article 16 de la loi du 7 décembre 2006, la CSPE 2011 ne participe pas au financement d'une partie des charges supportées par les fournisseurs qui alimentent des clients au tarif réglementé transitoire d'ajustement de marché en 2011. Les montants imputables aux contrats d'achat relevant de l'article 8 ou 10 de la loi du 10 février 2000 sont évalués, pour la cogénération, respectivement à 0,70 (5) €/MWh et 0,29 €/MWh et, pour les énergies renouvelables, respectivement à 5,17 (5) 5 €/MWh et 2,18 €/MWh, selon que la CSPE 2011 est égale à 12,9 €/MWh ou à 5,58 €/MWh. La détermination de ces montants est nécessaire à 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 d'une source d'énergie renouvelable ou par cogénération.Fait à Paris, le 7 octobre 2010.
Annexe A N N E X E SA N N E X E 1CHARGES PRÉVISIONNELLES AU TITRE DE L'ANNÉE 2011 (CP'11)
L'évaluation du montant prévisionnel des charges de service public de l'électricité au titre de l'année 2011 a été réalisée à partir de la comptabilité appropriée fournie par les opérateurs ayant supporté de telles charges en 2009, et à partir de données détaillées transmises par ceux prévoyant de supporter des charges en 2011. La CRE rappelle que les évaluations formulées ci-dessous comportent des incertitudes inhérentes à tout exercice de prévision, dont les principaux facteurs sont les suivants : ― variation de la consommation dans les zones non interconnectées ; ― quantité d'électricité produite par les producteurs bénéficiant de l'obligation d'achat ; ― nombre d'installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable » ; ― niveau des prix à terme de l'électricité sur le marché de gros français, lié notamment à l'évolution de la consommation, à la disponibilité des moyens de production et au prix des combustibles ; ― nombre de clients ayant droit à la tarification spéciale « produit de première nécessité ».
Tous les résultats sont arrondis à une décimale (la plus proche) dans le corps du document. Toutefois, les résultats finals utilisent uniquement des valeurs intermédiaires exactes non arrondies. De ce fait, il peut parfois survenir un très léger écart entre la somme des valeurs intermédiaires et les valeurs finales.
A. ― Charges prévisionnelles supportées par EDF au titre de 20111. Surcoûts de production dans les zones non interconnectées (6)
Le décret du 28 janvier 2004 prévoit que le montant des surcoûts de production dans les zones non interconnectées (ZNI) est égal, pour chaque ZNI, à la différence entre « le coût de production normal et complet, pour le type d'installation de production considéré » et « le prix qui résulterait de l'application à la quantité d'électricité considérée du tarif de vente, pour la part relative à la production, aux clients non éligibles ». Les coûts de production n'incluent pas les coûts de gestion de la clientèle dans les ZNI, mais prennent en compte les coûts de commercialisation, liés essentiellement dans les ZNI aux actions de maîtrise de la demande d'électricité engagées par les fournisseurs (voir annexe 2-A.1). Le calcul prévisionnel des surcoûts de production nécessite donc d'évaluer, dans les ZNI, les coûts de production d'EDF et la part relative à la production dans les recettes d'EDF pour 2011 (7).
(6) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon et îles bretonnes des Glénans, Ouessant, Molène et Sein.
(7) Qui intègre les recettes issues des tarifs réglementés de vente relatives à la commercialisation.
1.1 Coûts de production prévisionnels dans les ZNI
La prévision est établie sur la base d'une hausse moyenne de la consommation électrique de 7,8 % entre 2009 et 2011. Elle tient compte également des dispositions introduites par l'arrêté du 23 mars 2006, qui prévoit une rémunération des capitaux employés de 11 % pour les nouveaux investissements de production (le taux de 7,25 % continuant à s'appliquer pour ceux réalisés antérieurement). Sur ces bases, les coûts de production prévisionnels (incluant la fourniture des pertes et des services systèmes) s'élèvent à 1 088,2 M€, répartis comme suit :
Tableau 1.1 : coûts de production prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2011
Les coûts de production prévisionnels pour 2011 dans les ZNI sont en faible diminution par rapport à 2009 (― 41,6 M€). Comme le tableau 1.1 l'indique, le montant des achats de combustibles, qui constituent le principal poste de dépenses, est en diminution. Cette situation s'explique par un recul des volumes d'achat (retour de l'hydraulicité normale en Guyane et fin des travaux sur la centrale hydraulique Rivière de l'Est de La Réunion) et par un net abaissement du prix des combustibles. La stabilisation du portefeuille d'offres relatives à la maîtrise de la demande d'électricité dans l'ensemble des ZNI est accompagnée par une croissance attendue du placement d'offres de maîtrise de la demande en électricité, ce qui explique la hausse des coûts de commercialisation. La baisse des coûts liés à l'acquisition de quotas d'émission de CO2, fait suite au retour de l'hydraulicité normale en Martinique, Guyane et à La Réunion. En outre, l'année 2009 a été marquée par des mouvements sociaux de longue durée en Guadeloupe où les moyens de production thermique ont été largement impliqués, ce qui a généré une augmentation des émissions de gaz à effet de serre. La valorisation prévisionnelle des quotas d'émission de CO2 acquis par EDF sur le marché est réalisée à partir de la moyenne des prix à terme 2011 évalués entre le 1er janvier 2011 et le 30 juillet 2011 sur le marché boursier BlueNext (14,55 €/tCO2 sur cette période). Les charges financières sont en hausse, en raison de nouveaux investissements de production, notamment en Corse, à Saint-Barthélemy et en Martinique.
1.2. Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI
Les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2011 sont établies à partir du chiffre d'affaires prévisionnel issu du tarif de vente réglementé en vigueur (corrigé des recettes imputables au « tarif agent »), sans tenir compte de la tarification spéciale « produit de première nécessité », les charges liées à celle-ci étant prises en compte par ailleurs (cf. paragraphe A.3). Elles sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires les recettes de distribution issues du tarif national d'utilisation des réseaux (qui tiennent compte du nouveau tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité qui est entré en vigueur le 1er août 2009) ainsi que 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). Les principales évolutions et hypothèses retenues pour le calcul des recettes sont les suivantes : ― hausse moyenne de la consommation de 7,8 % entre 2009 et 2011, la hausse dans chaque ZNI étant uniformément répartie sur l'ensemble des catégories tarifaires ; ― taux de pertes moyen quasi constant entre 2009 et 2011, passant de 10,6 % à 10,4 % ; ― recettes réseau en augmentation suivant le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité entré en vigueur le 1er août 2009 ; ― prise en compte du mouvement tarifaire national intervenu le 12 août 2010 (en moyenne, + 1,75 % sur les tarifs bleus, + 4,3 % pour les tarifs jaunes et + 5,0 % sur les tarifs verts). Sur ces bases, les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2011 s'élèvent à 322,2 M€, réparties comme suit :
Tableau 1.2 : recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2011
(1) Le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total déclaré par EDF, hors taxe, hors CTA (contribution tarifaire acheminement), hors rémanence de l'octroi de mer, y compris aux agents. (2) Les recettes brutes de production s'obtiennent en minorant les recettes totales des recettes réseau et de la part des recettes de gestion de la clientèle affectée à l'activité de fourniture (les recettes brutes de production incluent les recettes de commercialisation). (3) 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 2, ou ne donnant pas droit à compensation (liaison Corse-Italie). (4) Incluant les recettes correspondant aux services systèmes et aux pertes. (5) La part production du tarif de vente est utilisée pour évaluer les surcoûts dus aux contrats d'achat en ZNI.
1.3. Surcoûts de production prévisionnels supportés par EDF dans les ZNI
Les coûts de production prévisionnels retenus par la CRE et la part production dans les recettes prévisionnelles d'EDF s'élevant respectivement à 1 088,2 M€ et 322,2 M€, le montant des surcoûts de production prévisionnels au titre de 2011 dans les ZNI est égal à 766,1 M€.
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat 1.1. Surcoûts dus aux contrats d'achat
Les surcoûts d'achat prévisionnels supportés par EDF en 2011 sont dus aux contrats d'achat suivants : ― les contrats relevant de l'obligation d'achat (article 10 de la loi du 10 février 2000) ; ― les contrats issus des appels d'offres (article 8 de la loi précitée) ; ― les contrats conclus ou négociés avant la loi du 10 février 2000 (article 50 de la loi) ; ― les contrats conclus dans les ZNI avec des producteurs indépendants en dehors du cadre des articles 8, 10 et 50 de la loi précitée (V de l'article 4 du décret du 28 janvier 2004) ; ― les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables » (article 48 de la loi précitée). En application de l'article 5 de la loi du 10 février 2000, le montant des surcoûts est égal à la différence entre le prix d'acquisition de l'électricité payé en exécution des contrats en cause et : ― en métropole continentale, « les coûts évités à EDF (...) calculés par référence aux prix de marché de l'électricité » ; ― dans les ZNI, le prix de cette électricité évalué à « la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité » (soit sur la même base que pour les surcoûts de production établis au chapitre précédent).
2.2. Coûts dus aux contrats d'achat2.2.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels (hors ZNI)
L'évaluation des quantités prévisionnelles qui seront achetées en 2011 est établie à partir des montants retenus au titre de 2009 et des évolutions prévues pour 2011, fournies et justifiées par EDF. L'évaluation prévisionnelle des tarifs d'achat se fonde sur les hypothèses suivantes : ― pour la cogénération : ― pour tous les contrats, aussi bien antérieurs que postérieurs à la loi du 10 février 2000, rémunération du gaz plafonnée à 92,5 % du prix de référence à considérer au titre des coûts d'approvisionnement en gaz d'un cycle combiné de 650 MW au tarif STS en vigueur ; ― tarif STS au 1er octobre 2010, incluant la TICGN, résultant de l'application de la formule de GDF Suez ; ― nombre d'installations fonctionnant en mode « dispatchable » tenant compte des installations ayant quitté ce mode de fonctionnement et durée de fonctionnement moyenne de 240 heures ; ― pour les installations n'optant pas pour le mode « dispatchable », durée de fonctionnement moyenne équivalente à 3 443 heures (correspondant à une disponibilité de 95 %) et prise en compte des contrats arrivant à échéance ainsi que des dispositions de l'arrêté du 14 décembre 2006, qui permet, sous réserve de travaux de rénovation, de bénéficier des tarifs d'obligation d'achat définis à l'annexe 1 de l'arrêté du 31 juillet 2001 ou des dispositions correspondantes. ― indexation de 2,5 % par an par rapport aux tarifs de 2009. Pour la cogénération n'optant pas pour le mode « dispatchable », la CRE retient, pour 2011, un tarif d'achat prévisionnel équivalent de 114,8 €/MWh pour les contrats C97 (8), de 120,7 €/MWh pour les contrats C99 (8) et de 110,1 €/MWh pour les contrats C01 (8). Ces tarifs sont établis sur la base du tarif effectivement constaté en 2009 (respectivement 117,2 €/MWh, 124,5 €/MWh et 117,5 €/MWh) et des hypothèses exposées ci-dessus. Pour les installations de type Diesels « dispatchables », la CRE a retenu les hypothèses prises par EDF sur la durée de fonctionnement (8,1 GWh sur les trois premiers mois de l'année et 5,6 GWh sur la période août-octobre). Le prix d'achat variable a été évalué à 178 €/MWh, en nette augmentation par rapport aux valeurs constatées en 2009 (+ 42,5 %) sous l'effet d'une augmentation du prix des produits pétroliers dont le coût représente une part prépondérante du prix variable de ces installations. Pour l'hydraulique, la CRE retient, pour chaque type de contrat, le tarif moyen constaté sur 2009 indexé ainsi qu'une durée de fonctionnement normative, supérieure à celle observée en moyenne en 2009. Pour la filière éolienne, la CRE retient pour 2011 : ― pour les contrats E01 (9), une puissance installée de 1 025 MW sans évolution ultérieure ; ― une faible diminution de la puissance installée bénéficiant d'un contrat EOLE 2005 (9), qui passe à 33 MW ; ― aucune évolution pour les contrats E06 par rapport à la puissance actuelle de 1 450 MW, l'arrêté du 10 juillet 2006 ayant été annulé par le Conseil d'Etat ; ― le développement de nouvelles installations dans le cadre du contrat E08 introduit à la suite de l'arrêté du 17 novembre 2008 complété par l'arrêté du 23 décembre 2008. La CRE retient un flux de mises en service d'environ 67 MW par mois, soit une puissance estimée à fin 2011 de 3 450 MW ; ― une durée moyenne d'utilisation d'environ 2 200 heures ; ― aucune évolution du parc bénéficiant d'un contrat conclu à la suite de l'appel d'offres de 2004 (52 MW) ; ― pour les installations existantes, les tarifs moyens constatés sur 2009 indexés de 2,5 % par an ; ― le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 86,4 €/MWh. Pour les centrales d'incinération, la CRE a considéré un accroissement du parc de 30 MW sur l'année 2011. La durée de fonctionnement retenue est d'environ 6 900 heures et proche de la durée de fonctionnement observé sur un parc normatif. Le tarif moyen d'achat retenu pour 2011 est de 52,1 €/MWh. Pour la filière biogaz, la CRE prend en compte, pour 2011, la mise en service de 24 MW aux conditions d'achat arrêtées le 10 juillet 2006. De plus, les deux contrats issus de l'appel d'offres de 1998 arrivent à échéance au cours de l'année 2011 (― 6,8 MW). Pour la filière biomasse, la CRE prend en compte, pour 2011, la mise en service de 75 MW par les candidats retenus à l'issue de l'appel d'offres de 2006. La puissance installée fin 2011 devrait atteindre les 165 MW pour cette filière. Pour la filière photovoltaïque, la CRE retient la mise en service d'environ 1,2 GW sur l'année 2011 dont plus de 800 MW aux conditions de l'arrêté du 10 juillet 2006 et pour environ 350 MW aux conditions de l'arrêté du 12 janvier 2010. La puissance raccordée fin 2011 devrait atteindre les 2,1 GW.
(8) Contrats de cogénération : les contrats de type C97 et C99 sont des contrats conclus ou négociés avant la loi. Les contrats C01 sont des contrats relevant de l'obligation d'achat.
(9) Contrats éoliens : les contrats de type E01, E06 et E08 relèvent de l'obligation d'achat. Les contrats de type EOLE 2005 ont été conclus à l'issue d'un appel d'offres lancé par EDF.
Prévisions :Compte tenu de ce qui précède, les quantités et coûts d'achat prévisionnels pour 2011 évalués par la CRE en métropole continentale sont indiqués dans le tableau 1.3.
Tableau 1.3 : quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels pour 2011 (hors ZNI)
Le montant des achats de l'électricité produite par les installations de cogénération est en diminution, en raison d'un repli de la production attendue (sorties de l'obligation d'achat de plusieurs installations aux cours des années 2010 et 2011), compensée par une augmentation attendue du tarif STS.Les volumes prévisionnels d'achat à la filière hydraulique sont en augmentation entre 2009 et 2011. Une valeur de 3 200 heures de fonctionnement, supérieure à celle observée en 2009 a été utilisée pour évaluer les volumes prévisionnels. Les montants d'achats sont également en légère augmentation (effet mécanique).La filière éolienne poursuit son fort développement avec une production estimée à 12,3 TWh, soit une augmentation de près de 62 % par rapport à 2009. Corrélativement, le montant d'achat augmente de près de 65 % entre 2009 et 2011. La puissance installée fin 2011 devrait s'élever à 6 GW. Les surcoûts résultant de la filière éolienne seraient alors de 376,4 M€.Les filières biomasse et biogaz se développement également significativement, notamment, pour la filière biomasse, grâce aux projets issus des appels d'offres lancés par le ministre chargé de l'énergie :― biomasse : les volumes devraient doubler entre 2009 et 2011 et les montants d'achat augmenter de 145 %. Le surcoût dû à cette filière serait alors de 50,9 M€ ;― biogaz : les volumes devraient augmenter de plus de 50 % pour un surcoût estimé à 28,7 M€.Quant à la filière photovoltaïque, son développement, et le surcoût afférent, sont particulièrement importants. En effet, les volumes d'achat sont multipliés par 17 entre 2009 et 2011 et les montants par près de 18 sur la même période. Le surcoût induit par la filière est de 820,9 M€, uniquement pour EDF. Le photovoltaïque devrait ainsi devenir, dès 2011, la filière la plus onéreuse, devant la cogénération. La puissance raccordée fin 2011 devrait atteindre 2,1 GW.
2.2.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels dans les ZNI
Les quantités et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI pour l'année 2011 sont présentés dans le tableau 1.4.
Tableau 1.4 : quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2011
Les volumes d'achat prévus en 2011 sont en hausse de 30,0 % par rapport aux volumes achetés en 2009 et les coûts d'achat de 68,9 %.La filière prépondérante est représentée par les installations fonctionnant à la bagasse et au charbon (63 % des volumes achetés). La deuxième source d'approvisionnement provient du câble reliant la Corse et la Sardaigne (11 %). La production des groupes de secours et des centrales thermiques constitue 10 % et la filière photovoltaïque, malgré sa croissance, ne représente que 6 % des volumes achetés.Le développement de la filière photovoltaïque (multiplication par plus de 6 de la production et par près de 6 du coût d'achat) contribue significativement à l'augmentation des volumes et des montants d'achats dans les ZNI.Le prix prévisionnel du charbon est en recul par rapport à 2009. Cependant, la mise en service d'une nouvelle tranche fonctionnant à la bagasse et au charbon en Guadeloupe, ainsi que la production supplémentaire prévisionnelle des centrales et l'impact des avenants introduisant une prime supplémentaire au coût d'achat de l'électricité produite lors du fonctionnement à la bagasse (33,8 M€) conduit à une augmentation du coût d'achat de 48 % (+ 97,0 M€) pour cette filière.L'installation de groupes de secours à Saint-Barthélemy et en Martinique, ainsi que la mise en service d'une nouvelle unité de production Diesel en Martinique augmente le volume d'électricité prévisionnel de 16 % (+ 50,2 GWh) et génère une augmentation du coût d'achat de 59 % (+ 31,4 M€).Une nouvelle installation fonctionnant à partir de biomasse fonctionnera à pleine puissance à partir de fin 2010 et apportera environ 14 GWh complémentaires en 2011.Etant donné que le malus prévu au contrat de type Eole 2005 à Saint-Pierre-et-Miquelon n'a pas été appliqué au producteur par EDF en 2009 (voir également annexe 2), ce contrat n'a pas été retenu dans le cadre des charges prévisionnelles de 2011 du fait du peu de visibilité sur l'évolution de la situation.
2.2.3. Coût du contrôle des installations de cogénération
Le contrôle des installations de cogénération effectué par EDF permet de vérifier leur efficacité énergétique et la correcte application de la rémunération complémentaire facturée par le producteur. Le coût supporté par EDF au titre de ce contrôle doit être compensé, dès lors qu'il découle de l'obligation d'achat.Pour 2011, le montant de ce contrôle est identique à celui constaté en 2009, soit 0,2 M€.
2.3. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat2.3.1. Coût évité par les contrats d'achat hors ZNI2.3.1.1. Cas général
La loi du 10 février 2000 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".Dans sa délibération du 25 juin 2009, la CRE a fixé de nouveaux principes de calcul du coût évité par les contrats d'achat en distinguant la production considérée comme quasi-certaine de la production aléatoire. Le coût évité par la première est calculé en utilisant les prix de marché à terme observés sur EEX Power Derivatives. Quant au coût évité par la seconde, il continue d'être calculé en référence aux prix de marché day-ahead ou, pour une prévision, en référence à la moyenne des prix à terme trimestriels évalués aux mois de juin, juillet et août 2010.Coût évité par la production quasi-certaine :La puissance quasi-certaine de référence est indiquée dans le tableau 1.5. Toutefois, compte tenu de la date d'entrée en vigueur des nouveaux principes de calcul du coût évité (1er juillet 2009), il est nécessaire d'adapter cette puissance pour 2011 (tableau 1.6) (10).
Tableau 1.5 : puissance quasi-certaine de référence
PUISSANCE QUASI-CERTAINE (MW)
Surplus de production Q1 (11)
Surplus de production M11/M12 (12)
(10) Pour plus de détails, voir le paragraphe 2.3 de la délibération de la CRE du 25 juin 2009 :
http://www.cre.fr/fr/content/download/8733/154052/file/090625Evolutioncalculcoutelectriciteobligationachat.pdf.(11) Premier trimestre.M11 : novembre. M12 : décembre.
Tableau 1.6 : puissance quasi-certaine retenue pour 2011
Surplus de production Q1
Surplus de production M11 (12)
Surplus de production M12 (12)
Les puissances quasi-certaines des mois de novembre et décembre 2011 ont été réévaluées en fonction des évolutions de puissance installée des différentes filières et conformément aux possibilités offertes par la délibération du 25 juin 2009 (cf. paragraphe 2.1.1).Les cotations des produits à terme utilisés pour calculer le coût évité par le surplus de production observé sur les mois de novembre et décembre étant indisponibles lors de la prévision de charges, le coût évité par cette production quasi-certaine est calculé de la même manière que le coût évité par la production aléatoire.
Tableau 1.7 : Prix de marché retenus pour 2011
Ainsi, le coût évité par la production quasi-certaine, correspondant à 17,9 TWh, est de 1 049,6 M€.Coût évité par la production aléatoire :Les prix à terme trimestriels retenus correspondent à la moyenne des prix à terme trimestriels évalués aux mois de juin, juillet et août 2010.
Tableau 1.8 : prix de marché trimestriels pour 2011
Les prix de marché mensuels sur l'année 2011 sont calculés à partir de la moyenne, depuis 2002, des rapports du prix du mois sur le prix du trimestre correspondant.Le coût évité par la production aléatoire s'élève à 1 002,1 M€ (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats "appel modulable"et cogénérations "dispatchables"). Ce montant est détaillé dans le tableau 1.9.
Tableau 1.9 : prix de marché mensuels et coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI)en 2011 (hors contrats horosaisonnalisés, contrats "appel modulable"et cogénérations "dispatchables")
Au total, le coût évité par les installations non horosaisonnalisées s'élève à 2 051,7 M€.
2.3.1.2. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat horosaisonnalisé
Certaines installations bénéficient de contrats d'achat à différenciation horosaisonnière, ce qui signifie que la rémunération du producteur par EDF dépend du moment où il produit son électricité. Les périodes horosaisonnières où le tarif est élevé correspondant sensiblement aux heures où le prix de marché est haut. Il existe, pour ces contrats, une corrélation temporelle entre le volume acheté par EDF et le prix de marché. Le coût évité doit donc être calculé par poste horosaisonnier.Ne pouvant prévoir, pour 2011, les prix de marché horaires et la répartition horaire des volumes achetés, on considère, en première approximation, que le coût évité par ces installations en 2011 a augmenté, par kWh, par rapport à 2009, dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2009 et 2011 (+ 22,2 %).Le coût évité obtenu est ainsi estimé à 88,1 M€ (pour 1,7 TWh).
2.3.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat "appel modulable"
Les installations "dispatchables", qui font l'objet de contrat type "appel modulable", devraient représenter, en moyenne sur 2011, une puissance garantie de 267 MW. Leur production prévisionnelle s'élève à 13,7 GWh. Le contrat de mise à disposition de réserves complémentaires par EDF au RTE retenu par la CRE comme référence pour le calcul du coût fixe évité (voir annexe 2) prévoit une prime de 22 €/kW/an. Ce coût fixe évité est ainsi évalué à 5,4 M€.La valorisation du coût évité "énergie"s'effectue, quant à elle, suivant la même méthode que celle retenue pour les contrats horosaisonnalisés décrite ci-dessus (i.e. augmentation dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2009 et 2011, soit + 22,2 %). Sur cette base, le coût évité "énergie"par les installations "dispatchables"est évalué à 4,3 M€ (13). Le coût évité total est, donc, de 9,7 M€.
(13) 13,7 GWh prévisionnels 2011 contre 27,5 GWh en 2009 (pour un coût évité "énergie"2009 évalué à 7,1 M€). 2.3.1.4. Cas particulier des installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable »
Les installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable » devraient représenter, en moyenne sur 2011, une puissance garantie de 218 MW, pour une production prévisionnelle estimée à 47,6 GWh. Le principe de calcul du coût évité par ces installations pour 2011 est identique à celui adopté pour 2009 (voir annexe 2, A.2.2.1.4 et paragraphe 2.3.1.3). Le coût fixe évité par les installations de cogénération en mode « dispatchable » est ainsi évalué à 4,8 M€. Le coût évité « énergie », supposé évoluer de façon identique à celui des contrats horosaisonnalisés et contrats de type « appel modulable », est évalué à 2,8 M€ (14). Le coût évité total est donc de 7,6 M€.
(14) 47,6 GWh prévisionnels 2011 contre 722,6 GWh en 2009 (pour un coût évité « énergie » 2009 évalué à 35,1 M€).
2.3.1.5. 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 est évalué à 2 157,1 M€ (2 051,7 M€ de coût évité classique + 88,1 M€ de coût évité horosaisonnalisé + 9,7 M€ de coût évité par les installations « dispatchables » + 7,6 M€ de coût évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »).
2.3.2. Coût évité par les contrats d'achat dans les ZNI
Conformément à la loi du 10 février 2000, le coût évité par contrats d'achat dans les ZNI est calculé en valorisant l'électricité achetée par EDF à la part production dans les tarifs de vente aux clients non éligibles. Il s'élève à 163,9 M€, comme détaillé dans le tableau 1.10.
Tableau 1.10 : coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2011
(*) 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.
Surcoûts prévisionnels dus aux contrats d'achat supportés par EDF : Les surcoûts prévisionnels supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2011 s'élèvent à : 2 050,0 M€ en métropole continentale (4 206,9 M€ de coût d'achat + 0,2 M€ de contrôle de cogénération ― 2 157,1 M€ de coût évité) ; 363,5 M€ dans les ZNI (527,5 M€ de coût d'achat ― 163,9 M€ de coût évité),soit un total de 2 413,6 M€.
3. Charges dues aux dispositions sociales
La tarification spéciale « produit de première nécessité », appelée par la suite « tarif de première nécessité » (TPN), est entrée en vigueur le 1er janvier 2005. En outre, le décret du 26 juillet 2006 relatif aux services liés à la fourniture prévoit que les clients ayant souscrit le TPN bénéficient de la gratuité de la mise en service et d'une réduction de 80 % sur les frais de déplacement pour impayés. Les pertes de recettes et les frais supplémentaires induits doivent faire l'objet d'une compensation au profit des opérateurs concernés. Enfin, l'arrêté du 5 août 2008 a modifié, à la hausse, le plafond de ressources permettant de bénéficier du TPN en l'alignant sur celui ouvrant droit à la couverture maladie universelle complémentaire. Par ailleurs, les charges supportées du fait du TPN permettent aux opérateurs de bénéficier d'une compensation au titre de leur participation au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité. L'arrêté du 24 novembre 2005 fixe cette compensation à hauteur de 20 % des charges dues au titre du TPN, dans la limite du concours financier de l'opérateur au fonds de solidarité pour le logement.
3.1. Charges dues au « tarif de première nécessité »3.1.1. Pertes de recettes prévisionnelles dues au TPN
Sur la base des éléments prévisionnels communiqués par EDF, la CRE a pu procéder à une estimation des pertes de recettes que l'entreprise est amenée à supporter en 2011 du fait du TPN. EDF estime à 600 000 le nombre de clients qui auront souscrit ce tarif fin 2010 et à 650 000 fin 2011 (contre 940 000 fin décembre 2009), soit environ 625 000 clients bénéficiaires du TPN en moyenne sur l'année 2011. La perte unitaire moyenne est évaluée à 50 €/client. D'après EDF, la forte diminution du nombre de bénéficiaires entre 2009 et 2011 est la conséquence d'un nombre de bénéficiaires du tarif de première nécessité (TPN) à la fin de l'année 2009 supérieur au nombre de foyers bénéficiaires à cette date de la CMU-C. En effet, l'élargissement (15). du critère d'éligibilité au TPN est intervenu en août 2008, mais le bénéfice du TPN pour les nouveaux ayants droit n'a été effectif qu'à partir de fin 2008-début 2009, le temps que le processus d'attribution du TPN aboutisse. Aussi, fin 2009, nombreux étaient les consommateurs qui bénéficiaient du TPN (16) et n'y avaient plus droit à cette date. Ils ont été alors sortis du dispositif. De plus, EDF a constaté une diminution du nombre de demandes reçues pour bénéficier de ce tarif : un nouvel ayant droit sur trois en faisait la demande début 2009, contre un sur quatre début 2010. Les causes de cette évolution n'ont pu être identifiées à ce jour. Une analyse approfondie doit être menée pour identifier les mesures permettant d'attribuer le TPN à tous les ayants droit titulaires d'un contrat de fourniture d'électricité. En conséquence, la CRE retient pour 2011 une perte de recettes prévisionnelles de 31,3 M€.
(15) Les ayants droit sont devenus les personnes bénéficiant de la CMU-C.
(16) Le bénéfice du TPN est pour un an. Le renouvellement n'est pas automatique et doit être demandé.
3.1.2. Surcoûts de gestion prévisionnels
Les surcoûts de gestion prévisionnels sont évalués, pour 2011, à 6,8 M€. Ces surcoûts de gestion se décomposent en frais de personnel pour 4,5 M€ et en frais externes pour 2,3 M€. Ils sont en baisse par rapport à 2009. Ceci s'explique par la très forte diminution du nombre de bénéficiaires de ce tarif.
3.1.3. Pertes de recettes dues aux réductions instaurées sur les services liés à la fourniture
Les dispositions introduites par le décret du 26 juillet 2006 (abattement de 80 % du montant des déplacements pour défaut de paiement et gratuité de la mise en service et de l'enregistrement du contrat) entraînent des pertes de recettes pour EDF. Ces pertes tiennent compte de la diminution du nombre de bénéficiaires et sont évaluées, pour 2011, à 0,7 M€. Au total, les charges prévisionnelles supportées par EDF du fait du « tarif de première nécessité » sont évaluées, pour 2011, à 38,7 M€.
3.2. Charges dues au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité
Compte tenu du montant de charges supportées au titre du TPN et des dispositions prévues par l'arrêté du 24 novembre 2005, la compensation à accorder à EDF au titre de sa participation au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité est de 7,7 M€ (20 % × 38,7 M€). Ce montant est inférieur aux 22 M€ de versements qu'EDF prévoit d'effectuer en 2011 au fonds de solidarité pour le logement.
3.3. Charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales
Les charges prévisionnelles à compenser à EDF au titre des dispositions sociales en 2011 s'élèvent à 46,4 M€.
B. ― Charges prévisionnelles supportées par les entreprises locales de distribution au titre de 2011
Les charges prévisionnelles que les ELD supporteront au titre de 2011 sont : ― les surcoûts dus aux contrats d'achat ; ― les charges dues aux dispositions sociales (TPN, dispositif précarité). Les ELD prévoyant de supporter en 2011 de telles charges ont transmis à la CRE les données nécessaires à leur évaluation, sous un format conforme aux indications fournies par la CRE.
1. Surcoûts dus aux contrats d'achat
Les types de contrat pour lesquels les ELD prévoient de supporter des charges en 2011 sont : ― les contrats relevant de l'obligation d'achat (article 10 de la loi du 10 février 2000) ; ― les contrats issus des appels d'offres lancés par le ministre chargé de l'énergie (article 8) ; ― les contrats conclus ou négociés avant la loi du 10 février 2000 (article 50). Les coûts évités sont calculés par référence aux prix de marché de l'électricité ou par référence aux tarifs de cession, à proportion de la part de l'électricité acquise à ces tarifs dans l'approvisionnement total des ELD. Les prix de marché pris en compte pour 2011 sont évalués à partir des prix des contrats à terme pour l'année 2010 (voir paragraphe A.2.3.1.1, production aléatoire). En 2011, 10 ELD prévoient de se fournir sur le marché, en partie ou en totalité. Le surcoût total prévisionnel dû aux contrats d'achat en 2011 s'élève à 152,5 M€ (17), soit 112,4 M€ de plus par rapport aux charges constatées pour l'année 2009. Cette progression est due à la forte augmentation des quantités achetées prévue en 2011 (1,4 TWh net des surplus revendus à EDF) par rapport aux quantités achetées en 2009 (0,7 TWh). Les filières éolienne et photovoltaïque se développent particulièrement avec : ― une production photovoltaïque estimée à 185,3 GWh en 2011 (respectivement 12,8 GWh en 2008) et un surcoût évalué à 94,3 M€ (respectivement 7,0 M€) ; ― une production éolienne estimée à 605,0 GWh en 2011 (respectivement 117,4 GWh en 2009) pour un surcoût évalué à 31,4 M€ (respectivement 6,4 M€). Par ailleurs, deux ELD ont annoncé des surplus de production dus à l'obligation d'achat et revendus à EDF.
(17) Le surcoût calculé tient compte de l'augmentation moyenne de 10 % des tarifs de cession en application de l'arrêté du 12 août 2010.
2. Charges dues aux dispositions sociales
Les charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales en 2011 s'élèvent à 2,1 M€.
3. Charges prévisionnelles totales des ELD au titre de 2011
Le montant prévisionnel des charges supportées par les ELD au titre de 2011 est de 154,6 M€. Les éléments du calcul du surcoût pour les ELD concernées sont indiqués dans le tableau 2.1.
Tableau 2.1 : charges prévisionnelles des ELD au titre de 2011
CHARGES DUES AUX CONTRATS D'ACHATS
Charges prévisionnellesau titre de 2011
Quantité achetée (1)
ES Energies Strasbourg (2)
251 110,0
47 259,0
35 530,0
36 111,5
377 571,8
46 771,6
11 398,6
35 373,0
35 461,8
73 553,7
22 137,3
19 888,4
20 003,7
191 735,4
10 263,6
Gaz et électricité de Grenoble (2)
130 363,0
15 596,3
Coopérative d'électricité de Saint-Martin de Londres
12 668,0
SICAE de la Somme et du Cambraisis 34 225,6
5 307,8
Régie de Sud-de-La Réole
Société d'électrification rurale du Carmausin 7 962,0
2 520,4
Energies services Creutzwald
Régie municipale d'électricité et de télédistribution d'Amnéville
Usine d'électricité de Metz (2)
61 639,0
Société d'électricité régionale de Lassigny
25 517,3
Régie d'électricité de Saverdun
6 064,6
33 644,1
SICAE de l'Oise
Régie communale du câble et d'électricité de Montataire
Usines municipales d'Erstein
6 958,6
10 282,2
Régie du syndicat électrique intercommunal du Pays Chartrain
59 056,2
Régie municipale d'électricité de Mazères
Régie municipale d'électricité de Varilhes
Elektra Birseck (2)
Régie d'électricité de Saint-Quirc
Régie d'électricité de Thônes
Régie municipale de Cazouls
SCICAE de Ray-Cendrecourt 4 029,5
Régie municipale de Bazas
Régie intercommunale d'Electricité et de Téléservices de Niederbronn-Reichshoffen
Régie de Saint-Martin-de-la Porte
Régie municipale d'électricité de La Bresse
Régie d'électricité d'Elbeuf
7 522,2
Régie municipale d'électricité de Tarascon-sur-Ariège
Régie communale d'électricité d'Uckange
Régie d'électricité de Loos
Régie gaz-électricité de Sallanches
Régie électrique municipale de Prats de Mollo (2)
Régie municipale de Gignac
Régie de Saint-Marcellin (2)
Hunélec (2)
Régie municipale de Gervans
Régie gaz-électricité de Bonneville
Régie d'Aigueblanche
Régie municipale d'électricité de Bitche
Régie de Bozel
Régie d'Allevard
Syndicat intercommunal d'électricité de Labergement Sainte-Marie
Energies services Schoeneck
Régie d'électricité de Saint-Michel-de-Maurienne
Régie d'électricité de Rombas
Régie municipale d'électricité et de télédistribution de Clouange
Régie municipale d'électricité de Marange-Silvange-Ternel
Energies services Hombourg-Haut
Régie de Saint-Pierre-d'Allevard
Régie municipale de distribution d'électricité et de télédistribution de la Ville d'Hagondange
Régie de Miramont-de-Comminges
Régie municipale d'électricité de Tours-en-Savoie
Régie municipale de Rédange 33,1
Régie d'Electricité et Service des Eaux Montvalezan ― La Rosière
Régie électrique de Saint-Martin-sur-la Chambre
Régie municipale d'Orelle
Régie municipale d'électricité de Sarre-Union
Régie municipale ― Energis
Régie municipale d'électricité de Dalou
Régie municipale de Saint-Avre
Régie communale electricité de Sainte-Marie-aux-Chênes
Régie municipale de La Réole
Energies services Talange
SICAE Vallée du Sausseron
Régie municipale d'électricité de Salins-les-Bains
Régie communale de distribution d'eau et d'électricité de Mitry-Mory
Régie municipale de Villarodin-Bourget
Régie municipale de Saint-Paul-Cap-de-Joux
Régie électrique de Fontaine-au-Pire
Régie municipale de Cazères
Régie d'Erome
Régie municipale de Sainte-Foy-en-Tarentaise
Régie municipale d'électricité de Vinay (2)
Régie de La Ferrière
Régie municipale de La Chapelle
Régie d'électricité de Pierrevilliers
Régie de Séchilienne
Régie municipale d'électricité de Presle
Régie du Moutaret
Régie de Capvern
Régie d'Allemont
Régie municipale de La Chambre
Régie municipale de Montesquieu Volvestre
Régie municipale de Moyeuvre-Petite
Régie municipale de Villaroger
Régie municipale de Martres Tolosane
Régie communale d'électricité de Montois-la-Montagne
Régie municipale électrique Saint-Leonard-de-Noblat
Régie municipale électrique de Laruns
Régie d'électricité de Le Thyl
Régie de Pinsot
1 447 577
(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 prévisionnelles supportées par Electricité de Mayotte au titre de 2011
Les charges prévisionnelles de service public de l'électricité supportées par Electricité de Mayotte (EDM) correspondent à des surcoûts de production liés à la péréquation tarifaire à Mayotte (la transition des tarifs mahorais aux tarifs réglementés s'est achevée le 1er janvier 2007) et à des surcoûts d'achat imputables au développement de projets de production indépendants. Les dispositions sociales prévues par la loi du 10 février 2000 ne sont, quant à elles, pas applicables à Mayotte. Les surcoûts de production sont égaux, comme dans les autres zones non interconnectées, à la différence entre « le coût de production normal et complet, pour le type d'installation de production considéré » et « le prix qui résulterait de l'application à la quantité d'électricité considérée du tarif de vente, pour la part relative à la production, aux clients non éligibles ».
1. Surcoûts de production à Mayotte1.1. Coûts de production
Le montant prévisionnel des coûts de production d'EDM est évalué, pour 2011, à 90,7 M€, dont plus de 75 % au titre des combustibles (68,2 M€). Ce montant est établi sur la base d'un prix du fioul domestique livré de 1 113 €/t et d'une hausse de la consommation électrique de 20,3 % par rapport à 2009. Ces coûts incluent les frais de commercialisation prévisionnels qu'EDM envisage d'engager au titre d'actions relatives à la maîtrise de la demande d'électricité. Un taux de pertes prévisionnel de 11,0 % a été retenu.
1.2. Recettes de production prévisionnelles
Les recettes de production prévisionnelles d'EDM en 2011 sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires prévisionnel, issu de la vente d'électricité aux tarifs de vente réglementés aux clients non éligibles, les recettes de distribution prévisionnelles et les recettes prévisionnelles relatives à la gestion de la clientèle, puis en ajoutant les recettes prévisionnelles liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts de production dus à leur fourniture devant être compensés). Les recettes de distribution s'élèvent à 13,6 M€. Les recettes totales prévisionnelles d'EDM en 2011 s'élevant à 25,2 M€, les recettes de production prévisionnelles, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent à 11,7 M€ comme indiqué dans le tableau 3.1.
Tableau 3.1 : recettes de production prévisionnelles au titre de 2011
Recettes prévisionnelles 2011 (+)
Recettes théoriques agents EDM 2011 (+)
Recettes totales 2011 à considérer
Recettes de distribution 2011 (―)
Recettes de gestion clientèle 2011 (―)
Recettes de vente pertes et services systèmes (+)
Part d'EDM dans les recettes
Recettes de production 2011
1.3. Surcoûts de production prévisionnels
Les coûts et recettes prévisionnels d'EDM pour 2011 étant respectivement de 90,7 M€ et 11,7 M€, le montant prévisionnel des surcoûts de production d'EDM pour 2011 est donc estimé à 79,0 M€. Compte tenu de l'importante augmentation de consommation électrique prévue à Mayotte pour 2011 (+ 20,3 % par rapport à 2009, après une augmentation estimée de 25,6 % entre 2008 et 2010), dont les effets sur les charges de service public sont, pour cette prévision, amplifiés par une hausse des coûts des combustibles, la CRE, comme les années précédentes, appelle EDM à poursuivre et intensifier ses actions de maîtrise de la demande d'électricité engagées en 2005.
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
Les surcoûts dus aux contrats d'achat sont égaux à la différence entre « le prix d'acquisition de l'électricité pour l'exécution du contrat » et « le prix qui résulterait de l'application à la quantité d'électricité considérée du tarif de vente, pour la part relative à la production, aux clients non éligibles ». L'année 2011 verra encore un fort développement des achats à la filière photovoltaïque. La part production prévisionnelle dans les tarifs de vente 2011 étant estimée à 44,36 €/MWh, le surcoût prévisionnel imputable aux contrats d'achat est évalué à 5,4 M€, comme suit :
Coût d'achat 2011 (+)
Quantités achetées en 2011
14,0 GWh
Taux de pertes 2011
Quantités achetées et consommées (18) 12,5 GWh
Part production du tarif de vente
44,36 €/MWh
Coût évité par les contrats d'achat (―)
Surcoût dû aux contrats d'achats en 2011
(18) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte dans le calcul des surcoûts de production.
3. Charges totales prévisionnelles d'EDM au titre de 2011
Au total, les charges prévisionnelles d'EDM au titre de 2011 sont évaluées à 84,4 M€ (79,0 M€ au titre des surcoûts de production + 5,4 M€ au titre des contrats d'achat).
D. ― Charges prévisionnelles de service public au titre de 2011
Le montant total des charges prévisionnelles de service public de l'électricité au titre de 2011 est évalué à 3 465,0 M€, réparti comme suit :
A N N E X E 2CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ CONSTATÉES AU TITRE DE 2009 (CC'09)Avertissement
A. ― Charges supportées par EDF constatées au titre de 20091. Surcoûts de production dans les zones non interconnectées (19)
L'article 5 de la loi du 10 février 2000 définit les surcoûts de production supportés par EDF dans les zones non interconnectées (ZNI) comme étant ceux « qui, en raison des particularités du parc de production inhérentes à la nature de ces zones, ne sont pas couverts par la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité ». L'article 4 du décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004 précise que le montant des surcoûts de production est égal, pour chaque ZNI, à la différence entre « le coût de production normal et complet, pour le type d'installation de production considéré dans cette zone » et « le prix qui résulterait de l'application à la quantité d'électricité considérée du tarif de vente, pour la part relative à la production ». Les recettes de production issues des tarifs de vente dans les ZNI ne sont pas directement accessibles dans la comptabilité d'EDF. Elles s'obtiennent en minorant les recettes totales aux tarifs de vente réglementés, de celles liées à l'acheminement, à la gestion de la clientèle et à la commercialisation. Toutefois, l'activité de commercialisation dans les ZNI, qui correspond uniquement dans ces zones à des actions relatives à la maîtrise de la demande en électricité, présente un coût unitaire (i.e. par kWh livré) nettement inférieur à celui observé en métropole, lequel couvre d'autres dépenses (marketing, publicité...). En conséquence, il est nécessaire de prendre en compte, dans les coûts de production, les coûts de commercialisation dans les ZNI et, dans les recettes de production, la part des recettes issues des tarifs relative à la commercialisation. On peut noter, par ailleurs, que les actions de maîtrise de la demande en électricité résultent des particularités du parc de production inhérentes à la nature de ces zones. En outre, à l'instar des constats effectués lors des exercices précédents, la CRE a observé que les recettes totales déclarées par EDF en 2009 ne résultaient pas de l'application stricte, à la quantité d'électricité vendue dans chaque ZNI, des tarifs de vente réglementés (ce qui était pourtant explicitement demandé par la CRE dans ses délibérations relatives au format de la comptabilité appropriée). En effet, les recettes déclarées sont celles effectivement perçues par l'entreprise, dont une partie provient de la fourniture aux clients bénéficiant du « tarif agent » (agents d'entreprise et organismes sociaux d'EDF). Or, ce tarif ne peut être assimilé à un tarif de vente aux clients non éligibles. En conséquence, les recettes déclarées par EDF en 2009 doivent être majorées du chiffre d'affaires supplémentaire que l'entreprise aurait perçu auprès de ses clients bénéficiant du « tarif agent » si ces derniers étaient assujettis aux tarifs de vente réglementés. En contrepartie, les coûts de production d'EDF doivent être majorés de la part de ce chiffre d'affaires supplémentaire concernant les agents de l'entité production, le « tarif agent » constituant, in fine, un avantage en nature supporté par l'entreprise.
(19) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon et îles bretonnes des Glénans, Ouessant, Molène et Sein.
1.1. Coûts de production constatés dans les ZNI1.1.1. Coûts de production déclarés par EDF dans les ZNI
Selon la déclaration transmise par EDF le 31 mars 2010, les coûts de production constatés en 2009 dans les ZNI, incluant la fourniture des pertes et des services systèmes, ainsi que les coûts de commercialisation, s'élèvent à 1 158,1 millions d'euros (M€), incluant les coûts d'acquisition des quotas d'émission de gaz à effet de serre (CO2). La décomposition par grands postes de coût et par ZNI se présente comme suit :
Tableau 1.1 : coûts de production déclarés par EDF dans les ZNI en 2009 (incluant l'impact des quotas CO2)
L'augmentation des coûts de production déclarés par rapport à 2008 (+ 229,2 M€) provient principalement des facteurs suivants : ― la très forte augmentation du coût d'achat des combustibles (+ 197,4 M€), liée à un effet négatif des couvertures qui ont été achetées au premier semestre 2008 alors que les cours des produits pétroliers étaient encore très élevés et qui ont fortement chuté par la suite ; ― l'augmentation de la rémunération des capitaux (+ 10,9 M€) liée notamment à la mise en service d'une turbine à combustion ainsi que d'une batterie de 1 MW à La Réunion. Les coûts liés à ce poste augmentent également du fait de la non-prise en compte d'amortissements dérogatoires ce qui augmente mécaniquement l'actif à rémunérer ; ― l'augmentation du poste « impôts et taxes » (+ 18,4 M€), résulte, d'une part, d'une modification de la présentation (le poste « personnel, charges externes et autres achats » diminuant de 6,4 M€), d'autre part, de versements supplémentaires, notamment en Guyane avec une augmentation de la taxe sur les carburants (+ 3,4 M€), mais aussi d'une augmentation de l'assiette de calcul de la taxe professionnelle en Guadeloupe et à La Réunion (mises en services intervenues en 2007) et enfin d'un dégrèvement de taxe professionnelle inférieure à l'année précédente.
1.1.2. Coûts de production retenus par la CRE dans les ZNI
Les coûts de production déclarés par EDF au titre de l'année 2009 ont été établis sur la base d'une comptabilité appropriée contrôlée par les commissaires aux comptes de l'entreprise, conformément aux dispositions de l'article 5 de la loi du 10 février 2000. Les coûts de production à retenir doivent : ― d'une part, tenir compte des éventuelles erreurs ou anomalies détectées lors du contrôle, ainsi que des réserves émises par les commissaires aux comptes sur les montants déclarés ; ― d'autre part, n'être liés qu'aux seules particularités du parc de production inhérentes à la nature des ZNI. Par ailleurs, il est nécessaire de diminuer ces coûts de certaines recettes perçues par EDF, évaluées sur la base de sa déclaration.
1.1.2.1. Recettes de production non tarifaires à retrancher des coûts de production
Les coûts supportés par EDF au titre d'activités distinctes de la fourniture d'électricité et faisant l'objet de recettes non tarifaires doivent être exclus des coûts de production. Les recettes correspondantes, déclarées par EDF et contrôlées par les commissaires aux comptes, sont les suivantes : Corse : ― 0,02 M€ (mise à disposition d'outils) ; Guadeloupe : ― 1,1 M€ (TVA fictive essentiellement) ; Martinique : ― 6,3 M€ (5,7 M€ au titre de l'indemnisation de la réquisition d'EDF pour l'achat du fioul produit par la raffinerie exploitée par la SARA) ; Guyane : ― 0,03 M€ (régularisation de loyers essentiellement) ; La Réunion : ― 2,1 M€ (TVA fictive essentiellement). Les coûts de production déclarés par EDF doivent ainsi être diminués de 9,5 M€. Contrôle de la comptabilité appropriée : La comptabilité appropriée d'EDF fait apparaître, au titre des coûts de production, un montant de 6,1 M€ au titre de la compensation du tarif agent. Les coûts de production supplémentaires liés à l'avantage en nature que constitue le tarif agent ont été pris en compte (cf. paragraphe 1.1.2.5) ainsi que les recettes supplémentaires qu'EDF aurait perçues si tous ses agents bénéficiaient du seul tarif réglementé de vente (cf. paragraphe 1.2.1.2). De ce fait, ce montant n'a pas lieu d'être retenu. Cette correction a également été constatée sur les exercices 2005 à 2008 inclus, qui font donc l'objet d'une régularisation a posteriori (cf. annexe 4). Coûts induits par le déficit d'allocation de quotas d'émission de gaz à effet de serre : Dans le cadre de la seconde phase du plan national d'allocation des quotas d'émission de gaz à effet de serre (PNAQ2) approuvé le 15 mai 2007, EDF s'est vu allouer gratuitement, à compter de l'exercice 2008 et jusqu'en 2012, des quotas d'émissions de gaz à effet de serre (GES) sur la majorité de ses moyens de production thermiques, notamment insulaires. Les allocations gratuites de quotas d'émission de GES ont cependant été fortement réduites pour cette seconde phase. EDF a donc dû acquérir son déficit de quotas sur les marchés. Les coûts supportés par EDF au titre de l'acquisition des quotas manquant viennent augmenter ses coûts de production. En 2009, le déficit de quotas d'émission d'EDF s'élevait à environ 1,3 million de tonnes. Pour la valorisation de ce volume, la CRE retient une moyenne des cotations observées sur le marché day-ahead BlueNext. La période considérée pour calculer la moyenne précitée débute le 1er mars 2009 et s'achève le 28 février 2010. La moyenne ainsi calculée s'établit à 13,4 €/t. Les coûts pris en compte au titre du déficit d'allocation de quotas d'émission s'élèvent, pour 2009, à 16,9 M€. Coûts exclus liés à la gestion des moyens de production en ZNI : 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 des ZNI, et non à une éventuelle mauvaise gestion de la production ou des systèmes électriques insulaires. Le début de l'année 2009 a été marqué par des mouvements sociaux de longue durée en Guadeloupe (45 jours) et en Martinique (38 jours). L'analyse menée les années précédentes sur la qualité de cette gestion a été reconduite sur l'exercice 2009, en tenant compte de cette situation de force majeure dans les deux îles précitées. L'analyse a permis de mettre en évidence des surcoûts directement imputables à la sous-disponibilité relative de certaines unités de production par rapport à des valeurs normatives de référence, en Guadeloupe mais aussi en Guyane et à La Réunion. Ces surcoûts doivent être exclus des coûts de production. On notera, en revanche, la bonne disponibilité des groupes Diesels installés en Martinique, et ce malgré une situation sociale tendue, ainsi qu'en Corse. Guadeloupe : Même en tenant compte d'une situation de force majeure pendant la période de grève générale s'étendant du 20 janvier au 5 mars 2009 (prise en compte d'un taux de disponibilité moyen sur la base de l'historique disponible), d'importantes sous-disponibilités ont néanmoins été constatées sur le parc de production thermique d'EDF, en particulier sur les moyens de base (disponibilité moyenne hors période de force majeure de 75 %). Les coûts de production (coûts de combustible) à exclure au titre de 2009 s'élèvent à 5,3 M€. Guyane : Des sous-disponibilités importantes ont encore été constatées en Guyane (disponibilité des moyens Diesels inférieure à 77 %). La structure du parc de production, dans lequel l'hydraulique occupe une part prépondérante, n'a pas permis, cette année, d'atténuer la faible disponibilité des moyens de production en raison d'une sécheresse historique. Les coûts à exclure sont évalués, pour 2009, à 8,7 M€. La Réunion : Des sous-disponibilités ont également été observées, dans une moindre mesure, à La Réunion. Les coûts de production à exclure à ce titre sont évalués à 0,2 M€. Synthèse : Au total, les coûts à exclure au titre de la gestion par EDF de son parc de production en 2009 dans les ZNI sont évalués à 14,3 M€, en nette hausse par rapport à 2008. Coûts liés à l'application du tarif agent aux effectifs de l'entité production : Les frais de personnel déclarés par EDF doivent être majorés de l'avantage en nature que constitue l'application en ZNI du « tarif agent » aux effectifs de l'entité production d'EDF. Le montant correspondant est évalué, pour 2009, à 1,5 M€. Coûts de production retenus dans les ZNI : En considérant les coûts non retenus et les coûts supplémentaires exposés plus haut, la CRE retient un montant des coûts de production supportés par EDF dans les ZNI en 2009 de 1 129,9 M€ (1 158,1 M€ ― 6,1 M€ ― 9,5 M€ ― 14,3 M€ + 1,5 M€). La décomposition par grands postes de coût est donnée dans le tableau 1.2.
Tableau 1.2 : coûts de production retenus par la CRE dans les ZNI en 2009
Les coûts retenus par la CRE dans les ZNI au titre de l'année 2009 sont supérieurs de plus de 210 M€ à ceux retenus pour 2008. Cette augmentation provient principalement des raisons évoquées au paragraphe 1.1.1 (coûts de combustibles essentiellement) même si les ajustements dus à la gestion du parc de production ont été supérieurs à ceux réalisés au titre de 2008 (+ 3,7 M€) et si les recettes non tarifaires ont également été très nettement supérieures à celles observées en au titre de la même année (+ 7,4 M€). Recettes de production retenues dans les ZNI : Les recettes de production d'EDF dans les ZNI sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires issu de la vente d'électricité aux tarifs réglementés et au « tarif agent », les recettes de distribution issues du tarif national d'utilisation des réseaux, 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).
1.2.1. Chiffre d'affaires issu des tarifs réglementés de vente1.2.1.1. Chiffre d'affaires déclaré par EDF
Le chiffre d'affaires déclaré par EDF en 2009 dans les ZNI est de 705,9 M€. Ce montant est net de la rémanence d'octroi de mer et net de la contribution tarifaire acheminement (CTA) instaurée par la loi du 9 août 2004. Ce chiffre d'affaires est majoré de la perte de recettes due, en ZNI, à la tarification spéciale « produit de première nécessité », celle-ci étant compensée par ailleurs (cf. paragraphe 3). Ce montant doit être majoré des recettes supplémentaires qu'EDF aurait obtenues auprès des clients bénéficiant du « tarif agent » si ces derniers étaient assujettis aux tarifs de vente réglementés (cf. paragraphe 1.2.1.2).
1.2.1.2. Recettes supplémentaires des clients bénéficiant du « tarif agent »
En appliquant les tarifs réglementés de vente à la structure de consommation de la clientèle au « tarif agent » de chaque ZNI, on obtient les recettes qu'EDF aurait théoriquement perçues en 2009 auprès de cette clientèle. En comparant ces recettes théoriques à celles effectivement obtenues par l'entreprise, on en déduit le supplément de recettes à considérer pour le calcul des recettes de production. Pour 2009, ce supplément est évalué à 6,2 M€. Au final, le chiffre d'affaires 2009 à retenir au titre des recettes issues des tarifs de vente réglementés dans les ZNI est donc de 712,2 M€ (705,9 M€ + 6,2 M€).
1.2.2. Recettes de distribution
Les recettes de distribution dans les ZNI sont fournies par EDF dans sa comptabilité appropriée depuis 2003. Pour 2009, EDF a déclaré un montant de recettes de 268,6 M€ (hors Saint-Pierre-et-Miquelon et îles bretonnes), en hausse de 6,6 % par rapport à celui déclaré au titre de 2008 (251,9 M€). L'année 2009 a été marquée par l'entrée en vigueur du TURPE 3 au 1er août. Compte tenu de cette évolution, les vérifications conduites (calcul des recettes de distribution pour chaque zone non interconnectée en appliquant le TURPE à la structure de clientèle de chaque zone) ont été menées avec le souci de contrôler avant tout la cohérence des montants déclarés par EDF. Les résultats n'ont pas permis de mettre en évidence d'erreur manifeste dans la déclaration de l'opérateur historique. La CRE retient les recettes de distribution déclarées par EDF, majorées des recettes de distribution calculées par la CRE pour Saint-Pierre-et-Miquelon et les îles bretonnes. Pour 2009, ces recettes s'élèvent à 270,4 M€.
1.2.3. Recettes de gestion de la clientèle
Les recettes de gestion de la clientèle perçues par EDF dans les ZNI peuvent s'établir à partir de celles perçues par le gestionnaire de réseaux en application du TURPE, en tenant compte de la règle de répartition fixée entre le fournisseur et le gestionnaire de réseaux dans le cadre de l'établissement de ce tarif (20). La composante annuelle de gestion (CG) prévue dans le tarif d'acheminement et servant de référence à l'établissement des recettes de gestion clientèle du gestionnaire de réseaux se présente comme suit (pour les clients ne disposant pas d'un contrat d'accès au réseau distinct de leur contrat de fourniture [21]) :
DU 1er JANVIER 2009 AU 31 JUILLET 2009
A PARTIR DU 1er AOÛT 2009
7,8 €/client/an
8,04 €/client/an
BT ¹ 36 kVA
48 €/client/an
49,56 €/client/an
60 €/client/an
61,80 €/client/an
Compte tenu de la règle de répartition des coûts de gestion de la clientèle applicable entre fourniture et acheminement, les recettes de gestion de la clientèle perçues par EDF dans les ZNI en 2009 s'élèvent à 33,5 M€.
(20) Répartition des coûts de gestion de la clientèle « fournisseur 80 %/gestionnaire de réseaux 20 % ».
(21) Cas applicable à l'ensemble de la clientèle des ZNI, aucun client n'ayant exercé son éligibilité dans ces zones).
1.2.4. Recettes de production
Les recettes de production dans les ZNI s'élèvent en 2009 à 323,1 M€, calculées comme indiqué dans le tableau 1.3.
Tableau 1.3 : recettes de production d'EDF dans les ZNI en 2009
(1) Le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total issu de la vente d'électricité aux tarifs intégrés (y compris aux agents), hors taxe, hors rémanence de l'octroi de mer et hors CTA. (2) Les recettes brutes de production s'obtiennent en minorant les recettes totales des recettes réseau et de la part des recettes de gestion de la clientèle affectée à l'activité de fourniture (les recettes brutes de production incluent les recettes de commercialisation). (3) 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 2, ou ne donnant pas droit à compensation (liaison SACOI ― Sardaigne-Corse-Italie). (4) Incluant les recettes correspondant à la vente de services systèmes et la compensation des pertes. (5) La part production du tarif de vente est utilisée pour évaluer les surcoûts dus aux contrats d'achat en ZNI (voir paragraphe A.2.2.2).
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 1 129,9 M€ et 323,1 M€, le montant des surcoûts de production constatés dans les ZNI en 2009 est de 806,8 M€.
Les surcoûts d'achat supportés par EDF en 2009 sont dus aux contrats d'achat suivants : ― les contrats relevant de l'obligation d'achat (article 10 de la loi du 10 février 2000) ; ― les contrats issus des appels d'offres (article 8 de la loi précitée) ; ― les contrats conclus ou négociés avant la loi du 10 février 2000 (article 50 de la loi précitée) ; ― les contrats conclus dans les ZNI avec des producteurs indépendants en dehors du cadre des articles 8, 10 et 50 de la loi précitée (V de l'article 4 du décret du 28 janvier 2004) ; ― les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables » (article 48 de la loi précitée). En application de l'article 5 de la loi du 10 février 2000, 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'achat2.1.1. 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 2009, établis sur la base d'une comptabilité appropriée contrôlée par ses commissaires aux comptes, sont présentés dans le tableau 1.4. Au titre de 2009, 30,8 TWh ont été déclarés par EDF pour un montant de 2 920,3 M€.
Tableau 1.4 : quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF pour 2009 (hors ZNI)
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, rémunérations proportionnelles, eu égard aux arrêtés tarifaires en vigueur, rémunération complémentaire) 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. En effet, compte tenu du nombre croissant de contrats traités (plus de 4 500 contrats en 2007, 7 470 en 2008, près de 20 000 en 2009), les différents éléments constitutifs du coût d'achat relatif à un contrat (prime fixe, rémunération variable, rémunération complémentaire) ne peuvent être pris en compte séparément, au cours d'exercices de régularisation de charges distincts, au fur et à mesure de la justification de chaque élément. Une telle méthode s'avérerait rapidement ingérable, tant pour EDF que pour la CRE. Une prise en compte partielle, une année donnée, des coûts relatifs à un contrat, qui ferait l'objet, les années ultérieures, éventuellement par étapes, de justifications sur les coûts non retenus initialement, risquerait de se traduire, du fait de la multiplicité des opérations de contrôle à réaliser, par des erreurs dans les coûts finalement retenus (ex : doublons ou oublis d'une des composantes du coût d'achat). Cogénération : La CRE s'est assurée de la conformité des montants déclarés pour la filière cogénération, en particulier de la stricte application des modalités de rémunération du gaz applicables au cours de l'exercice 2009. Il s'agissait notamment de vérifier, sur l'ensemble des contrats concernés que la prise en compte de la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) dans la composante rémunération du gaz du tarif d'achat cogénération avait été répercutée, en application de l'article 135 de la loi de finances rectificative pour 2009. Autres filières : En dehors des contrôles effectués sur la filière cogénération, la CRE a demandé à EDF des compléments sur 55 contrats sur un total de 18 756 contrats. Les réponses apportées par EDF ont permis de valider la totalité de ces contrats moyennant différentes corrections mineures. Compte tenu du nombre fortement croissant de contrats déclarés d'année en année, la stabilisation du nombre de compléments d'informations demandés à EDF et le faible nombre de corrections finalement opérées par la CRE témoignent d'une amélioration continue de la gestion de l'obligation d'achat par EDF. Les quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE en métropole continentale pour 2009 sont détaillés dans le tableau 1.5.
Tableau 1.5 : quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE pour 2009 (hors ZNI)
Les volumes achetés en 2009 sont en hausse de 4,4 % par rapport à 2008 et les coûts d'achat de 3,1 %. On constate ainsi une légère diminution du tarif moyen d'achat à 95,0 €/MWh, contre 96,2 €/MWh en 2008. Les filières prépondérantes sont la cogénération (42 % des volumes achetés), la filière éolienne (25 %) et l'hydraulique (19 %). Les achats réalisés auprès des installations de cogénération utilisant des combustibles fossiles contribuent très majoritairement à la diminution des montants retenus par la CRE au titre de l'obligation d'achat (― 148,3 M€). Cet effet résulte, d'une part, de la diminution des volumes d'électricité produite par cogénération entre 2008 et 2009 (― 658,1 GWh), d'autre part, de la baisse des prix du gaz utilisés dans le calcul du tarif. Le tarif moyen d'achat pour la cogénération a ainsi diminué entre les deux années. Suite à l'annulation en août 2008 de l'arrêté du 10 juillet 2006 fixant les conditions tarifaires de l'électricité d'origine éolienne, la mise en service de plusieurs installations a été reportée postérieurement à la date de publication du nouvel arrêté (13 décembre puis 28 décembre 2008). L'année 2009 a donc été marquée par une augmentation significative de l'énergie produite par cette filière par rapport à 2008 (+ 47,5 % soit + 2,4 TWh). La production hydraulique a diminué (― 13,8 % soit ― 930,5 GWh). Cette diminution résulte d'une hydraulicité inférieure à celle observée en 2008, notamment à partir de mois d'avril 2009. Le fort développement de la filière photovoltaïque s'est traduit en 2009 par une forte augmentation de l'énergie produite sur cette période (multipliée par 5,2 soit + 81,1 GWh). Le coût d'achat a lui été multiplié par 6,0 (+ 42,5 M€). Cette tendance devrait encore s'accentuer dans les années à venir. La production de la filière « Diesel dispatchable » a augmenté en 2009 (+ 7,4 GWh soit + 36,9 %). L'augmentation de la production couplée à la baisse des prix des combustibles fossiles et à l'exonération de la taxe intérieure de consommation sur les produits pétroliers a induit une très forte diminution du tarif moyen d'achat (― 41,3 %). Les volumes d'électricité produits par les installations d'incinération ainsi que celles fonctionnant à partir de biogaz et de biomasse ont nettement augmenté par rapport à l'année 2008. Pour les deux dernières filières cette tendance s'explique par le développement de nouvelles installations.
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 dans sa base de données modifiée, à l'exception du contrat relatif à la liaison à courant continu Sardaigne-Corse-Italie (SACOI) et d'un contrat de type Eole 2005 à Saint-Pierre-et-Miquelon. A l'instar des remarques formulées les années précédentes, l'énergie transitant sur la liaison SACOI reliant l'Italie continentale à la Sardaigne via la Corse, qui permet de fournir les clients corses, est produite par EDF à partir de son propre parc de production continental. Elle ne peut donc donner lieu à compensation, les surcoûts à considérer dans les ZNI étant ceux liés « aux particularités du parc de production inhérentes à la nature de ces zones ». Un contrat de type Eole 2005 à Saint-Pierre-et-Miquelon n'a également pas été retenu dans la mesure où le malus prévu au contrat, qui aurait dû être appliqué au producteur par EDF en 2009 compte tenu de la production de l'installation, ne l'a pas été. Compte tenu de ce qui précède, les montants définitifs retenus au titre des contrats d'achat 2009 en ZNI sont les suivants :
Tableau 1.6 : quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE dans les ZNI pour 2009
La diminution des montants achetés dans les ZNI par rapport à 2008 résulte de plusieurs facteurs : ― une forte baisse des cours du charbon a réduit le coût d'achat aux centrales bagasse-charbon de Guadeloupe et de La Réunion. La diminution induite est de l'ordre de 50 M€, le coût d'acquisition des quotas de GES pour ces installations étant resté proche entre 2008 et 2009 ; ― les cours du pétrole ont également baissé en 2009, induisant une diminution des coûts de combustibles pour les installations fonctionnant au fioul (en Guadeloupe et en Martinique) ; ― une diminution des coûts d'achat sur l'interconnexion SARCO (Sardaigne-Corse), due à la baisse des prix de marché observés en Italie ; ― la forte diminution des coûts d'achat de l'électricité produite par la centrale géothermique de Bouillante en Guadeloupe, due à une longue indisponibilité ; ― le très fort développement de la production d'électricité issue d'installations photovoltaïques (augmentation de près de 70 % des volumes déclarés entre 2008 et 2009), dans la continuité des années précédentes, a légèrement compensé les effets décrits ci-dessus. Le montant d'achat à cette filière a augmenté de plus de 80 % entre 2008 et 2009, devenant ainsi la première énergie renouvelable en termes de coût (la revalorisation de l'électricité produite à partir de bagasse n'ayant pas encore été déclarée par EDF).
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 supporté par EDF au titre de ce contrôle découlant de ces achats, il doit être compensé. Les contrôles effectués au titre de l'année 2009 représentent 0,2 M€.
2.2. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat2.2.1. Coût évité par les contrats d'achat hors ZNI2.2.1.1. Cas général
La loi du 10 février 2000 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 ». Dans sa délibération du 25 juin 2009, la CRE a indiqué désormais retenir une combinaison de prix de marché à terme pour le calcul du coût évité par l'obligation d'achat. Ce nouveau principe de calcul est applicable pour 2010. En revanche, pour 2009, les prix de marché de référence demeurent ceux observés sur le marché day-ahead, EPEX SPOT. Les prix de marché mensuels obtenus permettent de calculer, mois par mois, le coût évité à EDF par les contrats d'achat (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »). Le coût évité obtenu s'élève à 1 268,2 M€ (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »), en baisse de près de 29 % par rapport à 2008 (1 792,7 M€) du fait de prix de marché en baisse et de la diminution des volumes d'achat.
Tableau 1.7 : coût évité à EDF par les contrats d'achat en métropole continentale en 2009(hors contrats horosaisonnalisés, « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »)
2.2.1.2. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat horosaisonnalisé
Certaines installations bénéficient de contrats d'achat à différenciation horosaisonnière, ce qui signifie que la rémunération du producteur par EDF dépend du moment où il produit son électricité. Les périodes horosaisonnières où le tarif est élevé correspondant sensiblement aux heures où le prix de marché est haut. Il existe, dans le cas de ces contrats, une corrélation temporelle entre le volume acheté par EDF et le prix de marché. Le coût évité doit donc être calculé par poste horosaisonnier. Sont utilisés à cette fin les prix de marché horaires. Le coût évité correspondant est égal à 72,1 M€ (pour 1 651,3 GWh).
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 », représentent en 2009 une puissance garantie de 585,2 MW et ont produit 27,5 GWh. 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 référence de marché précédemment utilisée ayant disparu (le contrat entre EDF et RTE pour la mise à disposition de puissance sur la région Provence-Alpes-Côte d'Azur est en effet arrivé à échéance le 31 décembre 2007), la CRE retient, pour 2009, la valorisation de la puissance mise à disposition du RTE par EDF dans le cadre des réserves complémentaires. La prime fixe est 19,6 €/kW sur la période allant du 1er janvier 2009 au 31 mars 2009 et de 20,8 €/kW du 1er avril 2009 au 31 décembre 2009. Le coût fixe évité par les installations « dispatchables » est ainsi évalué à 11,6 M€ (22). Le coût évité « énergie » se calcule en fonction de l'utilisation effective par EDF de l'énergie achetée. Les 21,9 GWh achetés aux installations « dispatchables » pour revente sur le mécanisme d'ajustement sont valorisés au prix des écarts à la baisse constaté sur le mécanisme d'ajustement pour chaque période d'appel considérée (soit un coût évité de 6,7 M€). Les 5,7 GWh complémentaires achetés pour une utilisation hors ajustement sont, quant à eux, valorisés, pour chaque mois de l'année 2009, sur la base d'une moyenne mensuelle des prix pointe journaliers (soit un coût évité de 0,4 M€). Le coût évité « énergie » est ainsi évalué à 7,1 M€. Au total, le coût évité à EDF en 2009 par les installations « dispatchables » bénéficiant d'un contrat de type « appel modulable » est de 18,7 M€.
(22) 12,0 M€ de valorisation de la puissance garantie disponible en début d'année (585,2 MW), diminués de 0,4 M€ pour tenir compte de contrats dispatchables (108 MW) arrivés à échéance le 31 octobre 2009 et pour lesquels le calcul du coût fixe évité doit être diminué des mois de 2009 où cette installation n'était plus mise à disposition du système électrique.
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'un certain nombre d'installations de cogénération s'est traduit par une 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 dispatchabilité. Les installations de cogénération ayant fait l'objet, au cours de l'année 2009, d'un basculement en mode « dispatchable » ― ou d'une reconduction de celui-ci ― représentent une puissance garantie annuelle de 472,7 MW. Les achats effectués à ces installations s'élèvent à 722,6 GWh, pour un montant d'achat retenu de 123,2 M€ (TICGN incluse). 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 32,6 M€ pour un volume de 690,5 GWh. 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 19,6 €/kW du 1er janvier au 31 mars 2009 et de 20,8 €/kW du 1er avril au 31 décembre 2009. Le coût fixe évité en 2009 est évalué à 4,4 M€ pour l'ensemble des installations considérées, tenant compte de celles pour lesquelles la dispatchabilité n'a pas été reconduite à l'échéance de l'avenant initial ou pour lesquelles le basculement en mode « dispatchable » s'est effectué en cours d'année. 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 2,4 M€ pour un volume de 32,1 GWh. Au total, le coût évité à EDF en 2009 par les installations de cogénération ayant fait l'objet d'un basculement ou d'une reconduction en mode « dispatchable » est de 39,4 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 1 398,5 M€ (1 268,2 M€ + 72,1 M€ + 18,7 M€+ 39,4 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 en valorisant l'électricité achetée par EDF à la part production calculée dans le tableau 1.3. Cette valorisation est évaluée à 125,9 M€, comme détaillé dans le tableau 1.8.
Tableau 1.8 : coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2009
2.3. Surcoûts dus aux contrats d'achat supportés par EDF
Les surcoûts supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2009 s'élèvent à : 1 522,0 M€ en métropole continentale (2 920,3 M€ de coût d'achat + 0,2 M€ de coût de contrôle des cogénérations ― 1 398,5 M€ de coût évité) ; 186,4 M€ dans les ZNI (312,3 M€ de coût d'achat ― 125,9 M€ de coût évité), soit un total de 1 708,4 M€. Charges dues aux dispositions sociales : La tarification spéciale « produit de première nécessité », appelée par la suite « tarif de première nécessité » (TPN), est entrée en vigueur le 1er janvier 2005. En outre, le décret du 26 juillet 2006 relatif aux services liés à la fourniture prévoit que les clients concernés par le TPN bénéficient de la gratuité de la mise en service et d'une réduction de 80 % sur les frais de déplacement pour impayés. Les pertes de recettes et les frais supplémentaires induits doivent faire l'objet d'une compensation au profit des opérateurs concernés. Enfin, l'arrêté du 5 août 2008 aligne le plafond de ressources des bénéficiaires du TPN sur celui des bénéficiaires de la couverture maladie universelle complémentaire. Par ailleurs, les charges supportées du fait du TPN permettent aux opérateurs de bénéficier d'une compensation au titre de leur participation au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité. L'arrêté du 24 novembre 2005 fixe cette compensation à hauteur de 20 % des charges dues au titre du TPN, dans la limite du concours financier de l'opérateur au fonds de solidarité pour le logement.
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 2009, à 44,6 M€, contre 37,1 M€ en 2008. Cette hausse de la perte de recettes est due essentiellement à l'accroissement du nombre de bénéficiaires. Au 31 décembre 2009, un peu plus de 940 000 clients bénéficiaient de la tarification de l'électricité comme produit de première nécessité soit une progression annuelle du nombre de clients d'environ 31 %.
3.1.2. Surcoûts de gestion
Les frais spécifiques dus à la mise en œuvre de ce dispositif (gestion d'un centre d'appel, envoi et traitement des attestations, affranchissement et retour par lettre T), par rapport à ceux supportés pour une gestion « classique » de ces clients, se sont élevés en 2009 à 8,2 M€ (contre 9,4 M€ en 2008), dont 5,1 M€ de frais de personnel (contre 4,7 M€ en 2008). Cette baisse du surcoût est due essentiellement à deux facteurs : ― d'une part, les charges liées à la mise en œuvre du nouveau système d'information et supportées en 2008 n'ont pas été reconduites en 2009 ; ― d'autre part, suite à une convention entre EDF et GDF SUEZ conclue en 2009, les prestations et les services nécessaires pour la mise en œuvre des dispositions sociales en électricité et en gaz ont été mutualisés entre les deux entreprises. Au final, une part des prestations mutualisées a été refacturée à GDF Suez.
3.1.3. Services liés à la fourniture
Les charges imputables aux services liés à la fourniture des clients au TPN prévus par le décret du 26 juillet 2006 se sont élevées, en 2009, à 0,9 M€.
3.1.4. Bilan des charges liées au TPN
Le total des charges à compenser à EDF en 2009 au titre du TPN s'élève donc à 53,7 M€ (44,6 M€ + 8,2 M€ + 0,9 M€), ZNI incluses.
Compte tenu du montant de charges supportées au titre du TPN et des dispositions prévues par l'arrêté du 24 novembre 2005, la compensation à accorder à EDF au titre de sa participation au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité est de 10,7 M€ (20 % × 53,7 M€). Ce montant est inférieur aux 22,3 M€ de versements effectués par EDF en 2009 au fonds de solidarité pour le logement. Au final, les charges à compenser à EDF en 2009 au titre des dispositions sociales s'élèvent à 64,4 M€.
B. ― Charges supportées par les entreprises locales de distribution constatées au titre de 2009
Les ELD ayant supporté en 2009 des charges de service public ont transmis à la CRE leur déclaration de charges le 31 mars 2010, 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.
Les surcoûts d'achat supportés par les ELD en 2009 sont dus aux contrats : ― relevant de l'obligation d'achat (article 10 de la loi du 10 février 2000) ; ― conclus ou négociés avant la loi du 10 février 2000 (article 50 de la loi précitée). La disposition de l'article 135 de la loi de finances rectificative pour 2008 introduit la prise en compte de la 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 compte de la TICGN. L'article 5 de la loi du 10 février 2000 modifiée 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 4, 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 2009, 10 ELD se sont approvisionnées à la fois aux tarifs de cession et sur le marché, nombre en diminution par rapport à 2008. La CRE retient comme prix de marché la même référence que pour EDF (cf. paragraphe 2.2.1.1). Les surcoûts retenus au titre des achats d'électricité s'élèvent ainsi, en 2008, à 40,0 M€, en hausse de 37 % par rapport à 2008 (73 % par rapport à 2007). Cette augmentation s'explique par une hausse des coûts d'achat (+ 27 %) ainsi que par une augmentation bien inférieure du coût évité (+ 14 %), conséquence notamment du fort développement de la filière photovoltaïque. Les surcoûts d'achat à cette filière s'élevant désormais à 7 M€, en seconde position derrière la cogénération (19 M€) et dépassant l'éolien (6,4 M€).
L'entrée en vigueur, en 2005, de la tarification spéciale « produit de première nécessité » (TPN) induit, pour les ELD concernées, à supporter des pertes de recettes et des frais de mise en œuvre supplémentaires (par rapport à ceux supportés pour une gestion « classique » de ces clients), notamment des frais de personnel et des prestations externes. Or, il s'avère que les frais de personnels 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 a opéré des ajustements. Du fait des corrections opérées par la CRE, les charges relatives à la tarification spéciale « produit de première nécessité » sont évaluées, pour 2009, à 1,6 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 2009, cette compensation s'élève à 0,2 M€ pour l'ensemble des ELD ayant déclaré des charges afférentes à ce dispositif. Les charges dues aux dispositions sociales s'élèvent, pour 2009, à 1,9 M€, en augmentation de 26 % par rapport à 2008. Cette augmentation est à mettre au crédit de l'alignement du plafond de ressources, pour bénéficier de la tarification de l'électricité comme produit de première nécessité sur celui ouvrant droit à la couverture maladie universelle complémentaire.
3. Détail des charges constatées par les ELD au titre de 2009
Le montant total des charges supportées par les ELD en 2009 s'élève à 41,9 M€, dont 40,0 M€ dus aux contrats d'achat et 1,9 M€ aux dispositions sociales. Les principaux éléments de calcul sont indiqués dans le tableau 2.1.
Tableau 2.1 : charges supportées par les ELD au titre de 2009
Charges constatéeau titre de 2009
198 721,0
20 204,2
14 472,9
124 895,1
7 730,5
SICAP Pithiviers (2)
65 732,8
36 981,6
37 873,5
63 380,2
11 861,3
29 758,1
55 507,3
7 166,9
SCICAE de Ray-Cendrecourt
Société d'électrification rurale du Carmausin
6 533,2
3 685,2
Energie et services de Seyssel (2)
Régie municipale d'électricité de Saint-Martin-de-la Porte
Elektra-Birseck (2)
Régie municipale d'électricité de Salins les Bains
Régie de Saint-Pierre d'Allevard
Régie communale d'électricité de Sainte-Marie-aux-Chênes
Régie d'électricité d'Aigueblanche
Régie d'Electricité de Sainte-Foy-Tarentaise
Régie électrique municipale de Prats-de-Mollo
Régie d'électricité de Saint-Michel de Maurienne
Régie d'Electricité de Villaroger
Régie de Moutaret
SICAE de Carnin
C. ― Charges supportées par Electricité de Mayotte constatées au titre de 2009
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 à l'instar de ce qui est observé dans les autres zones non interconnectées et supporte, à ce titre, des surcoûts d'achat. Le calcul des surcoûts de production à compenser au titre de l'année 2009 se détermine comme la différence entre : ― les coûts de production supportés par EDM en 2009 et ― la part relative à la production dans les recettes perçues par EDM en 2009.
1. Coûts de production1.1. Coûts de production déclarés par EDM
Les coûts de production déclarés par EDM au titre de l'année 2009 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 2009, à 53,8 M€. Ces coûts sont en légère régression par rapport à ceux de 2008 (― 1,6 %). Cette situation s'explique par une baisse nette du coût d'achat des combustibles (― 19,6 %) que n'a pas compensée la hausse de la consommation (+ 15,5 %). L'année 2008 avait également été marquée par une recette exceptionnelle liée au paiement de pénalités de retard par le constructeur de la centrale de Longoni pour plus de 3 M€. L'année 2009 a elle été marquée par plusieurs opérations de maintenance d'envergure qui ont conduit à une augmentation des coûts correspondants.
1.2. Coûts exclus 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 2009, le taux de disponibilité des moyens de production de l'île a été inférieur à 85 %, égal à 73,7 % en moyenne, ce qui a conduit notamment à la prolongation de la location des groupes électrogènes pour un coût supérieur à celui des moyens de production installés à Mayotte. De ce fait, il est nécessaire de déduire des coûts de production présentés par EDM, les surcoûts dus à une gestion imparfaite du parc de production. Ces surcoûts ont été évalués par la CRE à 0,7 M€.
2. Recettes de production
Les recettes de production en 2009 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 2009 (incluant les recettes qu'auraient 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
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. Dans le cadre de la loi, les coûts de distribution supportés par EDM en 2009 s'élèvent à 8,3 M€ et se répartissent comme suit : ― coûts de distribution (hors services systèmes et pertes mais incluant une rémunération à 7,25 % des capitaux) : 6,9 M€ ; ― achat des services systèmes : 0,2 M€ ; ― achat des pertes : 1,2 M€.
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 2009, ces recettes sont évaluées à 0,7 M€.
2.3. Recettes de production
Les recettes totales d'EDM en 2009 (augmentées des recettes théoriques qu'EDM aurait perçues auprès de ses agents si ces derniers étaient assujettis aux tarifs réglementés) s'élevant à 21,2 M€, les recettes de production, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent, pour 2009, à 13,5 M€ (cf. tableau 3.1).
Tableau 3.1 : recettes de production constatées par EDM au titre de 2009
Recettes constatées 2009 (+)
Recettes théoriques agents EDM 2008 (+)
Recettes totales 2009 à considérer
Recettes de distribution 2009 (-)
Recettes de gestion clientèle 2009 (-)
Recettes de production 2009
3. Surcoûts de production
Les coûts et recettes de production d'EDM retenus par la CRE pour 2009 étant respectivement de 53,1 M€ (53,8 ― 0,7) et 13,5 M€, le montant définitif des surcoûts de production d'EDM au titre de l'année 2009 s'élève à 39,6 M€.
4. Surcoûts d'obligation d'achat
En 2009, 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 restent toutefois relativement modestes au regard des volumes qui sont achetés dans les autres zones non interconnectées (DOM et Corse). Les volumes d'achat s'élèvent, pour 2009, à 1 205,3 MWh pour un montant de 510,4 k€.
Tableau 3.2 : recettes de production constatées par EDM au titre de 2009
Quantités achetées (MWh)
Quantités achetées et consommées (MWh)
Part production dans le tarif de vente (€/MWh)
Surcoûts d'achat (k€)
D. ― Charges de service public constatées au titre de 2009
Le montant total des charges de service public de l'électricité constatées au titre de 2009 s'élève à 2 661,6 M€. La répartition est fournie dans le tableau 4.1.
Tableau 4.1 : charges de service public constatées au titre de 2009
L'écart entre les charges prévisionnelles et les charges constatées au titre de 2009 (+ 794,4 M€) s'explique par l'écart observé sur les surcoûts supportés par EDF au titre de l'obligation d'achat en métropole (+ 907,0 M€), que vient légèrement compenser un écart de sens opposé sur les surcoûts supportés par EDF et liés aux contrats d'achat dans les ZNI (― 95,7 M€) et sur les surcoûts supportés par EDM (environ ― 20 M€). L'écart de 907 M€ sur les surcoûts d'achat en métropole s'explique quasi-exclusivement par la volatilité des prix de marché et son effet sur le calcul du coût évité. En effet, le prix de marché moyen pondéré prévisionnel avait été estimé sur la base des prix forward à 77,8 €/MWh, alors que la moyenne pondérée des prix spot constatée a été de 44,7 €/MWh.
A N N E X E 3CONTRIBUTIONS RECOUVRÉES 2009 (CR09)
En 2009, EDF, EDM et 105 ELD ont été compensées en totalité (à l'exception d'EDF) de leurs charges de service public prévisionnelles : ― en interne, par les contributions recouvrées auprès de leurs clients finals ; ― et, pour certaines, par les 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 0,3 M€ en 2009, sont aussi reversés aux opérateurs). Par ailleurs, 15 ELD présentaient en 2009 une compensation négative qu'elles ont dû reverser à la Caisse des dépôts et consignations. La compensation reçue par opérateur au 30 juin 2010 est donnée dans le tableau suivant :
UNITÉ (M€)
La contribution unitaire 2009, en l'absence d'arrêté du ministre chargé de l'énergie, a été reconduite à 4,5 €/MWh, dont 0,01 €/MWh dédié au financement du budget du médiateur national de l'énergie. Toutefois, la contribution nécessaire pour couvrir les charges de service public avait été évaluée par la CRE à 5,8 €/MWh. La CSPE n'a donc pas contribué, en 2009, au financement du TaRTAM.
A N N E X E 4RELIQUATS 2004, 2005, 2006, 2007 ET 2008
La présente annexe décrit les charges supplémentaires des années 2004, 2005, 2006, 2007 et 2008 qui sont intégrées au montant des charges de 2011.
A. ― Surcoûts supportés par EDF1. Obligation d'achat en métropole continentale
Surcoûts supportés au titre de 2006 : L'article 135 de la loi de finances rectificative pour 2008 du 30 décembre 2008 introduit, à compter du 1er janvier 2006, la prise en compte de la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN) dans la rémunération du cycle combiné équivalent utilisé pour la détermination du tarif d'achat aux cogénérations. La compensation des charges occasionnées par l'ajout de cette taxe n'est possible qu'après signature d'avenants entre EDF et les producteurs concernés. Lors de la régularisation des charges de service public supportées par EDF en 2008, 11 avenants entre EDF et les cogénérateurs sont restés non signés. Au 30 juin 2010, 8 avenants parmi les 11 résiduels ont été signés. En application de cette nouvelle disposition législative, et, compte tenu des avenants signés, les charges de service public supportées par EDF au titre de l'année 2006 doivent être augmentées de 105,9 k€. Surcoûts supportés au titre de 2007 : La régularisation de la prime fixe d'une installation d'incinération conduit à diminuer les charges supportées par EDF au titre de l'exercice 2007 de 45,7 k€. A l'instar de la remarque formulée au paragraphe 1.1 relative à la prise en compte de la TICGN, et, compte tenu des avenants signés, les charges de service public supportées par EDF au titre de l'année 2007 doivent être augmentées de 77,7 k€. Au total, les surcoûts liés à l'obligation d'achat en métropole au titre de 2007 doivent être augmentés de 32,0 k€. Surcoûts supportés au titre de 2008 : La régularisation de la prime fixe d'une installation d'incinération conduit à diminuer les charges supportées par EDF au titre de l'exercice 2008 de 49,2 k€. A l'instar de la remarque formulée au paragraphe 1.1 relative à la prise en compte de la TICGN, et, compte tenu des avenants signés, les charges de service public supportées par EDF au titre de l'année 2008 doivent être augmentées de 46,2 k€. De plus, les charges de service public liées à 145 contrats actifs en 2008 n'avaient pas été déclarées par EDF le 31 mars 2009. Il est nécessaire de prendre en compte les surcoûts liés à ces contrats au titre de l'exercice 2008 dans les charges prévisionnelles 2011.
Tableau 1.1 : quantités d'électricité et coûts d'achatrelatifs aux contrats 2008 hors ZNI retenus a posteriori par la CRE
Le coût d'achat s'élève à 1,7 M€. Le coût évité correspondant s'élève à 911,1 k€. Le surcoût supplémentaire supporté par EDF s'élève par conséquent à 777,4 k€. Au total, les surcoûts liés à l'obligation d'achat en métropole au titre de 2008 doivent être augmentés de 774,4 k€.
2. Achats d'énergie dans les zones non interconnectées2.1. Surcoûts supportés au titre de 2006
Un contrat hydraulique en Corse a été régularisé par EDF au titre de l'exercice 2006. Le surcoût imputable à ce contrat est de 2,2 k€ pour un volume d'achat de 168,6 MWh.
2.2. Surcoûts supportés au titre de 2007
Trois contrats photovoltaïques en Guadeloupe ont été régularisés par EDF au titre de l'exercice 2007. Le surcoût imputable à ces trois contrats est de 3,2 k€ pour un volume d'achat de 9,9 MWh.
2.3. Surcoûts supportés au titre de 2008
De nombreux contrats, essentiellement de la filière photovoltaïque, ont fait l'objet d'une déclaration, pour la première fois en 2010, au titre de 2008. 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'achatrelatifs aux contrats 2008 en ZNI retenus a posteriori par la CRE
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 2008. 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 2008 d'un montant de 9,6 M€.
3. Surcoûts de production dans les zones non interconnectées3.1. Surcoûts supportés au titre de 2004
La Cour des comptes a préconisé, dans son rapport sur l'activité d'EDF dans les zones non interconnectées, de retenir uniquement les amortissements industriels et pas les amortissements dérogatoires (liés à une fiscalité spécifique) dans les coûts de production de l'entreprise. Cette recommandation a une incidence sur les charges déclarées par EDF depuis 2004, date à laquelle l'entreprise s'est dotée d'une double comptabilité, l'une aux normes françaises, l'autre aux normes IFRS. Par conséquent, il est nécessaire d'effectuer un retraitement des amortissements déclarés et de la rémunération des capitaux afférente pour les années 2004 à 2008 incluse. Pour 2004, cette correction s'élève à ― 0,6 M€.
3.2. Surcoûts supportés au titre de 2005
Depuis l'exercice 2005 de calcul des charges de service public constatées, le poste « compensation tarif agent » déclaré par EDF au titre d'une partie de ses coûts de production en ZNI a été prise en compte par erreur. En effet, comme indiqué aux paragraphes 1.1.2.5 et 1.2.1.2 de l'annexe 2, le cas des clients bénéficiant du « tarif agent » est traité séparément : ajout, dans les coûts de production, des coûts liés à l'avantage découlant du bénéfice de ce tarif pour les agents affectés à la production et ajout, au chiffre d'affaires, des recettes qu'EDF aurait perçues si tous ces agents étaient aux tarifs réglementés. Le retraitement des amortissements et de la rémunération des capitaux induit, par ailleurs, pour 2005, une variation de charges de ― 2,7 M€. Les surcoûts de production au titre de 2005 doivent finalement être diminués de 8,2 M€.
3.3. Surcoûts supportés au titre de 2006
Le règlement, a posteriori, de la taxe général sur les activités polluantes sur les huiles en Martinique, conduit à une augmentation des charges au titre de 2006 de 90,0 k€. A l'instar des remarques formulées au paragraphe 3.1, les surcoûts de production au titre de 2006 doivent par ailleurs être diminués de 6,0 M€. Le retraitement des amortissements et de la rémunération des capitaux induit, pour 2006, une variation de charges de ― 2,5 M€. Finalement, les surcoûts de production au titre de 2006 doivent être diminués de 8,4 M€.
3.4. Surcoûts supportés au titre de 2007
Le règlement, a posteriori, de la taxe général sur les activités polluantes sur les huiles en Martinique, conduit à une augmentation des charges au titre de 2007 de 171,9 k€. A l'instar des remarques formulées au paragraphe 3.1, les surcoûts de production au titre de 2007 doivent par ailleurs être diminués de 5,2 M€. Le retraitement des amortissements et de la rémunération des capitaux induit, pour 2007, une variation de charges de ― 4,3 M€. Finalement, les surcoûts de production au titre de 2007 doivent être diminués de 9,3 M€.
3.5. Surcoûts supportés au titre de 2008
Le règlement, a posteriori, de la taxe général sur les activités polluantes sur les huiles en Martinique, conduit à une augmentation des charges au titre de 2008 de 163,4 k€. La régularisation de la patente à Saint-Pierre-et-Miquelon conduit à une charge additionnelle de 4,7 k€. Par ailleurs, à l'instar des remarques formulées au paragraphe 3.1, les surcoûts de production au titre de 2008 doivent par ailleurs être diminués de 5,9 M€. Enfin, le retraitement des amortissements et de la rémunération des capitaux induit, pour 2008, une variation de charges de ― 5,2 M€. Soit au total, au titre de 2008, 10,9 M€ en déduction des charges prévisionnelles 2011.
4. Bilan EDF
Le montant des corrections apportées aux surcoûts supportés par EDF au titre des années 2004 à 2008 et qui viennent diminuer la prévision des charges de service public 2011 s'élève à 26,9 M€.
B. ― Surcoûts supportés par ELD1.1. Surcoûts supportés au titre de 2006
Elektra Birseck a déclaré des charges au titre de 2006 liées à la mise en œuvre du TPN. La déclaration était accompagnée de l'attestation du commissaire aux comptes de cette société. Les charges déclarées peuvent donc être prises en compte dans les charges prévisionnelles 2011. Elles s'élèvent à 6,8 k€.
1.2. Surcoûts supportés au titre de 2007
Les coûts supplémentaires supportés par les ELD au titre de 2007 correspondent, d'une part, à la prise en compte de charges qui n'avaient pu être prises en compte jusqu'à présent, soit parce qu'elles n'avaient pas été déclarées, soit parce que tous les justificatifs n'avaient pas été apportés, d'autre part, à la correction d'une erreur dans le calcul du coût évité par la production hydraulique achetée par une ELD. Ces charges peuvent désormais être intégrées dans les charges prévisionnelles 2011. Elles s'élèvent à 68,2 k€ et sont décrites dans le tableau 2.1 qui suit.
Tableau 2.1 : surcoûts supportés par les ELD au titre de 2007
1.3. Surcoûts supportés au titre de 2008
Les coûts supplémentaires supportés par les ELD au titre de 2008 correspondent également à la prise en compte de charges qui n'avaient pu être prises en compte jusqu'à présent, soit parce qu'elles n'avaient pas été déclarées, soit parce que tous les justificatifs n'avaient pas été apportés. Par ailleurs, une installation a fait l'objet d'une régularisation du coût d'achat déclaré au titre de 2008, conséquence d'une erreur dans le tarif d'achat appliqué. Les charges mentionnées ci-dessus peuvent désormais être intégrées dans les charges prévisionnelles 2011. Elles s'élèvent à 600,4 k€. Le détail est fourni dans le tableau 2.2 qui suit.
Tableau 2.2 : surcoûts supportés par les ELD au titre de 2008
C. ― Surcoûts supportés par Electricité de Mayotte
Dans le cadre de l'analyse des charges constatées en 2008, la CRE avait retenu 928,7 € au titre de la gestion des moyens de production. Les données de production utilisées lors de l'exercice de contrôle mené en 2009 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 n'a pas conduit à un surcoût d'exploitation. Le montant de 928,7 k€ sera donc intégré dans les charges prévisionnelles 2011.
D. ― Bilan
Les charges prévisionnelles 2011 doivent être diminuées des reliquats de charges au titre des années 2004, 2005, 2006, 2007 et 2008 qui s'élèvent au total à ― 25,3 M€ répartis comme suit :
CHARGES SUPPLÉMENTAIRESà intégrer dans la CSPE 2011
― 26,9 M€
― 25,3 M€
A N N E X E 5HISTORIQUE DES CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉET DE LA CONTRIBUTION UNITAIREHistorique des charges de service public par natureCharges constatées sauf mention contraire
(*) 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.
CONTRIBUTION UNITAIRE(€/MWh)
4,5 (1) (3)
4,5 (2) (3)
(*) Contribution unitaire du FSPPE.(1) 3,4 €/MWh pour couvrir les charges de service public.(2) 4,26 €/MWh pour couvrir les charges de service public.(3) 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.(4) Valeur proposée par la CRE au ministre chargé de l'énergie.
A N N E X E 6DÉTAIL DES CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ PAR OPÉRATEUR
CHARGES PRÉVISIONNELLES 2011
CP11 (4)(en euros)
4 596 628 325
63 240 091
39 907 774
37 922 578
20 888 908
5 936 261
5 388 019
3 581 222
SICAE de la Somme et du Cambraisis 2 888 300
2 840 648
Société d'électrification rurale du Carmausin 2 607 946
2 607 506
2 581 737
1 740 317
1 712 905
1 401 599
1 394 806
1 327 356
1 271 811
1 204 094
1 198 956
1 073 319
1 022 082
SCICAE de Ray-Cendrecourt 382 428
Régie de Saint-Martin-la-Porte
Régie électrique municipale de Prats de Mollo
Régie de Saint-Marcellin
Hunélec
Régie de Saint Pierre d'Allevard
Régie municipale de Rédange 18 190
Régie électrique de Saint-Martin-sur-la-Chambre
Régie municipale d'électricité de Vinay
Régie municipale de Saint-Paul Cap de Joux
Régie municipale de Cambounet-sur-le-Sor
― 1 679
― 6 042
― 10 643
SIVU d'Electricité
― 10 993
― 15 654
(5) Seuls les surcoûts relatifs à des contrats d'obligation d'achat (article 10) ou issus d'un appel d'offres (article 8) sont pris en compte pour la détermination de ces contributions unitaires. En particulier, les surcoûts dus aux cogénérations sous contrats C97 et C99 (article 50) n'entrent pas en ligne de compte.