Par un décret du 19 août 2016, le Gouvernement précise les modalités de calcul des composantes du tarif de cession de l’électricité aux entreprises locales de distribution (ci-après, ELD), en recourant désormais à la méthode dite de l’empilement des coûts.

On rappellera que le législateur a institué au profit des ELD ce mécanisme préférentiel dérogatoire des « tarifs de cession » applicable exclusivement lorsque celles-ci achètent l’électricité en vue de la revendre aux tarifs réglementés de vente (ci-après, TRV) et pour l’approvisionnement des pertes d’électricité sur leurs réseaux (art. L. 337-10 du Code de l’énergie). Ce tarif détermine ainsi la marge brute des ELD et donc indirectement leur marge nette sur cette activité. Il s’élève actuellement à 43,6 euros / MWh (arrêté du 30 juillet 2015 relatif aux tarifs de cession de l’électricité aux entreprises locales de distribution).

En conséquence, les évolutions des tarifs de cession sont, en principe, corrélées avec celles des TRV de manière à garantir, a minima, un maintien de la marge des ELD (voir en ce sens, différentes réponses ministérielles répondant aux interrogations de parlementaires concernant les hausses des tarifs de cession : Rép. Min. à QE n° 07679, JO Sénat 24 octobre 2013, p. 3091 ; Rép. Min. à QE n° 19725 JO Sénat 9 février 2012).

Cependant jusqu’à présent, ce lien entre les tarifs de cession et les TRV n’était pas parfaitement logique compte tenu de la différence entres les modalités de calcul des TRV, d’une part, et des tarifs de cession, d’autre part.

On sait en effet que le cadre juridique prévoit désormais que les TRV sont calculés en application de la méthode dite de l’empilement des coûts (l’article L. 337-6 du Code de l’énergie disposant : « Les tarifs réglementés de vente d’électricité sont établis par addition du prix d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, du coût du complément d’approvisionnement au prix de marché, de la garantie de capacité, des coûts d’acheminement de l’électricité et des coûts de commercialisation ainsi que d’une rémunération normale de l’activité de fourniture »).

Les tarifs de cession, pour leur part, étaient calculés « en fonction des coûts complets de production de cette énergie » (art. R. 337-26 du Code de l’énergie dans sa version actuelle) et comprenaient une part fixe et une part proportionnelle, lesquelles dépendaient des caractéristiques intrinsèques de la fourniture, notamment de la puissance souscrite par l’ELD et du mode d’utilisation de cette puissance au cours de l’année (en particulier de la période et de la durée d’utilisation).

La CRE avait d’ailleurs souligné, dans son rapport publié en octobre 2014 relatif aux tarifs de réglementés de vente d’électricité (CRE, « Les tarifs réglementés de vente d’électricité – Analyse des coûts de production et de commercialisation d’EDF -Tarification par empilement des coûts- octobre 2014), la nécessité de remédier à cette dissymétrie en relevant qu’ « en cohérence avec la nouvelle organisation du marché de l’électricité, (…) les tarifs de cession devront être construits par empilement des coûts, ce qui nécessitera une évolution du cadre juridique ».
C’est donc chose faite à travers le décret du 19 août 2016 qui modifie l’article R. 337-26 du Code de l’énergie, lequel reprend la même formulation que celle employée pour les TRV en précisant que :

– « Les tarifs de cession de l’électricité sont déterminés, sous réserve de la prise en compte des coûts d’Electricité de France pour l’activité de fourniture de l’électricité aux tarifs de cession, par l’addition du coût de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique et du coût du complément d’approvisionnement sur le marché, qui inclut la garantie de capacité .

– «  Le coût de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique est déterminé en fonction du prix de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique appliqué au prorata de la quantité de produit théorique calculée en application de l’article R. 336-14 aux catégories fondées sur les caractéristiques intrinsèques des fournitures mentionnées à l’article L. 337-11, compte tenu, le cas échéant, de l’atteinte du volume global maximal d’électricité nucléaire historique fixé par l’article L. 336-2.

– « Le coût du complément d’approvisionnement sur le marché est calculé en fonction des caractéristiques intrinsèques de fourniture et des prix de marché à terme constatés. Ce coût inclut les frais annexes associés à ce mode d’approvisionnement pour la fourniture aux tarifs de cession.

– « Jusqu’au début de la première année de livraison du mécanisme d’obligation de capacité prévu au chapitre V du présent titre, le coût de la garantie de capacité est considéré comme nul pour la détermination du niveau des tarifs de cession. Par la suite, ce coût est intégré au tarif de cession.

– « Les tarifs de cession de l’électricité comportent plusieurs périodes tarifaires qui associent chacune un prix unitaire au volume d’énergie consommée ».

Les tarifs de cession sont désormais construits, non plus selon une logique de coûts complets, mais selon le principe d’empilement des coûts, en retenant les composantes des TRV qui concernent la « part énergie », à savoir :

o    l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ci-après « ARENH ») ;
o    un complément d’approvisionnement sur le marché qui inclut la garantie de capacité ;
o    les frais annexes liés à ce mode d’approvisionnement.

Les tarifs de cession devront faire l’objet d’un examen au moins une fois par an (art.  R. 337-27 Code de l’énergie), comme les TRV (art. R. 337-21 du Code de l’énergie).

Ces nouvelles dispositions entreront en vigueur à la date de la publication au Journal officiel de la République française des nouveaux tarifs de cession qui seront pris en application des dispositions précitées du Code de l’énergie (art. 2 du décret du 19 août 2016).