J.O. 24 du 29 janvier 2005       J.O. disponibles       Alerte par mail       Lois,décrets       codes       AdmiNet
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Avis sur le projet de décret relatif aux tarifs de cession aux distributeurs non nationalisés

NOR : INDI0504432V


La Commission de régulation de l'énergie a été saisie, le 24 novembre 2003, par le ministre de l'économie, des finances et de l'industrie et la ministre déléguée à l'industrie d'un projet de décret relatif aux tarifs de cession de l'électricité aux distributeurs non nationalisés (DNN) mentionnés à l'article 23 de la loi no 46-628 du 8 avril 1946, pris en application des articles 4 et 22 de la loi no 2000-108 du 10 février 2000 modifiée.


1. Conditions d'application des tarifs de cession

1.1. Eligibilité partielle


Selon les termes du projet de décret, un DNN pourrait « exercer ses droits à l'éligibilité accordés à l'article 22-III de la loi no 2000-108 du 10 février 2000, partiellement ou totalement ».

La CRE rappelle que, selon le II de l'article 22 de la loi du 10 février 2000, modifié par l'article 48 de la loi du 3 janvier 2003, sont reconnus éligibles : « les distributeurs non nationalisés [...] en vue de l'approvisionnement effectif des clients éligibles et non éligibles situés dans leur zone de desserte lorsque la consommation totale de ces clients est supérieure au seuil mentionné au I ainsi que pour les pertes d'électricité des réseaux qu'ils exploitent ».

Avec la notion d'éligibilité « partielle », le projet de décret introduit une nouvelle définition de l'éligibilité des DNN qui n'est pas envisagée par la loi. Cette notion est inutile pour atteindre les objectifs visés par le présent projet de décret. En conséquence, la CRE préconise de supprimer dans le projet de décret les références à l'éligibilité partielle des DNN.


1.2. Dispositions sur les quantités d'électricité

bénéficiant des tarifs de cession


L'article 2 du projet de décret dispose que les tarifs de cession s'appliquent, selon le choix du DNN, soit « à l'intégralité de l'électricité achetée par le distributeur non nationalisé », soit « à l'électricité achetée en vue de l'approvisionnement effectif dans sa zone de desserte de ses clients non éligibles ou n'ayant pas exercé leurs droits à l'éligibilité, éventuellement augmentée des pertes d'électricité des réseaux qu'il exploite ».

Concernant l'électricité achetée par un DNN, en tant que fournisseur, en vue de l'approvisionnement de ses clients : le projet de décret permet à un DNN de bénéficier des tarifs de cession pour fournir les clients de sa zone de desserte qui ont exercé leurs droits à l'éligibilité. Dans un contexte où les prix de marché auraient un niveau supérieur à celui des tarifs de cession, un DNN pourrait bénéficier de l'avantage apporté par les tarifs de cession pour fournir ces clients à des prix inférieurs à ceux du marché. L'application des tarifs de cession à l'intégralité de l'électricité achetée pourrait ainsi, dans ce cas, être assimilée à une subvention publique susceptible de fausser la concurrence entre les fournisseurs. En conséquence, la CRE recommande la suppression du 1° de l'article 2.

De plus, les tarifs de cession ne doivent pas être appliqués à une partie seulement de la quantité d'électricité achetée en vue de la fourniture aux tarifs réglementés (1), mais à la totalité de cette quantité. En effet, dans le cas contraire, un DNN ne résilierait jamais son contrat aux tarifs de cession, car il lui suffirait de baisser ses puissances souscrites à une valeur symbolique lorsqu'il aurait intérêt à se fournir sur le marché. Ainsi, il arbitrerait entre les tarifs de cession et les prix de marché au détriment d'EDF (ou du DNN fournisseur).

En résumé, un DNN ne doit pouvoir conclure un contrat d'achat aux tarifs de cession que pour la totalité de l'électricité achetée en vue de l'approvisionnement de ses clients aux tarifs réglementés.




Concernant l'électricité achetée par un DNN, en tant que gestionnaire de réseaux de distribution, en vue de l'approvisionnement de ses pertes : le projet de décret prévoit qu'un DNN pourra bénéficier des tarifs de cession pour cet achat. Compte tenu de la directive européenne 2003/54/CE, dont l'article 14 prévoit que les gestionnaires de réseau de distribution « se procurent l'énergie qu'ils utilisent pour couvrir les pertes d'énergie [...] dans leur réseau selon des procédures transparentes, non discriminatoires et reposant sur les règles de marché », cette possibilité ne pourra être utilisée qu'après que les procédures prévues par la directive auront été mises en oeuvre par le DNN et auront révélé que les tarifs de cession constituent la meilleure offre. Il est à noter que les tarifs de cession représentent, ainsi, une limite supérieure des coûts d'approvisionnement des pertes qui pourront être pris en compte dans le tarif d'utilisation des réseaux, y compris pour les pertes du GRD EDF.

En tout état de cause, du fait des règles de séparation entre les activités de distributeur et de fournisseur, l'achat des pertes devra faire l'objet d'un contrat particulier entre le DNN, qui agit alors en tant que gestionnaire de réseaux, et son fournisseur, différent du contrat d'achat passé par le DNN agissant en tant que fournisseur pour revente aux tarifs réglementés.

La CRE recommande donc que soient levées les ambiguïtés du projet de décret relatives aux quantités d'électricité qui peuvent être achetées aux tarifs de cession.


(1) Tarifs de vente aux clients non éligibles et aux clients éligibles n'ayant pas exercé leurs droits à l'éligibilité.




1.3. Dissociation comptable des activités de fourniture


L'entrée en vigueur du décret relatif aux tarifs de cession aux DNN permettra de distinguer deux types d'activités de fourniture des DNN :

- une activité de fourniture, aux tarifs réglementés, de quantités d'électricité achetées aux tarifs de cession ;

- une activité de fourniture, à des prix de vente non réglementés, de quantités d'électricité achetées sur le marché.

La deuxième activité ne doit pas bénéficier de subventions provenant d'éventuelles marges réalisées sur la première. La CRE rappelle que seule l'application de l'article 19, alinéa 3, de la directive européenne 2003/54/CE, qui dispose que « les entreprises d'électricité doivent tenir des comptes séparés pour les activités de fourniture aux clients éligibles et les activités de fourniture aux clients non éligibles », permettra de vérifier l'absence de telles subventions.


1.4. Retour aux tarifs de cession


Le projet de décret prévoit q'un DNN peut, après avoir résilié son contrat aux tarifs de cession, bénéficier ultérieurement de ces tarifs. L'article 22 de la loi du 10 février 2000 dispose que le projet de décret « précise les conditions dans lesquelles ces distributeurs peuvent continuer à bénéficier des tarifs de cession », c'est-à-dire les conditions du maintien des tarifs de cession pour les DNN. Les dispositions du décret ne doivent donc pas s'appliquer à un DNN qui n'a plus de contrat aux tarifs de cession. Par conséquent, la CRE préconise la suppression, dans le projet de décret, des clauses d'aller et retour entre les contrats aux tarifs de cession et le marché.


1.5. Renégociation des contrats


Le projet de décret prévoit qu'à l'exception des contrats négociés dans le cadre de l'article 22 de la loi du 10 février 2000 les contrats en cours pour la fourniture des DNN font l'objet d'une renégociation entre les parties en vue de leur remplacement, d'une part, par un contrat de fourniture aux tarifs de cession et, d'autre part, par un contrat d'accès au réseau public de transport et de distribution.

Il convient de préciser que l'application de cette disposition doit donner lieu à la mise en place d'un seul contrat d'accès au réseau pour l'ensemble des quantités d'électricité livrées au DNN, indépendamment de l'origine de l'électricité (achetée sur le marché ou aux tarifs de cession).

En outre, conformément au 1.2, cette disposition doit être modifiée pour prendre en compte un contrat particulier pour l'achat des pertes.



1.6. Responsabilité d'équilibre


Lorsque l'électricité achetée par un DNN en vue de l'approvisionnement des clients aux tarifs réglementés fait l'objet d'un contrat aux tarifs de cession, la CRE estime qu'EDF (ou le DNN fournisseur) devra être désigné comme responsable d'équilibre de ces clients, cette prestation étant incluse dans les tarifs de cession.


2. Les tarifs proposés

2.1. Contexte


La CRE a été saisie, le 21 février 2003, d'un projet de décret relatif aux tarifs de vente d'électricité aux clients non éligibles. Ce projet prévoit une évolution sur quatre ans de la structure de ces tarifs, à niveau moyen constant, vers une cible tarifaire.

Les barèmes des tarifs de cession prévus dans l'annexe du présent projet sont établis sur la base de la « part production » des tarifs intégrés verts et jaunes de cette cible. Bien que la présente saisine ne le signale pas, cette « part production » a été obtenue en déduisant des tarifs intégrés de la cible les tarifs d'accès aux réseaux publics de transport et de distribution, ainsi que les coûts de commercialisation et les frais de gestion, tels que déclarés par EDF.

Cependant, le niveau moyen des tarifs de cession proposés a été calé à un niveau inférieur à celui de la « part production » de la cible afin, selon les termes de la saisine, de ne pas imposer de variations de tarif d'achat trop brutales aux DNN.

D'après la saisine, un deuxième mouvement sera réalisé pour atteindre le niveau de la « part production » cible. Les tarifs alors obtenus seront appelés, par la suite, tarifs de cession cible.


2.2 Niveau des tarifs de cession

2.2.1. Niveau proposé


La lettre de saisine indique que le niveau moyen des tarifs de cession s'élève à 29,8 EUR/MWh. Il s'agit d'un niveau intermédiaire entre le niveau de la « part production » des tarifs d'achat intégrés actuels des DNN, estimé par EDF à 29,2 EUR/MWh (2), et le niveau des tarifs de cession cible pour les DNN, qui est de 31,4 EUR/MWh.


(2) Le chiffre de 29,2 EUR/MWh a été obtenu en déduisant des factures intégrées des DNN la part reversée aux gestionnaires de réseaux. Il n'est pas incontestable, car certaines dispositions du décret du 19 juillet 2002 fixant les tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution, propres aux DNN, n'ont pas encore fait l'objet d'accords définitifs entre les gestionnaires de réseaux.

2.2.2. Analyse de la marge


L'article 6 du projet de décret dispose que les tarifs de cession sont établis en fonction des coûts de production de l'électricité. Dès lors que les tarifs de vente aux clients non éligibles doivent aussi refléter les coûts de production de l'électricité, la CRE a vérifié que la marge des DNN entre les recettes issues de la « part production » des ventes aux clients non éligibles et les prix d'achat aux tarifs de cession est proche de zéro. Toute marge dégagée par les DNN pourrait, en effet, leur permettre de pratiquer des prix attractifs, car subventionnés, auprès de leurs clients éligibles n'ayant pas exercé leurs droits à l'éligibilité, faussant ainsi la concurrence au moment de l'ouverture du marché aux clients professionnels au 1er juillet 2004. Il n'y a, par ailleurs, aucune raison que les DNN soient rémunérés au titre d'une activité de production dont ils n'ont pas la charge.

La marge a été calculée pour deux catégories extrêmes de DNN : la première correspond aux DNN dont la répartition des clients non éligibles est proche de la répartition nationale ; la deuxième correspond à ceux fournissant uniquement des clients résidentiels au tarif bleu. Les résultats sont présentés ci-dessous pour les tarifs proposés et les tarifs de cession cible.



Le prix d'achat des DNN a été calculé, pour chacune des catégories définies ci-dessus, en appliquant les tarifs de cession proposés et les tarifs de cession cible aux courbes de charges de quelques DNN dont la composition de clientèle est conforme à la catégorie étudiée.

Les recettes des DNN issues de la « part production » des tarifs de vente aux clients non éligibles, actuels et cible, sont obtenues en utilisant la « part production » moyenne nationale par catégorie (bleu, jaune, vert), calculée comme indiqué au paragraphe 2.1.


Tableau 1 : marge des DNN avec les tarifs de cession proposés


Vous pouvez consulter le tableau dans le JO

n° 24 du 29/01/2005 texte numéro 66





Tableau 2 : marge des DNN avec les tarifs de cession cible


Vous pouvez consulter le tableau dans le JO

n° 24 du 29/01/2005 texte numéro 66





Avec les tarifs proposés, les DNN dégageront une marge comprise entre 2,9 et 3,7 EUR/MWh. Ainsi, si ce niveau est retenu, il pourrait permettre de pratiquer des prix « prédateurs » à l'ouverture du marché aux clients professionnels. En se plaçant à la cible pour les tarifs de vente et les tarifs de cession, la marge se resserrerait autour de 1,3 EUR/MWh.

L'application immédiate des tarifs de cession cible devrait permettre de réduire la marge à un niveau intermédiaire - entre 1,3 EUR/MWh et 2 EUR/MWh - suffisant pour assurer la continuité de la mission de fourniture des DNN, quelles que soient les particularités de leur fourniture, tout en favorisant l'ouverture du marché.



3. Conséquences de l'ouverture du marché aux clients professionnels

3.1. Contexte général


Le projet de décret prévoit que, lorsqu'un DNN recourt aux tarifs de cession « pour une partie de ses achats, la courbe de charge correspondant à cette quantité d'électricité doit pouvoir être distinguée ».

Avec le seuil d'éligibilité en vigueur à la date du présent avis, cette distinction ne pose pas de difficulté, car la courbe de charge qui doit être distinguée peut être calculée comme la différence entre la courbe de charge mesurée au point de livraison du DNN et la courbe de charge télérelevée des clients éligibles ayant exercé leurs droits à l'éligibilité.

En revanche, lorsque l'éligibilité sera étendue aux clients professionnels, ce calcul ne pourra plus être reconduit. En effet, avec l'entrée en application du profilage permettant de tenir compte des clients équipés d'un compteur à index qui exercent leurs droits à l'éligibilité, la courbe de charge qui devra être distinguée pour être facturée aux tarifs de cession sera égale à la somme des courbes de charges profilées et télérelevées des clients du DNN aux tarifs réglementés.

Il conviendra donc que cette courbe de charge calculée par le système de profilage soit bien identifiée, et, en particulier, distinguée de la courbe de charge des clients ayant exercé leurs droits à l'éligibilité que le DNN approvisionne par ailleurs. Un moyen pour assurer cette distinction pourrait être, par exemple, de créer un protocole « GRD-F » entre le DNN, en tant que gestionnaire de réseau, et le DNN, en tant que fournisseur, relatif aux seuls clients bénéficiant des tarifs réglementés. En outre, EDF (ou le DNN fournisseur) devra pouvoir avoir accès à cette courbe de charge, pour qu'il possède de manière certaine les éléments lui permettant d'établir la facture aux tarifs de cession.


3.2. Opportunité des options proposées


En premier lieu, la CRE remarque que les postes horosaisonniers des tarifs de cession proposés ne sont pas définis. Il conviendrait, à l'avenir, que soient soumis à son avis des barèmes clairement explicités.

Les tarifs de cession proposés comportent plusieurs options tarifaires à 4 postes, 5 postes, 8 postes, modulable et effacement jour de pointe (EJP). De manière générale, un ensemble d'options tarifaires permet aux clients, en retenant des découpages horosaisonniers, de mieux moduler leurs consommations en fonction des signaux de prix. Or, un DNN ne peut pas réagir à ces signaux du fait de la composition de sa clientèle, majoritairement résidentielle, et de la courbe de charge qui lui sera affectée pour la facturation, estimée à partir de profils nationaux, à l'ouverture du marché aux clients professionnels. En outre, certaines options pouvaient se justifier, car les compteurs installés aux postes des DNN n'avaient pas les mêmes caractéristiques ; dès lors que ces compteurs ne servent plus à relever la courbe de charge de l'électricité achetée aux tarifs de cession, qui est calculée par profilage, le choix entre des options à 4, 5 ou 8 postes ne semble plus justifié.

En conséquence, en dehors des options EJP, qui conservent un intérêt pour des raisons historiques (certains DNN possèdent des centrales EJP et ont commercialisé ces options auprès de leurs clients), il serait préférable d'établir un seul découpage horosaisonnier adapté à la catégorie de fourniture des DNN.




3.3. Facturation des dépassements de puissance


A l'ouverture du marché aux clients professionnels, la courbe de charge d'un DNN à laquelle s'appliqueront les tarifs de cession ne dépendra plus des données de comptage au(x) poste(s) de livraison du DNN : celles-ci ne concerneront que le DNN en tant que gestionnaire de réseau, le DNN, en tant que fournisseur, ne pouvant pas y avoir accès. Or, les barèmes figurant à l'annexe du projet de décret prévoient une facturation des dépassements de puissances souscrites en fonction du type de compteur du DNN. Il convient de préciser que la facturation des dépassements s'appliquera à la courbe de charge estimée à la suite de l'étape de réconciliation spatiale des profils (3) et non pas sur des données de comptage. D'autre part, le pas de temps sur lequel s'effectue le calcul des dépassements (qui n'est pas clairement défini dans le projet, mais on peut supposer qu'est maintenue la période d'intégration de 10 minutes) est incompatible avec celui du mécanisme de profilage (périodes d'une demi-heure). La facturation proposée pour les dépassements de puissance souscrite est donc, dans l'état, inadaptée.


(3) Comme l'indique la communication de la CRE du 3 juillet 2003 sur le « groupe de travail électricité 2004 », tous les clients qui ne sont équipés que de compteurs à index devront être profilés afin de permettre l'opération de réconciliation spatiale qui consiste à recaler la courbe de charge théorique issue des profils en fonction de la courbe de charge constatée réellement. Cette réconciliation devra être réalisée au niveau national.



3.4. Réconciliation temporelle


Dans sa communication du 3 juillet 2003 sur le « groupe de travail électricité 2004 », la CRE a préconisé qu'une réconciliation temporelle, consistant à corriger l'écart des énergies mesurées aux compteurs et des énergies estimées lors de la réconciliation spatiale, soit mise en oeuvre.

Il convient de préciser que cette réconciliation temporelle concernera également les quantités d'électricité vendues aux tarifs de cession, pour compenser les éventuels écarts constatés par rapport à la facturation des quantités vendues sur la base de la réconciliation spatiale. Comme pour la courbe de charge estimée, EDF (ou le DNN fournisseur) devra avoir accès aux données issues de la réconciliation temporelle lui permettant une facturation des quantités d'électricité vendues aux tarifs de cession. La question de la pertinence du découpage horosaisonnier des tarifs de cession se pose également à ce stade, puisque les DNN vendent leur électricité suivant des postes horosaisonniers qui ne correspondent pas à ceux de leurs achats. En l'absence de données permettant de faire aujourd'hui des simulations, la CRE recommande que cette question soit examinée par EDF et les DNN.


4. Conclusion


La CRE a examiné les tarifs proposés et leurs conditions d'application sous la double contrainte de satisfaire au fonctionnement sain et équitable du marché et de permettre aux DNN d'assurer la continuité de la mission de fourniture d'électricité prévue par la loi du 10 février 2000.

A la lumière des informations dont elle dispose à ce jour, la CRE demande que le présent projet de décret reçoive les aménagements suivants :

- supprimer les références à l'éligibilité partielle des DNN ;

- préciser les quantités d'électricité qui peuvent bénéficier des tarifs de cession : elles doivent strictement correspondre à l'approvisionnement effectif, dans la zone de desserte du DNN, de ses clients non éligibles et de ses clients éligibles qui n'ont pas exercé leurs droits à l'éligibilité ;

- supprimer les clauses relatives aux allers et retours entre les contrats aux tarifs de cession et le marché ;

- appliquer directement les tarifs de cession cible pour éviter les pratiques de « prix prédateurs » sur les clients professionnels ;

- restreindre le nombre d'options proposées au strict besoin ;

- adapter la facturation des dépassements de puissance au système de profilage qui sera mis en oeuvre à l'ouverture du marché aux clients professionnels.

Fait à Paris, le 8 janvier 2004.



Pour la Commission de régulation de l'énergie :

Le président,

J. Syrota