Commission de régulation de l énergie

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1 Commission de régulation de l énergie Délibération du 15 octobre 2014 portant proposition relative aux charges de service public de l électricité et à la contribution unitaire pour 2015 NOR : CREE X Participaient à la séance : Philippe de LADOUCETTE, président, Olivier CHALLAN BELVAL, Catherine EDWIGE, Hélène GASSIN, Jean-Pierre SOTURA et Michel THIOLLIÈRE, commissaires. Les charges de service public de l électricité, supportées par EDF, les entreprises locales de distribution, les fournisseurs alternatifs et Electricité de Mayotte, sont composées des surcoûts liés aux dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, des surcoûts de production et d achat d électricité dans les zones non interconnectées (ZNI) (1), de la rémunération versée par EDF aux installations de cogénération dans le cadre des contrats transitoires de rémunération de la capacité (prise en compte à compter de l exercice 2014) (2) et des coûts liés aux dispositions sociales (tarif de première nécessité notamment). Le montant des charges prévisionnelles de service public de l électricité est estimé à 6,3 Md au titre de l année 2015, soit un niveau supérieur de 20 % au montant des charges constatées au titre de l année 2013 (i e 5,3 Md ) et de 3 % au montant des charges prévisionnelles au titre de l année 2014 estimé par la CRE en octobre 2013 (i. e. 6,2 Md ). L augmentation des charges entre 2013 et 2015 s explique par le développement des filières photovoltaïque et éolienne (environ 25 % de l écart chacune), qui représentent respectivement 40 % et 15 % des charges prévisionnelles au titre de 2015 (soit respectivement 2,5 Md et 1 Md ), par la baisse des prix de marché de l électricité (environ 11 % de l écart), par la rémunération de nouveaux moyens de production dans les ZNI et par l élargissement de l assiette des bénéficiaires des tarifs sociaux. Le soutien aux énergies renouvelables représente 63,7 % des charges au titre de 2015, la péréquation tarifaire hors ENR 23,4 %, le soutien à la cogénération 7,3 % et les dispositifs sociaux 5,5 % (respectivement dans cet ordre pour 2013, 59,9 %, 27,0 %, 10,5 % et 2,5 %). La régularisation des charges 2013 est exceptionnellement majorée de 627 M correspondant à la compensation versée à EDF au titre des coûts de portage créés par le défaut de compensation cumulé au cours de la période allant de 2002 à La contribution au service public de l électricité pour 2015 («CSPE 2015») doit permettre de financer les charges imputables aux missions de service public (charges prévisionnelles 2015, incluant les charges prévisionnelles au titre de l année 2015 et la régularisation des charges 2013), les coûts de portage du déficit de compensation d EDF, les frais de gestion de la Caisse des dépôts, les frais financiers définis à l article L bis (3) du code de l énergie, la prime aux opérateurs d effacement, le budget du médiateur national de l énergie. Le total des charges est évalué à 9,3 Md. La CSPE 2015 nécessaire pour les financer s élève à 25,93 /MWh. En application de l article L du code de l énergie, si la CSPE pour l année 2015 n est pas fixée par arrêté avant le 31 décembre 2014, elle sera augmentée de 3 /MWh et s élèvera alors à 19,5 /MWh à compter du 1 er janvier Ce montant entraînerait un défaut de compensation d EDF pour l exercice 2014 estimé à 2,2 Md. Avec un taux de 25,93 /MWh, la CSPE représente environ 19 % de la facture annuelle moyenne TTC d un client résidentiel ; avec un taux de 19,5 /MWh, elle représente 15 % de cette même facture. 1. Cadre juridique Les articles L et L du code de l énergie prévoient que le ministre chargé de l énergie arrête chaque année, sur proposition de la Commission de régulation de l énergie (CRE), le montant des charges de service public de l électricité ainsi que le montant de la contribution unitaire permettant de couvrir ces charges, les frais de gestion exposés par la Caisse des dépôts et consignations, le versement de la prime aux opérateurs d effacement et le budget du Médiateur national de l énergie. L article L du code de l énergie prévoit que, «à défaut d un arrêté fixant le montant des charges avant le 31 décembre de l année précédente, le montant proposé par la Commission de régulation de l énergie entre en vigueur le 1 er janvier». L article L du code de l énergie prévoit que, «à défaut d arrêté fixant le montant de la contribution due pour une année donnée avant le 31 décembre de l année précédente, le montant proposé par la Commission de régulation de l énergie en application de l alinéa précédent entre en vigueur le 1 er janvier, dans la limite toutefois d une augmentation de 0,003 euro par kilowattheure par rapport au montant applicable avant cette date». Le III de l article 6 du décret n o du 28 janvier 2004 prévoit que la CRE adresse sa proposition au ministre avant le 15 octobre de chaque année. Les charges de service public de l électricité, supportées par EDF, les entreprises locales de distribution (ELD), les fournisseurs alternatifs (FA) et Electricité de Mayotte (EDM), sont composées des surcoûts liés aux dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, des surcoûts de production et d achat d électricité dans les zones non interconnectées (ZNI), de la rémunération versée par EDF aux installations de cogénération dans le cadre des

2 contrats transitoires de rémunération de la capacité (4) et des coûts liés aux dispositions sociales (tarif de première nécessité et participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité - FSL). En application du décret n o du 28 janvier 2004 et de l arrêté du 18 septembre 2014 relatif à la compensation des charges de service public de l électricité et pris en application de l article 59 de la loi n o du 29 décembre 2013, les charges de service public de l électricité prévisionnelles pour 2015 sont égales : aux charges prévisionnelles imputables aux missions de service public au titre de l année 2015 (annexe 1) ; augmentées de la régularisation de l année 2013, qui est la somme de : l écart entre les charges constatées au titre de l année 2013 (annexe 2) et les charges prévisionnelles au titre de cette même année (5) ; l écart entre les charges prévisionnelles 2013 notifiées aux fournisseurs et les contributions recouvrées au titre de 2013 (annexe 3) ; augmentées des charges constatées supplémentaires au titre des années antérieures (annexe 4), qui n avaient pas pu être prises en compte dans les charges 2014 du fait de défauts d informations (reliquat 07 à 12) ; augmentées du montant prévisionnel des frais de gestion de la Caisse des dépôts et consignations (CDC) pour 2015 (FGCDC15), ce montant comprenant l écart entre les frais prévisionnels et les frais effectivement exposés au titre de 2013 ; diminuées des produits financiers réalisés par la CDC dans la gestion des fonds perçus au titre de 2013 (6) ; diminuées de la valorisation financière des garanties d origine pour l énergie acquise et compensée dans le cadre des contrats d obligation d achat, des contrats issus des appels d offres et des contrats de gré à gré en ZNI (7) ; augmentées ou diminuées des intérêts prévus à l article L 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 % (8) ; augmentées de la compensation des coûts de portage engendrés par le retard de compensation des charges imputables aux missions de service public qu a supportés EDF jusqu au 31 décembre 2012, fixée à 627 M par l arrêté du 18 septembre 2014 et intégré au déficit de compensation dû à Electricité de France au 1 er janvier Charges de service public constatées au titre de 2013 Les charges de service public constatées au titre de l année 2013 ont été évaluées par la CRE à partir des déclarations effectuées par EDF, les ELD et EDM. Ces déclarations ont été établies conformément aux règles de la comptabilité appropriée fixées par la CRE dans sa délibération du 29 janvier Elles ont été contrôlées par les commissaires aux comptes des opérateurs, ou pour les régies, par leur comptable public. La CRE a opéré un contrôle par échantillonnage des charges déclarées, notamment celles des ELD. A cause 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. Les charges déclarées au titre des frais de gestion du TPN ont fait l objet d une analyse précise. Il en ressort que (i) la compensation de certains frais déclarés n est pas prévue par les textes réglementaires ou (ii) d autres frais ne relèvent pas d une gestion efficiente et au meilleur coût du dispositif. Le montant total des charges de service public de l électricité constatées au titre de 2013 s élève à 5 265,7 M. Le détail de l évaluation de ce montant est donné en annexe 2. Le tableau 1 compare ce montant avec les charges prévisionnelles au titre de 2013 (3) établies par la CRE en octobre Les charges constatées au titre de 2013 dépassent les charges prévisionnelles établies par la CRE de 3 % : les surcoûts liés à l obligation d achat (énergies renouvelables et cogénération) sont plus importants que prévu en raison de la baisse constatée des prix de marché de l électricité (environ 90 % de l écart). On note également un développement de la filière éolienne plus fort que prévu ; les charges liées à la péréquation tarifaire (y compris les ENR) correspondent au montant prévisionnel. Le développement de la filière photovoltaïque plus soutenu que prévu et la hausse des coûts des combustibles ont été compensés par la légère sous-estimation des recettes tarifaires et par le retard constaté dans la mise en service des nouvelles centrales d EDF PEI ; les charges liées aux dispositions sociales avaient été surestimées du fait d une estimation erronée de la perte de recette due à l application du tarif de première nécessité.

3 Tableau 1. Comparaison entre les charges prévisionnelles et constatées au titre de Charges prévisionnelles de service public de l électricité au titre de l année 2015 Jusqu à présent 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 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 2015 à partir des prévisions transmises par les opérateurs après avoir attiré, le cas échéant, leur attention sur les éventuelles erreurs manifestes détectées. Les règles de calcul et les hypothèses sur les évolutions des différentes grandeurs en 2015 sont présentées en annexe 1. Le tableau 2 compare les charges prévisionnelles au titre de 2015 aux charges constatées au titre de 2013 et prévisionnelles au titre de 2014 estimées par la CRE en octobre Les charges prévisionnelles au titre de 2015 sont en augmentation de 20 % par rapport aux charges constatées au titre de Les principaux facteurs explicatifs sont les suivants : une poursuite de la baisse des prix de marché de l électricité (environ 11 % de l écart) ; une croissance des puissances installées de toutes les filières de production à partir d énergies renouvelables. Les charges liées aux énergies renouvelables devraient représenter 63 % des charges prévisionnelles au titre de 2015, principalement du fait du développement encore soutenu de la filière photovoltaïque, qui représente 39 % des charges, mais également de la filière éolienne, qui représente 15 % des charges ; une augmentation des charges dans les zones non interconnectées dues à la péréquation tarifaire, liée essentiellement à la mise en service progressive des centrales diesel exploitées par EDF PEI, filiale d EDF, à Bellefontaine en Martinique, Lucciana en Corse, Jarry en Guadeloupe et Port Est à La Réunion. L augmentation des surcoûts d achat est supérieure à la diminution des surcoûts de production due à l arrêt des centrales d EDF SEI du fait des coûts de démantèlement. Par ailleurs, les premières installations photovoltaïques avec stockage sélectionnées à l issue de l appel d offres de 2011 entrent en service ; une forte hausse des charges dues aux dispositions sociales, en raison de l élargissement de l assiette des bénéficiaires du tarif de première nécessité (9) ( prévus en 2015 pour à fin 2013).

4 Tableau 2. Comparaison entre les charges constatées au titre de 2013 et prévisionnelles au titre de 2014 et Frais financiers issus des erreurs de prévision et du défaut de recouvrement L article 59 de la loi n o du 29 décembre 2013 est venu modifier l article L du code de l énergie en incluant dans les charges couvertes par la contribution unitaire, à compter du 1 er janvier 2013, les frais financiers éventuellement exposés par les opérateurs qui supportent des charges de service public. L article L vient préciser la nature de ces frais : «Pour chaque opérateur, si le montant de la compensation effectivement perçue au titre de l article L est inférieur, respectivement supérieur, au montant constaté des charges mentionnées aux articles L et L , 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 o du 7 octobre 2014 a modifié le décret n o du 28 janvier 2004 relatif à la compensation des charges de service public de l électricité et fixé le taux d intérêt à 1,72 %. Ce taux peut être revu par décret. Les frais financiers correspondent au produit de la moyenne du déficit ou de l excédent de compensation constaté l année précédente par le taux. Les détails d évaluation des frais financiers par la CRE au titre de 2013 sont donnés en annexe 7. Ainsi, les charges prévisionnelles pour 2015 intègrent la charge ou le produit constaté pour chaque opérateur. Elles représentent un montant cumulé de 86,3 M. 5. Prise en compte du défaut de compensation d EDF L article 59 de la loi n o indique que «sans préjudice de l application de l article L , la compensation due à Electricité de France au titre de l article L du code de l énergie est exceptionnellement majorée d un montant fixé par arrêté des ministres chargés de l énergie et du budget et correspondant aux coûts de portage engendrés par le retard de compensation des charges imputables aux missions de service public définies aux articles L et L du même code qu elle a supportées jusqu au 31 décembre 2012». Par arrêté du 18 septembre 2014 (10) des ministres chargés de l énergie et des finances, la compensation due à EDF au titre des frais de portage qu elle a supportés jusqu au 31 décembre 2012 a été fixée à 627 M. Ce montant est intégré au déficit de compensation dû à EDF au 1 er janvier Par lettre des ministres de l énergie, du budget et de l économie en date du 8 janvier 2013, le gouvernement s était engagé à prendre en compte les coûts de financement du déficit supporté par EDF, à un taux de 5,3 %. Les 627 M figurant dans l arrêté résultent de l application de ce taux à un déficit cumulé estimé par EDF à M au 31 décembre Le déficit d EDF, tel que pris en compte par le gouvernement pour le calcul du coût de portage, cumule le déficit de recouvrement d EDF au 31 décembre 2012 (3 523 M ), les écarts entre charges prévisionnelles et charges constatées au titre de 2011 (152,2 M ) et au titre de 2012 (562,1 M ), ainsi que les charges constatées supplémentaires au titre des années antérieures (reliquats), qui sont également intégrées aux charges prévisionnelles 2013 (23,5 M ) et 2014 (80,1 M ).

5 La CRE remarque que d autres opérateurs ont supporté un écart entre charges prévisionnelles et charges constatées au titre de 2011 et 2012 sans que ceux-ci donnent droit à une rémunération de 5,3 %. 6. Charges prévisionnelles 2015 à financer par la CSPE 6.1. Charges prévisionnelles 2015 En application du décret n o du 28 janvier 2004, les charges de service public de l électricité prévisionnelles de l année 2015, que la CSPE 2015 doit financer, sont égales aux charges prévisionnelles au titre de 2015, augmentées de la régularisation des charges de l année 2013, des reliquats de charges sur les années antérieures, des frais de gestion de la CDC et des frais financiers des opérateurs supportant des charges. A ces charges s ajoutent les sommes versées au titre de la prime aux opérateurs d effacement, ainsi que le budget du médiateur national de l énergie. La régularisation des charges 2013 prend en compte pour EDF les 627 M au titre de ses frais de portage pour les exercices 2002 à Les charges de service public prévisionnelles 2015 hors frais financiers pour l ensemble des opérateurs concernés sont évaluées à 9 215,4 M. Le tableau 4 présente l évaluation de ces charges pour EDF, l ensemble des ELD, les fournisseurs alternatifs et EDM. Les charges prévisionnelles hors frais financiers supportés par chaque opérateur sont détaillées en annexe 7. Tableau 4. Charges prévisionnelles 2015 hors frais financiers pour l ensemble des opérateurs (M ) Les charges prévisionnelles 2013, sont supérieures de 2 043,7 M à la compensation reçue par les fournisseurs au titre de l année 2013 (cf. annexe 3). La fixation de la contribution unitaire à 13,5 /MWh au lieu du montant de 18,8 /MWh proposé par la CRE, explique cet écart. Les charges totales prévisionnelles pour 2015 sont évaluées à 9 311,8 M. Le tableau 5 présente l évaluation de ces charges. Les charges prévisionnelles supportées par chaque opérateur sont détaillées en annexe 7.

6 Tableau 5. Charges prévisionnelles 2015 (M ) 7. Assiette de contribution L assiette de contribution ne prend pas en compte les mesures relatives à la taxation/détaxation de l électricité produite à partir d énergies renouvelables ou par cogénération vendue/achetée dans un autre Etat membre de l Union européenne, prévues aux articles L et L du code de l énergie. En effet, à défaut de transactions constatées à ce jour, l impact de ces mesures sur l assiette de contribution est nul. Les montants imputables aux contrats d achat relevant des articles L et L du code de l énergie, nécessaires pour la mise en œuvre de ces mesures, sont donnés en annexe 8. Tableau 6. Assiette de contribution aux charges de service public Consommation intérieure prévisionnelle (hors pertes) (1) (TWh) 462,4 461,6 TWh exonérés de CSPE (2) 87,4 102,4 Total TWh soumis à contribution 375,0 359,1 (1) Source : RTE, EDF SEI, Electricité de Mayotte. Baisse de la consommation prévue en raison de la crise économique. (2) Exonération des autoproducteurs jusqu à 240 GWh par site de production, plafonnement à 628 k par site de consommation (prenant en compte la hausse du plafond prévisionnel de 5 % par rapport à son niveau 2014 de 598 k ), plafonnement à 0,5 % de la valeur ajoutée des sociétés industrielles consommant plus de 7 GWh. 8. Contribution unitaire 2015 La contribution unitaire 2015 (CSPE 2015) nécessaire pour couvrir l intégralité des charges prévisionnelles pour 2015 s élève à 25,93 /MWh. Le tableau 7 donne la ventilation de cette contribution en fonction des différents postes de charges.

7 Tableau 7. Détails de la contribution unitaire nécessaire pour couvrir les charges prévisionnelles 2015 (en /MWh) Contribution nécessaire pour couvrir les charges de service public 2015 (1) 25,90 dont part pour couvrir les charges prévisionnelles au titre de ,66 dont part pour couvrir la régularisation 2013 et les reliquats 6,26 dont part pour couvrir les frais de portage d EDF 1,75 dont part pour couvrir les frais financiers 0,24 Contribution nécessaire pour le versement des primes aux opérateurs d effacement 0,01 Contribution nécessaire pour couvrir les frais de gestion de CDC 0,001 Contribution nécessaire pour couvrir le budget du médiateur national de l énergie 0,02 CSPE nécessaire pour ,93 (1) Le soutien à la filière photovoltaïque représente 7,0 /MWh au titre des charges prévisionnelles de l année 2015, et le coût de la péréquation tarifaire, hors ENR, 4,1 /MWh. En application de l article L du code de l énergie, si la CSPE pour l année 2015 n est pas fixée par arrêté avant le 31 décembre 2014, elle sera augmentée de 3 /MWh et s élèvera alors à 19,5 /MWh à compter du 1 er janvier Ce montant entraînerait un défaut de compensation d EDF pour l exercice 2015 estimé à 2,2 Md mais permettrait toutefois de couvrir les charges prévisionnelles au titre de 2015, et de commencer à résorber le défaut de recouvrement total supporté par EDF. 9. Défaut de recouvrement d EDF (*) Inclut l électricité en compteur, i.e. l électricité consommée mais non encore facturée. (**) Les montants de compensation reçus par EDF en 2014 et 2015 sont estimés en prenant en compte le montant de la contribution unitaire respectivement de 16,5 /MWh et 19,5 /MWh et les assiettes de contribution prévisionnelles (délibérations relatives à la CSPE 2014 et CSPE 2015) après déduction des sommes versées aux autres opérateurs. Au 31 décembre 2012, le déficit cumulé de recouvrement depuis 2002 d EDF était de M. Au 1 er janvier 2013, ce déficit a été porté à M du fait des coûts de portage d un montant de 627 M. Au 31 décembre 2013, le déficit cumulé de recouvrement depuis 2002 d EDF est de M.

8 Au titre des exercices 2014 et 2015, la CRE prévoit qu EDF supportera un défaut et un excédent de recouvrement respectivement de 582 M et 586 M, soit un déficit prévisionnel cumulé de recouvrement au 31 décembre 2014 de l ordre de M (et de M au 31 décembre 2015). Par ailleurs, les charges prévisionnelles 2014 et 2015 intègrent respectivement les écarts entre charges prévisionnelles et charges constatées au titre de 2012 (562,1 M ) et au titre de 2013 (160,4 M ), écarts qui s expliquent principalement par les incertitudes sur les volumes et les prix de marché. La prise en compte des charges constatées supplémentaires au titre des années antérieures (reliquats), qui sont également intégrées aux charges prévisionnelles 2014 et 2015, porte le montant des écarts à régulariser à 642,2 M et 225,5 M respectivement. Il convient aussi d ajouter les frais financiers de 86,8 M qui sont inclus dans les charges prévisionnelles de La créance totale telle qu elle apparaît dans les comptes d EDF au 31 décembre 2013 s élève donc à M. 10. Evolution de la formule de calcul du coût évité pour la filière éolienne Les coûts évités par l obligation d achat à EDF sont calculés sur la base des prix observés sur les marchés à terme et sur le marché spot. La production sous obligation d achat, à l exception de cas particuliers, est distinguée entre une part quasi certaine et une part aléatoire (11). La part quasi certaine est composée : d un ruban de base, produit et acheté toute l année et valorisé à la moyenne des prix du produit calendaire correspondant ; d un bloc supplémentaire correspondant aux surplus de production hivernaux du premier trimestre, valorisé à la moyenne des prix du produit trimestriel correspondant ; de deux blocs correspondant aux surplus de production hivernaux des mois de novembre et décembre, valorisés à la moyenne des prix des produits mensuels correspondants. Le coût évité par la part aléatoire de la production éolienne est, à l heure actuelle, calculé comme le produit, pour chaque mois, de l énergie achetée par la moyenne des prix spot sur le mois. Les effets temporels à une maille inférieure au mois ne sont donc pas capturés par cette formule. Afin que cette dernière corresponde davantage à la réalité, la CRE va remplacer, dans la formule de calcul du coût évité aléatoire, la référence à la moyenne mensuelle des prix spot par une référence à une moyenne des prix spot pondérés des volumes produits à pas horaire. Cette évolution sera appliquée dès le calcul du coût évité par la part aléatoire de la production éolienne pour les charges constatées à compter de l année 2014 et pour les charges prévisionnelles à compter de l année La CRE utilisera les données de production publiées par RTE sur son site Eco2mix. 11. Création d un périmètre dédié à l obligation d achat et vente sur les marchés des volumes d obligation d achat Le 9 septembre 2014, la CRE a lancé une consultation publique sur les modalités de gestion de l obligation d achat en métropole continentale, qui visait à recueillir l avis des parties intéressées quant à la création d un périmètre d équilibre dédié à l obligation d achat (PE-OA). En effet, la production sous obligation d achat, en partie imprévisible, est aujourd hui intégrée au périmètre d équilibre d EDF ; elle contribue donc aux écarts de ce périmètre, sans que le coût associé soit compensé à EDF. La proposition soumise à consultation visait à l identification de ces écarts et des coûts associés. Un autre volet de cette consultation étudiait l opportunité de vendre les volumes issus de l obligation d achat sur les marchés de l électricité, selon les modalités de construction de la formule de coût évité. Cette évolution permettrait une mise à disposition de ces volumes à l ensemble des acteurs, ainsi qu une meilleure adéquation entre leur valorisation effective et celle retenue dans la formule de calcul du coût évité. La CRE a reçu 16 réponses à cette consultation publique. Si les répondants s accordent dans leur grande majorité sur la pertinence de la création d un PE-OA aux fins d expliciter les coûts liés à l imprévisibilité, les modalités de création et de gestion de ce périmètre et celles de la vente des volumes issus de l obligation d achat suscitent quant à elles de nombreuses propositions différentes. Des travaux complémentaires, sous l égide de la CRE, associant l ensemble des répondants, seront menés au cours du 4 e trimestre de l année Fait à Paris, le 15 octobre Pour la Commission de régulation de l énergie : Le président, P. DE LADOUCETTE (1) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon, les îles bretonnes de Molène, d Ouessant, de Sein, l archipel des Glénan et l île anglo-normande de Chausey. (2) Cf. annexe 1, paragraphe A-3. (3) Cet article n existe pas et doit être regardé comme étant l article L du code de l énergie. (4) Cf. annexe 1, paragraphe A-3. (5) Objet de l annexe 1 de la délibération de la CRE du 9 octobre 2012 sur la CSPE 2013, telle que modifiée par la délibération du 3 avril (6) Ces produits financiers ont été inclus dans les contributions recouvrées au titre de (7) Aucune garantie d origine n a fait l objet d une valorisation financière en Il n est pas prévu de valorisation en (8) Modification introduite dans le décret n o du 28 janvier 2004 par le décret n o du 7 octobre 2014.

9 (9) Loi n o 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. (10) Arrêté du 18 septembre 2014 relatif à la compensation des charges de service public de l électricité et pris en application de l article 59 de la loi n o du 29 décembre (11) Le détail du calcul, et notamment les périodes de cotation retenue pour les différents produits à terme, font l objet de la délibération de la Commission de régulation de l énergie du 25 juin 2009 relative à l évolution des principes de calcul du coût évité par l électricité produite sous obligation d achat en métropole continentale. ANNEXES ANNEXE 1 PRÉVISIONNELLES AU TITRE DE L ANNÉE 2015 (CP 15) L article 59 de la loi n o du 29 décembre 2013 est venu modifier l article L du code de l énergie en incluant dans les charges couvertes par la contribution unitaire, à compter du 1 er janvier 2013, les frais financiers éventuellement exposés par les opérateurs qui supportent des charges de service public. L article L vient préciser la nature de ces frais : «Pour chaque opérateur, si le montant de la compensation effectivement perçue au titre de l article L est inférieur, respectivement supérieur, au montant constaté des charges mentionnées aux articles L et L , 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 à présent 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 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 2015 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. A. Charges prévisionnelles supportées par EDF au titre de Surcoûts de production dans les zones non interconnectées (12) Le décret n o du 28 janvier 2004 prévoit que le montant des surcoûts de production dans les zones non interconnectées (ZNI) est égal, pour chaque ZNI, à la différence entre «le coût de production normal et complet, pour le type d installation de production considéré» et «le prix qui résulterait de l application à la quantité d électricité considérée du tarif de vente, pour la part relative à la production, aux clients non éligibles». Les coûts de production n incluent pas les coûts de gestion de la clientèle dans les ZNI, mais prennent en compte les coûts de commercialisation, liés essentiellement dans les ZNI aux actions de maîtrise de la demande d électricité engagées par les fournisseurs (voir annexe 2-A.1). La gestion des systèmes électriques des zones non interconnectées est assurée par la direction Système énergétiques insulaires du groupe EDF, qui sera désignée dans la suite du document par l acronyme EDF. 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 2015 (13) Coûts de production prévisionnels dans les ZNI La prévision est établie sur la base d une hausse moyenne de la consommation électrique de 1,7 % entre 2013 et 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).

10 Coûts de production retenus dans les ZNI Les coûts de production prévisionnels (incluant la fourniture des pertes et des services systèmes) s élèvent à 850,5 M, répartis comme suit : Tableau 1.1. Coûts de production prévisionnels d EDF dans les ZNI en 2015 Les coûts de production prévisionnels pour 2015 dans les ZNI sont en diminution par rapport à 2013 ( 312,2 M ). Les achats de combustibles constituent le principal poste de dépenses. La diminution de ce poste de 51,3 % par rapport à l année 2013 s explique par la mise en service de nouveaux moyens de production thermiques en Corse, en Martinique, en Guadeloupe, exploités (14) par EDF Production Electrique Insulaire - EDF PEI, en remplacement des centrales thermiques du parc d EDF. Les coûts en résultant sont intégrés dans les coûts d achat (2.2.2), EDF PEI étant une filiale à 100 % du groupe EDF. Les dépenses liées aux autres achats et charges externes ainsi que les frais de personnel sont en baisse du fait de l arrêt des centrales exploitées par EDF SEI. Les charges pour 2015 comprennent cependant les coûts liés à leur démantèlement. En application de l ordonnance n o du 28 juin 2012 relative au système d échange de quotas d émission de gaz à effet de serre pour la période , 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 par EDF sur le marché est réalisée à partir de la moyenne des prix à terme 2015 évaluée entre le 1 er janvier 2014 et le 3 septembre 2014 inclus, sur le marché boursier ICE (15) ECX EUA futures (5,97 /tco2 sur cette période). La hausse du prix d achat des quotas de + 30 % par rapport au prix de 2013 (4,6 /tco2) est compensée par la diminution des volumes d émissions prévisionnels du fait de l arrêt des anciennes centrales thermiques. EDF privilégie les actions de commercialisation relatives à la maîtrise de la demande en électricité dont des gains énergétiques potentiels sont les plus élevés. Les actions proposées sont adaptées aux besoins des grands clients industriels et tertiaires. Dans le même temps, EDF consolide ses offres «classiques» à destination des clients particuliers et cherche notamment à dynamiser ses ventes grâce à Internet. Les charges financières sont relativement stables par rapport à l année Par ailleurs, l année 2015 sera marquée par un amortissement accéléré des derniers investissements des centrales thermiques arrêtées Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI Les recettes de production dans les ZNI en 2015 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.3). 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 1,7 % entre 2013 et La hausse dans chaque ZNI est uniformément répartie sur l ensemble des catégories tarifaires ; taux de pertes moyen en légère diminution entre 2013 et 2015, passant de 11,0 % à 10,7 % ; augmentation moyenne tarifaire de 5 % HT par rapport aux tarifs en vigueur.

11 Sur ces bases, les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2015 s élèvent à 242,3 M, réparties comme suit : Tableau 1.2. Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2015 (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 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 850,5 M et 242,3 M, le montant des surcoûts de production prévisionnels au titre de 2015 dans les ZNI est égal à 608,2 M. 2. Surcoûts dus aux contrats d achat 2.1. Définition Les surcoûts d achat prévisionnels supportés par EDF en 2015 sont dus aux contrats d achat suivants : les contrats relevant de l obligation d achat (article L du code de l énergie) ; les contrats issus des appels d offres (article L du code précité) ; les contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L du code précité) ; les contrats conclus dans les ZNI avec des producteurs indépendants en dehors du cadre des articles L , L et L du code précité (V de l article 4 du décret n o ) ; les contrats de type «appel modulable» concernant des installations dites «dispatchables». En application du 1 o de l article L 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) Coûts dus aux contrats d achat Quantités d électricité et coûts d achat prévisionnels (hors ZNI) La prévision des quantités achetées en 2015 est établie à partir des montants retenus au titre de 2013 et des évolutions prévues en 2014 et 2015, fournies et justifiées par EDF. Comme indiqué en introduction, la CRE n a pas modifié ces prévisions.

12 L évaluation des coûts d achat, faite par EDF et partagée par la CRE, se fonde sur les hypothèses suivantes : pour la cogénération (installations < 12 MW) : basculement des installations vers les conditions tarifaires prévues par l arrêté de 2013 ; nombre d installations fonctionnant en mode «dispatchable» calculé à partir de la proportion constatée d installations ayant opté pour le mode dispatchable en 2013 ; indexation des tarifs par rapport aux tarifs de Le parc de cogénération est globalement stabilisé en fin d année 2013, mais quelques installations verront leur contrat arriver à échéance en 2014 et Les centrales de cogénération d une puissance inférieure à 12 MW peuvent bénéficier d un nouveau contrat d obligation d achat sous réserve de la réalisation d un programme d investissements de jouvence. EDF fait l hypothèse que 10 % de ces contrats arrivant à échéance (au sens de la puissance garantie) sont remis en service sans interruption et que 50 % sont remis en service à l hiver suivant (la production redémarre au 1 er novembre). EDF prévoit par ailleurs que le parc se développe par la mise en service de nouvelles installations à un rythme de 35 MW par an. 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 de 12 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. 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 heures. Le tarif d achat prévisionnel moyen est de 90,6 /MWh. Pour les centrales d incinération, EDF prend l hypothèse d un accroissement du parc de 29 MW au cours de l année 2014 et de 15,5 MW au cours de l année Cette croissance est uniquement due à la reconduction sous obligation achat de centrales rénovées. La durée de fonctionnement retenue est de heures, et le tarif moyen d achat est de 59,3 /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 115,1 /MWh. Pour la filière biomasse, EDF considère que 250 MW seront mis en service d ici à 2015 par les candidats retenus à l issue des appels d offres de 2009 et Un développement du parc de 5 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 est de 140,5 /MWh. Le développement de la filière photovoltaïque en 2014 et 2015 se fera sous le régime tarifaire de 2011 (+ 400 MW par an) et sous le régime des appels d offres de 2011 et 2013 (+ 372 MW en 2015). Le prix d achat prévisionnel moyen du photovoltaïque s établit à 390,6 /MWh, en baisse par rapport à la prévision 2014 en raison de l entrée en vigueur de nouveaux contrats dont les prix d achat sont moins chers. Prévisions : Compte tenu de ce qui précède, les quantités et les coûts d achat prévisionnels pour 2015 sont indiqués dans le tableau 1.3. Tableau 1.3. Quantités d électricité et coûts d achat prévisionnels pour 2015 (hors ZNI) Le montant des achats de l électricité produite par les installations de cogénération est en diminution, principalement à cause de la diminution de la taille du parc et du non-renouvellement de l obligation d achat pour les installations de plus de 12 MW. EDF ne prévoit pas d appel pour les installations de cogénération en mode dispatchable. La diminution prévue des quantités achetées à la filière hydraulique s explique par les conditions météorologiques très favorables de l année 2013.

13 La filière éolienne poursuit son développement avec une production estimée à 19,2 TWh, soit une augmentation de 26,5 % par rapport à 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 par 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 Les volumes d énergie de la filière photovoltaïque augmentent de 45 % par rapport à 2013, 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 Le photovoltaïque représentera 41 % du coût de l obligation d achat en métropole, pour 14,5 % de l énergie produite 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 2015 sont présentés dans le tableau 1.4. Tableau 1.4. Quantités d électricité et coûts d achat prévisionnels d EDF dans les ZNI en 2015 Les volumes d achat prévus en 2015 sont en hausse de 44,5 % par rapport aux volumes achetés en 2013 et les coûts d achat correspondant croissent de 50,4 % du fait du remplacement des centrales d EDF SEI par des installations exploitées par EDF PEI. L installation du port située sur l île de La Réunion a été intégralement remplacée en En 2015, il est envisagé la mise en service complète des centrales de Lucciana en Corse et de Bellefontaine en Martinique, ainsi qu une mise en service partielle de Jarry Nord en Guadeloupe. Plus d un tiers de l électricité achetée provient de centrales thermiques et de groupes de secours (41 % du total des achats). Les installations fonctionnant à la bagasse et au charbon constituent la deuxième source d approvisionnement (33 % des volumes achetés). La filière photovoltaïque continue à se développer mais à un rythme ralenti (prévision d une croissance de 22 % de la production et des coûts d achat afférents en 2013 et 2015 contre une prévision de croissance de 30 % entre 2012 et 2014). 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 troisième poste de charges. Les coûts d achat de cette filière sont proches de ceux des installations fonctionnant à la bagasse et au charbon Coût du contrôle des installations de cogénération Le contrôle des installations de cogénération effectué par EDF permet de vérifier leur efficacité énergétique et la correcte application de la rémunération complémentaire facturée par le producteur. Le coût de ce contrôle est compensé, car il est un élément de détermination du coût d achat pour les installations de cogénération. Pour 2015, le montant prévu est identique à celui constaté en 2013, soit 0,3 M Coûts évités à EDF par les contrats d achat Coût évité par les contrats d achat hors ZNI Cas général Le 1 o de l article L 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». Dans sa délibération du 25 juin 2009, la CRE a fixé de nouveaux principes de calcul du coût évité par les contrats d achat en distinguant la production considérée comme quasi certaine de la production aléatoire. Les contrats d achat pour la filière photovoltaïque font quant à eux l objet d un traitement particulier détaillé dans la prochaine section.

14 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 1 er janvier 2013 et le 31 août Le coût évité ainsi obtenu s élève pour l année 2015 à 1 512,4 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 2015 PUISSANCE QUASI CERTAINE (MW) Ruban de base Surplus de production Q1 (1) Surplus de production M11/M12 (2) (1) Premier trimestre. (2) M11 : novembre ; M12 : décembre. Les cotations des produits à terme utilisés 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 2015 RUBAN Q1 M11 M12 42,87 52,09 48,11 45,74 Le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 17,1 TWh, est de 791,7 M. Coût évité par la production aléatoire : Tableau 1.7. Prix de marché trimestriels pour 2015 Q1 Q2 Q3 Q4 51,20 33,09 36,89 47,59

15 Tableau 1.8. Coût aléatoire prévisionnel évité à EDF par les contrats d achat (hors ZNI) en 2015 (hors contrats PV, contrats horosaisonnalisés, «modulables» et cogénérations «dispatchables» Les prix de marché mensuels sur l année 2015 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 production aléatoire s élève à 720,7 M (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats «appel modulable» et cogénérations «dispatchables») 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 postmoratoire 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 2015 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 2015 est de 285,3 M 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 2015, 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 2015 a varié, par kwh, par rapport à 2013, dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2013 et Ce prix de marché pondéré est en baisse de 5,1 %. Les volumes achetés sont eux en hausse, ce qui permet d obtenir une estimation du coût évité de 84,5 M 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 2015, une puissance garantie de 52 MW. Leur production prévisionnelle s élève à 0,8 GWh. La moyenne des

16 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 1,5 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 2013 et 2015). Sur cette base, le coût évité «énergie» par les installations «dispatchables» est évalué à 0,1 M. Le coût évité total est donc de 1,6 M 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 2015, une puissance garantie de 94 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 2015 est identique à celui adopté pour 2013 (cf. annexe 2 - A ). Le coût fixe évité par les installations de cogénération en mode «dispatchable» est, ainsi, évalué à 1,3 M. Le coût évité «énergie» pour la production sur appel est de 0 M. Le coût évité total est donc de 1,3 M Prise en compte de l imprévisibilité d une partie de la production sous obligation d achat La CRE précisait dans sa délibération du 9 octobre 2012 portant proposition relative aux charges de service public de l électricité et à la contribution unitaire pour 2013 que l imprévisibilité d une partie de la production sous obligation d achat induisait un surcoût pour EDF, qu il faudrait en théorie retrancher du coût évité par les contrats d achat. En effet, les installations sous obligation d achat sont rattachées au périmètre d équilibre d EDF, et contribuent donc aux écarts globaux sur ce périmètre, qui sont ensuite facturés à EDF par RTE au titre du mécanisme d ajustement. Le 9 septembre 2014, la CRE a lancé une consultation publique sur les modalités de gestion de l obligation d achat en métropole continentale, qui visait à recueillir l avis des parties intéressées quant à la création d un périmètre d équilibre dédié à l obligation d achat (PE-OA), permettant l identification de ces écarts et des coûts associés. Un autre volet de cette consultation étudiait l opportunité de vendre les volumes issus de l obligation d achat sur les marchés de l électricité, selon des modalités reflétant la formule de coût évité. Cette évolution permettrait une mise à disposition de ces volumes à l ensemble des acteurs, ainsi qu une meilleure adéquation entre leur valorisation effective et celle retenue dans la formule de calcul du coût évité. La CRE a reçu 16 réponses à cette consultation publique. Si les participants à cette consultation publique s accordent dans leur grande majorité sur la pertinence de la création d un PE-OA aux fins d expliciter les coûts liés à l imprévisibilité, les modalités de création et de gestion de ce périmètre et celles de la vente des volumes issus de l obligation d achat suscitent quant à elles de nombreuses propositions différentes. Des travaux complémentaires, sous l égide de la CRE, associant l ensemble des participants, seront menés au cours du 4 e trimestre de l année En conséquence, les surcoûts de l imprévisibilité n ont pas été intégrés dans le calcul du coût évité 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 1 885,0 M (791,7 M de coût évité par la production quasi certaine + 720,7 M de coût évité par la production aléatoire + 285,3 M de coût évité par les contrats photovoltaïques + 84,5 M de coût évité horosaisonnalisé + 1,6 M de coût évité par les installations «dispatchables» + 1,3 M de coût évité par les cogénérations fonctionnant en mode «dispatchable») Coût évité par les contrats d achat dans les ZNI Conformément au 2 o de l article L 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 368,0 M, comme détaillé dans le tableau 1.9.

17 Tableau 1.9. Coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d achat dans les ZNI en 2015 (*) 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 Surcoûts prévisionnels dus aux contrats d achat supportés par EDF Les surcoûts prévisionnels supportés par EDF résultant des contrats d achat en 2015 s élèvent à : 3 971,8 M en métropole continentale (5 856,5 M de coût d achat + 0,3 M de contrôle de cogénération 1 885,0 M de coût évité) ; 1 059,0 M dans les ZNI (1 427,0 M de coût d achat 368,0 M de coût évité) ; soit un total de 5 030,8 M. 3. Charges dues à la rémunération de la disponibilité des cogénérations de plus de 12 MW 3.1. Contexte La loi n o 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 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 (16) a fixé le montant maximal de la rémunération annuelle à par MWe de puissance garantie en hiver. Ces dispositions ont été jugées contraires à la constitution par la décision 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 1 er janvier 2015 ne sont pas remises en cause. Un amendement au projet de loi relatif à la simplification de la vie des entreprises adopté le 22 juillet 2014 par l Assemblée nationale envisage de «rétablir le dispositif introduit par l article L du code de l énergie». Cette loi n a toutefois pas été adoptée par le Parlement à la date du 15 octobre Par conséquent, il n existe pas à ce jour de disposition législative prévoyant le versement de cette prime au-delà du 31 décembre Montant des charges prévisionnelles Le niveau maximal de la prime a été fixé à 45 k /MW par un arrêté du 19 décembre EDF prévoit que MW de puissance garantit le parc de centrales cogénérations bénéficieront de cette prime en 2015, induisant un versement total anticipé à 64,8 M en Dans la mesure où la loi réintroduisant ces dispositions à la suite de la décision du Conseil constitutionnel n a pas été adoptée à la date du 15 octobre 2014, ce montant n est pas retenu pour le calcul des charges prévisionnelles au titre de l année Charges dues aux dispositions sociales La tarification spéciale «produit de première nécessité» est entrée en vigueur le 1 er janvier 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 o 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

18 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 o du 8 avril 2004 et a revu à la hausse de 10 % le niveau des réductions et des versements forfaitaires. Le chapitre I er du décret n o 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 o 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 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 o du 15 novembre 2013 a revu en profondeur le mécanisme en mettant en place des déductions forfaitaires en fonction de la composition du foyer de la puissance souscrite. Avant ce décret, l aide consistait en une réduction sur l abonnement et sur la consommation d électricité des 100 premiers kwh. Par ailleurs, les charges supportées du fait du TPN permettent aux opérateurs de bénéficier d une compensation en cas de participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité. Cette compensation peut s élever jusqu à 20 % des pertes de recettes et des coûts relatifs à la mise en œuvre du TPN, dans la limite du concours financier de l opérateur au fonds de solidarité pour le logement (arrêté du 24 novembre 2005 fixant le pourcentage de prise en compte, dans les charges de service public de l électricité, de la participation instituée en faveur des personnes en situation de précarité) Charges dues au «tarif de première nécessité» 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 million de personnes concernées à la fin de l année. Il s élève à 1,6 million à fin Les nouvelles dispositions introduites par le décret n o du 15 novembre 2013 modifiant le décret n o élargissent l assiette des ayants droit pour atteindre 4 millions de foyers bénéficiaires à fin En tenant compte de la montée en puissance du dispositif au cours de l année et de la part de bénéficiaires fournis par des ELD ou des fournisseurs alternatifs, EDF estime à 3,25 millions le nombre moyen de clients d EDF qui bénéficieront du TPN en 2015 (métropole et outre-mer). Par ailleurs, EDF estime à le nombre de résidences sociales susceptibles de bénéficier du TPN en La perte de recette d EDF prévue pour 2015 s élève à 278,6 M, contre 98,7 M en Surcoûts de gestion prévisionnels Les surcoûts de gestion prévisionnels sont évalués, pour 2015, à 13,4 M. Ces surcoûts de gestion se décomposent en frais de personnel pour 4,3 M et en frais externes pour 9,1 M. Ils sont en hausse par rapport à 2013 (7,4 M ). L augmentation de ces frais est principalement due à l augmentation du nombre de bénéficiaires du TPN. Les frais de personnel prévus par EDF sont également en hausse par rapport à Pertes de recettes dues aux réductions instaurées sur les services liés à la fourniture Les dispositions introduites par le décret n o (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 2015, à 5,8 M. Au total, les charges prévisionnelles supportées par EDF du fait du «tarif de première nécessité» sont évaluées, pour 2015, à 297,9 M 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 2015 au fonds de solidarité pour le logement est prise en compte, car inférieurs au seuil de 20 % des charges liées au TPN Charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales Les charges prévisionnelles à compenser à EDF au titre des dispositions sociales en 2015 s élèvent à 321,2 M, contre 130,3 M de charges constatées en B. Charges prévisionnelles supportées par les entreprises locales de distribution au titre de 2015 Les charges prévisionnelles que les ELD supporteront au titre de 2015 sont : les surcoûts dus aux contrats d achat ;

19 les charges dues aux dispositions sociales (TPN, dispositif précarité). Les ELD prévoyant de supporter en 2015 de telles charges ont transmis à la CRE les données nécessaires à leur évaluation. Pour les ELD n ayant pas transmis de prévisions d évolution de leurs charges pour 2015, les charges constatées au titre de l année 2013 ont été retenues pour 2015, comme elles en avaient été informées. 1. Surcoûts dus aux contrats d achat Les types de contrat pour lesquels les ELD prévoient de supporter des charges en 2015 sont : les contrats relevant de l obligation d achat (article L du code de l énergie) ; les contrats issus des appels d offres lancés par le ministre chargé de l énergie (article L du code précité) ; les contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L 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). Cinq ELD prévoient de s approvisionner à la fois aux tarifs de cession et sur le marché en 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 2015 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 2015 s élève à 257,3 M, soit 80,7 M de plus par rapport aux charges constatées pour l année Cette progression est due à la forte augmentation des quantités achetées : + 63 %, soit + 0,9 TWh. Les filières éolienne et photovoltaïque se développent particulièrement avec : une production photovoltaïque estimée à 344 GWh en 2015 (respectivement 210 GWh en 2013) et un surcoût évalué à 133 M (respectivement 106 M ) ; une production éolienne estimée à GWh en 2015 (respectivement 696 GWh en 2013) pour un surcoût évalué à 80 M (respectivement 38 M ). Par ailleurs, huit ELD ont annoncé des surplus de production dus à l obligation d achat et revendus à EDF. 2. Charges dues aux dispositions sociales Les charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales en 2015 s élèvent à 6,1 M, en nette hausse par rapport à 2013 (+ 100 %). Cette situation s explique par la croissance du nombre de bénéficiaires (17). Le nombre de bénéficiaires du TPN fournis par des ELD est estimé à en Charges prévisionnelles totales des ELD au titre de 2015 Le montant prévisionnel des charges supportées par les ELD au titre de 2015 est de 250,9 M. Les éléments du calcul du surcoût pour les ELD concernées sont indiqués dans le tableau Tableau Charges prévisionnelles des ELD au titre de 2015 ELD DUES AUX CONTRATS D ACHATS Quantité achetée 1 Coût d achat Coût évité Surcoût sociales prévisionnelles au titre de 2015 MWh k k k k k Régie d Electricité du Département de la Vienne SOREGIES Régie du syndicat intercommunal (fournisseur) SEOLIS DEUX SEVRES SIEDS , , , ,2 270, , , , , ,5 590, ,9 ES ENERGIES STRASBOURG , , , , , ,7 S.I.C.A.E. REGION DE PITHIVIERS , , , ,3 54, ,9 SAEML UEM USINE D ELECTRICITE DE METZ S.I.C.A.E. de la SOMME et du CAMBRAI- SIS , , , ,1 574, , , , , ,1 164, ,8

20 ELD DUES AUX CONTRATS D ACHATS Quantité achetée 1 Coût d achat Coût évité Surcoût sociales prévisionnelles au titre de 2015 MWh k k k k k Coopérative d Electricité SAINT-MARTIN DE LONDRES , , , ,8 61, ,8 S.I.C.A.E. OISE , , , ,2 139, ,9 Coopérative de droit suisse ELEKTRA BIRSECK 1 969, ,5 60, ,4 18, ,1 GAZ ÉLECTRICITÉ DE GRENOBLE , , , ,6 417, ,5 Régie d Electricité U.E.M. NEUF BRISACH , ,2 556, ,2 26, ,6 SICAE du CARMAUSIN 9 696, ,5 422, ,1 19, ,2 SOREA , , , ,9 18, ,7 Régie Municipale d Electricité CREU- TZWALD ENERGIE ET SERVICES DE SEYSSEL (SAEML) EPIC ENERGIES SERVICES LAVAUR - Pays de Cocagne , , , ,5 23, , , ,2 122, ,8 32, , , ,1 643, ,4 32, ,3 SICAE EST , ,3 335, ,2 58, ,7 Énergie Développement Services du BRIANÇONNAIS S.I.C.A.E. DE LA REGION DE PRECY SAINT-MARTIN Régie Municipale d Electricité et de Gaz Energie Services Occitans CARMAUX ENEO Régie du Syndicat Electrique Intercommunal PAYS CHARTRAIN Régie Communale d Electricité MONTA- TAIRE , , , ,0 36, , , ,2 210, ,2 7, , , ,8 485, ,0 80, , , , , ,9 107, , , ,1 822, ,8 77, ,4 LES USINES MUNICIPALES D ERSTEIN 7 167, ,4 308, ,6 26, ,7 Régie d Electricité du Syndicat du SUD DE LA REOLE 2 945, ,0 104, ,6 15, ,3 SICAE de l Aisne 3 928, ,7 179, ,2 68, ,0 Régie municipale d Electricité SAVERDUN 6 063, ,6 355, ,2 21, ,2 GASCOGNE ENERGIES SERVICES AIRE SUR L ADOUR (ex Régies Municipales) 2 622, ,1 93, ,4 8, ,6 VIALIS - REGIE MUNICIPALE DE COLMAR 1 732,0 824,4 60,6 763,7 303, ,0 Régie Municipale d Electricité MAZERES 1 784,3 946,0 59,4 886,5 3,4 889,9 Société d Electricité Régionale des CAN- TONS DE LASSIGNY & LIMITROPHES Régie Communale d Electricité MONTDI- DIER R.S.E. REGIE SERVICES ENERGIE AMBE- RIEUX 6 301, ,5 203,6 833,9 33,1 867, , ,1 893,1 820,9 14,9 835, ,1 651,3 42,5 608,8 9,7 618,5 Régie municipale d Electricité VARILHES 1 244,5 640,1 40,9 599,2 5,9 605,2 Syndicat d Electricité SYNERGIE MAU- RIENNE Régie Municipale de Distribution d Énergie VILLARD BONNOT 8 898,7 808,2 264,2 544,0 3,2 547, , ,3 567,6 478,6 13,5 492,2

21 ELD DUES AUX CONTRATS D ACHATS Quantité achetée 1 Coût d achat Coût évité Surcoût sociales prévisionnelles au titre de 2015 MWh k k k k k Energies Services LANNEMEZAN 644,0 368,2 18,0 350,2 78,6 428,8 S.I.C.A.E. E.L.Y. : RÉGION EURE & LOIR YVELINES Régie Municipale d Énergie Electrique QUILLAN Régie Intercommunale d Electricité NIE- DERBRONN REICHSHOFFEN Régie du Syndicat Intercommunal d Énergies VALLEE DE THONES 1 218,9 455,2 48,2 407,0 5,7 412, ,8 577,7 193,1 384,6 13,9 398,5 551,0 297,0 17,7 279,3 7,8 287,2 448,7 267,1 14,6 252,5 16,3 268,8 Régie Municipale d Electricité CAZERES 559,2 274,3 22,6 251,7 10,8 262,5 Régie Municipale d Electricité BAZAS 611,3 271,3 18,8 252,5 6,6 259,1 Régie municipale d Electricité TARASCON 8 458,2 548,5 334,4 214,1 13,6 227,7 Régie d Electricité SAINT-QUIRC - CANTE - LISSAC - LABATUT 435,7 235,4 16,0 219,5 3,9 223,4 Régie Municipale d Electricité GIGNAC 381,5 189,7 14,2 175,5 20,9 196,4 Régie d Énergies SAINT-MARCELLIN 277,7 141,6 14,9 126,7 57,6 184,3 S.I.C.A.E. CANTONS DE LA FERTE-ALAIS & LIMITROPHES Régie Electrique Municipale PRATS DE MOLLO LA PRESTE Régie Municipale d Electricité MONTES- QUIEU VOLVESTRE 324,2 169,0 10,7 158,3 5,2 163, ,0 226,8 69,2 157,6 2,6 160,2 337,4 163,1 11,2 151,9 6,5 158,4 Régie Municipale d Electricité LA BRESSE 7 549,8 520,3 376,3 144,0 3,0 147,0 Société d économie mixte locale DREUX - GEDIA Régie Municipale d Electricité CAZOULS LES BEZIERS 52,8 27,5 1,5 25,9 118,1 144,1 228,9 133,1 9,0 124,1 13,4 137,5 Régie d Electricité d Elbeuf 103,3 51,4 3,4 48,0 84,8 132,8 Régie Communale d Electricité UCKANGE 793,0 144,3 34,9 109,4 18,4 127,9 Régie Municipale d Electricité SALLAN- CHES SAEML HUNELEC Service de Distribution Public HUNELEC 226,4 117,0 10,2 106,9 19,0 125,9 147,0 88,5 4,8 83,7 24,2 107,9 Régie Municipale d Electricité LOOS 36,2 19,4 1,9 17,5 88,0 105,5 S.I.V.U. LABERGEMENT SAINTE-MARIE 2 263,5 196,9 98,1 98,8 4,0 102,7 Régie Electrique ALLEVARD 200,5 98,6 10,6 88,0 13,5 101,5 Régie Gaz Electricité de la Ville BONNE- VILLE Régie Municipale d Electricité ENERGIS SAINT-AVOLD 167,5 78,1 7,7 70,4 25,6 95,9 109,7 59,9 3,8 56,1 26,6 82,7 GAZELEC DE PERONNE 165,0 45,4 4,5 40,9 34,0 74,8 GAZ DE BARR 140,2 63,6 4,1 59,5 10,7 70,2 Régie Communale d Electricité GATTIE- RES 128,8 70,8 5,2 65,6 1,5 67,1

22 ELD DUES AUX CONTRATS D ACHATS Quantité achetée 1 Coût d achat Coût évité Surcoût sociales prévisionnelles au titre de 2015 MWh k k k k k Régie Municipale d Electricité SAINT- PIERRE D ALLEVARD 120,2 61,3 6,3 55,0 5,4 60,5 Régie Municipale d Electricité VINAY 167,0 57,2 9,0 48,1 11,4 59,5 Régie Municipale d Electricité AMNE- VILLE 86,5 50,6 3,2 47,4 4,7 52,2 Régie Municipale d Electricité ARIGNAC 147,8 54,0 5,0 48,9 0,5 49,4 Régie Communale de Distribution d Electricité MITRY MORY 54,7 30,2 1,4 28,8 20,0 48,8 Régie Electrique AIGUEBLANCHE 89,0 49,8 2,7 47,1 0,8 47,9 Régie d Electricité BITCHE 60,6 34,4 2,0 32,4 14,8 47,2 Régie Electrique GERVANS 88,5 49,5 2,8 46,7-46,7 Coopérative d Electricité VILLIERS SUR MARNE Régie Municipale d Electricité et de Télédistribution MARANGE SILVANGE TERNEL 38,8 19,5 1,1 18,4 26,0 44,4 39,8 23,8 1,5 22,3 21,0 43,2 Régie Municipale d Electricité ROMBAS 64,6 35,7 2,7 33,0 8,3 41,4 Régie Municipale d Electricité VICDES- SOS Régie Municipale d Electricité SALINS LES BAINS 1 301,2 51,6 11,7 39,9 1,4 41,3 58,0 32,2 2,4 29,8 10,9 40,6 Régie d Electricité SCHOENECK 63,3 36,7 1,8 34,9 3,7 38,6 S.I.C.A.E. VALLEE DU SAUSSERON 75,1 35,7 2,8 32,9 4,2 37,1 Régie SDED EROME 67,5 35,9 3,6 32,3 2,3 34,6 Régie Municipale d Electricité de la ville de SARRE UNION Régie municipale d Electricité MIRA- MONT DE COMMINGES 66,2 23,8 2,7 21,0 13,2 34,3 77,1 32,9 2,8 30,1 2,9 33,0 Régie Municipale d Electricité LARUNS 79,9 34,4 3,9 30,5 2,4 32,9 Régie Electrique DALOU 91,6 33,4 2,3 31,1 0,6 31,7 Régie Municipale d Electricité HOM- BOURG HAUT 23,6 12,6 0,6 12,0 19,3 31,3 Régie Electrique Communale BOZEL 54,6 32,2 1,6 30,6 0,5 31,1 S.A.I.C. PERS LOISINGES 58,0 32,5 2,1 30,4-30,4 Régie Municipale de Distribution d Electricité de HAGONDANGE Régie Municipale Multiservices de LA REOLE 43,0 23,6 1,4 22,1 6,4 28,5 27,5 12,5 1,1 11,3 16,7 28,1 R.M.E.T. TALANGE 37,5 21,2 1,3 20,0 7,6 27,6 Régie de Distribution d Énergie Electrique SAINT-MARTIN SUR LA CHAMBRE 51,2 28,4 1,4 27,0 0,2 27,1 SEM BEAUVOIS DISTRELEC 42,1 19,2-19,2 7,2 26,4 Régie d électricité TOURS EN SAVOIE 46,0 25,5 1,8 23,7 0,2 23,9 Régie d Electricité du Morel 40,4 23,6 1,4 22,2 0,1 22,2

23 ELD DUES AUX CONTRATS D ACHATS Quantité achetée 1 Coût d achat Coût évité Surcoût sociales prévisionnelles au titre de 2015 MWh k k k k k Régie Municipale d Electricité SAINT-PRI- VAT LA MONTAGNE 36,3 21,2 0,9 20,4 0,9 21,2 Centrale Electrique VONDERSCHEER 37,4 20,3 1,0 19,2 1,2 20,4 Régie Municipale d Electricité ROQUE- BILLIERE Régie Municipale d Electricité BEAUVOIS EN CAMBRESIS Régie Municipale d Electricité LA CHAM- BRE Régie Communale d Electricité SAINTE- MARIE AUX CHENES 35,6 19,1 1,0 18,1 1,4 19,4 37,6 17,6 1,0 16,5 2,9 19,4 101,4 23,4 5,0 18,3 0,8 19,1 32,8 16,6 1,1 15,5 2,5 17,9 Régie Electrique TIGNES 233,0 24,0 9,1 14,9 2,8 17,8 Régie Municipale d Electricité MARTRES TOLOSANE Régie Municipale d Electricité SECHI- LIENNE Régie Municipale d Electricité de SAINT- AVRE 31,2 13,5 1,0 12,6 4,4 17,0 48,7 18,1 2,6 15,5 1,4 16,9 32,2 17,6 1,6 16,0 0,8 16,7 S.I.C.A.E. CARNIN 49,5 16,6 1,6 15,0 1,1 16,1 Régie Municipale d Electricité ALLEMONT 32,8 15,1 1,7 13,3 2,2 15,5 Régie Electrique MONTVALEZAN 43,0 17,0 2,2 14,8 0,1 14,8 Régie Municipale de Distribution CLOUANGE Régie Electrique Municipale SAINT-LAU- RENT DE CERDANS Régie Municipale d Electricité MONTOIS LA MONTAGNE S.I.V.U. d Electricité LUZ SAINT-SAU- VEUR - ESQUIEZE SERE - ESTERRE Régie Municipale Electrique LES HOU- CHES 21,1 12,0 0,6 11,5 3,2 14,7 12,8 8,1 0,6 7,5 7,0 14,5 14,2 7,5 0,5 7,0 7,4 14,4 195,3 18,7 6,5 12,2 1,2 13,4 25,1 12,3 1,1 11,2 1,9 13,2 Régie Electrique VILLARODIN BOURGET 20,1 10,7 0,5 10,1 0,2 10,4 Régie Communale Electrique SAULNES 12,0 6,5 0,5 6,0 3,9 9,9 Régie Municipale d Electricité GAN- DRANGE BOUSSANGE Régie Municipale d Electricité PONTA- MAFREY MONTPASCAL 14,3 8,1 0,4 7,7 1,5 9,2 18,0 9,8 0,7 9,2-9,2 Régie Electrique CAPVERN LES BAINS 14,6 7,6 0,7 6,9 2,2 9,1 Régie Electrique FONTAINE AU PIRE 11,1 4,7 0,4 4,3 4,2 8,5 Régie Municipale d Electricité SAINTE- MARIE DE CUINES Régie Municipale d Electricité MOUTA- RET Régie Communale d Electricité PIERRE- VILLERS Régie Electrique Municipale LA CHA- PELLE 17,6 8,7 0,6 8,1 0,2 8,3 17,7 8,9 0,9 7,9 0,4 8,3 13,4 8,2 0,5 7,7 0,6 8,3 21,1 8,9 1,0 7,8 0,4 8,3

24 ELD DUES AUX CONTRATS D ACHATS Quantité achetée 1 Coût d achat Coût évité Surcoût sociales prévisionnelles au titre de 2015 MWh k k k k k Régie Electrique SAINTE-FOY TAREN- TAISE 18,8 8,0 1,0 7,0 0,6 7,6 Régie Electrique MERCUS GARRABET 10,2 5,5 0,4 5,1 2,3 7,4 Régie d Electricité VALMEINIER 15,7 7,8 0,5 7,2 0,1 7,3 Régie d Electricité PINSOT 11,6 6,7 0,6 6,1 1,2 7,3 Régie Electrique LA CABANASSE 14,3 7,2 0,6 6,6 0,3 6,9 Régie Municipale d Electricité PRESLE 13,1 6,8 0,7 6,1 0,8 6,9 Régie d Electricité LA FERRIERE D ALLE- VARD Régie Municipale d Electricité MERENS LES VALS Régie Municipale d Electricité SAINT- PAUL CAP DE JOUX Régie Municipale Electrique SAINT-LEO- NARD DE NOBLAT 12,5 5,0 0,7 4,3 0,9 5,2 8,6 5,1 0,4 4,6 0,2 4,8 4,8 2,0 0,1 1,9 2,7 4,6 765,7 31,4 32,6-1 5,3 4,1 Régie Electrique AVRIEUX 6,9 4,1 0,4 3,7-3,7 Régie municipale d Electricité QUIE 3,1 1,8 0,1 1,7 0,3 2,0 Régie Electrique Municipale VILLAROGER 1,8 1,1 0,1 1,0 0,1 1,0 Régie Municipale d Electricité L HOSPI- TALET ,3 0,3 (1) Nette du surplus revendu à EDF. C. Charges prévisionnelles supportées par les fournisseurs alternatifs au titre de 2015 La loi n o 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 du code de l énergie. Sur l ensemble des fournisseurs alternatifs interrogés par la CRE, quatre prévoient de supporter des charges en 2015 au titre de la mise en œuvre du TPN, pour bénéficiaires. Le détail est donné dans le tableau suivant. NOMBRE DE BÉNÉFICIAIRES SOCIALES PRÉVISIONNELLES AU TITRE DE M M GDF Suez ,5 14,5 Direct Energie ,6 6,6 Proxelia 155 0,3 0,3 Selia 40 0,04 0,04 Les charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales en 2015 s élèvent à 21,2 M pour les fournisseurs alternatifs. D. Charges prévisionnelles supportées par Electricité de Mayotte au titre de 2015 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 s est achevée le 1 er 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 égaux, comme dans les autres zones non interconnectées, à la différence entre «le coût de production normal et complet, pour le type d installation de production considéré» et «le prix qui

25 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 Le montant prévisionnel des coûts de production d EDM est établi sur la base d un prix de la couverture financière du fioul domestique et d une hausse de la consommation électrique de 9,1 % par rapport à Un taux de pertes prévisionnel de 8,5 % a été retenu. Les coûts de production tiennent 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 (le taux de 7,25 % continuant à s appliquer pour ceux réalisés antérieurement). Les coûts de production tiennent compte des coûts prévisionnels d achat des quotas CO2. Le coût d achat de 1,2 M a été estimé avec l hypothèse du prix retenue par EDM de 6,18 /tco2. 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 (1,2 M ). Le montant total prévisionnel des coûts de production d EDM est évalué, pour 2015, à 108,3 M, dont 62 % au titre des combustibles (67,4 M ) Recettes de production prévisionnelles Les recettes de production d EDM en 2015 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 2015, conformément à l article L du code de l énergie, s élèvent à 18,6 M. Les recettes totales prévisionnelles d EDM en 2015 s élevant à 29,0 M, les recettes de production prévisionnelles, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s établissent à 9,0 M comme indiqué dans le tableau Tableau Recettes de production prévisionnelles au titre de 2015 (+) Recettes prévisionnelles ,7 M (+) Recettes théoriques tarif agents EDM ,2 M Recettes totales 2015 à considérer... 29,0 M (-) Recettes de distribution ,6 M (-) Recettes de gestion clientèle ,3 M (+) Recettes de vente pertes et services systèmes... 1,0 M Recettes brutes de production... 9,0 M Recettes de production 2015 (*)... 8,5 M (*) Les recettes brutes de production doivent être diminuées de la part des recettes issues de la vente des kwh produits dans le cadre des contrats d achat, traités au chapitre C Surcoûts de production prévisionnels Les coûts et recettes prévisionnels d EDM pour 2015 étant respectivement de 108,2 M et 8,5 M, le montant prévisionnel des surcoûts de production d EDM pour 2015 est donc estimé à 99,7 M. Il est en augmentation de 14 % par rapport à 2013 (75,2 M ). 2. Surcoûts dus aux contrats d achat Les surcoûts dus aux contrats d achat sont égaux à la différence entre «le prix d acquisition de l électricité pour l exécution du contrat» et «le prix qui résulterait de l application à la quantité d électricité considérée du tarif de vente, pour la part relative à la production, aux clients non éligibles». Le développement de la filière photovoltaïque ralentit. EDM prévoit l installation de 2 MW supplémentaires par rapport au parc en fonctionnement à fin Les volumes d achat prévisionnels pour 2015 sont de 17,5 GWh pour un montant de 7,7 M. La part production dans les tarifs de vente 2015 étant estimée à 28,89 /MWh, le surcoût prévisionnel imputable aux contrats d achat est évalué à 7,2 M, comme détaillé dans le tableau 1.12.

26 Tableau Surcoûts prévisionnels dus aux contrats d achat supportés par EDM au titre de 2015 (+) Coût d achat ,7 M Quantités achetées en ,5 GWh Taux de pertes ,5 % Quantités achetées et consommées (*)... 16,0 GWh Part production du tarif de vente... 28,89 /MWh (-) Coût évité par les contrats d achat... 0,5 M Surcoût dû aux contrats d achats en ,2 M (*) 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 dispositions sociales EDM estime que 50 % de la clientèle domestique sera concernée par ce tarif, soit environ clients. La perte de recette due à l application du tarif de la première nécessité est évaluée pour 2015 à 1,7 M. 4. Charges totales prévisionnelles d EDM au titre de 2015 Au total, les charges prévisionnelles d EDM au titre de 2015 sont évaluées à 108,6 M (99,7 M au titre des surcoûts de production + 7,2 M au titre des contrats d achat + 1,7 M au titre des dispositions sociales). E. Charges prévisionnelles de service public au titre de 2015 Le montant total des charges prévisionnelles de service public de l électricité au titre de 2015 est évalué à 6 340,9 M, réparti comme indiqué dans le tableau 1.13.

27 Tableau Décomposition des charges prévisionnelles au titre de 2015 (12) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon, les îles bretonnes de Molène, d Ouessant, de Sein, l archipel des Glénan et l île anglo-normande de Chausey. (13) Les recettes d EDF SEI, issues des tarifs réglementés de vente, rémunèrent la production, la distribution et la commercialisation. (14) La centrale du Port de La Réunion a été entièrement remplacée en (15) Intercontinental Exchange. (16) Arrêté du 19 décembre 2013 pris en application de l article L du code de l énergie relatif à la prime rémunérant les disponibilités des installations de cogénération supérieures à 12 MW et ayant bénéficié d un contrat d obligation d achat. (17) Cf. paragraphe A ANNEXE 2 DE SERVICE PUBLIC DE L ÉLECTRICITÉ CONSTATÉES AU TITRE DE 2013 (CC 13) Les charges de service public de l électricité constatées au titre de 2013 ont été établies à partir de la comptabilité appropriée fournie par les opérateurs historiques au 31 mars 2014, contrôlée par leur commissaire aux comptes ou leur comptable public, conformément aux dispositions de l article L 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.

28 A cause 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. A. Charges supportées par EDF constatées au titre de Surcoûts de production dans les zones non interconnectées (18) Le 2 o de l article L 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 ». L article 4 du décret n o du 28 janvier 2004 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 uniquement dans ces zones à des actions relatives à la maîtrise de la demande en électricité, présente un coût unitaire (i.e. par kwh livré) nettement inférieur à celui observé en métropole, lequel couvre d autres dépenses (marketing, publicité ). En conséquence, il est nécessaire de prendre en compte, dans les coûts de production, les coûts de commercialisation 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. Il n est pas exclu de mener un audit de la comptabilité appropriée, prévu par l article L du code de l énergie, pour ces actions. En outre, à l instar des constats effectués lors des exercices précédents, la CRE a observé que les recettes totales déclarées par EDF en 2013 ne résultaient pas de l application stricte, à la quantité d électricité vendue dans chaque ZNI, des tarifs de vente réglementés (ce qui était pourtant explicitement demandé par la CRE dans ses délibérations relatives 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 2013 doivent être majorées du chiffre d affaires supplémentaire que l entreprise aurait perçu auprès de ses clients bénéficiant du «tarif agent» si ces derniers étaient assujettis aux tarifs de vente réglementés. En contrepartie, les coûts de production d EDF doivent être majorés 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 Coûts de production constatés dans les ZNI Coûts de production déclarés par EDF dans les ZNI Selon la déclaration transmise par EDF le 31 mars 2014, les coûts de production constatés en 2013 dans les ZNI, incluant la fourniture des pertes et des services systèmes, ainsi que les coûts de commercialisation, s élèvent à 1 178,3 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.

29 Tableau 2.1. Coûts de production déclarés par EDF dans les ZNI en 2013 (incluant l impact des quotas CO2) 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 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 : Corse - 0,1 M Produits divers Guadeloupe - 0,3 M TVA fictive, produits divers Martinique - 14,0 M Indemnisation préfectorale d EDF au titre de sa réquisition pour l achat du fioul produit par la raffinerie exploitée par la SARA (13,0 M ) Guyane - 0,01 M Produits divers, mise à disposition des combustibles Réunion - 0,1 M TVA fictive, mise à disposition des combustibles Les coûts de production déclarés par EDF doivent être diminués de 14,7 M 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 exclu, 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 2013, le déficit de quotas d émission d EDF s élevait à environ 2,7 millions de tonnes. Pour la valorisation de ce volume, la CRE a retenu la moyenne des cotations observées sur le marché EEX EUA spot du 1 er mars 2013 au 28 février 2014 de 4,6 /tco2. Les coûts pris en compte au titre du déficit d allocation de quotas d émission s élèvent, pour 2013, à 12,3 M Coûts exclus liés à la gestion des moyens de production en ZNI La CRE s est assurée que les coûts d exploitation des unités de production déclarés étaient bien liés aux seules particularités du parc de production inhérentes à la nature des ZNI, et non à une éventuelle mauvaise gestion de la production ou des systèmes électriques insulaires. L analyse menée les années précédentes sur la qualité de cette gestion a été reconduite sur l exercice L analyse a permis de mettre en évidence des surcoûts directement imputables à la sous-disponibilité relative de

30 certaines unités de production par rapport à des valeurs normatives de référence, en Martinique mais aussi en Guyane et en Guadeloupe. Ces surcoûts doivent être exclus des coûts de production. Martinique. Des sous-disponibilités ont été constatées sur le parc de production thermique d EDF, en particulier sur la centrale de Bellefontaine. Cette centrale est en cours de remplacement par une nouvelle unité de production et ses indisponibilités proviennent notamment de nombreuses avaries techniques dues à l usure (disponibilité moyenne de 69 %). Les coûts de production (coûts de combustible et achat de quotas de CO2) à exclure au titre de 2013 s élèvent à 0,3 M. Guyane. Des sous-disponibilités ont une nouvelle fois été constatées en Guyane. En conséquence, la disponibilité des centrales diesels s établit en moyenne sur l année à 73 %. Ce faible taux de disponibilité s explique en premier lieu par des problèmes de fissures sur le bâti des moteurs. On peut noter que l année 2013 a été marquée par une hydraulicité faible, ce qui a conduit à solliciter plus fortement les moyens de production thermiques d EDF. Les coûts à exclure sont évalués, pour 2013, à 3,6 M. Guadeloupe. Des sous-disponibilités ont également été observées, dans une moindre mesure, en Guadeloupe. Les coûts de production à exclure à ce titre sont évalués à 0,04 M. Synthèse. Au total, les coûts à exclure au titre de la gestion par EDF de son parc de production en 2013 dans les ZNI sont évalués à 3,9 M, au même niveau qu en 2012 ( 3,7 M ) 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 de 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 au titre de l année 2013 a fait apparaître que le taux de 11 % a été appliqué pour déterminer les charges liées à la rémunération des capitaux dans ces territoires. Après correction, les charges doivent être diminuées de 0,04 M (19) 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 2013, à 3,1 M 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 2013 de 1 162,7 M (1 178,3 M 14,7 M 3,9 M 0,04 M + 3,1 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 2013

31 Les coûts de production sont en baisse entre 2012 et 2013 ( 3,4 %). Cette baisse s explique principalement par l arrêt de la centrale de production du Port à La Réunion et par la mise à l arrêt progressive de la centrale de Bellefontaine en Martinique : concernant les charges financières, les moyens de production venant en substitution des installations arrêtées ont été financés par EDF Production électrique insulaire - EDF PEI. Les coûts en résultant, notamment la rémunération 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, le remplacement de ces moyens de production s est accompagné par un transfert du personnel d EDF SEI à EDF PEI. La baisse des coûts d exploitation due à l arrêt des moyens de production d EDF SEI a été atténuée par la hausse des coûts d achat des combustibles (+ 6 % en /tonne par rapport à l année 2012), essentiellement liée à la hausse des cours des matières premières. Deux effets principaux expliquent la hausse de la ligne «Impôts et taxes» : la mise en service du barrage du Rizzanèse a généré + 2,8 M de taxes supplémentaires ; la collectivité d outre-mer de Saint-Martin a voté une délibération augmentant la taxe spéciale de consommation sur les carburants de 0,06 /litre de fioul à 0,23 /litre. La hausse de cette taxe a généré 5,5 M de surcoûts de production en 2013 (une augmentation similaire est observée au titre des surcoûts d achat d énergie pour le contrat d Energie Saint Martin, cf. paragraphe A.2.1.2). L augmentation de la ligne «Coût d acquisition des quotas de gaz à effet de serre» (+ 7,6 M ) résulte de la suppression intégrale des allocations gratuites de quotas. L augmentation des lignes «Rémunération des capitaux» et «Amortissements» s explique par la mise en service de deux nouveaux moteurs à Saint-Barthélemy et du barrage du Rizzanèse en Corse. Par ailleurs, les trois TAC arrêtées fin 2013 à La Réunion ont fait l objet d amortissements accélérés 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) Chiffre d affaires issu des tarifs réglementés de vente Chiffre d affaires déclaré par EDF Le chiffre d affaires déclaré par EDF en 2013 dans les ZNI est de 834,9 M. Ce montant est net de la rémanence d octroi de mer et net de la contribution tarifaire acheminement (CTA) instaurée par la loi du 9 août Ce chiffre d affaires est majoré de la perte de recettes due, en ZNI, à la tarification spéciale «produit de première nécessité», celle-ci étant compensée par ailleurs (cf. paragraphe 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 ) 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 2013 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 2013, ce supplément est évalué à 7,7 M. Au final, le chiffre d affaires 2013 à retenir au titre des recettes issues des tarifs réglementés de vente dans les ZNI est donc de 842,6 M (834,9 M + 7,7 M ) Recettes de distribution Pour 2013, EDF a déclaré un montant de recettes de 322,3 M, en hausse de 3 % par rapport à celui déclaré au titre de 2012 (313,8 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 2013, ces recettes s élèvent à 322,7 M 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 (20) fixée entre le fournisseur et le gestionnaire de réseaux dans le cadre de l établissement de ce tarif.

32 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 : DU 1 ER JANVIER 2013 AU 1 ER JUIN 2013 DU 1 ER JUIN 2013 AU 31 JUILLET 2013 À PARTIR DU 1 ER AOÛT 2013 BT 36 kva 8,8 /client/an 8,5 /client/an 8,6 /client/an BT > 36 kva 54,22 /client/an 52,9 /client/an 54,0 /client/an HTA 67,7 /client/an 66,0 /client/an 67,4 /client/an Compte tenu de la règle de répartition des coûts de gestion de la clientèle applicable entre fourniture et acheminement, les recettes de gestion de la clientèle perçues par EDF dans les ZNI en 2013 s élèvent à 43,6 M Recettes de production Les recettes de production dans les ZNI s élèvent en 2013 à 311,5 M. Elles sont calculées comme indiqué dans le tableau 2.3. Tableau 2.3. Recettes de production d EDF dans les ZNI en 2013 (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) Surcoûts de production constatés dans les ZNI Les coûts de production retenus par la CRE et les recettes de production d EDF s élevant respectivement à 1 162,7 M et 311,5 M, le montant des surcoûts de production constatés dans les ZNI en 2013 est de 851,3 M. 2. Surcoûts dus aux contrats d achat Les surcoûts d achat supportés par EDF en 2013 sont dus aux contrats d achat suivants : les contrats relevant de l obligation d achat (article L du code de l énergie) ; les contrats issus des appels d offres (article L du code précité) ; les contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L du code précité) ; les contrats conclus dans les ZNI avec des producteurs indépendants en dehors du cadre des articles L , L et L du code précité (V de l article 4 du décret n o du 28 janvier 2004) ; les contrats de type «appel modulable» concernant des installations dites «dispatchables».

33 En application du 1 o de l article L 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» Coûts dus aux contrats d achat Quantités d électricité et coûts d achat (hors ZNI) Quantités d électricité et coûts d achat déclarés par EDF (hors ZNI) Les quantités d électricité et coûts d achat déclarés par EDF en métropole continentale au titre de l année 2013 sont présentés dans le tableau 2.4. Au titre de 2013, 36,9 TWh ont été déclarés par EDF pour un montant de 5 088,7 M. Tableau 2.4. Quantités d électricité et coûts d achat déclarés par EDF pour 2013 (hors ZNI) 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 en 2007 à en 2011, en 2012 et en 2013). Ce nombre ne permet pas de procéder à une vérification individuelle des coûts des contrats. La CRE a demandé à EDF des compléments sur 61 contrats (hors photovoltaïque) sur un total de et sur 129 contrats photovoltaïques sur un total de La mise en place de commentaires normés par EDF dans les bases de contrats transmises à la CRE, fournissant des explications sur les écarts présentés par un certain nombre de contrats, a permis d alléger cette tâche de contrôle par rapport aux exercices précédents. Un contrôle par échantillonnage n a pas mis en évidence d anomalie entre le contenu du commentaire et les pièces justificatives. Ce contrôle a porté sur 47 contrats, soit environ 5 % du nombre de contrats commentés. Malgré l augmentation soutenue du nombre de contrats traités, le pourcentage des contrats ayant suscité une question de la part de la CRE s est élevé à 0,1 % pour Les quantités d électricité et coûts d achat retenus par la CRE en métropole continentale pour 2013 sont détaillés dans le tableau 2.5.

34 Tableau 2.5. Quantités d électricité et coûts d achat retenus par la CRE pour 2013 (hors ZNI) Le volume d énergie acheté sous obligation d achat diminue de 3,3 % en 2013 par rapport à 2012, à 37 GWh. Cette baisse est liée à la décroissance de la filière cogénération ( 3,1 TWh), en raison de l arrivée à échéance de nombreux contrats d achats historiques (21), qui est partiellement contrebalancée par la croissance en volume des filières éolienne (+ 0,9 TWh) et photovoltaïque (+ 0,6 TWh). Le coût d achat unitaire moyen du MWh progresse de 3 % à 137,9 /MWh. Le coût d achat total s élève à 5 088,6 M en Les filières prépondérantes en volume sont l éolien (41 % des volumes achetés), la cogénération (17 %) et l hydraulique (15 %). Les coûts d achat de l électricité d origine photovoltaïque sont en hausse de 12 %, pour s établir à M. Les volumes produits augmentent de 17 % pour atteindre GWh. Le coût d achat unitaire passe à 475,3 /MWh en 2013, soit une baisse de 4,6 %, en raison du raccordement de grosses installations bénéficiant de tarifs plus faibles que la moyenne. La production d électricité d origine photovoltaïque représente 11 % des volumes achetés sous obligation d achat, alors qu elle est à l origine de 39 % des charges constatées. Les quantités achetées auprès des installations de cogénération sont en baisse sensible de 33 %, sous l effet de l arrivée à échéance des contrats historiques C97 et C99. Une partie de ces installations rentre toutefois à nouveau dans le cadre de l obligation d achat, profitant de contrats «C01 rénovation». Au total, la puissance garantie des installations de cogénération diminue de plus de MW, pour atteindre MW à fin Le coût d achat unitaire progresse de 1,3 %. L effet des nouvelles conditions tarifaires entrées en vigueur en octobre 2013, dont peuvent bénéficier les installations en service, n est pas encore sensible. A fin 2013, le parc hydraulique représente MW. La production progresse de 3 % en 2013, soit GWh, et profite de la bonne hydraulicité de l année Le coût d achat augmente de 10 % et s établit à 376 M. Les volumes produits par la filière éolienne augmentent de 6,4 %, soit GWh, malgré des conditions météorologiques moins favorables qu en 2012, en raison de la hausse de la puissance installée (+ 533 MW). Les filières biogaz et biomasse voient leurs volumes achetés augmenter respectivement de 22,9 % et 28,5 %. Les coûts d achat unitaires augmentent respectivement de 4,7 % et 8,2 %, en raison de la mise en service d installations bénéficiant de conditions de rémunération supérieures à celles des anciens contrats. Six nouvelles installations de production d électricité à partir de biomasse, issues de l appel d offres de 2009, représentant 54,5 MW, ont été mises en service en Pour la filière biogaz, 46 nouvelles installations sont comptabilisées en 2013 sous le régime de l arrêté tarifaire de 2011, pour une puissance totale du parc de 244 MW à fin 2013 (+ 33,8 MW). Les volumes achetés à la filière incinération décroissent légèrement, de 3,2 %, pour atteindre GWh. Les coûts d achat s élèvent à 157 M pour l année Le parc des installations dispatchables reste stable en 2013, avec 99,1 MW de puissance garantie à la fin de l année. Les volumes produits diminuent toutefois de 69 %, soit 1,2 GWh, en raison d appels moins nombreux qu en Quantités d électricité et coûts d achat retenus dans les ZNI La CRE a retenu, au titre des contrats d achat en ZNI, l intégralité des quantités d électricité et coûts d achat transmis par EDF. Les montants retenus au titre des contrats d achat 2013 en ZNI sont ceux repris dans le tableau 2.6.

35 Tableau 2.6. Quantités d électricité et coûts d achat retenus par la CRE dans les ZNI pour 2013 L augmentation des montants achetés dans les ZNI par rapport à 2012 résulte de plusieurs facteurs : la diminution du soutirage sur les liaisons entre la Corse et l Italie est due à une moindre sollicitation des interconnexions pendant les mois où l hydraulicité a été particulièrement forte ; la production des centrales bagasse-charbon est en baisse par rapport à 2012, ce qui s explique principalement par des programmes de maintenance plus chargés. Par ailleurs, EDF a demandé à Albioma d instaurer une réserve de puissance plus importante à La Réunion pour atténuer l intermittence du photovoltaïque ; la croissance des cours du pétrole en 2013 a induit une augmentation des coûts de combustibles pour les installations fonctionnant au fioul. En outre, les installations d EDF PEI venant se substituer aux centrales d EDF SEI commencent à représenter une part importante de la production avec douze moteurs en service à Port Est (La Réunion) et six moteurs à Bellefontaine (Martinique). Les premiers essais ont été réalisés à Lucciana (Corse). Afin de maintenir l équilibre offre/demande en Martinique pendant la période transitoire impactée par les indisponibilités de la centrale de Bellefontaine en fin de vie, la TAC du Galion a été fortement sollicitée. Pour les mêmes raisons la TAC complémentaire, mise en service en Martinique en 2012, a continué d être utilisée ; l année 2013 a été marquée par une faible hydraulicité en Guyane et une hydraulicité très élevée en Corse et à La Réunion, qui concourent à une moindre sollicitation des centrales thermiques dans ces zones ; l usine d incinération des ordures ménagères en Martinique a connu une avarie majeure en 2013 dégradant beaucoup sa disponibilité ; la hausse importante de la production géothermique s explique d une part par le long conflit social de l année 2012 et d autre part par une bonne disponibilité de l installation en 2013 en l absence d avaries significatives ; la production éolienne en Corse a été impactée par la foudre qui a mis hors service un tiers du parc d Aja pendant trois mois et a rendu nécessaire des travaux sur les parcs d Ersa et Rogliano ; le développement de la production d électricité issue d installations photovoltaïques montre un net ralentissement par rapport aux années précédentes. Entre 2012 et 2013, les volumes déclarés ont progressé de 8 % et le coût d achat de 9 %, ce qui a généré 20,9 M de coûts d achat supplémentaires. Cette filière ENR reste de loin la plus coûteuse en /MWh produit. Le coût d achat total retenu dans les ZNI s élève à 949,0 M en Coût du contrôle des installations de cogénération, biomasse et biogaz Le contrôle des installations de cogénération, biomasse et biogaz effectué par EDF permet de vérifier leur efficacité énergétique et la correcte application de la rémunération complémentaire facturée par le producteur. Le coût de ce contrôle est compensé, car il est un élément de détermination du coût d achat pour les installations de cogénération. Les coûts des contrôles effectués au titre de l année 2013 représentent 261,3 k Coûts évités à EDF par les contrats d achat Coût évité par les contrats d achat hors ZNI Cas général Le 1 o de l article L du code de l énergie dispose que les coûts évités à EDF par les contrats d achat en métropole continentale sont évalués «par référence aux prix de marché de l électricité». Conformément à la délibération de la CRE du 25 juin 2009, le coût évité à EDF distingue le coût évité par la production quasi certaine et celui évité par la production dite aléatoire. Ce dernier est calculé en fonction de la moyenne mensuelle des prix de marché spot de l électricité. Le coût évité par la production quasi certaine est calculé en fonction des prix de marché à terme. La production quasi certaine est composée d une part d un ruban de base, produit et acheté toute l année, et d autre part de trois blocs supplémentaires, correspondant aux surplus de production hivernaux du premier trimestre et des mois de novembre et décembre (22).

36 Le coût évité obtenu s élève pour l année 2013 à 1 505,5 M (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats «appel modulable» et cogénérations fonctionnant en mode «dispatchable»), alors qu il était de 1 739,0 M en Cette baisse s explique à la fois par la baisse des volumes achetés et par la baisse des prix de marché. Coût évité par la production quasi certaine : La puissance quasi certaine retenue pour l année 2013 est indiquée dans le tableau 2.7. Tableau 2.7. Puissance quasi certaine retenue pour 2013 PUISSANCE quasi certaine (MW) Ruban de base 900 Surplus de production Q1 (1) Surplus de production M11 (2) Surplus de production M12 (2) (1) Premier trimestre. (2) M11 : novembre ; M12 : décembre. Tableau 2.8. Prix de marché retenus pour 2013 RUBAN Q1 M11 M12 53,37 57,87 51,49 51,45 Ainsi, le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 16,6 TWh, est de 903,8 M. Coût évité par la production aléatoire hors photovoltaïque : Le coût évité par la production aléatoire hors photovoltaïque s élève à 601,7 M (hors contrats photovoltaïques, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats «appel modulable» et cogénérations «dispatchables»). Ce montant est détaillé dans le tableau 2.9. Tableau 2.9. Prix de marché mensuels et coût évité à EDF par les contrats d achat (hors ZNI) en 2013 (hors contrats PV, contrats horosaisonnalisés, contrats «appel modulable» et cogénérations «dispatchables»)

37 Coût évité par la production photovoltaïque La méthode de calcul du coût évité par la production photovoltaïque, décidée sur la base des recommandations du rapport Charpin-Trink issu de la concertation postérieure au moratoire de 2011, vise à mieux prendre en compte les caractéristiques de la production PV. Le coût évité par cette production est calculé par référence à un prix moyen mensuel, basé sur les prix spot horaires du marché de gros pondérés par les coefficients de production horosaisonniers du profil PRD3 (utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution). Le calcul du coût évité par la production photovoltaïque distingue les contrats d achat selon leur rythme de facturation (mensuelle, semestrielle ou annuelle). Pour ces trois types de contrats, un prix de référence est calculé pour chaque mois, égal à la moyenne pondérée des prix profilés sur la période couverte par la facture (un, six ou douze mois glissants). Le coût évité par la production photovoltaïque en 2013 s élève ainsi à 189,3 M. Ce montant est détaillé dans le tableau Tableau Prix de référence et coût évité à EDF par les contrats d achat PV (hors ZNI) en Cas particulier des installations bénéficiant d un contrat horosaisonnalisé Certaines installations bénéficient de contrats d achat à différenciation horosaisonnière : la rémunération du producteur par EDF dépend du moment où il produit son électricité. Les périodes horosaisonnières où le tarif est élevé correspondent sensiblement aux heures où le prix de marché est haut. Il existe donc dans le cas de ces contrats une corrélation temporelle entre le volume acheté par EDF et le prix de marché. Le coût évité doit par conséquent être calculé par poste horosaisonnier. Sont utilisés à cette fin les prix de marché horaires. Le coût évité correspondant pour l année 2013 est égal à 85,3 M Cas particulier des installations bénéficiant d un contrat «appel modulable» Les installations «dispatchables», qui font l objet de contrats type «appel modulable», représentaient en 2013 une puissance garantie de 99 MW. Le service rendu à EDF par ces installations est double : la mise à disposition de capacités de puissance permet à EDF de se couvrir contre le risque de défaillance, et l énergie produite participe à

38 la fourniture des clients en période de pointe. La valorisation de ces centrales doit donc tenir compte, non seulement de l énergie produite, mais également de la capacité de puissance garantie. La valorisation de la puissance mise à disposition de RTE dans le cadre des réserves complémentaires est retenue pour le calcul du coût évité. La prime fixe unitaire pour la puissance mise à disposition est calculée à partir de la moyenne des offres retenues dans le cadre des appels d offres organisés par le gestionnaire de réseau. Le coût fixe évité par les installations «dispatchables» est ainsi évalué à 1,7 M. Le coût évité «énergie» se calcule en fonction de l utilisation effective par EDF de l énergie achetée. L énergie achetée pour l ajustement est valorisée au prix des écarts à la baisse constaté sur le mécanisme d ajustement pour chaque période d appel considérée (soit un coût évité de 0,07 M ). L énergie achetée pour une utilisation hors ajustement est valorisée sur la base d une moyenne mensuelle des prix pointe journaliers (soit un coût évité de 0,02 M ). Le coût évité à EDF en 2013 par les installations «dispatchables» bénéficiant d un contrat de type «appel modulable» est de 1,7 M Cas particulier des installations de cogénération fonctionnant en mode «dispatchable» A l instar des contrats de type «appel modulable», le basculement en mode «dispatchable» d une installation de cogénération traduit la mise à disposition de capacité de puissance au bénéfice d EDF. Ces installations, une fois basculées, doivent être valorisées suivant les mêmes principes que ceux prévalant pour les contrats «appel modulable», le service rendu à EDF étant analogue : la mise à disposition de capacités de puissance permet à EDF de se couvrir contre le risque de défaillance et l énergie produite participe à la fourniture des clients en période de pointe. Le calcul du coût évité par ces installations nécessite donc de distinguer les achats effectués avant et après passage en mode dispatchable. Les installations de cogénération ayant fait l objet, au cours de l année 2013, d un basculement en mode «dispatchable» ou d une reconduction de celui-ci représentent une puissance garantie de 228,2 MW. Les achats effectués auprès de ces installations s élèvent à 283 GWh, pour un montant d achat retenu de 61,8 M. Coût évité hors mode «dispatchable» Le coût évité par les achats effectués aux installations de cogénération en dehors des périodes de dispatchabilité s établit sur les mêmes bases que celles applicables aux contrats standards. Ce coût évité est ainsi évalué à 14,9 M. Coût évité en mode «dispatchable». Le coût évité par les achats effectués en mode «dispatchable» s effectue suivant la même méthodologie que celle applicable aux centrales «dispatchables» et nécessite donc de déterminer un coût fixe évité et un coût évité «énergie». A l instar des contrats «appel modulable», le coût fixe évité par les cogénérations fonctionnant en mode «dispatchable» s établit en utilisant comme référence la valorisation moyenne de la puissance mise à disposition de RTE dans le cadre des réserves complémentaires. Le coût fixe évité en 2013 est évalué à 1,4 M pour l ensemble des installations considérées. Le calcul du coût évité «énergie», quant à lui, ne peut s effectuer à partir du mécanisme d ajustement, dans la mesure où les contraintes d appel afférentes aux installations de cogénération (préavis, montée en charge, durée minimale d appel) ne permettent pas à EDF d utiliser ces dernières sur ce mécanisme. Le coût évité «énergie» doit s établir, pour chacune de ces installations, à partir des prix de marché horaires moyens sur les jours d appel correspondants. Le coût évité «énergie» est ainsi évalué à 0,03 M. Le coût évité à EDF en 2013 par les installations de cogénération ayant fait l objet d un basculement ou d une reconduction en mode «dispatchable» est de 16,4 M Coût total évité à EDF par les contrats d achat (hors ZNI) Le coût total évité à EDF par les contrats d achat en métropole continentale est de 1 798,2 M (1 505,5 M + 189,3 M + 85,3 M + 1,7 M + 16,4 M ) Coût évité par les contrats d achat dans les ZNI Conformément au décret du 28 janvier 2004, les surcoûts dus aux contrats d achat dans les ZNI sont calculés par rapport à la part production du tarif de vente (tableau 2.3). L électricité achetée par EDF valorisée à cette part production est évaluée à 230,5 M, comme détaillé dans le tableau 2.11.

39 Tableau Coût évité à EDF par les contrats d achat dans les ZNI en 2013 * 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 Surcoûts dus aux contrats d achat supportés par EDF Les surcoûts supportés par EDF résultant des contrats d achat en 2013 s élèvent à : 3 290,7 M en métropole continentale (5 088,6 M de coût d achat + 0,3 M de coût de contrôle des cogénérations 1 798,2 M de coût évité) ; 718,5 M dans les ZNI (949,0 M de coût d achat 230,5 M de coût évité), soit un total de 4 009,2 M. 3. Charges dues aux dispositions sociales La tarification spéciale «produit de première nécessité» est entrée en vigueur le 1 er janvier 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 o 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 o du 8 avril 2004 et a revu à la hausse de 10 % le niveau des réductions et des versements forfaitaires. Le chapitre I er du décret n o 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 o 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 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 o du 15 novembre 2013 a revu en profondeur le mécanisme en mettant en place des déductions forfaitaires en fonction de la composition du foyer de la puissance souscrite. Avant ce décret, l aide consistait en une réduction sur l abonnement et sur la consommation d électricité des 100 premiers kwh. Par ailleurs, les charges supportées du fait du TPN permettent aux opérateurs de bénéficier d une compensation en cas de participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité. Cette compensation peut s élever jusqu à 20 % des pertes de recettes et des coûts relatifs à la mise en œuvre du TPN, dans la limite du concours financier de l opérateur au fonds de solidarité pour le logement (arrêté du 24 novembre 2005 fixant le pourcentage de prise en compte, dans les charges de service public de l électricité, de la participation instituée en faveur des personnes en situation de précarité) Charges dues au «tarif de première nécessité» Pertes de recettes dues au TPN Les pertes de recettes dues au TPN se sont élevées en 2013 à 98,7 M contre 69,1 M en Cette augmentation des pertes de recettes est principalement due à l automatisation de la procédure d application du TPN et à l élargissement de la cible de bénéficiaires. Au 31 décembre 2013, clients bénéficiaient du TPN.

40 Surcoûts de gestion Les frais spécifiques dus à la mise en œuvre du TPN sont en hausse. Ils passent de 5,6 M en 2012 à 7,1 M en Cette croissance s explique principalement par l augmentation du nombre de bénéficiaires du TPN. Les frais de personnel déclarés par EDF augmentent légèrement, malgré l automatisation de la procédure d attribution. Cette hausse s explique par un nombre important de retraitements manuels dès lors que la procédure d attribution automatique n a pas fonctionné et par les actions connexes (communication, formations interne et externe, pilotage, etc.). EDF a en particulier demandé la compensation de 531 k au titre des 3 ETP affectés au pilotage du TPN en La CRE estime ce montant excessif et ne le retient pas dans l assiette des charges compensées à EDF dès lors qu il n a pas été précisément justifié par l opérateur Services liés à la fourniture Les charges imputables aux services liés à la fourniture des clients au TPN se sont élevées en 2013 à 2,5 M. Elles ont quasi doublé par rapport à 2012 (1,4 M ) Bilan des charges liées au TPN Le total des charges à compenser à EDF en 2013 au titre du «tarif de première nécessité» s élève à 108,3 M, ZNI incluses Charges dues au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité Compte tenu des dispositions réglementaires, la compensation d EDF au titre de sa participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité est de 21,7 M (20 % x 108,6 M ). Ce montant est comparable aux 23,3 M versés par EDF en 2013 au fonds de solidarité pour le logement. Les charges à compenser à EDF en 2013 au titre des dispositions sociales s élèvent finalement à 130,0 M, contre 91,3 M en B. Charges supportées par les entreprises locales de distribution constatées au titre de Surcoûts dus aux contrats d achat Les surcoûts d achat supportés par les ELD en 2013 sont dus aux contrats : relevant de l obligation d achat (article L du code de l énergie) ; issus des appels d offres (article L du code précité) ; conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L 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 en 2009 à en 2012 et en 2013). Ce nombre ne permet pas de procéder à une vérification individuelle des coûts des contrats. La CRE a demandé aux ELD les factures et les détails de calculs pour les contrats présentant les écarts les plus importants entre les montants exposés et les montants normatifs à disposition de la CRE. Les réponses apportées n ont pas permis de valider sans réserve la totalité de ces contrats et ont nécessité la correction de certains montants exposés. L information fournie par les ELD a mis en évidence une confusion récurrente entre les tarifs d achat et les formules d indexation de différents arrêtés tarifaires photovoltaïques. Une autre difficulté consiste dans l identification par les producteurs ou par les ELD des bons coefficients d indexation pour toutes les filières de production. La CRE constate que les factures sont souvent établies par les producteurs sans suivi régulier ou contrôle spécifique de la part des ELD. Conformément au mécanisme introduit par la loi de finances rectificative pour 2011, les coûts évités sont calculés par référence aux tarifs de cession pour le volume d achat se substituant aux quantités d électricité acquises à ces tarifs et aux prix de marché de l électricité pour le volume restant. La CRE doit donc désormais vérifier dans quel périmètre a été injectée l électricité issue des contrats d obligation d achat, afin de savoir si cette électricité se substitue à de l énergie achetée au prix de marché ou au tarif de cession. En 2013, 7 ELD se sont approvisionnées à la fois aux tarifs de cession et sur le marché. Elles ont cependant toutes injecté la totalité de l énergie issue des contrats d obligation d achat dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés de vente, et leur coût évité est donc calculé en référence aux tarifs de cession. Les surcoûts retenus au titre de l obligation d achat s élèvent ainsi, en 2013, à 176,6 M, en hausse de 2,5 % par rapport à Cette augmentation s explique notamment par le développement de la filière photovoltaïque. Les surcoûts d achat de cette filière s élèvent à 106,3 M, bien supérieurs à ceux de l éolien (38,3 M ) et de la biomasse (10,7 M ).

41 2. Charges dues aux dispositions sociales L entrée en vigueur, en 2005, de la tarification spéciale «produit de première nécessité» (TPN) induit, pour les ELD concernées, des pertes de recettes et des frais de mise en œuvre supplémentaires (par rapport à ceux supportés pour une gestion «classique» du portefeuille de clients), notamment des frais de personnel et des prestations externes. Au total, les surcoûts de gestion se sont élevés en 2013 à 0,79 M, dont 0,67 M de frais de personnel. Ce surcoût a progressé de 50 % par rapport à 2012 (0,44 M ). L automatisation de la procédure d attribution du TPN n a donc pas eu d effet sur ces surcoûts en La CRE constate une forte disparité dans les coûts de gestion exposés à la compensation. Le niveau de ces coûts, rapportés au nombre de clients bénéficiaires, diverge fortement entre les fournisseurs (de 2 par client à 444 par client (23)), qu il y ait recours ou non à un prestataire extérieur. Les frais de mise en œuvre peuvent ainsi représenter jusqu à 95 % du total des charges retenues au titre de l application du TPN. Les charges relatives à la tarification spéciale «produit de première nécessité» sont évaluées, pour 2013, à 3,0 M. Conformément à l arrêté du 24 novembre 2005, la compensation des charges dues au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité s effectue, pour chaque ELD, à hauteur de 20 % des charges dues au TPN, dans la limite des versements effectués au fonds de solidarité pour le logement. Pour 2013, cette compensation s élève à 0,4 M pour l ensemble des ELD ayant déclaré des charges afférentes à ce dispositif. Les charges dues aux dispositions sociales s élèvent, pour 2013, à 3,4 M (3,0 M + 0,4 M ), en augmentation de 30 % par rapport à Détail des charges constatées par les ELD au titre de 2013 Le montant total des charges supportées par les ELD en 2013 s élève à 180,0 M, dont 176,5 M dus aux contrats d achat et 3,4 M aux dispositions sociales. Les principaux éléments de calcul sont indiqués dans le tableau Tableau Charges supportées par les ELD au titre de 2013 ELD DUES AUX CONTRATS D ACHAT Quantité achetée (1) Coût d achat Coût évité Surcoût sociales constatées en 2013 MWh k k k k k ES ENERGIES STRASBOURG , , , ,1 946, ,8 Régie du syndicat intercommunal (fournisseur) SEOLIS DEUX SEVRES SIEDS Régie d Electricité du Département de la Vienne SOREGIES , , , ,6 182, , , , , ,1 272, ,1 S.I.C.A.E. REGION DE PITHIVIERS , , , ,6 42, ,9 SAEML UEM USINE D ELECTRICITE DE METZ , , , ,3 240, ,3 S.I.C.A.E. de la SOMME et du CAMBRAISIS , , , ,4 81, ,8 Coopérative d Electricité SAINT-MARTIN DE LONDRES , ,9 561, ,3 53, ,7 Régie d Electricité U.E.M. NEUF BRISACH , ,4 603, ,8 15, ,1 GAZ ÉLECTRICITÉ DE GRENOBLE , , , ,1 118, ,2 SICAE du CARMAUSIN 7 579, ,4 252, ,2 16, ,2 Régie Municipale d Electricité CREU- TZWALD , , , ,9 20, ,5 SOREA , ,2 949, ,4 12, ,5 EPIC ENERGIES SERVICES LAVAUR - Pays de Cocagne S.I.C.A.E. DE LA REGION DE PRECY SAINT- MARTIN Énergie Développement Services du BRIANÇONNAIS , ,0 391, ,4 32, , , ,0 208, ,5 4, , , , , ,3 8, ,8 S.I.C.A.E. OISE 2 137, ,3 58, ,4 123, ,9

42 ELD DUES AUX CONTRATS D ACHAT Quantité achetée (1) Coût d achat Coût évité Surcoût sociales constatées en 2013 MWh k k k k k Régie Communale d Electricité MONTA- TAIRE ENERGIE ET SERVICES DE SEYSSEL (SAEML) , ,4 721, ,5 69, , , ,7 70, ,7 18, ,3 LES USINES MUNICIPALES D ERSTEIN 7 286, ,1 303, ,0 8, ,9 Régie du Syndicat Electrique Intercommunal PAYS CHARTRAIN , , , ,1 30, ,8 SICAE EST 6 398, ,5 205, ,1 28, ,1 Régie municipale d Electricité SAVERDUN 5 002, ,1 241, ,3 8, ,0 Régie Communale d Electricité MONTDI- DIER GASCOGNE ENERGIES SERVICES AIRE SUR L ADOUR (ex Régies Municipales) Régie d Electricité du Syndicat du SUD DE LA REOLE Coopérative de droit suisse ELEKTRA BIR- SECK Régie Municipale d Electricité et de Gaz Energie Services Occitans CARMAUX ENEO , ,6 550, ,6 9, , , ,0 67,7 999,3 8, , , ,4 55,8 990,5 4,2 994, ,7 995,9 51,7 944,2 18,8 962, , ,7 394,1 823,5 40,7 864,2 Régie Municipale d Electricité MAZERES 1 439,1 795,6 46,5 749,1 3,4 752,5 VIALIS - REGIE MUNICIPALE DE COLMAR 1 318,7 696,9 42,6 654,4 95,5 749,9 SICAE de l Aisne 1 143,0 652,2 44,6 607,6 31,6 639,2 Société d Electricité Régionale des CAN- TONS DE LASSIGNY & LIMITROPHES R.S.E. REGIE SERVICES ENERGIE AMBE- RIEUX 4 397,7 735,8 145,1 590,7 15,7 606, ,2 579,4 30,3 549,1 6,0 555,1 Régie municipale d Electricité VARILHES 852,8 453,3 30,4 422,9 4,2 427,1 S.I.C.A.E. E.L.Y. :RÉGION EURE & LOIR YVELINES 984,2 373,3 37,2 336,2 4,0 340,2 Energies Services LANNEMEZAN 459,4 278,7 13,3 265,4 41,0 306,4 Régie Intercommunale d Electricité NIE- DERBRONN REICHSHOFFEN 551,0 297,0 17,7 279,3 7,8 287,2 Régie municipale d Electricité TARASCON 8 361,1 557,6 315,8 241,8 5,6 247,3 Régie Municipale d Electricité CAZERES 493,3 248,7 17,4 231,2 10,8 242,1 Régie Municipale d Electricité BAZAS 461,0 235,2 14,7 220,6 6,9 227,4 Régie du Syndicat Intercommunal d Énergies VALLEE DE THONES 326,6 194,1 10,3 183,8 6,5 190,3 Régie Municipale d Electricité GIGNAC 353,0 180,1 11,0 169,2 19,8 189,0 Syndicat d Electricité SYNERGIE MAU- RIENNE Régie d Electricité SAINT-QUIRC - CANTE - LISSAC - LABATUT Régie Municipale d Énergie Electrique QUILLAN 333,4 198,8 11,1 187,7 0,5 188,2 313,8 193,6 10,9 182,7 2,1 184, ,6 222,1 66,8 155,3 13,1 168,4 Régie Municipale d Electricité LA BRESSE 9 044,2 560,0 393,9 166,1 2,2 168,3

43 ELD DUES AUX CONTRATS D ACHAT Quantité achetée (1) Coût d achat Coût évité Surcoût sociales constatées en 2013 MWh k k k k k Régie Municipale de Distribution d Énergie VILLARD BONNOT Société d économie mixte locale DREUX - GEDIA S.I.C.A.E. CANTONS DE LA FERTE-ALAIS & LIMITROPHES 7 115,3 457,6 307,6 150,0 6,4 156,5 52,8 27,5 1,5 25,9 118,1 144,1 246,8 141,0 7,3 133,7 2,9 136,7 Régie d Énergies SAINT-MARCELLIN 191,9 118,8 10,2 108,6 25,6 134,2 Régie Electrique Municipale PRATS DE MOLLO LA PRESTE Régie Municipale d Electricité MONTES- QUIEU VOLVESTRE 2 640,5 198,1 67,6 130,5 0,7 131,2 221,3 130,3 7,4 122,9 6,5 129,4 Régie d Electricité d Elbeuf 87,4 44,2 2,6 41,6 84,8 126,4 Régie Communale d Electricité UCKANGE 779,2 140,9 32,1 108,7 12,0 120,8 Régie Municipale d Electricité SALLAN- CHES Régie Municipale d Electricité CAZOULS LES BEZIERS SAEML HUNELEC Service de Distribution Public HUNELEC 225,5 116,4 10,1 106,3 11,7 118,0 195,3 115,5 7,3 108,2 8,7 116,9 135,5 84,5 4,6 79,9 16,5 96,4 Régie Municipale d Electricité LOOS 30,1 16,2 1,6 14,6 76,2 90,8 S.I.V.U. LABERGEMENT SAINTE-MARIE 2 692,2 191,1 105,5 85,6 2,9 88,5 Régie Electrique ALLEVARD 145,2 81,9 7,7 74,3 5,3 79,5 Régie Municipale d Electricité ENERGIS SAINT-AVOLD Régie Gaz Electricité de la Ville BONNE- VILLE 96,2 54,6 3,3 51,2 26,6 77,8 158,9 73,3 7,3 66,0 10,9 76,9 Régie Communale d Electricité GATTIERES 125,0 70,0 4,4 65,6 1,5 67,1 GAZ DE BARR 127,8 52,4 3,7 48,7 4,0 52,7 Régie Municipale d Electricité AMNEVILLE 86,5 50,6 3,2 47,4 4,7 52,2 Régie Electrique GERVANS 87,8 50,9 2,8 48,1-48,1 Régie Municipale d Electricité SAINT- PIERRE D ALLEVARD Régie Municipale d Electricité et de Télédistribution MARANGE SILVANGE TER- NEL 85,1 50,4 4,4 46,0 2,0 48,0 34,7 20,7 1,3 19,4 28,2 47,6 Régie Electrique AIGUEBLANCHE 86,0 48,7 2,6 46,1 0,8 47,0 GAZELEC DE PERONNE 21,0 11,7 0,8 10,9 30,9 41,8 Coopérative d Electricité VILLIERS SUR MARNE 37,8 19,1 1,1 18,0 23,1 41,1 Régie Municipale d Electricité ROMBAS 58,2 33,6 2,4 31,2 8,8 40,0 Régie d Electricité BITCHE 48,5 28,2 1,5 26,6 12,9 39,6 Régie SDED EROME 65,7 40,7 3,5 37,2 1,4 38,6 Régie Communale de Distribution d Electricité MITRY MORY 37,1 20,6 0,9 19,7 18,6 38,3 S.I.C.A.E. VALLEE DU SAUSSERON 75,1 35,7 2,8 32,9 4,2 37,1

44 ELD DUES AUX CONTRATS D ACHAT Quantité achetée (1) Coût d achat Coût évité Surcoût sociales constatées en 2013 MWh k k k k k Régie Municipale d Electricité SALINS LES BAINS 48,7 28,6 2,2 26,4 10,3 36,7 Régie d Electricité SCHOENECK 57,3 34,0 1,6 32,4 3,2 35,6 Régie Municipale d Electricité ARIGNAC 54,9 35,0 1,9 33,1-33,1 Régie Municipale d Electricité VINAY 68,9 28,3 3,1 25,2 6,0 31,2 S.A.I.C. PERS LOISINGES 58,0 32,5 2,1 30,4-30,4 Régie Electrique Communale BOZEL 51,6 31,2 1,9 29,2 0,4 29,6 Régie Municipale de Distribution d Electricité de HAGONDANGE Régie de Distribution d Énergie Electrique SAINT-MARTIN SUR LA CHAMBRE Régie Municipale d Electricité HOMBOURG HAUT Régie municipale d Electricité MIRAMONT DE COMMINGES 43,1 23,4 1,4 21,9 6,0 27,9 52,0 29,4 1,5 27,9-27,9 22,8 12,2 0,6 11,6 15,5 27,0 41,8 25,9 1,5 24,4 2,5 26,9 Régie Municipale d Electricité LARUNS 58,8 28,0 2,9 25,1 1,5 26,7 R.M.E.T. TALANGE 33,2 19,2 1,2 18,0 7,6 25,6 Régie d Electricité du Morel 40,4 23,6 1,4 22,2 0,1 22,2 Régie d électricité TOURS EN SAVOIE 36,0 21,9 1,4 20,5 0,1 20,6 Régie Municipale d Electricité SAINT-PRI- VAT LA MONTAGNE Régie Municipale d Electricité ROQUEBIL- LIERE Régie Municipale d Electricité BEAUVOIS EN CAMBRESIS Régie Municipale d Electricité de SAINT- AVRE 33,7 20,2 1,1 19,1 0,5 19,6 35,6 19,1 1,0 18,1 1,4 19,4 37,6 17,6 1,0 16,5 2,9 19,4 29,3 17,4 1,4 16,0 0,3 16,3 S.I.C.A.E. CARNIN 50,0 16,1 1,4 14,7 0,8 15,5 Régie Electrique TIGNES 211,9 20,3 6,3 13,9 0,6 14,5 Régie Communale d Electricité SAINTE- MARIE AUX CHENES Régie Municipale d Electricité MARTRES TOLOSANE S.I.V.U. d Electricité LUZ SAINT-SAUVEUR - ESQUIEZE SERE - ESTERRE 18,7 11,4 0,6 10,8 2,7 13,5 17,1 9,5 0,6 8,9 4,4 13,4 195,3 18,7 6,5 12,2 1,2 13,4 Régie Electrique DALOU 22,5 13,3 0,9 12,4 0,7 13,1 Régie Municipale Multiservices de LA REOLE 10,3 6,1 0,4 5,7 6,9 12,6 Régie Municipale Electrique LES HOUCHES 22,6 11,0 0,6 10,4 1,4 11,7 Régie Municipale de Distribution CLOUANGE Régie Municipale d Electricité de la ville de SARRE UNION 21,1 12,0 0,6 11,5 0,3 11,7 10,3 6,3 0,4 5,9 5,8 11,6 Régie Municipale d Electricité ALLEMONT 21,6 11,6 1,1 10,4 0,8 11,2 Centrale Electrique VONDERSCHEER 20,7 10,8 0,7 10,1 0,3 10,4

45 ELD DUES AUX CONTRATS D ACHAT Quantité achetée (1) Coût d achat Coût évité Surcoût sociales constatées en 2013 MWh k k k k k Régie Electrique Municipale SAINT-LAU- RENT DE CERDANS Régie Municipale d Electricité MONTOIS LA MONTAGNE Régie Communale d Electricité PIERREVIL- LERS Régie Municipale d Electricité SECHI- LIENNE 12,1 7,5 0,6 6,9 2,6 9,5 9,8 6,1 0,4 5,7 3,5 9,3 13,4 8,2 0,5 7,7 0,8 8,5 18,5 8,9 0,9 8,0 0,4 8,4 Régie Communale Electrique SAULNES 10,7 5,6 0,4 5,2 3,2 8,4 Régie Electrique MONTVALEZAN 23,8 9,2 0,9 8,3 0,0 8,4 Régie Municipale d Electricité VICDESSOS 1 510,6 53,2 46,4 6,8 1,4 8,2 Régie Municipale d Electricité SAINTE- MARIE DE CUINES Régie Municipale d Electricité GAN- DRANGE BOUSSANGE 16,6 8,5 0,6 8,0 0,0 8,0 14,3 8,1 0,4 7,7 0,1 7,8 Régie Electrique VILLARODIN BOURGET 15,4 8,2 0,4 7,8-7,8 Régie Municipale d Electricité MOUTARET 11,7 7,2 0,5 6,7 0,1 6,8 Régie Electrique MERCUS GARRABET 10,2 5,4 0,4 5,0 1,3 6,3 Régie Municipale d Electricité PONTAMA- FREY MONTPASCAL Régie Municipale d Electricité LA CHAM- BRE 11,9 6,5 0,5 6,0-6,0 11,8 6,2 0,6 5,7 0,2 5,8 Régie Electrique FONTAINE AU PIRE 7,5 3,9 0,2 3,7 2,1 5,8 Régie Municipale d Electricité PRESLE 11,4 6,3 0,6 5,7 0,1 5,7 Régie Electrique SAINTE-FOY TARENTAISE 11,1 5,9 0,5 5,4 0,3 5,6 Régie d Electricité PINSOT 9,5 5,6 0,5 5,1 0,4 5,6 Régie d Electricité VALMEINIER 10,7 5,9 0,6 5,4 0,1 5,4 Régie Electrique Municipale LA CHAPELLE 10,5 5,9 0,5 5,4-5,4 Régie Municipale d Electricité MERENS LES VALS 8,6 5,1 0,4 4,7 0,5 5,1 Régie Electrique LA CABANASSE 10,3 4,8 0,4 4,4 0,3 4,8 Régie Electrique CAPVERN LES BAINS 4,5 2,7 0,2 2,5 1,5 4,0 Régie Electrique AVRIEUX 6,8 4,0 0,4 3,7-3,7 Régie d Electricité LA FERRIERE D ALLE- VARD Régie Municipale Electrique SAINT-LEO- NARD DE NOBLAT Régie Municipale d Electricité SAINT-PAUL CAP DE JOUX 6,7 3,5 0,4 3,1 0,1 3,2 932,4 37,8 37,1 0,8 2,0 2, ,6 2,6 Régie municipale d Electricité QUIE 3,0 1,8 0,1 1,7 0,2 1,9 Régie Electrique Municipale VILLAROGER 2,4 1,4 0,1 1,3 0,1 1,4 (1) Nette du surplus revendu à EDF.

46 C. Charges supportées par Electricité de Mayotte constatées au titre de 2013 Les charges de service public de l électricité supportées par Electricité de Mayotte (EDM) résultent de la péréquation tarifaire et sont constituées : des surcoûts de production ; des surcoûts d achat imputables au développement de projets de production indépendants. 1. Coûts de production 1.1. Coûts de production déclarés par EDM Les coûts de production comprennent les frais de commercialisation supportés par EDM, qui correspondent aux coûts liés aux actions conduites en faveur de la maîtrise de la demande d électricité, à l instar de la méthodologie appliquée pour EDF. L année 2013 est caractérisée par une reprise de la croissance de la consommation (+ 6 % par rapport à l année 2012). Les coûts de production déclarés par EDM s élèvent, pour 2013, à 97,5 M. Ces coûts sont en hausse par rapport à ceux de 2012 (+ 12 %). Cette situation s explique essentiellement par la hausse du coût d achat des combustibles et par des investissements dans le renforcement et l extension des moyens de production thermiques. En application de l arrêté du 23 avril 2014, EDM a intégré le système d échange des quotas de CO2. Cependant, EDM a dû procéder à la régularisation rétroactive courant 2014 de ses émissions Prenant en compte le caractère exceptionnel de cette charge qui ne pouvait pas être anticipée par EDM, le montant de 1,0 M a été retenu pour la compensation. Les coûts de production pris en compte au titre de l année 2013 s élèvent à 98,5 M (97,5 M + 1,0 M ) Coûts exclus de la gestion des moyens de production La CRE s est assurée que les coûts d exploitation des unités de production déclarés étaient bien liés aux seules particularités du parc de production inhérentes à la nature insulaire de Mayotte, et non à une éventuelle mauvaise gestion de la production. En 2013, le taux de disponibilité du principal moyen de production de l île s est élevé à 91 %. 2. Recettes de production Les recettes de production en 2013 issues de la vente d électricité aux clients mahorais ne sont pas directement accessibles dans la comptabilité d EDM. Elles sont obtenues en retranchant du chiffre d affaires issu de la vente d électricité en 2013 (incluant les recettes qu aurait perçues EDM si les agents payaient leur électricité aux tarifs de vente réglementés) les recettes de distribution et les recettes relatives à la gestion de la clientèle, puis en ajoutant les recettes liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts de production dus à leur fourniture devant être compensés) Recettes de distribution La part réseau dans les tarifs réglementés de vente est égale aux coûts de réseau à Mayotte. Dans ce cadre, les coûts de distribution supportés par EDM en 2013 s élèvent à 15,4 M et se répartissent comme suit : coûts de distribution (hors services systèmes et pertes mais incluant une rémunération à 7,25 % des capitaux) : 14,2M ; achat des services systèmes : 0,2 M ; achat des pertes : 0,9 M Recettes de gestion de la clientèle A la différence des autres zones non interconnectées dans lesquelles le TURPE s applique, à Mayotte, les recettes d acheminement sont considérées égales aux coûts de réseau. Le TURPE, qui fixe une valeur normative de la composante de gestion clientèle pour le gestionnaire de réseau, ne peut donc être utilisé pour déterminer les recettes de gestion clientèle d un fournisseur en appliquant la clef de répartition classique 80/20. A Mayotte, la CRE évalue les recettes de gestion clientèle non pas en utilisant les valeurs du TURPE, mais en considérant, après analyse, que les recettes de gestion clientèle représentent 65 % des coûts de gestion supportés par EDM. Pour 2013, ces recettes sont évaluées à 1,1 M Recettes de production Les recettes totales d EDM en 2013 (augmentées des recettes théoriques qu EDM aurait perçues auprès de ses agents si ces derniers étaient assujettis aux tarifs réglementés) s élèvent à 26,1 M.

47 Les recettes de production, incluant celles provenant de la vente des pertes et des services systèmes, s établissent, pour 2013, à 10,1 M (cf. tableau 2.13). Tableau Recettes de production constatées par EDM au titre de 2013 (+) Recettes constatées ,9 M (+) Recettes théoriques agents EDM ,1 M Recettes totales 2013 à considérer 26,1 M ( ) Recettes de distribution ,2 M ( ) Recettes de gestion clientèle ,1 M (+) Recettes de vente pertes et services systèmes 1,1 M Recettes brutes de production 10,7 M Recettes de production 2013 (*) 10,1 M (*) Les recettes brutes de production doivent être diminuées de la part des recettes issues de la vente des kwh produits dans le cadre des contrats d achat, traités au chapitre C Surcoûts de production Les coûts et recettes de production d EDM retenus par la CRE pour 2013 étant respectivement de 98,5 M et 10,1 M, le montant définitif des surcoûts de production d EDM au titre de l année 2013 s élève à 88,4 M. 4. Surcoûts dus à l obligation d achat En 2013, EDM a supporté des charges liées à l obligation d achat. Ces charges résultent du développement de la filière photovoltaïque. Les volumes achetés par EDM sont en hausse de 11 % par rapport à Le seuil de déconnexion de 30 % pour les énergies intermittentes a été atteint à Mayotte à quatre reprises avec la déconnexion de certaines installations. Les volumes d achat s élèvent, pour 2013, à 16,4 GWh pour un montant de 7,35 M. Conformément au décret du 28 janvier 2004, les surcoûts dus aux contrats d achat dans les ZNI sont calculés par rapport à la part production du tarif de vente. L électricité achetée par EDM, valorisée à la part production, est évaluée à 194,7 M, comme détaillé dans le tableau Tableau Surcoûts dus aux contrats d achat supportés par EDM au titre de 2013 (+) Coût d achat ,35 M Quantités achetées en ,4 GWh Taux de pertes en ,6 % Quantités achetées et consommées (1) Part production dans le tarif de vente 15,0 GWh 37,47 /MWh ( ) Coût évité par les contrats d achat 0,6 M Surcoûts d achat en ,8 M (1) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte dans le calcul des surcoûts de production. D. Charges de service public constatées au titre de 2013 Le montant total des charges de service public de l électricité constatées au titre de 2013 s élève à M. La répartition est fournie dans le tableau L écart entre les charges prévisionnelles et les charges constatées au titre de 2013 (+ 138,0 M ) (cf. tableau 2.16) s explique essentiellement par l erreur de prévision des surcoûts de production supportés par EDF en métropole, due à la baisse importante du prix de marché. Entre les exercices 2012 et 2013, hors effet prix, les surcoûts dus aux contrats d achats ont crû en métropole en premier lieu du fait du développement de la filière éolien. L écart observé dans les ZNI s explique principalement, par une consommation électrique plus faible que prévu.

48 Tableau Charges de service public constatées au titre de 2013 Tableau Comparaison des charges de service public prévisionnelles et constatées au titre de 2013 (18) Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon, les îles bretonnes de Molène, d Ouessant, de Sein, l archipel des Glénan et l île anglo-normande de Chausey. (19) Cette correction apparaît aussi dans les reliquats. Le cumul du trop-perçu est de 0,1 M. (20) Répartition des coûts de gestion de la clientèle «fournisseur 80 % / gestionnaire de réseaux 20 %». (21) Contrats «97-01» et «99-02».

49 (22) Voir délibération du 25 juin 2009 pour une explication détaillée du mécanisme. (23) Cas extrême d une ELD ayant un seul client au TPN. ANNEXE 3 CONTRIBUTIONS RECOUVRÉES 2013 (CR13) En 2013, 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 trois ELD : la régie communale d électricité de Rédange et la régie municipale d électricité de Cambounet-sur-le-Sor, qui ont toutes deux cessé leurs activités, et SOREA, qui n a pu être entièrement compensée pour cause de retard dans ses déclarations. 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 le cadre de la gestion du fonds, soit 0,5 k en Par ailleurs, 12 ELD ont dû reverser à la Caisse des dépôts le montant de leurs charges prévisionnelles 2013 notifiées, ces dernières étant négatives. Le bilan des compensations reçues au 31 août 2014 est donné dans le tableau ci-dessous. EDF 4 896,4 (Unité M.) ELD 174,0 EDM 75,7 Total 5 146,2 ANNEXE 4 RELIQUATS 2007, 2008, 2009, 2010, 2011 ET 2012 La présente annexe reprend les charges déclarées au titre des années 2007 à 2012 en complément des charges déjà constatées pour ces exercices. Elles sont intégrées au montant des charges de A. Surcoûts supportés par EDF 1. Obligation d achat en métropole continentale 1.1. Surcoûts supportés au titre de l année contrats d achat, dont contrats photovoltaïques, 5 contrats cogénération et 7 contrats hydrauliques, actifs en 2012, sont présentés au titre de reliquats. Ils représentent 29,9 M de coût d achat. 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 1.1. Quantités d électricité et coûts d achat relatifs aux contrats 2012 hors ZNI retenus a posteriori par la CRE Le surcoût au titre de l année 2012 est de 31,3 M.

50 1.2. Surcoûts supportés au titre de 2011 Tableau 1.2. Quantités d électricité et coûts d achat relatifs aux contrats 2011 hors ZNI retenus a posteriori par la CRE 941 contrats d achat, photovoltaïques, actifs en 2011, sont présentés au titre de reliquats. Ils représentent environ 2,7 M de coût d achat. Le surcoût au titre de l année 2011 est de 2,4 M Surcoûts supportés au titre de contrats photovoltaïques, actifs en 2010, sont donc présentés au titre de reliquats. Ils représentent environ 195 k de coût d achat. Tableau 1.3. Quantités d électricité et coûts d achat relatifs aux contrats 2010 hors ZNI retenus a posteriori par la CRE Le surcoût au titre de l année 2011 est de 79 k Surcoûts supportés au titre de contrats photovoltaïques, actifs en 2009, sont présentés au titre de reliquats. Ils représentent environ 27 k de coût d achat. Tableau 1.4. Quantités d électricité et coûts d achat relatifs aux contrats 2009 hors ZNI retenus a posteriori par la CRE Le surcoût au titre de l année 2011 est de 25 k.

51 1.5. Surcoûts supportés au titre de 2008 et 2007 Un contrat photovoltaïque, actif en 2007 et 2008, est présenté au titre de reliquats. Les surcoûts correspondants au titre des années 2007 et 2008 sont de respectivement 9 k et 16 k. La prise en compte des différents reliquats amène à augmenter de 33,9 M les surcoûts liés à l obligation d achat en métropole en Achats d énergie dans les zones non interconnectées 2.1. Surcoûts supportés au titre de 2007, 2008 et 2009 Un contrat photovoltaïque à La Réunion a été régularisé par EDF au titre des exercices 2007, 2008 et Le surcoût imputable à ce contrat est respectivement de 0,6 k, 0,3 k et 0,3 k pour les volumes d achat de 2,6 MWh, 1,3 MWh et 1,3 MWh Surcoûts supportés au titre de 2010 Cinq contrats photovoltaïques à La Réunion ont été régularisés par EDF au titre de l exercice Le surcoût imputable à ces contrats est de 5,8 k pour un volume d achat de 18,6 MWh Surcoûts supportés au titre de 2011 Vingt et un contrats photovoltaïques en Guadeloupe et à La Réunion ont été régularisés par EDF au titre de l exercice Le surcoût imputable à ces contrats est de 44,1 k pour un volume d achat de 138,6 MWh Surcoûts supportés au titre de 2012 De nombreux contrats, essentiellement photovoltaïques, ont fait l objet d une déclaration, pour la première fois en 2013, au titre de Le détail des volumes et coûts d achat est fourni dans le tableau 1.3 qui suit. Tableau 1.5. Quantités d électricité et coûts d achat relatifs aux contrats 2012 en ZNI retenus a posteriori par la CRE Le surcoût retenu au titre de l année 2012 s élève à 30,4 M. 3. Surcoûts de production dans les zones non interconnectées 3.1. Surcoûts relatifs au barrage du Rizzanese Sur la base des données transmises fin décembre 2013 et de leur analyse, la CRE a estimé par la délibération du 17 septembre 2014 que la société EDF a géré la construction de l ouvrage hydraulique du Rizzanese de façon satisfaisante. De ce fait, le plafonnement des charges constatées au titre de cet ouvrage pour l année 2012 n a pas dû être appliqué et le coût de production qui a été exclu du fait de ce plafonnement doit être réintégré. Le montant de 0,9 M est rajouté à la compensation d EDF Surcoûts relatifs aux îles bretonnes de Molène, d Ouessant, de Sein, à l archipel des Glénan et à l île anglo-normande de Chausey L analyse des coûts de production déclarés pour les îles bretonnes de Molène, d Ouessant, de Sein, l archipel des Glénan et l île anglo-normande de Chausey a fait apparaître que les capitaux investis ont été rémunérés à un taux de 11 %. Cependant, ce taux fixé par l arrêté du 23 mars 2006 ne s applique pas aux investissements réalisés dans ces îles, pour lesquels le taux de 7,25 % utilisé pour la rémunération des capitaux immobilisés avant la publication de l arrêté continue à s appliquer. La révision de la rémunération des capitaux avec un taux de 7,25 % conduit à déduire de la compensation le montant de 0,8 M pour les exercices 2010 à 2012 inclus.

52 4. Bilan EDF Le montant des corrections apportées aux surcoûts supportés par EDF au titre des années 2007 à 2012 vient augmenter la prévision des charges de service public 2015 de 65,1 M, dont 33,9 M en métropole continentale et 31,2 M dans les ZNI. B. Surcoûts supportés par les ELD 1.1. Surcoûts supportés au titre de 2012 Les coûts supplémentaires supportés par les ELD au titre de 2012 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 Elles s élèvent à 598 k et sont décrites dans le tableau 2.1. Tableau 2.1. Surcoûts supportés par les ELD au titre de 2012 ELD Quantité achetée (1) DUES AUX CONTRATS D ACHAT Coût d achat Coût évité Surcoût sociales constatées au titre de 2012 MWh k k k k k Régie d Electricité du Département de la Vienne SOREGIES 416,7 224,1 10,7 213,4 0,0 213,4 ES ENERGIES STRASBOURG 2 374,9 205,8 13,1 192,7 0,0 192,7 R.S.E. REGIE SERVICES ENERGIE AMBERIEUX 61,6 34,7 2,1 32,6 0,0 32,6 SICAE de l Aisne 55,2 34,1 2,6 31,5 0,0 31,5 Coopérative d Electricité SAINT-MARTIN DE LON- DRES 69,6 32,9 2,7 30,2 0,0 30,2 SAEML UEM USINE D ELECTRICITE DE METZ 2 53,0 30,7 1,7 29,1 0,0 29,1 Régie du syndicat intercommunal (fournisseur) SEOLIS DEUX SEVRES SIEDS 2 34,3 16,6 1,3 15,3 0,0 15,3 Coopérative de droit suisse ELEKTRA BIRSECK 20,7 12,2 0,9 11,3 0,0 11,3 Régie Municipale d Electricité MONTOIS LA MON- TAGNE 11,0 6,1 0,4 5,7 3,3 9,0 Régie d Electricité U.E.M. NEUF BRISACH 2 8,7 5,5 0,3 5,2 0,0 5,2 GAZ ÉLECTRICITÉ DE GRENOBLE 2 9,9 5,3 0,2 5,1 0,0 5,1 Régie Gaz Electricité de la Ville BONNEVILLE 8,6 4,7 0,3 4,4 0,0 4,4 S.I.V.U. LABERGEMENT SAINTE-MARIE 7,1 4,1 0,3 3,9 0,0 3,9 Régie Intercommunale d Electricité NIEDERBRONN REICHSHOFFEN2 7,0 3,8 0,2 3,6 0,0 3,6 Régie Municipale d Electricité BAZAS 6,4 3,8 0,2 3,6 0,0 3,6 S.I.C.A.E. REGION DE PITHIVIERS 5,5 3,2 0,2 3,0 0,0 3,0 Énergie Développement Services du BRIANÇON- NAIS 2,7 1,7 0,1 1,6 0,0 1,6 Régie Electrique LA CABANASSE 3,8 1,6 0,2 1,4 0,0 1,4 Régie Municipale d Electricité et de Gaz Energie Services Occitans CARMAUX ENEO 2,6 1,5 0,1 1,4 0,0 1,4 Régie Communale d Electricité UCKANGE 2,0 1,2 0,1 1,1 0,0 1,1 Régie Municipale d Electricité SALLANCHES 1,3 0,6 0,0 0,6 0,0 0,6 Coopérative d Electricité VILLIERS SUR MARNE 1,1 0,4 0,0 0,4 0,0 0,4 S.I.C.A.E. de la SOMME et du CAMBRAISIS 4,2 2,2 0,1 2,1 0,0 2,1 TOTAL

53 1.2. Surcoûts supportés au titre de ELD ont déclaré des charges reliquats au titre de l année Ces régularisations et déclarations conduisent à augmenter d un montant de 46 k les surcoûts intégrés dans les charges prévisionnelles 2015 des ELD. Ces charges sont décrites dans le tableau 2.2. Tableau 2.2. Surcoûts supportés par les ELD au titre de 2011 Ces régularisations et déclarations conduisent à augmenter d un montant de 644,4 k les charges intégrées dans les charges prévisionnelles 2015 des ELD. C. Bilan Les charges prévisionnelles 2015 doivent être augmentées des reliquats de charges au titre des années 2007 à 2012 qui s élèvent au total à 65,7 M. OPÉRATEUR SUPPLÉMENTAIRES À INTÉGRER DANS LA CSPE 2015 EDF 65,1 M ELD 0,6 M Total 65,7 M ANNEXE 5 PRÉVISIONNELLES LIÉES AU VERSEMENT D UNE PRIME AUX OPÉRATEURS D EFFACEMENT La loi n o du 15 avril 2013 a instauré une prime versée aux opérateurs d effacement prenant en compte les avantages de ce dispositif pour la collectivité, et prévoit que «la charge résultant [ ] est assurée par la contribution mentionnée à l article L due par les consommateurs finals d électricité installés sur le territoire national». En application de l article L du code de l énergie, il revient à la CRE de proposer chaque année au ministre chargé de l énergie une prévision des charges liées à cette prime pour l année suivante. Cette prévision est fondée notamment sur la prévision des volumes d effacement susceptibles d être réalisés, qui est établie par RTE et adressée à la CRE en application de l article 13 du décret n o du 3 juillet 2014 relatif aux effacements de consommation d électricité. Cet exercice a été réalisé par RTE pour la première fois pour l année 2015, dans un contexte de forte incertitude du fait de la non-publication de l arrêté fixant le niveau de la prime, qui est un des paramètres auquel la prévision est la plus sensible. Cette prévision repose sur trois scénarios (faible, médian et fort), conduisant à des montants totaux de primes versées de respectivement 26 k, 1,9 M et 5,7 M. Sur la base de ces prévisions, la CRE propose que les charges prévisionnelles liées au versement d une prime aux opérateurs d effacement soient fixées à 4 M pour l année Cette valeur, intermédiaire entre les scénarios médian et haut de RTE, correspond au montant proposé pour l année Le montant de ces charges vient s ajouter aux charges de service public de l électricité.

54 ANNEXE 6 HISTORIQUE DES 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 (*) Hors zones non interconnectées (ZNI). (**) Surcoûts de production + surcoûts dus aux contrats d achat dans les ZNI et à Mayotte. B. Historique de la contribution unitaire Le tableau suivant fournit l historique des valeurs de la contribution unitaire. Pour 2007 et 2008, la contribution unitaire indiquée inclut une part liée au financement des charges TaRTAM. ANNÉE CONTRIBUTION UNITAIRE proposée par la CRE ( /MWH) CONTRIBUTION UNITAIRE appliquée ( /MWH) 2002 (*) ,3 3, ,5 4, ,5 4, ,5 4,5 (1) ,4 4,5 (1) ,26 4,5 (1) ,8 4,5 (1) ,5 4,5 (1) ,9 7,5 puis 9 (2) ,7 9 puis 10,5 (3) ,8 13, ,5 16, ,93 19,5 (4) (*) Contribution unitaire du FSPPE. (1) Par reconduction de la contribution unitaire de l année précédente en application du 12 e alinéa de l article 5 de la loi du 10 février (2) Par l augmentation de 3 /MWh conformément à l article L du code de l énergie, augmentation à 9 /MWh le 31 juillet 2011 conformément à l article 56 de la loi de finances rectificative pour 2011 (LFR 2011). (3) Augmentation à 10,5 /MWh le 1 er juillet 2012 conformément à la LFR (4) Montant prévisionnel de la contribution estimé conformément à l article L du code de l énergie, soit + 3 /MWh.