ANNEXES
ANNEXE 1
CHARGES PRÉVISIONNELLES AU TITRE DE L'ANNÉE 2016 (CP'16)

L'article 59 de la loi n°2013-1279 du 29 décembre 2013 est venu modifier l'article L. 121-13 du code de l'énergie en incluant dans les charges couvertes par la contribution unitaire, à compter du 1er janvier 2013, les frais financiers éventuellement exposés par les opérateurs qui supportent des charges de service public.
L'article L. 121-19-1 du même code vient préciser la nature de ces frais : « Pour chaque opérateur, si le montant de la compensation effectivement perçue au titre de l'article L. 121-10 est inférieur, respectivement supérieur, au montant constaté des charges mentionnées aux articles L. 121-7 et L. 121-8, il en résulte une charge, respectivement un produit, qui porte intérêt à un taux fixé par décret. La charge ou le produit ainsi calculé est, respectivement, ajoutée ou retranché aux charges à compenser à cet opérateur pour les années suivantes ».
Jusqu'alors, les charges prévisionnelles étaient calculées par la CRE à partir des charges constatées de l'année N-1 et des prévisions d'évolution de leur parc de production transmises par les opérateurs.
L'article L. 121-19-1 du code de l'énergie introduit une valorisation financière de l'écart entre les charges constatées et les sommes recouvrées. En conséquence, les erreurs de prévisions portent désormais intérêt.
Dans ces conditions, la CRE a calculé les charges prévisionnelles au titre de l'année 2016 à partir des prévisions transmises par les opérateurs après avoir attiré, le cas échéant, leur attention sur les éventuelles erreurs manifestes détectées.
La CRE rappelle que les données indiquées ci-après sont incertaines car prévisionnelles.
Avertissement
Tous les résultats sont arrondis à une décimale (la plus proche) dans le corps du document. Toutefois, les résultats finaux 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.
Cette annexe présente successivement les charges prévisionnelles au titre de l'année 2016 d'EDF, des ELD, des fournisseurs alternatifs, d'Electricité de Mayotte, de RTE, avant de présenter un récapitulatif.

A. Charges prévisionnelles supportées par EDF au titre de 2016
1. Surcoûts de production dans les zones non interconnectées (9)

La gestion des systèmes électriques des zones non interconnectées est assurée par la direction Système Energétiques Insulaires (SEI) du groupe EDF, qui sera désignée dans la suite du document par l'acronyme EDF sauf s'il est besoin de la distinguer d'autres entités du groupe EDF.
Le décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004 relatif à la compensation des charges de service public de l'électricité 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 2016 (10).

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 3,7 % entre 2014 et 2016. Elle tient compte également des dispositions introduites par l'arrêté du 23 mars 2006, qui prévoit une rémunération des capitaux de 11 % pour les nouveaux investissements de production réalisés en Corse, dans les DOM, à Saint-Martin, Saint-Barthélemy et Saint-Pierre-et-Miquelon (le taux de 7,25 % continuant à s'appliquer pour ceux réalisés antérieurement).

1.1.1. Coûts de production retenus dans les ZNI

Les coûts de production prévisionnels (incluant la fourniture des pertes et des services systèmes) s'élèvent à 757,5 M€, répartis comme suit :

Tableau 1.1 : coûts de production prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2016

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

Les coûts de production prévisionnels pour 2016 dans les ZNI sont en diminution par rapport à 2014 (- 195,0 M€).
Le principal facteur d'évolution est la diminution des coûts liés aux achats de combustibles de 52,1 % par rapport à l'année 2014, qui s'explique par la baisse des prix de marché de matières premières.
La mise en service intégrale de la centrale de Jarry en Guadeloupe, exploitée (11) par EDF Production Electrique Insulaire - EDF PEI (12), en remplacement de la centrale thermique d'EDF SEI s'accompagne d'une baisse des coûts d'achat des combustibles et d'acquisition des quotas de gaz à effet de serre. Les coûts en résultant sont intégrés dans les coûts d'achat (2.2.2).
Les autres achats et charges externes prévisionnelles augmentent en lien avec les coûts supplémentaires dus aux travaux de mise en sécurité des centrales en fin vie et aux travaux de démantèlement. Leur hausse est partiellement compensée par la baisse des coûts liés au transfert d'activité vers EDF PEI en Guadeloupe.
En application de l'ordonnance n° 2012-827 du 28 juin 2012 relative au système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre pour la période 2013-2020, aucun quota n'est délivré gratuitement aux producteurs d'électricité. Par conséquent, EDF devra acheter des quotas de CO2 pour couvrir l'ensemble de ses émissions.
La valorisation prévisionnelle des quotas d'émission de CO2 acquis sur le marché est réalisée par EDF à partir du prix à terme 2016 observé sur le marché boursier ICE (13) ECX EUA futures le 19 août 2015, soit 8,42 €/tCO2. La hausse du prix d'achat des quotas de +36% par rapport au prix de 2014 (6,2 €/tCO2) est compensée par la diminution des volumes d'émissions prévisionnels du fait de l'arrêt des anciennes centrales thermiques.
EDF estime que le nouveau cadre réglementaire sur les projets d'infrastructure et sur les « petites » actions visant la maîtrise de la demande d'électricité (14) doit permettre de multiplier ces actions. La croissance de coûts de commercialisation de +27 M€ s'inscrit dans cette optique.
Les charges correspondant aux impôts et taxes sont en baisse du fait de la correction du mode de calcul de la valeur ajoutée qui impacte l'évolution de certaines taxes.

1.2. Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI

Les recettes de production dans les ZNI en 2016 sont établies à partir du chiffre d'affaires prévisionnel issu du tarif réglementé de vente 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.5). Elles sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires les recettes de distribution issues du tarif national d'utilisation des réseaux 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 3,7 % entre 2014 et 2016. La hausse dans chaque ZNI est uniformément répartie sur l'ensemble des catégories tarifaires ;
- taux de pertes moyen relativement stable entre 2014 et 2016, autour de 10,7 % ;
- augmentation moyenne tarifaire de 6% HT par rapport aux tarifs en vigueur.

Sur ces bases, les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2016 s'élèvent à 234,4 M€, réparties comme suit :

Tableau 1.2. - Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2016

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

(1) le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total déclaré par EDF (y compris les ventes au tarif agent), hors taxe, hors CTA (contribution tarifaire acheminement), hors rémanence de l'octroi de mer
(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
(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'élèvent respectivement à 757,5 M€ et 234,4 M€, le montant des surcoûts de production prévisionnels au titre de 2016 dans les ZNI est égal à 523,1 M€.

2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
2.1. Définition

Les surcoûts d'achat prévisionnels supportés par EDF en 2016 sont dus aux contrats d'achat suivants :

- les contrats relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code de l'énergie) ;
- les contrats issus des appels d'offres (article L. 311-10 du code précité) ;
- les contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-27 du code précité) ;
- les contrats conclus dans les ZNI avec des producteurs indépendants en dehors du cadre des articles L. 314-1, L. 311-10 et L. 121-27 du code précité (V de l'article 4 du décret n° 2004-90) ;
- les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables ».

En application du 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie, le montant des surcoûts est égal à la différence entre le prix d'acquisition de l'électricité payé en exécution des contrats en cause et :

- en métropole continentale, « les coûts évités à EDF, (…) calculés par référence aux prix de marché de l'électricité » ;
- dans les ZNI, le prix de cette électricité calculé comme « 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'achat
2.2.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels (hors ZNI)

La prévision des quantités achetées en 2016 est établie à partir des montants retenus au titre de 2014 et des évolutions prévues en 2015 et 2016, fournies et justifiées par EDF. Comme indiqué en introduction, la CRE n'a pas modifié ces prévisions.
L'évaluation des coûts d'achat, faite par EDF et partagée par la CRE, se fonde sur les hypothèses détaillées infra.
L'évolution de la filière cogénération sous obligation d'achat (installations de moins de 12 MW) en 2016 est uniquement liée à l'arrivée à échéance de certains contrats d'achats, dans la mesure où EDF retient l'hypothèse que les nouvelles installations qui seront mises en service en 2016 bénéficieront du complément de rémunération (cf paragraphe A.4). Pour l'année 2015, EDF prévoit la mise en service de 150 MW de nouvelles installations sous le régime de l'arrêté du 11 octobre 2013. La rémunération des installations bénéficiant des conditions tarifaires de cet arrêté est calculée selon la méthodologie prévue à partir des données de marché disponibles. La rémunération moyenne de la filière est ainsi estimée à 135,0 €/MWh en 2016, soit une progression de 0,7 % par rapport au coût moyen constaté en 2014.
La filière diesels « dispatchables » est en extinction progressive. Sa puissance installée future est précisément connue.
Pour l'hydraulique, EDF retient une hypothèse d'un développement du parc à un rythme d'une dizaine de MW par an, et du maintien sous obligation d'achat de 80 % des installations dont le contrat arrive à échéance, bénéficiant de l'arrêté « rénovation ». Une hypothèse d'hydraulicité normale est retenue pour le calcul du productible. Le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 74,0 €/MWh.
Pour la filière éolienne, EDF retient une hypothèse de développement du parc installé de 90 MW par mois, et une durée moyenne de fonctionnement de 2 094 heures. Le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 90,0 €/MWh, en hausse de 1,6 % par rapport à 2014 sous l'effet de l'indexation.
Pour les centrales d'incinération, EDF prend l'hypothèse d'un accroissement du parc de 20 MW au cours de l'année 2015, en raison de la reconduction sous obligation achat de centrales rénovées, ainsi que 3 MW de nouvelles installations mises en service en 2016. La durée de fonctionnement retenue est de 5 950 heures, et le tarif moyen d'achat est de 56,1 €/MWh.
Pour la filière biogaz, EDF fait l'hypothèse que 36 MW de nouvelles installations sous le régime tarifaire de l'arrêté du 19 mai 2011 seront mis en service annuellement. Le prix unitaire moyen est estimé à 117,3 €/MWh.
Pour la filière biomasse, EDF considère que 245 MW seront mis en service d'ici 2016 par les candidats retenus à l'issue des appels d'offres de 2009 et 2010. Un développement du parc de 7 MW par trimestre, sous l'effet de l'arrêté tarifaire du 27 janvier 2011, est également attendu. Le coût unitaire d'achat pour la filière en 2016 est de 149,3 €/MWh.
Le développement de la filière photovoltaïque en 2015 et 2016 se fera sous le régime tarifaire de 2011 (de l'ordre de + 450 MW par an) et sous le régime des appels d'offres de 2011 et 2013 (+ 192 MW en 2016). Le prix d'achat prévisionnel moyen du photovoltaïque s'établit à 348,6 €/MWh, en baisse par rapport à la prévision 2015 (390,6 €/MWh) en raison de l'entrée en vigueur de nouveaux contrats dont les prix d'achat sont moins élevés.
Prévisions
Compte tenu de ce qui précède, les quantités et les coûts d'achat prévisionnels pour 2016 sont indiqués dans le tableau 1.3.

Tableau 1.3 : quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels pour 2016 (hors ZNI)

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

Le montant des achats de l'électricité produite par les installations de cogénération est en augmentation, en raison d'une reprise attendue du développement du parc de cogénération sous obligation d'achat en 2015. EDF ne prévoit pas d'appel pour les installations de cogénération en mode dispatchable.
L'augmentation prévue des quantités achetées à la filière hydraulique s'explique par le développement du parc sous obligation d'achat.
La filière éolienne poursuit son développement avec une production estimée à 21,7 TWh, soit une augmentation de 33,3 % par rapport à 2014. Le coût d'achat unitaire augmente avec l'inflation.
Les filières biomasse et biogaz se développent également significativement :

- biomasse : la croissance de cette filière résulte de la mise en service d'installations issues d'appels d'offres et de quelques installations bénéficiant de l'arrêté tarifaire de 2011 ;
- biogaz : les volumes et les coûts d'achat unitaires devraient croître sensiblement sous l'effet de l'arrêté tarifaire publié en novembre 2011.

Les volumes d'énergie de la filière photovoltaïque augmentent de 41 % par rapport à 2014, sous l'effet du développement du parc. Cette croissance soutenue du parc conduit à une hausse des volumes d'énergie, mais surtout du coût d'achat en 2016. Le photovoltaïque représentera 40 % du coût de l'obligation d'achat en métropole, pour 15,7 % de l'énergie produite.

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 2016 sont présentés dans le tableau 1.4.

Tableau 1.4 : quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2016

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

Les volumes d'achat prévus pour 2016 sont en hausse de 18,7 % par rapport aux volumes achetés en 2014 et les coûts d'achat correspondant croissent de 6,9 %. L'année 2016 est en effet la première année de production sur une année complète des centrales d'EDF PEI qui remplacent les installations exploitées par EDF SEI.
Presque la moitié de l'électricité achetée provient de centrales thermiques et de groupes de secours (45 % du total des achats).
Les installations fonctionnant à la bagasse et au charbon constituent la deuxième source d'approvisionnement (30 % des volumes achetés).
La filière photovoltaïque continue à se développer mais à un rythme légèrement ralenti (prévision d'une croissance de 20% de la production et des coûts d'achat afférents entre 2014 et 2016 contre une prévision de croissance de 22% entre 2013 et 2015). Les premières installations avec stockage sélectionnées à l'issue de l'appel d'offres de 2011 sont mises en service. L'électricité photovoltaïque représente le deuxième poste de charges. Les coûts d'achat de cette filière excèdent ceux des installations fonctionnant à la bagasse et au charbon.

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 l'application correcte de la rémunération complémentaire facturée par le producteur. Le coût de ce contrôle est compensé, car il est un élément de détermination du coût d'achat pour les installations de cogénération.
Pour 2016, le montant prévu est identique à celui constaté en 2012, soit 0,1 M€.

2.3. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat
2.3.1 Coût évité par les contrats d'achat hors ZNI
2.3.1.1. Cas général

Le 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie dispose que les coûts évités à EDF par les contrats d'achat en métropole continentale sont évalués « par référence aux prix de marché de l'électricité ».
La méthodologie d'évaluation du coût évité par EDF en métropole est détaillée dans la délibération de la CRE du 25 juin 2009. Dans le cas général des filières sous obligation d'achat, le coût évité à EDF distingue le coût évité par la production quasi-certaine et celui évité par la production dite aléatoire. Des méthodologies d'évaluation particulières sont prévues pour les filières photovoltaïque, les filières dispatchables et les contrats dont la rémunération est horosaisonnalisée.
Le coût évité par la production quasi-certaine est calculé en utilisant les prix de marché à terme observés sur EEX Power Derivatives. Le coût évité par la production aléatoire est calculé, pour une prévision, en référence à la moyenne des prix à terme trimestriels évalués entre le 1er janvier 2014 et le 31 août 2015.
Le coût évité par la production aléatoire est calculé en fonction des prix de marché mensuels sur l'année 2016, qui sont calculés à partir de la moyenne, depuis 2002, des rapports du prix du mois sur le prix du trimestre correspondant (poids moyen du mois dans le trimestre).
Le coût évité par la part aléatoire de la production éolienne est quant à lui évalué de manière à refléter les effets de corrélation entre ces production et les prix de marché (cf annexe 2 - paragraphe A.2.2.1.1).
Les contrats d'achat pour la filière photovoltaïque font quant à eux l'objet d'un traitement particulier détaillé dans la prochaine section.
Le coût évité ainsi obtenu s'élève pour l'année 2016 à 1 544,6 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »).
Coût évité par la production quasi-certaine :

Tableau 1.5. - Puissance quasi-certaine retenue pour l'année 2016

(15) Premier trimestre
(16) M11 : novembre ; M12 : décembre

Les cotations des produits à terme utilisées lors du calcul des charges constatées 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 1.6 : Prix de marché retenus pour 2016 (€/MWh)

Le coût évité par la production quasi-certaine, correspondant à 18,7 TWh, est de 803,0 M€.
Coût évité par la production aléatoire :

Tableau 1.7 : Prix de marché trimestriels pour 2016 (€/MWh)

Tableau 1.8 : Coût aléatoire prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2016 (hors contrats PV, contrats horosaisonnalisés, « modulables » et cogénérations « dispatchables »

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

Le coût évité par la production aléatoire s'élève à 741,5 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »).

2.3.1.2. Coût évité par les contrats d'achat photovoltaïques (hors ZNI)

Le calcul du coût évité par les installations photovoltaïques fait l'objet d'un traitement particulier. A la suite des préconisations inscrites dans le rapport Charpin-Trink issu de la concertation post-moratoire avec les acteurs de la filière, la CRE a mis en place une nouvelle méthode de calcul des coûts évités pour l'acheteur obligé, qui tient compte du profil de production de la filière.
La référence de coût évité pour la prévision 2016 est calculée en appliquant aux prix de marché mensuels, dont le calcul est décrit dans la partie précédente, le rapport moyen des prix spot pondérés par les profils de production horosaisonniers du profil PRD3 (utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution) sur les prix spot mensuels. Cette méthode de calcul permet de déterminer un niveau de valorisation de l'électricité photovoltaïque en accord avec les périodes de production théorique, le photovoltaïque permettant de produire uniquement le jour, lorsque les prix spot sont les plus élevés sur le marché de gros.
Ainsi, le coût évité total prévisionnel pour la filière photovoltaïque en 2016 est de 327,8 M€.

2.3.1.3. 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 correspondent 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 2016, 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 2016 a varié, par kWh, par rapport à 2014, dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2014 et 2016. Le coût évité est ainsi estimé à 67,1 M€.

2.3.1.4. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable »

Les installations « dispatchables », qui font l'objet de contrat type « appel modulable », devraient représenter, fin 2016, une puissance garantie de 13 MW. Leur production prévisionnelle s'élève à 0,5 GWh. La moyenne des résultats des appels d'offres de RTE pour la mise à disposition de réserves complémentaires a été retenue pour l'évaluation du coût fixe évité à l'acheteur obligé. Le coût fixe évité prévisionnel est ainsi évalué à 1,4 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. variation dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2014 et 2016). Sur cette base, le coût évité « énergie » par les installations « dispatchables » est évalué à 0,1 M€. Le coût évité total est donc de 1,5 M€.

2.3.1.5. Cas particulier des installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable »

Les installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable » devraient représenter, en moyenne sur la période hivernale de 2016, une puissance garantie de 100 MW, pour une production prévisionnelle sur appel estimée à 0 GWh par EDF. La production hors appel a été intégrée au calcul du coût évité du cas général.
Le principe de calcul du coût évité par ces installations pour 2016 est identique à celui adopté pour 2014 (cf. annexe 2 - A.2.2.1.5). Le coût fixe évité par les installations de cogénération en mode « dispatchable » est, ainsi, évalué à 1,9 M€. Le coût évité « énergie » pour la production sur appel est de 0 M€. Le coût évité total est donc de 1,9 M€.

2.3.1.6. Prise en compte de l'imprévisibilité d'une partie de la production sous obligation d'achat

À la suite de la délibération de la CRE du 16 décembre 2014 portant communication relative à l'évolution de la méthodologie de calcul du coût évité par l'électricité produite sous obligation d'achat en métropole continental, EDF a procédé à la création d'un périmètre d'équilibre dédié à l'obligation d'achat, au sein duquel les installations sous obligation d'achat ont été basculées au 1er juillet 2015. En conséquence, les coûts évités par l'obligation d'achat seront évalués conformément à la méthodologie définie dans cette délibération à compter de cette date.
EDF a estimé le coût résultant pour l'année 2016 à 20 M€, en tenant compte des volumes prévus pour chaque filière sous obligation d'achat, de leur contribution respective au volume total d'écart et des prix de marché à terme. Ce coût est à retrancher du coût évité par les contrats d'achat prévu au titre de 2016.

2.3.1.7. 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 1 922,9 M€ (803,0 M€ de coût évité par la production quasi-certaine + 741,5 M€ de coût évité par la production aléatoire + 327,8 M€ de coût évité par les contrats photovoltaïques + 67,1 M€ de coût évité horosaisonnalisé + 1,5 M€ de coût évité par les installations « dispatchables » + 1,9 M€ de coût évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable » - 20 M€ au titre de la prise en compte du coût de l'imprévisibilité de la production sous obligation d'achat).

2.3.2. Coût évité par les contrats d'achat dans les ZNI

Conformément au 2° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie, le coût évité par les contrats d'achat dans les ZNI est calculé en valorisant l'électricité achetée par EDF à la part production des tarifs de vente appliqués aux clients non éligibles. Il s'élève à 383,0 M€, comme détaillé dans le tableau 1.9.

Tableau 1.9 : coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2016

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

(*) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte au titre des surcoûts de production.

2.4. Surcoûts prévisionnels dus aux contrats d'achat supportés par EDF

Les surcoûts prévisionnels supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2016 s'élèvent à :

- 4 741,1 M€ en métropole continentale (6 663,9 M€ de coût d'achat + 0,1 M€ de contrôle de cogénération - 1 922,9 M€ de coût évité) ;
- 1 034,8 M€ dans les ZNI (1 417,8 M€ de coût d'achat - 383,0 M€ de coût évité) ;

soit un total de 5 775,9 M€.

3. Charges dues à la rémunération de la disponibilité des cogénérations de plus de 12 MW
3.1. Contexte

La loi n° 2013-619 du 16 juillet 2013 portant diverses dispositions d'adaptation au droit de l'Union européenne dans le domaine du développement durable a instauré une prime transitoire à la capacité pour les centrales de cogénération de plus de 12 MW. L'article L. 314-1-1 du Code de l'énergie ainsi créé disposait que les centrales de cogénération de plus de 12 MW qui sont sorties de l'obligation d'achat pouvaient signer un contrat avec EDF rémunèrant la disponibilité annuelle de leur capacité de production.
Un arrêté du 19 décembre 2013 (17) a fixé le montant maximal de la rémunération annuelle à 45 000 € par MWe de puissance garantie en hiver.
Ces dispositions ont été jugées contraires à la constitution par la décision 2014-410 QPC du 18 juillet 2014 du Conseil constitutionnel (société Roquette Frères). Cependant, le Conseil constitutionnel a jugé que la remise en cause, en cours d'année, de cette rémunération aurait des conséquences manifestement excessives. En conséquence, les rémunérations dues en vertu de contrats déjà conclus au titre des périodes antérieures au 1er janvier 2015 ne sont pas remises en cause.
Ce dispositif a été rétabli dans par la loi n°2014-1545 du 20 décembre 2014 relative à la simplification de la vie des entreprises. Un nouvel arrêté publié en juillet 2015 a par ailleurs repris l'essentiel des modalités de l'arrêté du 19 décembre 2013.

3.2. Montant des charges prévisionnelles

EDF prévoit que 1 774 MW de puissance garantie au sein du parc de centrales cogénérations bénéficieront de cette prime en 2016, pour une rémunération moyenne de 37 k€/MW.
Les charges prévisionnelles supportées par EDF au titre de la rémunération de la disponibilité des centrales de cogénération de plus de 12 s'élèvent à 65,6 M€.

4. Charges dues au versement du complément de rémunération
4.1. Contexte

La loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance a créé les articles L. 314-18 à L. 314-27 du code de l'énergie, qui instaurent un nouveau dispositif de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération : le complément de rémunération. L'introduction de ce mécanisme de soutien, qui prendra la forme d'une prime versée aux producteurs en complément de la valorisation de leur production sur les marchés, est rendue nécessaire par les lignes directrices de la Commission européenne sur les aides d'État dans les domaines de l'énergie et de la protection de l'environnement.
Ce dispositif vise a priori les installations de plus de 500 kW, pour lesquelles il viendrait se substituer à l'obligation d'achat en vigueur actuellement à horizon 2016. Il sera formalisé par un contrat conclu avec EDF, qui sera dès lors responsable du paiement de la prime et supportera en conséquence les charges de service public correspondantes. Les modalités d'application de ce dispositif seront précisées dans un décret en Conseil d'État, puis déclinées par filière dans des arrêtés tarifaires. Des premières orientations sont toutefois déjà disponibles, s'agissant notamment de la formule de calcul de la prime.

4.2. Montant des charges prévisionnelles

EDF a réalisé une prévision des installations susceptibles de bénéficier du complément de rémunération au cours de l'année 2016, et des charges en résultant. Dans ce cadre, EDF estime que la plupart des filières ne seront pas concernées à cette échéance, dans la mesure où, compte tenu du temps de développement des projets, les nouvelles installations de plus de 500 kW qui seront mises en service en 2016 bénéficieront du régime d'obligation d'achat demandé en 2015. Seules les filières incinération et cogénération seraient susceptibles de voir des installations bénéficiant du complément de rémunération se développer en 2016.
Les prévisions d'EDF sont détaillées dans le tableau ci-dessous. Le calcul du montant de la prime est fondé sur des hypothèses relatives aux prix de marché et aux éléments de calcul de la prime.

Les charges prévisionnelles supportées par EDF résultant des contrats de complément de rémunération en 2016 s'élèvent à 17 M€.

5. Charges dues aux dispositifs sociaux

La tarification spéciale « produit de première nécessité » est entrée en vigueur le 1er janvier 2005. Elle a par la suite été rebaptisée « tarif de première nécessité » (TPN). L'arrêté du 5 août 2008 fixe le plafond de ressources pour en bénéficier au plafond d'ouverture des droits à la couverture maladie universelle complémentaire. L'article 4-1 du décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 relatif à la tarification spéciale de l'électricité comme produit de première nécessite prévoit en outre, pour les clients concernés par la tarification de première nécessité, la gratuité de la mise en service et une réduction de 80 % sur les frais de déplacement pour impayés. Ces pertes de recettes et frais supplémentaires doivent faire l'objet d'une compensation au profit des opérateurs concernés. L'arrêté du 23 décembre 2010 a modifié l'annexe du décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 susmentionné et a revu à la hausse de 10 % le niveau des réductions et des versements forfaitaires. Le chapitre Ier du décret n°2012-309 du 6 mars 2012 relatif à l'automatisation des procédures d'attribution des tarifs sociaux de l'électricité et du gaz naturel a modifié la procédure d'attribution du TPN aux ayants droit, rendant celle-ci automatique, sauf refus exprès de leur part.
La loi n° 2013-312 du 15 avril 2013 visant à préparer la transition vers un système énergétique sobre et portant diverses dispositions sur la tarification de l'eau et sur les éoliennes a étendu les critères d'éligibilité des bénéficiaires du TPN en introduisant un critère de revenu fiscal de référence par part. Le fichier des ayants droit sera désormais établi à partir d'informations provenant des organismes de sécurité sociale et de l'administration fiscale. La loi prévoit en outre l'extension du TPN aux gestionnaires de résidences sociales, au sens de l'article L.633-1 du code de l'habitation et de la construction. Elle étend aussi à tous les fournisseurs la mise en œuvre du TPN.
Le décret n°2013-1031 du 15 novembre 2013 portant extension à de nouveaux bénéficiaires des tarifs sociaux de l'électricité et du gaz naturel a revu en profondeur le mécanisme en mettant en place des déductions forfaitaires en fonction de la composition du foyer de la puissance souscrite. Avant ce décret, l'aide consistait en une réduction sur l'abonnement et sur la consommation d'électricité des 100 premiers kWh.
La loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte prévoit la création d'un chèque énergie à l'article L. 124-1 du code de l'énergie. Ce dispositif doit être mis en œuvre progressivement en remplacement du TPN d'ici le 1er janvier 2018.
Par ailleurs, les charges supportées du fait du TPN permettent aux opérateurs de bénéficier d'une compensation en cas de participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité. Cette compensation peut s'élever jusqu'à 20 % des pertes de recettes et des coûts relatifs à la mise en œuvre du TPN, dans la limite du concours financier de l'opérateur au fonds de solidarité pour le logement (arrêté du 24 novembre 2005 fixant le pourcentage de prise en compte, dans les charges de service public de l'électricité, de la participation instituée en faveur des personnes en situation de précarité).

5.1. Charges dues au « tarif de première nécessité »
5.1.1. Pertes de recettes prévisionnelles dues au TPN

L'automatisation de la procédure d'application du TPN a produit ses premiers effets dès 2012 : le nombre de bénéficiaires a doublé, soit 1,2 millions de personnes concernées à la fin de l'année. Il s'élève à 2,3 millions à fin 2014.
En tenant compte de l'expérimentation du chèque énergie à partir de mi 2016 et en prenant l'hypothèse qu'elle concernera 100 000 clients d'EDF, qui ne seront dès lors plus éligibles au TPN, EDF estime à 2,8 millions le nombre moyen de clients d'EDF qui bénéficieront du TPN en 2016 (métropole et Outre-mer).
Par ailleurs, EDF estime à 61 000 le nombre de logements dans des résidences sociales susceptibles de bénéficier du TPN en 2016.
La perte de recette d'EDF prévue pour 2016 s'élève à 241,4 M€, contre 174,9 M€ en 2014.

5.1.2. Surcoûts de gestion prévisionnels

Les surcoûts de gestion prévisionnels sont évalués, pour 2016, à 10,6 M€. Ces surcoûts de gestion se décomposent en frais de personnel pour 3,4 M€ et en frais externes pour 7,2 M€. Ils sont en hausse par rapport à 2014 (10,1 M€). L'augmentation de ces frais est principalement due à l'augmentation du nombre de bénéficiaires du TPN.

5.1.3. Pertes de recettes dues aux réductions instaurées sur les services liés à la fourniture

Les dispositions introduites par le décret n° 2006-924 du 26 juillet 2006 modifiant le décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 relatif à la tarification spéciale de l'électricité comme produit de première nécessité (abattement de 80 % sur la facturation d'un déplacement en raison d'une interruption de fourniture imputable à un défaut de règlement et gratuité de la mise en service et de l'enregistrement du contrat) entraînent des pertes de recettes pour EDF. Elles sont évaluées, pour 2016, à 5,5 M€.
Au total, les charges prévisionnelles supportées par EDF du fait du « tarif de première nécessité » sont évaluées, pour 2016, à 257,5 M€.

5.2. 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 23,3 M€. L'intégralité des versements qu'EDF prévoit d'effectuer en 2016 aux fonds de solidarité pour le logement est prise en compte, car ceux-ci sont inférieurs au seuil de 20 % des charges liées au TPN.

5.3. Charges prévisionnelles dues aux dispositifs sociaux

Les charges prévisionnelles à compenser à EDF au titre des dispositions sociales en 2016 s'élèvent à 280,8 M€, contre 212,2 M€ de charges constatées en 2014.

B. Charges prévisionnelles supportées par les entreprises locales de distribution au titre de 2016

Les charges prévisionnelles que les ELD supporteront au titre de 2016 sont :

- les surcoûts dus aux contrats d'achat ;
- les charges dues aux dispositifs sociaux (TPN, dispositif précarité).

Les ELD prévoyant de supporter en 2016 de telles charges ont transmis à la CRE les données nécessaires à leur évaluation.

1. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les types de contrat pour lesquels les ELD prévoient de supporter des charges en 2016 sont :
- les contrats relevant de l'obligation d'achat (article L.314-1 du code de l'énergie) ;
- les contrats issus des appels d'offres lancés par le ministre chargé de l'énergie (article L.311-10 du code précité) ;
- les contrats conclus ou négociés avant le11 février 2000 (article L.121-7 du code précité).

Conformément au mécanisme introduit par la loi de finances rectificative pour 2011, les coûts évités sont calculés par référence aux tarifs de cession pour le volume d'achat se substituant aux quantités d'électricité acquises à ces tarifs et aux prix de marché de l'électricité pour le volume restant.
Ainsi la CRE doit désormais vérifier, pour les ELD s'approvisionnant en partie sur le marché, dans quel périmètre a été injectée l'énergie issue des contrats d'achat ci-dessus. Pour la part de cette énergie injectée dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés de vente, le coût évité est calculé en référence aux tarifs de cession ; pour la part injectée dans le périmètre de vente en offre de marché, le coût évité est calculé en référence aux prix de marché (les achats au tarif de cession ne pouvant être revendus en offre de marché).
Six ELD prévoient de s'approvisionner à la fois aux tarifs de cession et sur le marché en 2016. Cependant, elles anticipent que tous les volumes d'énergie qui seront achetés dans le cadre des contrats d'achat seront injectés dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés. De ce fait, le calcul du coût évité au titre de l'année 2016 a été effectué à partir du tarif de cession pour l'ensemble de ces ELD.
Le surcoût total prévisionnel dû aux contrats d'achat en 2016 s'élève à 220,2 M€, soit une augmentation de 27,2 M€ par rapport aux charges constatées pour l'année 2014. Cette progression est due à l'augmentation des quantités achetées : + 30 %, soit + 0,5 TWh. Les filières éolienne et photovoltaïque se développent particulièrement avec :

- une production photovoltaïque estimée à 340 GWh en 2016 (respectivement 257 GWh en 2014) et un surcoût évalué à 128 M€ (respectivement 121 M€) ;
- une production éolienne estimée à 1 056 GWh en 2016 (respectivement 740 GWh en 2014) pour un surcoût évalué à 55 M€ (respectivement 39 M€).

Par ailleurs, sept ELD ont annoncé des surplus de production dus à l'obligation d'achat et revendus à EDF.

2. Charges dues aux dispositifs sociaux

Les charges prévisionnelles dues aux dispositifs sociaux en 2016 s'élèvent à 8,3 M€, en hausse par rapport à 2014 (+ 28 %) en lien avec la croissance du nombre de bénéficiaires. Le nombre de bénéficiaires du TPN fournis par des ELD est estimé à 85 637 en 2016.
Les prévisions des ELD ne tiennent pas compte de l'instauration du nouveau dispositif du chèque énergie mentionné au paragraphe A.5.

3. Charges prévisionnelles totales des ELD au titre de 2016

Le montant prévisionnel des charges supportées par les ELD au titre de 2016 est de 228,5 M€. Les éléments du calcul du surcoût pour les ELD concernées sont indiqués dans le tableau 1.10.

Tableau 1.10. - Charges prévisionnelles des ELD au titre de 2016

(1) Nette du surplus revendu à EDF.

C. Charges prévisionnelles supportées par les fournisseurs alternatifs au titre de 2016

La loi n° 2013-312 du 15 avril 2013 visant à préparer la transition vers un système énergétique sobre et portant diverses dispositions sur la tarification de l'eau et sur les éoliennes étend la mission de mise en œuvre du TPN à l'ensemble des fournisseurs d'électricité. Les fournisseurs alternatifs peuvent donc proposer le TPN à leurs clients, et être compensés des surcoûts en résultant, dans les conditions définies à l'article L.121-8 du code de l'énergie.
Sur l'ensemble des fournisseurs alternatifs, sept prévoient de supporter des charges en 2016 au titre de la mise en œuvre du TPN, pour 311 236 bénéficiaires et des charges totales s'élevant à 25,7 M€. Le détail est donné dans le tableau suivant.

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 fournisseur alternatif, à hauteur de 20 % des charges dues au TPN, dans la limite des versements effectués au fonds de solidarité pour le logement. Pour 2016, cette compensation s'élève à 4,4 M€ pour l'ensemble des fournisseurs alternatifs ayant déclaré des charges afférentes à ce dispositif.
Les charges dues aux dispositions sociales prévues au titre de l'année 2016 s'élèvent à 30,1 M€ (25,7 M€ + 4,4 M€).

D. Charges prévisionnelles supportées par Electricité de Mayotte au titre de 2016

Les charges 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 de vente d'électricité s'est achevée le 1er janvier 2007) ;
- des surcoûts d'achat imputables au développement de projets de production indépendants ;
- des charges dues au tarif de première nécessité.

Les surcoûts de production sont évalués, à l'instar des autres zones non interconnectées, comme 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 Mayotte
1.1. Coûts de production

L'évolution prévisionnelle de différentes composantes du coût de production d'EDM est établie sur la base d'une hypothèse de hausse de la consommation électrique de 12,3 % par rapport à 2014. Un taux de pertes prévisionnel de 8,5 % a été retenu.
Les coûts de production tiennent compte également d'un prix de la couverture financière du fioul domestique et des dispositions introduites par l'arrêté du 23 mars 2006, qui prévoit une rémunération des capitaux de 11 % pour les nouveaux investissements de production (le taux de 7,25 % continuant à s'appliquer pour ceux réalisés antérieurement). Les coûts prévisionnels d'achat des quotas CO2 ont été estimés à 1,6 M€ avec l'hypothèse de prix retenue par EDM de 7,7 €/tCO2 (sur la base du prix à terme du produit DEC 2016 observé sur le marché boursier ICE (18) EUA le 12 juin 2015).
Les coûts de production incluent par ailleurs les frais de commercialisation prévisionnels qu'EDM envisage d'engager au titre d'actions relatives à la maîtrise de la demande d'électricité (1,8 M€).
Le montant total prévisionnel des coûts de production d'EDM est évalué, pour 2016, à 112,6 M€, dont 60 % au titre des combustibles (68,0 M€).

1.2. Recettes de production prévisionnelles

Les recettes de production d'EDM en 2016 sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires prévisionnel, issu de la vente d'électricité aux tarifs réglementés de vente, 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, égales aux coûts de distribution prévisionnels pour 2016, conformément à l'article L. 362-4 du code de l'énergie, s'élèvent à 22,0 M€.
Les recettes totales prévisionnelles d'EDM en 2016 s'élevant à 31,9 M€. Les recettes de production prévisionnelles, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent à 8,1 M€ comme indiqué dans le tableau 1.11.

Tableau 1.11. - Recettes de production prévisionnelles au titre de 2016

* 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 D.2.

1.3. Surcoûts de production prévisionnels

Les coûts et recettes prévisionnels d'EDM pour 2016 étant respectivement de 112,6 M€ et 8,1 M€, le montant prévisionnel des surcoûts de production d'EDM pour 2016 est donc estimé à 104,5 M€. Il est en augmentation de 14% par rapport à 2014 (91,2 M€).

2. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts dus aux contrats d'achat sont évalués comme 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 ».
Le développement de la filière photovoltaïque ralentit. EDM prévoit l'installation de 1,4 MW supplémentaires par rapport au parc en fonctionnement à fin 2014. Les volumes d'achat prévisionnels pour 2016 sont de 18,4 GWh pour un montant de 8,0 M€.
La part production dans les tarifs de vente 2016 étant estimée à 25,36 €/MWh, le surcoût prévisionnel imputable aux contrats d'achat est évalué à 7,5 M€, comme détaillé dans le tableau 1.12.

Tableau 1.12. - surcoûts prévisionnels dus aux contrats d'achat supportés par EDM au titre de 2016

(19) 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 dues aux dispositifs sociaux

EDM estime que 50% de la clientèle domestique sera concernée par ce tarif, soit environ 18 873 clients. La perte de recette due à l'application du tarif de première nécessité est évaluée pour 2016 à 1,8 M€. Ce montant ne tient pas compte de l'instauration du nouveau dispositif du chèque énergie mentionné au paragraphe A.5.

4. Charges totales prévisionnelles d'EDM au titre de 2016

Au total, les charges prévisionnelles d'EDM au titre de 2016 sont évaluées à 113,8 M€ (104,5 M€ au titre des surcoûts de production + 7,5 M€ au titre des contrats d'achat + 1,8 M€ au titre des dispositifs sociaux).

E. Charges prévisionnelles supportées par RTE au titre de 2016
1. Contexte

La loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte a intégré aux charges de service public de l'électricité un volet relatif à la valorisation de l'effacement de consommation. Les coûts supportés par RTE, gestionnaire du réseau public de transport d'électricité, résultant de la mise en œuvre des appels d'offres incitant au développement des effacements de consommation mentionnés à l'article L. 271-4 sont ainsi pris en compte. Ce dispositif vient en remplacement de la prime aux opérateurs d'effacement abrogée par cette même loi.

2. Montant des charges prévisionnelles

A défaut d'information sur le lancement éventuel d'un tel appel d'offres au cours de l'année 2016, la CRE n'a retenu aucune charge prévisionnelle au titre de cette disposition pour cette année.

F. Charges prévisionnelles de service public au titre de 2016

Le montant total des charges prévisionnelles de service public de l'électricité au titre de 2016 est évalué à 7 034,8 M€, réparti comme indiqué dans le tableau 1.13.

Tableau 1.13. - Décomposition des charges prévisionnelles au titre de 2016

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

(9) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre et Miquelon, les îles bretonnes de Molène, d'Ouessant, de Sein, l'archipel des Glénans et l'île anglo-normande de Chausey.
(10) Les recettes d'EDF SEI, issues des tarifs réglementés de vente, rémunèrent non seulement la production, mais aussi la distribution et la commercialisation.
(11) La centrale du Port de la Réunion a été entièrement remplacée en 2013 et les centrales de Lucciana en Corse et Bellefontaine en Martinique en 2014.
(12) EDF PEI est une filiale à 100 % du groupe EDF.
(13) Intercontinental Exchange.
(14) Voir l'article 4 du décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004 relatif à la compensation des charges de service public de l'électricité.
(17) Arrêté du 19 décembre 2013 pris en application de l'article L 314-1-1 du code de l'énergie relatif à la prime rémunérant les disponibilités des installations de cogénération supérieurs à 12 MW et ayant bénéficié d'un contrat d'obligation d'achat.
(18) Intercontinental Exchange.

ANNEXE 2
CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ CONSTATÉES AU TITRE DE 2014 (CC'[14])

Les charges de service public de l'électricité constatées au titre de 2014 ont été établies à partir de la comptabilité appropriée fournie par les opérateurs historiques au 31 mars 2015, contrôlée par leur commissaire aux comptes ou leur comptable public, conformément aux dispositions de l'article L. 121-9 du code de l'énergie.
Avertissement
Tous les résultats sont arrondis à une décimale (la plus proche) dans le corps du document. Toutefois, les résultats finaux 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.
La CRE a opéré un contrôle par échantillonnage des charges déclarées, notamment celles des ELD.
En raison d'une charge de travail très importante et dans un contexte de réduction des ressources octroyées à la CRE, un contrôle exhaustif n'a pas pu être mené, comme cela a pu être le cas lors des exercices antérieurs.
Cette annexe présente successivement les charges constatées au titre de 2014 d'EDF, des ELD, des fournisseurs alternatifs et d'Electricité de Mayotte avant de présenter un récapitulatif.

A. Charges supportées par EDF constatées au titre de 2014
1. Surcoûts de production dans les zones non interconnectées (20)

La gestion des systèmes électriques des zones non interconnectées est assurée par la direction Systèmes Énergétiques insulaires (SEI) du groupe EDF, qui sera désignée dans la suite du document par l'acronyme EDF sauf s'il est besoin de la distinguer d'autre entités du groupe EDF.
Le 2° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie définit les surcoûts de production d'électricité 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 ou par les éventuels plafonds de prix prévus par l'article L. 337-1 ».
L'article 4 du décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004 relatif à la compensation des charges de service public de l'électricité précise que le montant des surcoûts de production d'électricité 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 quasi-intégralement dans ces zones à des actions relatives à la maîtrise de la demande d'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 et, dans les recettes de production, la part des recettes issues des tarifs relative à la commercialisation. La CRE a commencé à mener en 2014 des travaux d'analyse des activités de commercialisation dans les ZNI dans la perspective de la mise en œuvre du traitement des coûts afférents aux actions de maîtrise de la demande d'électricité (MDE) introduit par le décret n° 2014-864 du 1er août 2014 modifiant le décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004 relatif à la compensation des charges de service public de l'électricité.
En outre, à l'instar des constats effectués lors des exercices précédents, la CRE a observé que les recettes totales déclarées par EDF en 2014 ne résultaient pas de l'application stricte, à la quantité d'électricité vendue dans chaque ZNI, des tarifs réglementés de vente d'électricité (ce qui était pourtant explicitement demandé par la CRE dans ses délibérations relatives aux règles 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 ». Or, ce tarif ne peut être assimilé à un tarif de vente aux clients non éligibles.
En conséquence, les recettes déclarées par EDF en 2014 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 réglementés de vente. En contrepartie, les coûts de production d'EDF doivent être majorés à hauteur de la perte de chiffre d'affaires correspondant à l'octroi du « tarif agent » au personnel actif et retraité de l'entité production, le « tarif agent » constituant, in fine, un avantage en nature supporté par l'entreprise.

1.1. Coûts de production constatés dans les ZNI
1.1.1. Coûts de production déclarés par EDF dans les ZNI

Selon la déclaration transmise par EDF le 31 mars 2015, les coûts de production constatés en 2014 dans les ZNI, incluant la fourniture des pertes et des services systèmes, ainsi que les coûts de commercialisation, s'élèvent à 963,4 M€. Ces coûts intègrent 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 est présentée dans le tableau 2.1.

Tableau 2.1. - Coûts de production déclarés par EDF dans les ZNI en 2014 (incluant l'impact des quotas CO2)

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

1.1.2. Coûts de production retenus par la CRE dans les ZNI

Les coûts de production à retenir doivent :

- 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 ;
- 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 recettes non tarifaires doivent être exclues des coûts de production. Les recettes correspondantes, déclarées par EDF et contrôlées par les commissaires aux comptes, sont les suivantes :

(21) EDF Production Electrique Insulaire

Les coûts de production déclarés par EDF doivent être diminués de 12,7 M€.

1.1.2.2. Coûts induits par le déficit d'allocation de quotas d'émission de gaz à effet de serre

Dans le cadre de la troisième phase du plan national d'allocation des quotas d'émission de gaz à effet de serre (PNAQ3), EDF s'est vu exclue, à compter de l'exercice 2013 et jusqu'en 2020, des allocations gratuites des quotas d'émissions de gaz à effet de serre (GES) sur tous ses moyens de production thermiques insulaires. EDF a donc dû acquérir son déficit de quotas sur les marchés. Les coûts supportés par EDF au titre de l'acquisition des quotas viennent augmenter ses coûts de production.
En 2014, le déficit de quotas d'émission d'EDF s'élevait à environ 1,8 millions de tonnes. Pour la valorisation de ce volume, la CRE a retenu la moyenne des cotations observées sur le marché ICE (22) EUA Phase 3 Daily spot du 1er mars 2014 au 28 février 2015 qui s'élève à 6,2 €/tCO2.
Les coûts pris en compte au titre du déficit d'allocation de quotas d'émission s'élèvent, pour 2014, à 11,1 M€.

1.1.2.3. 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.
L'analyse menée les années précédentes sur la qualité de cette gestion a été reconduite sur l'exercice 2014. 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 Guyane. Ces surcoûts doivent être exclus des coûts de production.
La disponibilité des centrales diesels en Guyane s'établit en moyenne sur l'année à 72 %. Ce faible taux de disponibilité s'explique en premier lieu par des nombreuses pannes observées sur la centrale de Dégrad des Cannes et par la poursuite des opérations de reprise des fissures sur le bâti des moteurs, et en second lieu, par les problématiques logistiques de livraison des pièces de rechange et les retards dans la réalisation des révisions. Le mouvement de grève de début 2014 a peu impacté la disponibilité de la centrale de Dégrad des Cannes mais a eu des conséquences sur le planning de maintenance. Au total, les coûts à exclure sont évalués pour 2014 à 1,5 M€.

1.1.2.4. Coûts liés à la rémunération des capitaux des moyens de production des îles des Glénan, Ouessant, Molène, Sein et Chausey

L'arrêté du 23 mars 2006 qui définit le périmètre des zones où le taux de rémunération des capitaux de 11% doit s'appliquer ne fait pas mention des îles des Glénan, Ouessant, Molène, Sein et Chausey. Aucun taux de rémunération n'est donc fixé pour les investissements réalisés dans ces îles. Ainsi, le taux de 7,25% utilisé pour la rémunération des capitaux immobilisés avant la publication de l'arrêté du 23 mars 2006 continue à s'appliquer. Cependant, l'analyse des coûts exposés pour les îles Molène et Chausey au titre de l'année 2014 a fait apparaître qu'un taux supérieur à 7,25% a été appliqué pour déterminer les charges liées à la rémunération des capitaux dans ces territoires. Après correction, les charges doivent être diminuées de 0,012 M€.

1.1.2.5. 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 2014, à 3,6 M€.

1.1.2.6. Coûts liés aux études du projet Millener

Les coûts du projet smart grids Millener correspondant à des coûts d'études d'optimisation de l'utilisation des énergies renouvelables grâce aux réseaux électriques intelligents ne peuvent être retenus au titre des surcoûts de production définis à l'article L.121-7 du code de l'énergie et ne peuvent par conséquent donner lieu à compensation. Le montant à exclure est évalué, pour 2014, à 0,3 M€.

1.1.2.7. Coûts de production retenus dans les ZNI

En considérant les coûts non retenus et les coûts supplémentaires décrits infra, la CRE retient un montant de coûts de production supportés par EDF dans les ZNI en 2014 de 952,5 M€ (963,4 M€ - 12,7 M€ - 1,5 M€ - 0,012 M€ + 3,6 M€ - 0,3 M€). La décomposition par grands postes de coûts est donnée dans le tableau 2.2.

Tableau 2.2. - Coûts de production retenus par la CRE dans les ZNI en 2014

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

Les coûts de production d'EDF SEI sont en baisse entre 2013 et 2014 (-18%). Cette baisse s'explique principalement par la mise à l'arrêt progressive des centrales de Bellefontaine en Martinique, de Lucciana en Corse et de Pointe-Jarry en Guadeloupe :

- concernant les charges financières : les moyens de production venant en substitution des installations arrêtées ont été financés par EDF Production Electrique Insulaire - EDF PEI. Les coûts en résultant, notamment la rémunération accrue du capital, sont intégrés dans les coûts d'achat (cf. paragraphe A.2.1.2), EDF PEI étant une filiale à 100 % du groupe EDF ;
- concernant les coûts d'exploitation d'EDF SEI : le remplacement de ces moyens de production s'est accompagné par un transfert du personnel d'EDF SEI à EDF PEI et par la baisse de coûts liés aux achats de combustibles et autres achats.

La moindre sollicitation des moyens de production thermiques d'EDF SEI dans les îles où des centrales d'EDF PEI sont exploitées a été accompagnée par la baisse des cours des matières premières (-12% sur le fioul lourd et -9% sur le fioul léger par rapport à l'année 2013).
La baisse des coûts d'acquisition des quotas de gaz à effet de serre (-1,1 M€) résulte de la moindre consommation de combustibles due à l'arrêt progressif des installations d'EDF SEI.
Faisant suite à l'arrêt définitif d'exploitation des centrales du Port Ouest, de Lucciana et de Bellefontaine les coûts liés aux travaux de mise en sécurité des sites, à la dépollution des installations et à la préparation de leur déconstruction ont été intégrés dans le poste de charges « personnel, charges externes et autres achats ».
Les impôts et taxes diminuent de 3,3 M€ par rapport à 2013 notamment en raison de la baisse du montant de paiement de la TGAP (taxe générale sur les activités polluantes) liée également à la moindre consommation de combustibles.
L'augmentation des coûts de commercialisation de +5 M€ est liée principalement au renforcement du portefeuille des offres de la maitrise de la demande d'électricité dans les ZNI.

1.2. 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 vente
1.2.1.1. Chiffre d'affaires déclaré par EDF

Le chiffre d'affaires déclaré par EDF en 2014 dans les ZNI est de 846,0 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, à la tarification spéciale « produit de première nécessité », celle-ci étant compensée par ailleurs (cf. paragraphe A.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 réglementés de vente (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 2014 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 2014, ce supplément est évalué à 8,8 M€.
Au final, le chiffre d'affaires 2014 à retenir au titre des recettes issues des tarifs réglementés de vente dans les ZNI est donc de 854,8 M€ (846,0 M€ + 8,8 M€).

1.2.2. Recettes de distribution

Pour 2014, EDF a déclaré un montant de recettes de distribution de 332,0 M€, en hausse de 3 % par rapport à celui déclaré au titre de 2013 (322,3 M€).
La CRE a procédé au calcul des recettes de distribution en appliquant le TURPE à la structure de clientèle de chaque zone afin 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. Pour 2014, ces recettes augmentées par les recettes de distribution calculées pour les îles Bretonnes s'élèvent à 332,3 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 (23) fixée entre le fournisseur et le gestionnaire de réseaux dans le cadre de l'établissement de ce tarif.
Aucun client n'ayant exercé son éligibilité dans les ZNI, la composante annuelle de gestion, prévue dans le tarif d'acheminement et servant de référence à l'établissement des recettes de gestion clientèle du gestionnaire de réseaux, est celle des clients ne disposant pas d'un contrat d'accès au réseau distinct de leur contrat de fourniture. Elle se présente comme suit :

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, en temps que gestionnaire de réseau, dans les ZNI en 2014 s'élèvent à 46,6 M€.

1.2.4. Recettes de production

Les recettes de production dans les ZNI s'élèvent en 2014 à 245,0 M€. Elles sont calculées comme indiqué dans le tableau 2.3.

Tableau 2.3. - Recettes de production d'EDF dans les ZNI en 2014

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

(1) le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total issu de la vente d'électricité aux tarifs réglementés (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 A.2, ou ne donnant pas droit à compensation.
(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 SEI s'élevant respectivement à 952,5 M€ et 245,0 M€, le montant des surcoûts de production constatés dans les ZNI pour EDF en 2014 est de 707,4 M€.

2. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts d'achat supportés par EDF en 2014, en métropole continentale et dans les ZNI, sont dus aux contrats d'achat suivants :

- les contrats relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code l'énergie) ;
- les contrats issus des appels d'offres (article L. 311-10 du code précité) ;
- les contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-27 du code précité) ;
- les contrats conclus dans les ZNI avec des producteurs indépendants en dehors du cadre des articles L. 314-1, L. 311-10 et L. 121-27 du code précité (V de l'article 4 du décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004), dits contrats de gré-à-gré ;
- les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables ».

En application du 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie, le montant des surcoûts est égal à la différence entre le prix d'acquisition de l'électricité payé en exécution des contrats en cause et :

- en métropole continentale, « les coûts évités à EDF, (…) calculés par référence aux prix de marché de l'électricité » ;
- dans les ZNI, le prix de l'électricité évalué à « la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité».

2.1. Coûts dus aux contrats d'achat
2.1.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat (hors ZNI)
2.1.1.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF (hors ZNI)

Les quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF en métropole continentale au titre de l'année 2014 sont présentés dans le tableau 2.4.
Au titre de 2014, 37,5 TWh ont été déclarés par EDF pour un montant de 5 290,1 M€.

Tableau 2.4. - Quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF pour 2014 (hors ZNI)

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

2.1.1.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE (hors ZNI)

Pour affiner son appréciation sur le droit à compensation des contrats déclarés, la CRE a vérifié, comme les années précédentes, la cohérence des données physiques (puissance contractuelle et productibles mensuels déclarés) et des prix d'achat pratiqués (prime fixe, rémunération proportionnelle et rémunération complémentaire en application des arrêtés tarifaires en vigueur) sur l'ensemble des contrats déclarés.
La CRE ne prend pas en compte le coût d'achat exposé si le contrat d'achat correspondant n'est pas signé, ou si une incertitude demeure sur la conformité de ce coût avec le contrat signé. Le nombre de contrats traités est en croissance exponentielle (de 4 500 en 2007 à 157 000 en 2011, 234 000 en 2012, 268 000 en 2013 et 300 000 en 2014). Ce nombre ne permet pas de procéder à une vérification individuelle des coûts des contrats.
La CRE a demandé à EDF des compléments sur 21 contrats (hors photovoltaïque) sur un total de 4 633 et sur 27 contrats photovoltaïques sur un total de 295 126. Ces contrôles ont permis de détecter certaines anomalies et de les corriger, conduisant à réduire les coûts d'achat et les volumes d'énergie pris en compte au titre de l'année 2014 de respectivement 700 k€ et 1,7 GWh.
La mise en place de commentaires normés par EDF dans les bases de contrats transmises à la CRE, fournissant des explications sur les écarts présentés par un certain nombre de contrats, permet d'alléger cette tâche de contrôle. Un contrôle par échantillonnage, qui a porté sur 57 contrats, soit environ 6 % du nombre de contrats commentés, n'a pas mis en évidence d'anomalie entre les éléments déclarés et les pièces justificatives.
Les quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE en métropole continentale pour 2014 sont détaillés dans le tableau 2.5.

Tableau 2.5 : quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE pour 2014 (hors ZNI)

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

Le volume d'énergie acheté sous obligation d'achat augmente de 0,9 % en 2014 par rapport à 2013, à 37,5 GWh. Cette hausse est liée à la croissance en volume des filières éolienne (+1 TWh) et photovoltaïque (+1,2 TWh), partiellement contrebalancée par la décroissance de la filière cogénération (-1,7 TWh) en raison de l'arrivée à échéance de nombreux contrats d'achats historiques (24). Le coût d'achat unitaire moyen du MWh progresse de 2,4 % à 141,2 €/MWh. Le coût d'achat total s'élève à 5 289,3 M€ pour 2014.
Les filières prépondérantes en volume sont l'éolien (43 % des volumes achetés), l'hydraulique (14 %) et le photovoltaïque (14 %).
Les coûts d'achat de l'électricité d'origine photovoltaïque sont en hausse de 13,5 %, pour s'établir à 2 278 M€. Les volumes produits augmentent de +27,5 % pour atteindre 5 395 GWh. Le coût d'achat unitaire passe à 422,2 €/MWh en 2014, soit une baisse de 11%, en raison du raccordement de grosses installations bénéficiant de tarifs plus faibles que la moyenne. La production d'électricité d'origine photovoltaïque représente 43 % du coût d'achat total.
Les volumes produits par la filière éolienne augmentent de 6,9 %, soit +1048 GWh, sous l'effet notamment de la croissance du parc en termes de puissance installée (+883 MW, soit une hausse de 11 %). Les coûts d'achat croissent au même rythme pour s'établir à 1 440 M€. Le coût d'achat unitaire progresse quant à lui de 0,4 % sous l'effet de l'indexation des tarifs d'achat et atteint 88,6 €/MWh en 2014.
Les quantités achetées auprès des installations de cogénération sont en baisse sensible de 26 %, sous l'effet de l'arrivée à échéance des contrats historiques C97 et C99. Une partie de ces installations rentre toutefois à nouveau dans le cadre de l'obligation d'achat, profitant de contrats « rénovation ». Le coût d'achat unitaire diminue de 2 % pour atteindre 134 €/MWh.
A fin 2014, le parc hydraulique sous obligation d'achat représente 1 674 MW. La production régresse de 2,5 % en 2014 soit -141 GWh, sous l'effet d'une moins bonne hydraulicité en 2014. Le coût d'achat augmente quant à lui de 3,7 % et s'établit à 390 M€, sous l'effet d'une hausse du coût unitaire moyen de 6,3 % (71,8 €/MWh en 2014.
Les filières biogaz et biomasse voient leurs volumes achetés augmenter respectivement de 17,4 % et 15,8 %. Les coûts d'achat unitaires augmentent respectivement de 5,6 % et 3,4 %, en raison de la mise en service d'installations bénéficiant de conditions de rémunération supérieures à celles des anciens contrats. Deux nouvelles installations de production d'électricité à partir de biomasse issues de l'appel d'offres de 2009 et représentant 16,4 MW, ainsi qu'une installation de 12 MW bénéficiant du régime de l'arrêté tarifaire de 2011 ont été mises en service en 2014. Pour la filière biogaz, 65 nouvelles installations sont comptabilisées en 2014 sous le régime de l'arrêté tarifaire de 2011, pour une puissance totale du parc de 269 MW à fin 2014 (+ 25 MW).
Les volumes achetés à la filière incinération décroissent de 13 % pour atteindre 2 421 GWh. Les coûts d'achat s'élèvent à 138 M€ pour l'année 2014.
Le parc des installations dispatchables diminue en 2014, avec 78 MW de puissance garantie à la fin de l'année. Les volumes produits augmentent toutefois et représentent 1 GWh en 2014, en raison d'appels plus nombreux qu'en 2013.

2.1.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus dans les ZNI

La CRE a retenu, au titre des contrats d'achat en ZNI, l'intégralité des quantités d'électricité et coûts d'achat transmis par EDF.
Les montants retenus au titre des contrats d'achat 2014 en ZNI sont ceux repris dans le tableau 2.6.

Tableau 2.6. - Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE dans les ZNI pour 2014

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

L'augmentation des montants achetés dans les ZNI par rapport à 2013 résulte de plusieurs facteurs mais s'explique essentiellement par l'hydraulicité faible et la mise en service progressive des centrales de production d'EDF PEI :

- après une année 2013 avec un niveau exceptionnel d'hydraulicité en Corse et à La Réunion, l'année 2014 se caractérise par une hydraulicité plus faible dans ces zones mais aussi en Guyane ce qui concourt à une sollicitation plus fréquente des centrales thermiques ;
- la croissance des couts d'achat de la filière thermique est liée à la mise en service des derniers moteurs des centrales d'EDF PEI sur les sites de Bellefontaine en Martinique et de Lucciana en Corse, et des sept moteurs de Pointe Jarry en Guadeloupe. La centrale de Port Est à La Réunion a fonctionné en année pleine pour la première fois. Du fait de l'arrivée des moyens de production d'EDF PEI, les turbines à combustion d'EDF SEI sur ces territoires ont été moins sollicitées. En revanche, en Guyane l'année 2014 a été marquée par la baisse notable de la production de la centrale de Dégrad des Cannes en raison d'avaries et d'un programme de maintenance plus dense qu'en 2013. Cette moindre disponibilité de la centrale de Dégrad des Cannes cumulée à une faible hydraulicité a augmenté le recours aux turbines à combustion dont le coût de production est plus élevé ;
- la production des centrales bagasse-charbon est en baisse par rapport à 2013, ce qui s'explique principalement par des indisponibilités fortuites importantes sur les centrales à la Réunion et par l'arrêt d'une tranche de production en Guadeloupe ;
- un recul de la production géothermique s'explique par les travaux de maintenances importants sur l'installation Bouillante 2 ;
- l'usine d'incinération des ordures ménagères en Martinique revient au régime de fonctionnement normal après une avarie majeure en 2013 ;
- l'augmentation de la production éolienne est en lien avec la disponibilité plus importante des parcs éoliens en Corse qui ont subi des avaries et des travaux en 2013 ;
- le développement de la production d'électricité issue d'installations photovoltaïques montre un ralentissement par rapport aux années précédentes. Entre 2013 et 2014, les volumes déclarés ont progressé de 3 % (de 12% entre 2012 et 2013) et le coût d'achat de 3 % (de 12% entre 2012 et 2013), ce qui a généré 6,5 M€ de coûts d'achat supplémentaires. Cette filière ENR reste de loin la plus coûteuse en €/MWh produit ;
- La CRE a constaté que, depuis leurs mises en service et jusqu'à 2014, les cinq installations photovoltaïques situées sur les Îles Bretonnes ont été comptabilisées dans le périmètre des contrats métropolitains d'EDF. Désormais les charges dues aux coûts d'achat d'électricité produite par ces installations sont affectées au périmètre des ZNI (8 k€ pour 14 MWh produits en 2014).

Le coût d'achat total retenu dans les ZNI s'élève à 1 326,5 M€ en 2014.

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 l'application correcte de la rémunération complémentaire facturée par le producteur. Le coût de ce contrôle est compensé, car il est un élément de détermination du coût d'achat pour les installations de cogénération.
Les coûts des contrôles effectués au titre de l'année 2014 et dont les résultats sont stabilisés à la date de déclaration des charges représentent 4,6 k€.

2.2. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat
2.2.1. Coût évité par les contrats d'achat hors ZNI
2.2.1.1. Cas général

Le 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie dispose que les coûts évités à EDF par les contrats d'achat en métropole continentale sont évalués « par référence aux prix de marché de l'électricité ».
La méthodologie d'évaluation du coût évité par EDF en métropole est détaillée dans la délibération de la CRE du 25 juin 2009. Dans le cas général des filières sous obligation d'achat, le coût évité à EDF distingue le coût évité par la production quasi-certaine et celui évité par la production dite aléatoire. Des méthodologies d'évaluation particulières sont prévues pour la filière photovoltaïque, les filières dispatchables et les contrats dont la rémunération est horosaisonnalisée.
Le coût évité par la production quasi-certaine est calculé en fonction des prix de marché à terme. La production quasi-certaine est composée d'une part d'un ruban de base, produit et acheté toute l'année, et d'autre part de trois blocs supplémentaires, correspondant au surplus de production hivernaux du premier trimestre et des mois de novembre et décembre (25).
Le coût évité par la production aléatoire est calculé en fonction de la moyenne mensuelle des prix de marché spot de l'électricité, à l'exception de la filière éolienne pour laquelle une méthodologie spécifique est utilisée à la suite de la délibération du 15 octobre 2014 portant proposition relative aux charges de service public de l'électricité et à la contribution unitaire pour 2015. Pour cette filière, le coût évité est calculé à partir d'un prix moyen pondéré par les volumes aléatoires produits, afin de tenir compte des effets de corrélation entre ces volumes et les prix spot.
Le coût évité obtenu s'élève pour l'année 2014 à 1 159,4 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »), alors qu'il était de 1 505,5 M€ en 2013. Cette baisse s'explique par la baisse des prix de marché ainsi que par la comptabilisation d'une part plus importante des volumes achetés au titre des coûts évités par les installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable ».
Coût évité par la production quasi-certaine
La puissance quasi-certaine retenue pour l'année 2014 est indiquée dans le tableau 2.7.

Tableau 2.7. - Puissance quasi-certaine retenue pour 2014

(26) Premier trimestre
(27) M11 : novembre ; M12 : décembre

Tableau 2.8. - Prix de marché retenus pour 2014, en €/MWh

Ainsi, le coût évité par la production quasi-certaine, correspondant à 16,2 TWh, est de 804,7 M€.
Coût évité par la production aléatoire pour les filière relevant du cas général
Le coût évité par la production aléatoire hors photovoltaïque s'élève à 354,7 M€ (hors contrats photovoltaïques, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »). Ce montant est détaillé dans le tableau 2.9.

Tableau 2.9. - Prix de marché mensuels et coût évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2014 (hors contrats PV, contrats horosaisonnalisés, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »)

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

2.2.1.2. Coût évité par la production photovoltaïque

La méthode de calcul du coût évité par la production photovoltaïque, décidée sur la base des recommandations du rapport Charpin-Trink issu de la concertation postérieure au moratoire de 2011, vise à mieux prendre en compte les caractéristiques de la production PV. Le coût évité par cette production est calculé par référence à un prix moyen mensuel, basé sur les prix spot horaires du marché de gros pondérés par les coefficients de production horosaisonniers de la production solaire issus du profil PRD3 (profil utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution).
Le calcul du coût évité par la production photovoltaïque distingue les contrats d'achat selon leur rythme de facturation (mensuel, semestrielle ou annuelle). Pour ces trois types de contrats, un prix de référence est calculé pour chaque mois, égal à la moyenne pondérée des prix profilés sur la période couverte par la facture (un, six ou douze mois glissants).
Le coût évité par la production photovoltaïque en 2014 s'élève ainsi à 196,4 M€. Ce montant est détaillé dans le tableau 2.10.

Tableau 2.10. - Prix de référence et coût évité à EDF par les contrats d'achat PV (hors ZNI) en 2014

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

2.2.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat horosaisonnalisé

Certaines installations bénéficient de contrats d'achat à différenciation horosaisonnière : la rémunération du producteur par EDF dépend du moment où il produit son électricité. Les périodes horosaisonnières où le tarif est élevé correspondent sensiblement aux heures où le prix de marché est haut. Il existe donc dans le cas de ces contrats une corrélation temporelle entre le volume acheté par EDF et le prix de marché.
Le coût évité doit par conséquent être calculé par poste horosaisonnier. Sont utilisés à cette fin les prix de marché horaires. Le coût évité correspondant pour l'année 2014 est égal à 62,5 M€.

2.2.1.4. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable »

Les installations « dispatchables », qui font l'objet de contrats type « appel modulable », représentaient en 2014 une puissance garantie de 89 MW. Le service rendu à EDF par ces installations est double : la mise à disposition de capacités de puissance permet à EDF d'assurer ses obligations en termes de risque de défaillance et l'énergie produite participe à la fourniture des clients en période de pointe. La valorisation de ces centrales doit donc tenir compte, non seulement de l'énergie produite, mais également de la capacité de puissance garantie.
La valorisation de la puissance mise à disposition de RTE dans le cadre des réserves complémentaires est retenue pour le calcul du coût évité. La prime fixe unitaire pour la puissance mise à disposition est calculée à partir de la moyenne des offres retenues dans le cadre des appels d'offres organisés par le gestionnaire de réseau de transport. Le coût fixe évité par les installations « dispatchables » est ainsi évalué à 2,4 M€.
Le coût évité « énergie » se calcule en fonction de l'utilisation effective par EDF de l'énergie achetée. L'énergie achetée pour l'ajustement est valorisée au prix des écarts à la hausse constaté sur le mécanisme d'ajustement pour chaque période d'appel considérée (soit un coût évité de 0,12 M€). L'énergie achetée pour une utilisation hors ajustement est valorisée sur la base d'une moyenne mensuelle des prix spots de pointe (soit un coût évité de 0,02 M€). Le coût évité à EDF en 2014 par les installations « dispatchables » bénéficiant d'un contrat de type « appel modulable » est de 2,5 M€.

2.2.1.5. Cas particulier des installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable » ou fonctionnant en dehors des périodes d'appel

A l'instar des contrats de type « appel modulable », le basculement en mode « dispatchable » d'une installation de cogénération traduit la mise à disposition de capacité de puissance au bénéfice d'EDF.
Ces installations, une fois basculées, doivent être valorisées suivant les mêmes principes que ceux prévalant pour les contrats « appel modulable », le service rendu à EDF étant analogue : la mise à disposition de capacités de puissance permet à EDF d'assurer ses obligations en termes de risque de défaillance et l'énergie produite participe à la fourniture des clients en période de pointe. Le calcul du coût évité par ces installations nécessite donc de distinguer les achats effectués avant et après passage en mode dispatchable.
Par ailleurs, l'arrêté du 11 octobre 2013 a modifié les conditions d'achat des installations de cogénération, en introduisant notamment une rémunération de l'électricité produite hors période d'appel au prix de règlement positif des écarts sur le mécanisme d'ajustement moyen sur la journée de production. Le coût évité de ces installations est dès lors calculé au pas journalier, et présenté dans cette section.
Les achats effectués auprès des installations de cogénération ayant fonctionné en mode « dispatchable » ou ayant produit en dehors des périodes d'appel s'élèvent à 2 721 GWh, pour un montant d'achat retenu de 380 M€.
Coût évité hors mode « dispatchable »
Le coût évité par les achats effectués aux installations de cogénération en dehors des périodes de dispatchabilité s'établit sur les mêmes bases que celles applicables aux contrats standards pour la part aléatoire de la production, hormis la production en dehors des périodes d'appel dont le coût évité est évalué à partir des prix de marché journaliers. Ce coût évité est ainsi évalué à 105,8 M€.
Coût évité en mode « dispatchable »
Le coût évité par les achats effectués en mode « dispatchable » s'effectue suivant la même méthodologie que celle applicable aux centrales « dispatchables » et nécessite donc de déterminer un coût fixe évité et un coût évité « énergie ».
A l'instar des contrats « appel modulable », le coût fixe évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable » s'établit en utilisant comme référence la valorisation moyenne de la puissance mise à disposition de RTE dans le cadre des réserves complémentaires.
Le coût fixe évité en 2014 est évalué à 4,0 M€ pour l'ensemble des installations considérées. Le calcul du coût évité « énergie », quant à lui, ne peut s'effectuer à partir du mécanisme d'ajustement, dans la mesure où les contraintes d'appel afférentes aux installations de cogénération (préavis, montée en charge, durée minimale d'appel) ne permettent pas à EDF d'utiliser ces dernières sur ce mécanisme. Le coût évité « énergie » doit s'établir, pour chacune de ces installations, à partir des prix de marché horaires moyens sur les jours d'appel correspondants. Le coût évité « énergie » est ainsi évalué à 0,1 M€.
Le coût évité à EDF en 2014 par les installations de cogénération ayant fait l'objet d'un basculement ou d'une reconduction en mode « dispatchable » est de 110,0 M€.

2.2.1.6 Coût total évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI)

Le coût total évité à EDF par les contrats d'achat en métropole continentale est de 1 530,8 M€ (1 159,4 M€ + 196,4 M€ + 62,5 M€ + 2,5 M€ +110,0 M€).

2.2.2. Coût évité par les contrats d'achat dans les ZNI

Conformément au décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004, les surcoûts dus aux contrats d'achat dans les ZNI sont calculés par rapport à la part production du tarif de vente (tableau 2.3). L'électricité achetée par EDF valorisée à cette part production est évaluée à 294,3 M€, comme détaillé dans le tableau 2.11.

Tableau 2.11. - Coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2014

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

(*) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte au titre des surcoûts de production.

2.3. Surcoûts dus aux contrats d'achat supportés par EDF

Les surcoûts supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2014 s'élèvent à :

- 3 758,6 M€ en métropole continentale (5 289,3 M€ de coût d'achat + 0,005 M€ de coût de contrôle des cogénérations - 1 530,8 M€ de coût évité) ;
- 1 032,2 M€ dans les ZNI (1 326,5 M€ de coût d'achat - 294,3 M€ de coût évité),

soit un total de 4 790,7 M€.

5. Charges dues à la rémunération de la disponibilité des cogénérations de plus de 12 MW
5.1. Contexte

La loi n° 2013-619 du 16 juillet 2013 portant diverses dispositions d'adaptation au droit de l'Union européenne dans le domaine du développement durable a instauré une prime transitoire à la capacité pour les centrales de cogénération de plus de 12 MW. L'article L. 314-1-1 du code de l'énergie ainsi créé disposait que les centrales de cogénération de plus de 12 MW qui sont sorties de l'obligation d'achat peuvent signer un contrat avec EDF qui rémunère la disponibilité annuelle de leur capacité de production.
Un arrêté du 19 décembre 2013 (28) a fixé le montant maximal de la rémunération annuelle à 45 000 € par MWe de puissance garantie. Cette rémunération est composée d'une rémunération plancher de la puissance garantie en été et en hiver et de la prise en compte de l'amortissement des investissements de rénovation. La rémunération plancher peut être diminuée en cas d'économie d'énergie primaire Ep inférieure à l'Ep de référence ou en cas de mauvaise disponibilité de l'installation.
Ces dispositions ont été jugées contraires à la constitution par la décision 2014-410 QPC du 18 juillet 2014 du Conseil constitutionnel (société Roquette Frères). Cependant, le Conseil constitutionnel a jugé que la remise en cause, en cours d'année, de cette rémunération aurait des conséquences manifestement excessives. En conséquence, les rémunérations dues en vertu de contrats déjà conclus au titre des périodes antérieures au 1er janvier 2015 ne sont pas remises en cause.
Une disposition similaire a été réintroduite à l'article L. 314-1-1 du code de l'énergie par la loi n°2014-1545 du 20 décembre 2014 relative à la simplification de la vie des entreprises. Un nouvel arrêté reprenant l'essentiel des modalités de l'arrêté du 19 décembre 2013, a été publié le 1er juillet 2015.

5.2. Montant des charges constatées

Au cours de l'année 2014, EDF a rémunéré treize installations de cogénération dans les conditions fixées par l'arrêté du 19 décembre 2013, représentant une puissance garantie totale de 909 MW en hiver et de 726 MW en été. Le montant total des primes versées au titre de la rémunération plancher de ces installations s'élève à 24,2 M€. La rémunération de l'amortissement des investissements de rénovation est prise en compte au titre de l'année 2013 et est présentée dans l'annexe 3.
Par ailleurs, les frais de certification de la disponibilité de ces installations s'élèvent à 78 k€.
Le montant total des charges à compenser en 2014 s'élève à 24,3 M€.

6. Charges dues aux dispositifs sociaux

La tarification spéciale « produit de première nécessité » est entrée en vigueur le 1er janvier 2005. Elle a par la suite été renommée « tarif de première nécessité » (TPN). L'arrêté du 5 août 2008 fixe le plafond de ressources pour en bénéficier au plafond d'ouverture des droits à la couverture maladie universelle complémentaire. L'article 4-1 du décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 relatif à la tarification spéciale de l'électricité comme produit de première nécessite prévoit en outre, pour les clients concernés par la tarification de première nécessité, la gratuité de la mise en service et une réduction de 80 % sur les frais de déplacement pour impayés. Ces pertes de recettes et frais supplémentaires doivent faire l'objet d'une compensation au profit des opérateurs concernés. L'arrêté du 23 décembre 2010 a modifié l'annexe du décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 et a revu à la hausse (+ 10 %) le niveau des réductions et des versements forfaitaires. Le chapitre Ier du décret n°2012-309 du 6 mars 2012 a modifié la procédure d'attribution du TPN aux ayants droit, rendant celle-ci automatique, sauf refus exprès de leur part.
La loi n° 2013-312 du 15 avril 2013 visant à préparer la transition vers un système énergétique sobre et portant diverses dispositions sur la tarification de l'eau et sur les éoliennes a étendu les critères d'éligibilité des bénéficiaires du TPN en introduisant un critère de revenu fiscal de référence par part. Le fichier des ayants droit est désormais établi à partir d'informations provenant des organismes de sécurité sociale et de l'administration fiscale. La loi prévoit en outre l'extension du TPN aux gestionnaires de résidences sociales, au sens de l'article L.633-1 du code de l'habitation et de la construction. Elle étend aussi à tous les fournisseurs la mise en œuvre du TPN.
Le décret n°2013-1031 du 15 novembre 2013 a revu en profondeur le mécanisme en mettant en place des déductions forfaitaires en fonction de la composition du foyer et de la puissance souscrite. Avant ce décret, l'aide consistait en une réduction sur l'abonnement et sur la consommation d'électricité des 100 premiers kWh.
Par ailleurs, les charges supportées du fait du TPN permettent aux opérateurs de bénéficier d'une compensation en cas de participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité. Cette compensation peut s'élever jusqu'à 20 % des pertes de recettes et des coûts relatifs à la mise en œuvre du TPN, dans la limite du concours financier de l'opérateur au fonds de solidarité pour le logement (arrêté du 24 novembre 2005 fixant le pourcentage de prise en compte, dans les charges de service public de l'électricité, de la participation instituée en faveur des personnes en situation de précarité).

4.1. Charges dues au « tarif de première nécessité »
4.1.1. Pertes de recettes dues au TPN

Les pertes de recettes dues au TPN se sont élevées en 2014 à 174,9 M€, contre 98,7 M€ en 2013. Cette augmentation des pertes de recettes est principalement due à l'automatisation de la procédure d'attribution du TPN et à l'élargissement de la cible de bénéficiaires, ainsi qu'à l'application du TPN aux résidences sociales (56 000 logements bénéficiaires en 2014, pour une perte de recettes de 2,2 M€). Elle intègre également l'application rétroactive du TPN au 1er novembre 2013 pour les nouveaux bénéficiaires identifiés fin 2013 (7,6 M€), ainsi que la comptabilisation des pertes de recettes en ZNI liées à l'ancien mode de fonctionnement du TPN (1,5 M€).
Au 31 décembre 2014, 2 348 000 clients bénéficiaient du TPN, soit une hausse de 44 % par rapport à fin 2013.

4.1.2. Surcoûts de gestion

Les frais spécifiques dus à la mise en œuvre du TPN sont en hausse. Ils passent de 7,1 M€ en 2013 à 10,1 M€ en 2014. Cette croissance s'explique principalement par l'augmentation du nombre de bénéficiaires du TPN. Les frais de personnel déclarés par EDF augmentent légèrement, malgré l'automatisation de la procédure d'attribution. Cette hausse s'explique par un nombre important de retraitements manuels dans les cas où la procédure d'attribution automatique n'a pas fonctionné et par les actions connexes (communication, formations interne et externe, pilotage, etc.). Le montant de ces frais de personnel a toutefois été revu à la baisse par EDF à la suite de leur analyse critique par la CRE.

4.1.3. Services liés à la fourniture

Les charges imputables aux services liés à la fourniture des clients au TPN se sont élevées en 2014 à 4,0 M€. Elles ont augmenté de plus de 50 % par rapport à 2013 (2,5 M€).
4.1.4. Bilan des charges liées au TPN
Le total des charges à compenser à EDF en 2014 au titre du « tarif de première nécessité » s'élève à 188,9 M€, ZNI incluses.

4.2. Charges dues au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité

Compte tenu des dispositions réglementaires, la compensation d'EDF au titre de sa participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité est de 23,3 M€. Ce montant représente la totalité des versements d'EDF aux fonds de solidarité pour le logement en 2014, dans la mesure où il est inférieur au plafond fixé à 20 % des charges liées au TPN.
Les charges à compenser à EDF en 2014 au titre des dispositifs sociaux s'élèvent finalement à 212,2 M€, contre 130,0 M€ en 2013.

B. Charges supportées par les entreprises locales de distribution constatées au titre de 2014
1. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts d'achat supportés par les entreprises locales de distributions (ELD) en 2014 sont dus aux contrats :

- relevant de l'obligation d'achat (article L.314-1 du code de l'énergie) ;
- les contrats issus des appels d'offres (article L. 311-10 du code précité) ;
- conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L.121-7 du code précité).

Pour affiner son appréciation sur le droit à compensation des contrats déclarés, la CRE a vérifié, comme les années précédentes, la cohérence des données physiques (puissance contractuelle et productibles mensuels déclarés) et des prix d'achat pratiqués (prime fixe, rémunérations proportionnelles, rémunération complémentaire eu égard aux arrêtés tarifaires en vigueur) sur l'ensemble des contrats déclarés.
La CRE ne prend pas en compte le coût d'achat exposé si une incertitude demeure sur la conformité du coût exposé avec les conditions de rémunération prévues par les arrêtés tarifaires correspondants. Le nombre de contrats des ELD traités est en croissance constante (de 1 554 en 2009 à 12 750 en 2012 ,15 291 en 2013 et 17 241 en 2014). Ce nombre ne permet pas de procéder à une vérification individuelle des coûts des contrats. La CRE a demandé aux ELD les factures et les détails de calculs pour les contrats présentant les écarts les plus importants entre les montants exposés et les montants normatifs à disposition de la CRE.
Les réponses apportées n'ont pas permis de valider sans réserve la totalité de ces contrats et ont nécessité la correction de certains montants exposés. Les informations fournies par les ELD ont mis en évidence une confusion récurrente quant à l'application des formules d'indexation des différents arrêtés tarifaires photovoltaïques. Une autre difficulté consiste dans l'identification par les producteurs ou par les ELD des bons coefficients d'indexation pour toutes les filières de production. La CRE constate que les factures sont souvent établies par les producteurs sans suivi régulier ou contrôle spécifique de la part des ELD.
Conformément au mécanisme introduit par la loi de finances rectificative pour 2011, les coûts évités sont calculés par référence aux tarifs de cession pour le volume d'achat se substituant aux quantités d'électricité acquises à ces tarifs et aux prix de marché de l'électricité pour le volume restant. La CRE doit donc désormais vérifier dans quel périmètre a été injectée l'électricité issue des contrats d'obligation d'achat, afin de savoir si cette électricité se substitue à de l'énergie achetée au prix de marché ou au tarif de cession.
En 2014, 7 ELD se sont approvisionnées à la fois aux tarifs de cession et sur le marché. Elles ont cependant toutes injecté la totalité de l'énergie issue des contrats d'obligation d'achat dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés de vente, et leur coût évité est donc calculé en référence aux tarifs de cession.
Les surcoûts retenus au titre de l'obligation d'achat s'élèvent ainsi, en 2014, à 193,0 M€, en hausse de 9 % par rapport à 2013. Cette augmentation s'explique notamment par le développement de la filière photovoltaïque. Les surcoûts d'achat de cette filière s'élèvent à 121 M€, bien supérieurs à ceux de l'éolien (39 M€) et de la biomasse (12 M€).

2. Charges dues aux dispositifs sociaux

L'entrée en vigueur, en 2005, de la tarification spéciale « produit de première nécessité » (TPN) induit, pour les ELD concernées, des pertes de recettes et des frais de mise en œuvre supplémentaires (par rapport à ceux supportés pour une gestion « classique » du portefeuille de clients), notamment des frais de personnel et des prestations externes.
Au total, les surcoûts de gestion se sont élevés en 2014 à 0,84 M€, dont 0,77 M€ de frais de personnel. Ce surcoût a progressé de 12 % par rapport à 2013 (0,75 M€), en raison notamment de l'augmentation du nombre de bénéficiaires : +59 %, soit 67 820 clients bénéficiaires à fin 2014.
La CRE constate une forte disparité dans les coûts de gestion exposés à la compensation. Le niveau de ces coûts, rapportés au nombre de clients bénéficiaires, diverge fortement entre les fournisseurs (de 2 à 137 € par client), qu'il y ait recours ou non à un prestataire extérieur. Les frais de mise en œuvre peuvent ainsi représenter jusqu'à 83 % du total des charges retenues au titre de l'application du TPN.
Les charges relatives à la tarification spéciale « produit de première nécessité » sont évaluées, pour 2014, à 5,9 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 2014, cette compensation s'élève à 0,6 M€ pour l'ensemble des ELD ayant déclaré des charges afférentes à ce dispositif.
Les charges dues aux dispositifs sociaux s'élèvent, pour 2014, à 6,5 M€ (5,9 M€ + 0,6 M€), en augmentation de 93 % par rapport à 2013.

3. Détail des charges constatées par les ELD au titre de 2014

Le montant total des charges supportées par les ELD en 2014 s'élève à 199,5 M€, dont 193,0 M€ dus aux contrats d'achat et 6,5 M€ aux dispositifs sociaux. Les principaux éléments de calcul sont indiqués dans le tableau 2.12.

Tableau 2.12. - Charges supportées par les ELD au titre de 2014

C. Charges supportées par les fournisseurs alternatifs constatées au titre de 2014

La loi n° 2013-312 du 15 avril 2013 visant à préparer la transition vers un système énergétique sobre et portant diverses dispositions sur la tarification de l'eau et sur les éoliennes étend la mission de mise en œuvre du TPN à l'ensemble des fournisseurs d'électricité. Les fournisseurs alternatifs peuvent donc proposer le TPN à leurs clients, et être compensés des surcoûts en résultant, dans les conditions définies à l'article L.121-8 du code de l'énergie.
Sur l'ensemble des fournisseurs alternatifs, six ont déclaré des charges en 2014 au titre de la mise en œuvre du TPN représentant un montant total de 4,0 M€, pour 48 774 bénéficiaires. Le détail est donné dans le tableau suivant.

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 fournisseur alternatif, à hauteur de 20 % des charges dues au TPN, dans la limite des versements effectués au fonds de solidarité pour le logement. Pour 2014, cette compensation s'élève à 0,3 M€ pour l'ensemble des fournisseurs alternatifs ayant déclaré des charges afférentes à ce dispositif.
Les charges dues aux dispositifs sociaux s'élèvent, pour 2014, à 4,3 M€ (4,0 M€ + 0,3 M€).

D. Charges supportées par Electricité de Mayotte constatées au titre de 2014

Les charges de service public de l'électricité supportées par Electricité de Mayotte (EDM) résultent de la péréquation tarifaire et sont constituées :

- des surcoûts de production ;
- des surcoûts d'achat imputables au développement de projets de production indépendants.

La loi n° 2013-312 du 15 avril 2013 visant à préparer la transition vers un système énergétique sobre et portant diverses dispositions sur la tarification de l'eau et sur les éoliennes a étendu les critères d'éligibilité du TPN en introduisant un critère de revenu fiscal de référence par part. Cette extension des critères d'éligibilité a eu pour effet de permettre l'application du TPN à Mayotte, ce qui n'était pas possible auparavant en raison de l'absence d'organisme d'assurance maladie sur ce territoire.
Pour autant, en 2014, l'administration fiscale n'était pas encore en mesure de déterminer les ayants-droit. Ainsi, la mise en œuvre du TPN n'a pas eu lieu en 2014 à Mayotte. La perspective de sa mise en œuvre n'a pas induit de frais supplémentaires pour EDM au titre de l'exercice 2014. Aucun bénéficiaire potentiel n'a, à ce jour, demandé spontanément à bénéficier du TPN.

1. Coûts de production
1.1. Coûts de production déclarés par EDM

Les coûts de production comprennent les frais de commercialisation supportés par EDM, qui correspondent aux coûts liés aux actions conduites en faveur de la maîtrise de la demande d'électricité, à l'instar de la méthodologie appliquée pour EDF.
L'année 2014 est caractérisée par une continuité de la croissance de la consommation (+5 % par rapport à l'année 2013).
Les coûts de production déclarés par EDM s'élèvent, pour 2014, à 94,5 M€. Ces coûts sont en baisse par rapport à ceux de 2013 (- 3 %). Cette situation s'explique par deux événements exceptionnels :

- EDM a découvert qu'elle n'était redevable de la Taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) qu'à partir de l'année 2014. Ainsi, le montant de la TGAP 2013 repris en 2014 a diminué les coûts au travers du poste « impôts et taxes ».
- afin d'actualiser les clauses du contrat de concession datant du 15 avril 1997 obsolètes au regard des évolutions législatives et réglementaires relatives au service public de l'électricité un avenant à ce contrat a été conclu le 1er octobre 2014 entre l'autorité concédante et EDM. En application de cet avenant les ouvrages de production de Badamiers sont sortis du périmètre de la concession pour intégrer les biens propres d'EDM. Dans le cadre de cette mise en conformité réglementaire, les provisions pour renouvellement de ces ouvrages de production ont donc été reprises, l'obligation contractuelle correspondante disparaissant à cette occasion.

En application de l'arrêté du 23 avril 2014, EDM a intégré le système d'échange des quotas de CO2. En 2014, le déficit de quotas d'émission d'EDM s'élevait à environ 0,2 millions de tonnes. Les coûts supportés par EDM au titre de l'acquisition des quotas viennent augmenter ses coûts de production de 1,3 M€.
Les coûts de production pris en compte au titre de l'année 2014 s'élèvent à 95,7 M€ (94,5 M€ + 1,3 M€).

1.2. Coûts exclus de la gestion des moyens de production

L'analyse menée par la CRE les années précédentes sur la conformité de la gestion des moyens de production aux règles de préséance économique a été reconduite sur l'exercice 2014. 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 2014, le taux de disponibilité du principal moyen de production de l'île s'est élevé à 89,6 %.

2. Recettes de production

Les recettes de production en 2014 issues de la vente d'électricité aux clients mahorais ne sont pas directement accessibles dans la comptabilité d'EDM. Elles sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires issu de la vente d'électricité en 2014 (incluant les recettes qu'auraient perçues EDM si les agents payaient leur électricité aux tarifs de vente réglementés) les recettes de distribution et les recettes relatives à la gestion de la clientèle, puis en ajoutant les recettes liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts de production dus à leur fourniture devant être compensés).

2.1. Recettes de distribution

La part réseau dans les tarifs réglementés de vente est égale aux coûts de réseau à Mayotte.
Dans ce cadre, les coûts de distribution supportés par EDM en 2014 s'élèvent à 22,2 M€ et se répartissent comme suit :

- coûts de distribution (hors services systèmes et pertes, et incluant une rémunération à 7,25 % des capitaux) : 21,6 M€
- achat des services systèmes : 0,25 M€
- achat des pertes : 0,4 M€

2.2. Recettes de gestion de la clientèle

A la différence des autres zones non interconnectées dans lesquelles le TURPE s'applique, à Mayotte, les recettes d'acheminement sont considérées égales aux coûts de réseau. Le TURPE, qui fixe une valeur normative de la composante de gestion clientèle pour le gestionnaire de réseau, ne peut donc être utilisé pour déterminer les recettes de gestion clientèle d'un fournisseur en appliquant la clef de répartition classique 80/20.
A Mayotte, la CRE évalue les recettes de gestion clientèle non pas en utilisant les valeurs du TURPE, mais en considérant, après analyse, que les recettes de gestion clientèle représentent 65 % des coûts de gestion supportés par EDM.
Pour 2014, ces recettes sont évaluées à 1,2 M€.

2.3. Recettes de production

Les recettes totales d'EDM en 2014 (augmentées des recettes théoriques qu'EDM aurait perçues auprès de ses agents si ces derniers étaient assujettis aux tarifs réglementés) s'élèvent à 27,6 M€.
Les recettes de production, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s'établissent, pour 2014, à 4,5 M€ (cf. tableau 2.13).

Tableau 2.13 : recettes de production constatées par EDM au titre de 2014

* 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 D.4.

3. Surcoûts de production

Les coûts et recettes de production d'EDM retenus par la CRE pour 2014 étant respectivement de 95,7 M€ et 4,5 M€, le montant définitif des surcoûts de production d'EDM au titre de l'année 2014 s'élève à 91,2 M€.

4. Surcoûts dus à l'obligation d'achat

En 2014, EDM a supporté des charges liées à l'obligation d'achat. Ces charges résultent du développement de la filière photovoltaïque. Les volumes achetés par EDM sont en hausse de 1 % par rapport à 2013. Le seuil de déconnexion de 30 % pour les énergies intermittentes n'a pas été franchi et aucune déconnexion d'installation photovoltaïque n'a donc eu lieu en 2014. Les volumes d'achat s'élèvent, pour 2014, à 16,6 GWh pour un montant de 7,5 M€.
Conformément au décret du 28 janvier 2004, les surcoûts dus aux contrats d'achat dans les ZNI sont calculés par rapport à la part production du tarif de vente. L'électricité achetée par EDM, valorisée à la part production, est évaluée à 0,2 M€, comme détaillé dans le tableau 2.14.
Les surcoûts supportés par EDM résultant des contrats d'achat en 2014 s'élèvent à 7,2 M€.

Tableau 2.14. - Surcoûts dus aux contrats d'achat supportés par EDM au titre de 2014

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

5. Bilan de charges d'Electricité de Mayotte

Les charges de service public de l'électricité supportées par Electricité de Mayotte en 2014 s'élèvent à 98,5 M€ (91,2 M€ au titre de surcoûts de production et 7,2 M€ au titre de surcoûts d'achat).

E. Charges de service public constatées au titre de 2014

Le montant total des charges de service public de l'électricité constatées au titre de 2014 s'élève à 6 037,0 M€. La répartition est fournie dans le tableau 2.15.

Tableau 2.15. - Charges de service public constatées au titre de 2014

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

La comparaison des charges de service public prévisionnelles et constatées au titre de 2014 est fournie dans le tableau 2.16.
L'écart entre les charges prévisionnelles et les charges constatées au titre de 2014 (- 148,7 M€) (cf. tableau 2.16) s'explique essentiellement par l'erreur de prévision des charges dues aux dispositifs sociaux sur le périmètre EDF, qui sont moins importantes que prévues du fait d'un nombre de bénéficiaires du TPN moins important que celui estimé (écart d'environ 1,4 millions de bénéficiaires).
L'écart relatif aux surcoûts de production supportés par EDF en métropole s'explique principalement par la baisse des prix de marché, en partie contrebalancée par un développement des filières sous obligation d'achat moins important que prévu.
L'écart observé dans les ZNI s'explique principalement par une consommation d'électricité moins importante que prévue et la diminution des coûts d'exploitation afférents aux centrales thermiques d'EDF SEI due à leur arrêt progressif plus importante qu'estimée initialement.
L'écart observé sur les ELD s'explique par une surestimation de développement et de la production de l'ensemble de filières mais essentiellement de la filière éolienne.

Tableau 2.16. - Comparaison des charges de service public prévisionnelles et constatées au titre de 2014

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

(20) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon (SPM), les îles bretonnes de Molène, d'Ouessant, de Sein, l'archipel des Glénans et l'île anglo-normande de Chausey.
(22) Intercontinental Exchange.
(23) Répartition des coûts de gestion de la clientèle « fournisseur 80 % / gestionnaire de réseaux 20 % »
(24) Contrats « 97-01 » et « 99-02 ».
(25) Voir délibération du 25 juin 2009 pour une explication détaillée du mécanisme.
(28) Arrêté du 19 décembre 2013 pris en application de l'article L 314-1-1 du code de l'énergie relatif à la prime rémunérant les disponibilités des installations de cogénération supérieurs à 12 MW et ayant bénéficié d'un contrat d'obligation d'achat.

ANNEXE 3
CONTRIBUTIONS RECOUVRÉES 2014 (CR14)

En 2014, tous les opérateurs supportant des charges de service public ont été compensés à hauteur de leurs charges de service public prévisionnelles, à l'exception d'EDF et de deux ELD : la régie communale d'électricité de Rédange, qui a cessé ses activités, et la régie municipale d'électricité Montataire, retardataire dans ses déclarations de reversement de la CSPE.
Les compensations des opérateurs proviennent :

- des contributions recouvrées auprès de leurs clients finals ;
- et, pour certains opérateurs, de reversements versés par la Caisse des dépôts et consignations à partir d'un fonds alimenté par le reversement des contributions recouvrées par les opérateurs au-delà de leurs charges, par 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 et par les produits financiers réalisés dans la cadre de la gestion du fonds (soit 12,6 k€ en 2014).

Par ailleurs, quatre ELD ont dû reverser à la Caisse des dépôts le montant de leurs charges prévisionnelles 2014 notifiées, ces dernières étant négatives du fait de la régularisation de l'année 2012 pour laquelle les charges constatées ont été largement inférieures à celles prévues par ces ELD.
Le bilan des compensations reçues au 30 juin 2015 est donné dans le tableau ci-dessous.

ANNEXE 4
RELIQUATS 2002 À 2013

La présente annexe traite les charges déclarées au titre des années 2002 à 2013 et qui n'avaient pas pu être intégrées aux charges constatées pour ces exercices n'étant pas déclarées ou faute de justification suffisante. Celles pour lesquelles les justifications ont été apportées sont intégrées au montant des charges de 2016.
Avertissement
Tous les résultats sont arrondis à une décimale (la plus proche) dans le corps du document. Toutefois, les résultats finaux 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. Surcoûts supportés par EDF
1. Obligation d'achat en métropole continentale
1.1. Surcoûts supportés au titre de l'année 2009

La régularisation de la rémunération de deux installations hydrauliques et biogaz conduit à la prise en compte d'un terme correctif de -13,1 k€ au titre de l'année 2009.

1.2. Surcoûts supportés au titre de 2010

Outre la régularisation de la rémunération des contrats hydraulique et biogaz citée précédemment au titre de l'année 2010, six contrats photovoltaïques sont présentés au titre de reliquats pour cette même année. Le surcoût total en résultant s'élève à -139,5 k€ pour un volume produit de 15 MWh.

1.3. Surcoûts supportés au titre de 2011

Cinquante-trois contrats photovoltaïques ont été présentés à la compensation en tant que reliquats de l'année 2011, pour un volume total produit de 177 MWh. La régularisation de la rémunération d'un contrat hydraulique, d'un contrat biogaz et de trois contrats photovoltaïques est également prise en compte, portant le terme correctif à prendre en compte au titre de l'année 2011 à - 63,2 k€.

1.4. Surcoûts supportés au titre de 2012

Deux cent seize contrats photovoltaïques qui n'avaient pas donné lieu à compensation ont été présentés au titre de l'année 2012. Ils représentent 459,8 k€ de coût d'achat.

Tableau 1.1 : quantités d'électricité et coûts d'achat relatifs aux contrats 2012 hors ZNI retenus a posteriori par la CRE

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

Par ailleurs, la régularisation de la rémunération d'un contrat hydraulique, d'un contrat biogaz et de six contrats photovoltaïques est également prise en compte.
Le surcoût au titre de l'année 2012 est de 169,4 k€.

1.5. Surcoûts supportés au titre de 2013

1504 contrats d'achat, dont 1461 contrats photovoltaïques, 32 contrats cogénération, cinq contrats biogaz, cinq contrats hydrauliques et un contrat incinération, actifs en 2013, sont présentés au titre de reliquats. Ils représentent 20,6 M€. La revente du surplus d'obligation d'achat de sept ELD à EDF, régularisée ex-post, représente quant à elle 8,4 M€ de coût d'achat.

Tableau 1.2. - Quantités d'électricité et coûts d'achat relatifs aux contrats 2013 hors ZNI retenus a posteriori par la CRE

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

Enfin, la régularisation de la rémunération d'un contrat hydraulique, d'un contrat biogaz et de neuf contrats photovoltaïques est également prise en compte.
Le surcoût total au titre de l'année 2013 résultant des éléments présentés supra est de 17,9 M€, en soustrayant les coûts évités aux différents coûts d'achat.

2. Rémunération de la disponibilité des cogénérations de plus de 12 MW

La rémunération de l'amortissement des installations de cogénération de plus de 12 MW bénéficiant de la prime prévue à l'article L. 314-1-1 du code de l'énergie (cf annexe 2 - A.3) est prise en compte au titre de l'année 2013.
La charge en résultant au titre de l'année 2013 s'élève à 677 k€.

3. Recettes de production supplémentaires dans les zones non interconnectées

En application de deux arrêtés du 28 juillet 2014 les tarifs règlementés de vente d'électricité ont été revus rétroactivement pour la période comprise entre le 23 juillet 2012 et le 31 juillet 2013. Les tarifs bleus ont été augmentés de 5% par rapport aux barèmes précédemment en vigueur sur cette période tarifaire. Cette application rétroactive de tarifs plus élevés apporte des recettes de vente supplémentaires à EDF en France métropolitaine ainsi que dans les zones non interconnectées (ZNI).
La facturation complémentaire effective est en cours de réalisation par EDF en 2015. Cependant, EDF a comptabilisé une provision de recettes supplémentaires dès 2014. Cette provision a été effectuée par EDF sur la base du nombre moyen de clients dans les ZNI et de leur consommation moyenne. Cette provision des recettes supplémentaires vient diminuer les surcoûts de production et les surcoûts d'achat d'EDF SEI au titre des années 2012 et 2013 (voir paragraphe 4 et 5 ci-après). La part production du tarif de vente (PPTV) calculée pour les années 2012 et 2013 a également été réévaluée.
Une régularisation aura lieu lorsqu'EDF aura déclaré les recettes réellement perçues au titre de la refacturation rétroactive 2012 et 2013.

3.1. Recettes de production supplémentaires au titre de 2012

Les recettes de vente d'électricité supplémentaires d'EDF dans les ZNI en 2012 doivent être augmentées de 11,4 M€ (en surplus des 807,4 M€ déclarés auparavant [30]). Le calcul détaillé des recettes de production corrigées est présenté dans le tableau 1.3 :

Tableau 1.3. - Recettes de production corrigées d'EDF dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

(1) le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total issu de la vente d'électricité aux tarifs réglementés (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 ou ne donnant pas droit à compensation.
(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 4.1. ci-après).
Les recettes de production s'élèvent donc à 328,1 M€ en 2012 contre 320,1 M€ évalués auparavant, ce qui représente une correction à la hausse de 7,9 M€. La hausse des recettes conduit donc à une diminution du même montant du surcoût de production d'EDF dans les ZNI (cf. paragraphe 5.3.).

3.2. Recettes de production supplémentaires au titre de 2013

Les recettes de vente d'électricité supplémentaires d'EDF dans les ZNI en 2013 doivent être augmentées de 15,8 M€ (en 2013 en surplus au 842,6 M€ déclarés auparavant [31]). Le calcul détaillé des recettes de production corrigées est présenté dans le tableau 1.4 :

Tableau 1.4. - Recettes de production corrigées d'EDF dans les ZNI en 2013

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

(1) le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total issu de la vente d'électricité aux tarifs réglementés (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 ou ne donnant pas droit à compensation.
(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 4.2. ci-après).
Les recettes de production s'élèvent donc à 321,7 M€ en 2013 contre 311,5 M€ évalués auparavant, ce qui représente une correction à la hausse de 10,2 M€. La hausse des recettes conduit donc à une diminution du même montant du surcoût de production d'EDF dans les ZNI (cf. paragraphe 5.3.).

4. Achats d'énergie dans les zones non interconnectées
4.1. Surcoûts d'achat supportés au titre de 2012

La prise en compte de recettes supplémentaires au titre de 2012 (cf. paragraphe 3.1.) dans les ZNI modifie les parts production du tarif de vente à considérer dans chaque zone. Or, celles-ci déterminent le coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI. Le coût évité corrigé (32) s'élève à 203,5 M€, contre 198,5 M€ évalués auparavant, ce qui représente une correction à la hausse de 5,05 M€. La hausse des coûts évités conduit donc à une diminution du même montant du surcoût dû aux contrats d'achat dans les ZNI (- 5,05 M€) dont la correction par zone est présentée dans le tableau 1.5 :

Tableau 1.5. - Correction des surcoûts d'achat d'EDF dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

Par ailleurs, six contrats photovoltaïques en Guadeloupe ont été régularisés par EDF en 2014 au titre de l'exercice 2012. Le coût évité dû à ces contrats a été évalué en application de la PPTV corrigée pour 2012 (cf. paragraphe 3.1.). Le surcoût imputable à ces contrats est de 0,04 M€ pour un volume d'achat de 133,6 MWh.
Au total, le surcoût d'achat supplémentaire retenu au titre de 2012 s'élève à -5,01 M€ (- 5,05 M€ + 0,04 M€).

4.2. Surcoûts d'achat supportés au titre de 2013

La prise en compte de recettes supplémentaires au titre de 2013 (cf. paragraphe 3.2.) dans les ZNI modifie les parts production du tarif de vente à considérer dans chaque zone. Or, celles-ci déterminent le coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI. Le coût évité corrigé (33) s'élève à 238,1 M€, contre 230,5 M€ évalués auparavant, ce qui représente une correction à la hausse de 7,6 M€. La hausse des coûts évités conduit donc à une diminution du même montant du surcoût dû aux contrats d'achat dans les ZNI (- 7,6 M€) dont la correction par zone est présentée dans le tableau 1.6 :

Tableau 1.6. - Correction des surcoûts d'achat d'EDF dans les ZNI en 2013

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

Par ailleurs, de nombreux contrats, essentiellement photovoltaïques, ont fait l'objet d'une déclaration, pour la première fois en 2015, au titre de 2013. Le détail des volumes et coûts d'achat est fourni dans le tableau 1.7 qui suit.

Tableau 1.7. - Quantités d'électricité et coûts d'achat relatifs aux contrats 2013 en ZNI retenus a posteriori par la CRE

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

Le coût évité dû à ces contrats a été évalué en application de la PPTV corrigée pour 2013 (cf. paragraphe 3.2.). Le surcoût imputable à ces contrats est de 7,9 M€.
Au total, le surcoût d'achat supplémentaire retenu au titre de 2013 s'élève à 0,3 M€ (- 7,6 M€ + 7,9 M€).

4.3. Surcoûts relatifs à la liaison SACOI pour les exercices 2002 à 2007 inclus

L'énergie transitant sur la liaison SACOI (reliant l'Italie à la Corse) est produite par EDF à partir de son propre parc de production continental. Par conséquence, les coûts d'achat associés n'ont jamais été pris en compte dans le calcul de la compensation. Toutefois, EDF a transmis en 2012 à la CRE des éléments qui justifient une augmentation du coût de revient de l'électricité soutirée sur la liaison SACOI, notamment du fait d'une hausse des coûts liés au mécanisme d'allocation de capacités. Au regard des éléments présentés, le coût de revient des années 2008 à 2011 a été réévalué par la CRE comme la somme du ruban implicite (34) des tarifs réglementés de vente d'électricité en vigueur au 31 décembre, en tant que valeur représentative du coût comptable de production du parc d'EDF en France métropolitaine et du coût de la capacité. Cette régularisation faisait l'objet de l'annexe 4 de la délibération du 9 octobre 2013.
En 2015 EDF a fourni les éléments manquant nécessaires pour la même évaluation pour la période allant de 2002 à 2007. La révision des surcoûts induits par les achats de l'électricité transitant sur SACOI conduit à la compensation de 1,0 M€ pour cette période.

4.4. Bilan des surcoûts d'achat d'EDF dans les ZNI

Au total, le montant des corrections apportées aux surcoûts d'achat supportés par EDF au titre des années 2002 à 2013 s'élève à - 3,7 M€ (- 5,01 M€ + 0,3 M€ + 1 M€).

5. Surcoûts de production dans les zones non interconnectées
5.1. Dotations aux amortissements en 2011, 2012 et 2013 en Guyane

EDF a exposé pour la première fois les dotations aux amortissements d'une installation en Guyane au titre des années 2011, 2012 et 2013 pour un montant total de 0,4 M€. Ce montant est ajouté à la compensation d'EDF.

5.2. Surcoûts liés à la livraison de fioul inexploitable en 2012 à la Réunion

Le combustible livré à la Réunion en mars 2012 (9 459 tonnes pour 6,9 M€) s'est avéré de mauvaise qualité et finalement inexploitable. Une partie toutefois a été brûlée dans un premier temps et l'autre partie a été revendue permettant de dégager des recettes de 3,1 M€ comptabilisée au titre de 2012. Le coût d'achat de ce fioul inexploitable n'a pas été exposé à la compensation en 2012.
Une démarche formelle de réclamation a été engagée par EDF en mars 2013 auprès de son fournisseur de combustibles. Les négociations ont abouti au paiement d'une indemnité de 1,7 M€ exposée à la compensation en 2015. En conséquence, EDF sollicite que la différence entre les coûts d'achat de 6,9 M€ et l'indemnité perçue soit prise en compte. Les 5,2 M€ (6,9 M€ - 1,7 M€) sont ajoutés à la compensation d'EDF.

5.3. Correction des surcoûts de production supportés par EDF au titre de 2012 et 2013 due aux recettes supplémentaires

La réévaluation de recettes de production due aux recettes de ventes d'électricité supplémentaires en 2012 et 2013 (cf. paragraphe 3.1. et 3.2.) a conduit à diminuer le montant définitif des surcoûts de production d'EDF dans les ZNI de - 7,9 M€ en 2012 et de - 10,2 M€ en 2013. La répartition de ces surcoûts de production correctifs par zone est présentée dans le tableau 1.8 :

Tableau 1.8. - Correction des surcoûts de production d'EDF dans les ZNI en 2012 et en 2013

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

5.4. Bilan des surcoûts de production d'EDF dans les ZNI

Au total, le montant des corrections apportées aux surcoûts de production supportés par EDF au titre des années 2011 à 2013 s'élève à - 12,6 M€ (0,4 M€ + 5,2 M€ - 7,9 M€ - 10,2 M€).

6. Charges dues au « tarif de première nécessité »

La revalorisation rétroactive des tarifs réglementés de vente d'électricité (cf. paragraphe 3.) a généré pour EDF une perte de recettes supplémentaire due à l'application du TPN dont les barèmes ont été définis comme un pourcentage des tarifs pendant la période concernée. Seule la perte de recette due aux clients résidents dans les ZNI a été exposée à la compensation. Elle correspond à une estimation d'EDF (sur la base du nombre moyen de clients dans les ZNI et de leur consommation moyenne) comptabilisée dès 2014 alors que la facturation complémentaire effective est en cours de réalisation en 2015.
Le montant correspondant est ajouté à la compensation d'EDF et s'élève à 0,6 M€ (0,24 M€ au titre de 2012 et 0,35 M€ au titre de 2013).
Une régularisation aura lieu lorsqu'EDF aura déclaré les recettes réellement perçues au titre de la refacturation rétroactive 2012 et 2013.

7. Bilan EDF

Le montant des corrections apportées aux surcoûts supportés par EDF au titre des années 2002 à 2013 vient augmenter la prévision des charges de service public 2016 de 2,8 M€, dont 18,5 M€ en métropole continentale, - 16,3 M€ dans les ZNI (-3,7 M€ - 12,6 M€) et 0,6 M€ au titre des dispositifs sociaux.

B. Surcoûts supportés par les ELD

Les coûts supplémentaires supportés par les ELD au titre des années antérieures à 2014 correspondent, d'une part, à la prise en compte de charges qui n'avaient pas été déclarées, ou pour lesquelles tous les justificatifs n'avaient pas été apportés.
Ces charges peuvent désormais être intégrées dans les charges prévisionnelles 2016.

1.1. Surcoûts supportés au titre de 2012

Deux ELD ont déclaré des charges reliquats au titre de l'année 2012. Ces régularisations et déclarations conduisent à augmenter d'un montant de 7,3 k€ les surcoûts intégrés dans les charges prévisionnelles 2016 des ELD. Ces charges sont décrites dans le tableau 2.1.

Tableau 2.1. - Surcoûts supportés par les ELD au titre de 2012

1.2. Surcoûts supportés au titre de 2013

Les charges supplémentaires supportés par quatorze ELD au titre de 2013 s'élèvent à 191,5 k€ et sont décrites dans le tableau 2.2.

Tableau 2.2. - Surcoûts supportés par les ELD au titre de 2013

1.3. Bilan ELD

Les régularisations et déclarations des ELD au titre des années 2012 et 2013 conduisent à augmenter d'un montant de 198,8 k€ les charges intégrées dans les charges prévisionnelles 2016 des ELD.

C. Surcoûts supportés par Electricité de Mayotte
1.1. Recettes de production supplémentaires au titre de 2013

A l'instar d'EDF (cf. paragraphe 3.) Electricité de Mayotte (EDM) a procédé à l'application rétroactive des tarifs de vente d'électricité plus élevés. Les recettes supplémentaires viennent diminuer les surcoûts de production et les surcoûts d'achat d'EDM au titre de l'année 2013 (voir paragraphes 1.2. et 1.3. ci-après). La part production du tarif de vente calculée pour l'année 2013 a également été réévaluée.
Les recettes de vente d'électricité supplémentaires d'EDM s'élèvent à 0,8 M€ en 2013 en surplus des 26,1 M€ déclarés auparavant (35).
Les recettes de production s'élèvent donc à 10,9 M€ en 2013 contre 10,1 M€ évalués auparavant, ce qui représente une correction à la hausse de 0,8 M€. La hausse des recettes conduit à une diminution du même montant du surcoût de production d'EDM (cf. paragraphe 1.3.).
Le calcul détaillé des recettes de production corrigées est présenté dans le tableau 3.1 :

Tableau 3.1. - Recettes de production corrigées d'EDM au titre de 2013

(*) 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.

1.2. Surcoûts d'achat supportés au titre de 2013

La prise en compte de recettes supplémentaires au titre de 2013 (cf. paragraphe 1.1.) modifie la part production du tarif de vente à considérer à Mayotte. Or, celle-ci détermine le coût évité à EDM par les contrats d'achat. Le coût évité corrigé s'élève à 605 k€, contre 562 k€ évalués auparavant, ce qui représente une correction à la hausse de 43 k€. La hausse des coûts évités conduit donc à une diminution du même montant du surcoût dû aux contrats d'achat, soit - 43 k€.
Par ailleurs, un contrat photovoltaïque a été régularisé par EDM au titre de l'exercice 2013. Le coût évité dû à ce contrat a été évalué en application de la PPTV corrigée pour 2013. Le surcoût imputable à ce contrat est de 1,5 k€ pour un volume d'achat de 18,3 MWh.
Au total, le surcoût d'achat retenu au titre de 2013 pour EDM s'élève à - 42 k€ (- 43 k€ + 1,5 k€).

1.3. Correction du surcoût de production supporté par EDM au titre de 2013 due aux recettes supplémentaires

La réévaluation de recettes de production due aux recettes de ventes d'électricité supplémentaires en 2013 (cf. paragraphe 1.1.) a conduit à diminuer le montant définitif des surcoûts de production d'EDM de - 0,8 M€ en 2013.

1.4. Bilan EDM

Le montant des corrections apportées aux surcoûts supportés par EDM au titre de l'année 2013 vient diminuer la prévision des charges de service public 2016 de - 0,8 M€ (-0,8 M€ - 42 k€).

D. Bilan

Les charges prévisionnelles 2016 doivent être augmentées des reliquats de charges au titre des années 2002 à 2013 qui s'élèvent au total à 2,2 M€.

(30) Les détails de l'évaluation initiale des recettes et de la part production du tarif de vente 2012 sont précisés dans l'annexe 2 de la délibération du 9 octobre 2013.
(31) Les détails de l'évaluation initiale des recettes et de la part production du tarif de vente 2013 sont précisés dans l'annexe 2 de la délibération du 15 octobre 2014.
(32) La correction concerne le coût évité évalué pour les coûts d'achat supportés au titre de 2012 (objet de l'annexe 2 de la délibération du 9 octobre 2013) et pour les reliquats 2012 (objet de l'annexe 4 de la délibération du 15 octobre 2014).
(33) La correction concerne le coût évité évalué pour les coûts d'achat supportés au titre de 2013 (objet de l'annexe 2 de la délibération du 15 octobre 2014).
(34) Le ruban implicite correspond au coût de la puissance moyenne si celle-ci était uniformément appelée sur l'année.
(35) Les détails de l'évaluation initiale des recettes et de la part production du tarif de vente 2013 sont précisés dans l'annexe 2 de la délibération du 15 octobre 2014.

ANNEXE 5
HISTORIQUE DES CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ ET DE LA CONTRIBUTION UNITAIRE
A. Historique des charges de service public par nature
Charges constatées sauf mention contraire

Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du JO
nº 0303 du 31/12/2015, texte nº 384

(*) 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.

ANNEXE 6
DÉTAIL DES CHARGES DE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ PAR OPÉRATEUR, DES FRAIS DE GESTION DE LA CAISSE DES DÉPÔTS ET CONSIGNATIONS, DES FRAIS DE GESTION DE L'AGENCE DE SERVICES ET DE PAIEMENT ET DU BUDGET DU MÉDIATEUR NATIONAL DE L'ÉNERGIE
A. Détail des charges de service public de l'électricité par opérateur
1. Charges de service public de l'électricité hors frais financiers

Le montant cumulé des charges de service public des opérateurs hors frais financiers est évalué à 9 688,9 M€ pour 2016.
Les détails des charges de service public des opérateurs hors frais financiers sont donnés dans le tableau 6.1.

2. Charges ou produits financiers dus à l'écart entre le montant de la compensation effectivement perçue par chaque opérateur et le montant de ses charges de service public constaté

L'article 59 de la loi n°2013-1279 du 29 décembre 2013 de finances rectificative pour 2013 est venu modifier l'article L. 121-13 du code de l'énergie en incluant dans les charges couvertes par la contribution unitaire, à compter du 1er janvier 2013, les frais financiers des opérateurs qui supportent des charges de service public.
L'article L. 121-19-1 vient préciser la nature de ces frais : « Pour chaque opérateur, si le montant de la compensation effectivement perçue au titre de l'article L. 121-10 est inférieur, respectivement supérieur, au montant constaté des charges mentionnées aux articles L. 121-7 et L. 121-8, il en résulte une charge, respectivement un produit, qui porte intérêt à un taux fixé par décret. La charge ou le produit ainsi calculé est, respectivement, ajoutée ou retranché aux charges à compenser à cet opérateur pour les années suivantes ».
Le décret n°2014-1136 du 7 octobre 2014 a modifié l'article 6 du décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004 relatif à la compensation des charges de service public de l'électricité et précise que le montant des charges imputables aux missions de service public incombant à chaque opérateur est « augmenté ou diminué des intérêts prévus à l'article L. 121-19-1 du code de l'énergie, calculés par application, à la moyenne du déficit ou de l'excédent de compensation constaté l'année précédente, du taux de 1,72 %, qui peut être modifié par décret ».
La formule de calcul des charges ou des produits financiers pour l'année 2014, telle que définie par les administrations en charge de l'exécution du décret n°2014-1136 susmentionné, est la suivante :
FF14 = (CC14 - CR14 + Reliquats) * 0,5 * 1,72% +
+ [(CC13 - CP'13) + (CP13 - CR13) + FF13 + (CC12 - CP'12) + (CP12 - CR12) + Reliquats] * 1,72%
avec :
FFN = frais financiers calculés pour N
CCN = charges constatées au titre de N
CP'N = charges prévisionnelles au titre de N
CPN = charges prévisionnelles pour N
CRN = contributions recouvrées au titre de N
Reliquats = charges qui ne pouvait être prises en compte pendant les années antérieures
N = année considéré
Dans le cas d'EDF les frais financiers sont calculés en prenant en compte le montant de 627 M€ correspondant aux frais de portage intégrés au déficit de compensation dû à EDF au 1er janvier 2013 (36).
Le montant cumulé des charges ou des produit constatés pour chaque opérateur est évalué à 93,0 M€. Ce montant est inclus dans les charges prévisionnelles pour 2016.
Les détails des frais financiers au titre de 2014 pour chaque opérateur sont donnés dans le tableau 6.1.

3. Charges de service public de l'électricité prévisionnelles pour 2016

Le montant total des charges de service public prévisionnelles pour 2016 est évaluées à 9 781,9 M€ (9 688,9 M€ + 93,0 M€). Les détails des charges de service public des opérateurs sont donnés dans le tableau 6.1.

Tableau 6.1. - Détail des charges de service public de l'électricité de chaque opérateur