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1 « Suites de l’obligation d’achat et
DOAAT Comité C+P+T du 13 avril 2005 « Suites de l’obligation d’achat et premiers éléments sur une évolution du mécanisme » Dossier partagé en Comité des Risques DOAAT le 6/04/05

2 Objet du dossier et attentes du débat en Comité des Risques le 6/04/2005
Le dossier vise à dresser un premier panorama « le plus complet possible » des questions stratégiques relatives à l’obligation d’achat et à son futur. Ce dossier est préparatoire à un C+P le 13/04. Le débat en Comité des Risques doit permettre de cibler les questions clefs adressées au Comité C+P d’identifier les actions à mener et l’organisation du travail d’en préciser le calendrier compte tenu des échéances européennes et nationales d’examiner la mise à jour des propositions commerciales « après OA » à court terme

3 Plan du dossier Niveaux et risques associés à la compensation CSPE :
Des leviers d’amélioration de la compensation ? L’énergie des OA en concurrence sur le marché ? L’après contrat OA article 33 loi du 9 août 2004 offre commerciale Futur de l’obligation d’achat : Vers un nouveau mécanisme ?

4 Obligation d’achat : portefeuille actuel
CSPE Prévisionnelle retenue par la CRE pour 2005 Charges de service public 2005 pour EDF : Total : ,2 M€ (dont 960 M€ au titre des OA - soit 63% ; 702 M€ pour la cogen soit 46%) ) Montant unitaire : 4.5 €/MWh (dont 2.85 €/MWh au titre des OA, 2.1 €/MWh pour la cogen) Cogénération 16, Hydro non EDF 3, Eolien , Incinération , Autres , Diesels disp Hydro EDF Total ,5 TWh (dont 4TWh EDF €/MWh TWh M€ Volume Charge Tarif d’achat ZNI : ,1 M€ OA hors ZNI : M€ OA ZNI : ,4 M€ Dispositions sociales 95,6 M€ (TPN, Précarité) : Au total près de 2800 contrats Le montant prévisionnel pour 2004 avait été calé sur la base d’un calcul explicite de la CRE (public, transparent,…). L’exercice prévisionnel pour 2005 n’a pas fait l’objet d’un traitement identique. une vigilance à poursuivre sur la qualité de la comptabilité appropriée face à un risque latent de durcissement des exigences de la CRE.

5 Plafond Max CSPE ( 7%du tarif 6 kvA)
Dans le respect du corps d’hypothèses PDS, le financement du développement de l’éolien via la CSPE ne présente pas de rupture probable avant 2010 Source PDS Hypothèses Maintien du plafond (7%TB au delà des augmentations du tarif déjà prévues) Tarifs de rachat inchangés Stabilisation à partir de 2006 du prix de gros : 35 € MWh Cogénération : extinction de obligation d’achat à partir de 2011 (de 17 TWh en 2010 à 0 TWh en 2015) Éolien terrestre :arrêt de la croissance du flux entre 2010 et 2015 Eolien Offshore : démarrage après 2010 Hydraulique et autres EnR : stabilisation à partir de 2007 Plafond Max CSPE ( 7%du tarif 6 kvA) M € +3% +2% ZNI Eolien terrestre Eolien offshore Cogénération hydraulique Hypothèse maximale développement 6000 MW éolien dont 500 MW offshore en 2010 Un système de financement des obligations d’achat à surveiller en cas de retournement du marché de gros / maintien du blocage des tarifs / évolution des tarifs d’achat (conditions pour la cogénération ?) NB : La CRE a souligné dans le cadre du débat Loi de Finances 2005 le risque d’une non compensation dès 2005.

6 Obligation d’achat : Calage CRE de la Cspe
La compensation du surcoût de l’obligation d’achat est aujourd’hui établie par la CRE en considérant que EDF « évite » des achats sur le marché valorisés au prix spot constaté ex post : La CRE n’intègre pas les coûts de gestion des OA dans le calcul des « … surcoûts résultant de la mise en œuvre des articles 8 et 10  de la loi 2000…» Enjeu potentiel 7 M€ sur les OA (chiffrage cf annexe 2) si CSPE répercutée intégralement. Débat à relancer avec CRE sur « transparence » et « opposabilité » des coûts exposés par EDF Enjeu entre 20 et 30 M€. Sujet de négociation « récurrent » avec la CRE. Sera rediscuté en 2005 en développant les arguments relatifs à la valorisation marché sur le Mécanisme d’Ajustement. La CRE retient les coûts de développement pour la compensation des surcoûts des achats diesels dispatchables Un enjeu niveau d’EBE versus risque et possibilité de couvertures en cours d’instruction (Comité des Risques DOAAT du 9/05) – Levier possible : évolution de la référence CRE de compensation de prix spot vers des prix à terme. Négociation à relancer si intérêt d’EDF démontré. Le mécanisme revient pour EDF à un achat de tous les volumes à prix spot ce qui augmente l’exposition d’EDF au risque prix Surcoût considéré à ce stade comme négligeable par la CRE car marginal vis à vis du périmètre EDF. Un montant potentiel de 7-10 M€ pour EDF si CSPE répercutée intégralement en isolant un périmètre OA. Bilan incertain si répercussion de la CSPE sur les seuls éligibles et méthode de calcul contestable incitent à la prudence sur ce point (cf annexe 4) Non prise en compte de l’imprévisibilité de la production OA qui pèse sur la gestion prévisionnelle et sur les écarts EDF. Des questions qui relèvent de la négociation EDF/CRE/Dideme et n’appellent pas de gestes législatifs

7 Obligation d’achat : Zoom sur risque lié à la compensation sur prix spot
Après compensation, le mécanisme revient pour EDF à un achat de tous les volumes à prix spot ce qui augmente l’exposition d’EDF au risque prix. Leviers : Faire évoluer les règles du jeu vers une compensation sur base de prix à terme qui correspondrait mieux à ce qu’auraient été les achats d’EDF en l’absence des OA (sur une partie des volumes au moins).  Un débat arbitré par la CRE en 2001 (argument : pas de référence à terme solide). Une analyse de risque en cours d’examen Porter le risque et gérer la position ? Des risques de perturbation sur le spot. … Un impact variable selon les mois et les années… 2002 2003 2004 CSPE réalisée – prévue par CRE (OA) + 111 M€ - 61 M€ + 10 M€ Prix moyen pondéré prévu (marché) 24,9 €/MWh 30 €/MWh Prix moyen pondéré retenu (marché) 22,1 €/MWh 28,9 €/MWh 28,6 €/MWh « Effet prix de marché » sur la CSPE + 61 M€ - 79 M€ + 39 M€ Cf annexe 3 L’opportunité de relancer une négociation avec la CRE sera déterminée à l’issue du Comité des Risques DOAAT du 9/05 après analyse des enjeux en terme de niveau de l’EBE, de risque, et examen des possibilités de couverture du risque dans la situation actuelle.

8 Une structure dédiée pour porter les OA : Vers un service OA plus fortement identifié ? Vers une filialisation ? Deux motivations pour cantonner les OA dans une structure dédiée : 1) Améliorer le caractère opposable des coûts d’acquisition (au delà des factures OA) Définir un périmètre d’équilibre spécifique OA : identifierait le coût de l’imprévisibilité (facture écarts). (Chiffres opposables à condition que la prévision soit reconnue « indépendante »). Risque contagion ? Faisabilité à court terme ? Mieux identifier les coûts de gestion associées à l’activité (Une activité perçue comme diluée par la CRE dans les premiers débats. Si les coûts de gestion sont compensés, la CRE cherchera inévitablement à inciter à la performance de la fonction achats (incitation maximale aujourd’hui sans compensation...). 2) Une séparation plus grande des activités régulées un périmètre d’équilibre OA peut être défini sans modification d’organisation un service d’EDF dédié plus fortement identifié, avec une comptabilité appropriée, « transparent » vis à vis de la CRE, peut répondre aux objectifs 1 et 2. La création de la Ligne de Service OA est un premier pas (un atout pour rediscuter dès à présent avec CRE des coûts de gestion ? ) NB : Attention : rien ne nous l’impose aujourd’hui et rien ne dit qu’une telle option permettrait de remporter l’adhésion de CRE et Dideme sur les deux thèmes compensation des coûts de gestion et de l’imprévisibilité… Filialisation ? 1 & 2 pourraient également être assurés par une filiale le cadre légal actuel impose qu’EDF reste signataire des contrats

9 Plan du dossier Niveaux et risques associés à la compensation CSPE :
Des leviers d’amélioration de la compensation ? L’énergie des OA en concurrence sur le marché ? L’après contrat OA article 33 loi du 9 août 2004 offre commerciale Futur de l’obligation d’achat : Vers un nouveau mécanisme ?

10 Obligation d’achat : L’énergie des OA en concurrence sur le marché ?
1) L’énergie des OA en concurrence sur le marché : une idée séduisante a priori Idée : commercialisation directe de l’énergie des OA sur le marché « sans passer par EDF » Permettrait une ouverture amont à partir de production existante en France dans un contexte où le développement de production concurrentielle par des tiers restera modeste jusqu’au renouvellement. Constituerait une ressource amont pour le développement de la position aval de nos concurrents dans la transition. Favorable si on souhaite la sortie des VPP. 2) Des modalités pratiques à imaginer… D’autres qu’EDF signataires des contrats ? Mise sur le marché spot ? Des contrats miroirs ? … Des garanties à obtenir vis à vis de la CRE 3) Obstacle légal aujourd’hui : Une mission de service public EDF et DNN – EDF et DNN signataires des contrats Geste législatif nécessaire … ou mécanisme complexe (et risqué) de contrats miroirs 4) Risques pour EDF dans le paysage actuel ? OA=puissance installée aujourd’hui de 7900MW. Une énergie concentrée sur l’hiver. (cf annexe 1) A court-moyen terme (conditions tarifaires) faible probabilité de voir des concurrents développer des portefeuilles aval très contrastés hiver/été. Acquéreurs potentiels = traders plus que des suppliers (cf acheteurs des produits PPA aux enchères) Mettre les OA sur le marché et garder les engagements aval concentrés sur l’hiver c’est s’exposer à les acheter sur le marché. Risque ou opportunité par rapport à la compensation CSPE actuelle ? Possibilités de couverture marché plus grandes ? Des questions ouvertes à ce jour.

11 Plan du dossier Niveaux et risques associés à la compensation CSPE :
Des leviers d’amélioration de la compensation ? L’énergie des OA en concurrence sur le marché ? L’après contrat OA article 33 loi du 9 août 2004 offre commerciale Futur de l’obligation d’achat : Vers un nouveau mécanisme ?

12 Sortie des obligations d’achat Article 33 de la loi du 9 août 2004
Contrats avec EDF arrivant à échéance : Quelques cas en 2005 5 TWh en , 20 TWh en 2013,2014 Autres Cogénérations Une part seulement des contrats à échéance basculeront sur le marché du fait des possibilités de second contrat en cas de rénovation (critères de seuil d’investissement en cours de négociation) et des renouvellements. Possibilité de second contrat non offerte aux cogénérations entre 12 et 100 MW (sauf réseaux de chaleur). Une proposition commerciale portée par EDF calée sur la valeur marché de la production (compte tenu de la saisonnalité, de la garantie de la fourniture, de la prévisibilité, des coûts de gestion, d’une marge) Un premier contrat transitoire sur 1 an « simplifié » pour traiter les quelques cas (35,3 €/MWh pour la puissance garantie hiver (cogen,…) –un seul cas aujourd’hui qui a renoncé- , 29 pour un contrat annuel « standard » (hydraulique,…)) Une offre annuelle mise à jour après premier retour d’expérience et prise en compte des mouvements de marché : le contrat annuel comprend désormais 4 prix trimestriels et s’établit à 31€/MWh pour une fourniture standard répartie sur l’’année et à pour une production garantie d’hiver. L’évolution du marché et la révision de ces offres constitue un élément favorable dans la perspective du débat au Sénat. Des offres révisables à chaque trimestre. Des offres qui seront remplacées par un contrat commercial futur qui sera affiné (durée, saisonnalité des prix, valorisation de flexibilité, valorisation énergie verte, …) mais qui restera calé sur des bases marché en l’absence de toute compensation. Les contacts sont pris avec les associations de producteurs pour les associer à cette construction.

13 Sortie des obligations d’achat Zoom cogénération
Un nouveau contrat OA possible pour les moins de 12MW et les MW sur réseaux de chaleur en cas de rénovation ou de renouvellement si critère de performance énergétique actuel atteint (critère d’économie d’énergie primaire) Pas de possibilité de contrat pour les MW hors réseaux de chaleur P > 12 MW P < 12 MW Rencontre Dalkia du : D souligne le risque de voir le potentiel cogen s’éroder fortement & les enjeux associés sur l’équilibre offre/demande et le caractère non économique de « forcer à faire du neuf » quand l’existant peut continuer à tourner… Mais au prix du gaz actuel, il faut a minima 45/50 €/MWh de rémunération sur les 5 mois d’hiver en base pour couvrir rénovation+ combustible + exploitation sur les plus grosses installations, soit plus cher que le marché. Points à instruire avec Dalkia (un cahier des charges est en cours de préparation) Examen de la compétitivité des cogen pour un fonctionnement flexible (semaine /week end , jour/nuit) selon préavis Machines EJP chez les clients qui sont aujourd’hui vendues. Quelle valeur/parc/marché ? Les reprendre ? A quel prix ? Sollicitation des cogen à l’OA en octobre et avril ? Risque/Opportunité pour EDF (un levier activé pendant la canicule août 03 avec accord CRE et Dideme « à situation exceptionnelle mesure exceptionnelle ». Pb non discrimination. Décision prise de rester dans « l’exceptionnel ») . Dossier à examiner sous un angle global « synergie groupes EDF/Véolia » intégrant Gaz+Elec. Source ATEE

14 Plan du dossier Niveaux et risques associés à la compensation CSPE :
Des leviers d’amélioration de la compensation ? L’énergie des OA en concurrence sur le marché ? L’après contrat OA article 33 loi du 9 août 2004 offre commerciale Futur de l’obligation d’achat : Vers un nouveau mécanisme ?

15 Vers une évolution de mécanisme ?
Vu des pouvoirs publics et de la Commission Européenne : Capacités des mécanismes à atteindre les objectifs de développement EnR et Cogénération en volume (21% EnR pour la France). Capacité des mécanismes à atteindre l’objectif au moindre coût pour la collectivité. De manière compatible avec le fonctionnement du marché et la réglementation des aides d’Etat. Vu d’EDF : La dérive de la CSPE associée au mécanisme actuel OA pèse sur les possibilités d’augmentation des tarifs (Baisse tarifaire de 1.2 €/MWh au 1/01/04, difficulté renforcée par une répercussion concentrée sur les « petits clients » avec le plafonnement à 500k€/an «  des gros ») Un mécanisme alternatif (certificats verts, aide directe à l’investissement, …) peut-il réduire cette pression ? Intérêt du groupe EDF propriétaire/développeur dans les EnR à un mécanisme alternatif ? Quelques premiers éléments de contexte, de calendrier et d’orientation avant instruction et conclusions du groupe de travail missionné sur ce thème (GT animé DS).

16 Vers un changement de mécanisme ? Eléments de contexte
Directive 2001/77/CE relative à la promotion d’énergie d’origine renouvelable Un objectif indicatif global de 21% de part d’électricité d’origine renouvelable dans l’UE à 25 en 2010, décliné en objectifs indicatifs nationaux (21% pour la France). Les Etats membres ont la liberté de choix des mesures permettant d’atteindre leur objectif indicatif national. La Commission évalue en 2004, puis tous les 2 ans, la réalisation de ces objectifs indicatifs nationaux. En cas d’incompatibilité avec l’objectif indicatif global, elle peut proposer de rendre ces objectifs obligatoires. La Commission évalue avant 10/2005 le succès des différents régimes d’aides nationaux, y compris le rapport coût-efficacité, et peut proposer une harmonisation de ces régimes de soutien à l’échelle européenne, moyennant le respect d’une période transitoire d’au moins 7 ans. Dans ce cadre, elle réalisera une consultation publique courant avril 2005. Nota : lors de cette évaluation, il semblerait que la Commission n’envisage pas d’harmoniser ces régimes, selon les récentes déclarations du commissaire européen à l‘énergie Andris Piebalgs. Livre blanc et LOE Le « livre blanc sur les énergies » présenté le 07/11/2003 indique que les systèmes d’obligation d’achat et d’appel d’offres prévus aux articles 10 et 8 de la loi du 10/02/2000 paraissent suffisants pour atteindre l’objectif de 21% en 2010 et ne seront pas modifiés avant la réalisation d’un bilan 3 ans après la promulgation de la LOE. Le projet de LOE indique : « Afin de soutenir les énergies renouvelables électriques, l’Etat privilégie la réalisation des projets les plus rentables par le recours aux appels d’offres. Trois ans après la promulgation de la présente loi, un bilan des expériences nationales et étrangères est dressé et envisage la création éventuelle d’un marché de certificats verts. »

17 Vers un changement de mécanisme ? Eléments de contexte
Vision partagée EURELECTRIC - RECS (Renewable Energy Certificate System) : favorables à une convergence, voire à une harmonisation, des systèmes de soutien à l’électricité d’origine renouvelable favorables à la mise en place d’un système « orienté marché » basé sur des garanties d’origine négociables et, à la cible, harmonisé au niveau européen. En attendant une telle convergence, se sont exprimés en faveur d’accords bilatéraux permettant l’échange de garanties d’origine en vue d’atteindre les objectifs nationaux de 2010. L’expérimentation prochaine d’un marché commun de certificats verts entre la Suède et la Norvège devrait permettre de préparer la mise en place d’un futur système paneuropéen. EREC (industriels européens EnR) : il est trop tôt pour harmoniser les mécanismes EREC est favorable à une harmonisation des mécanismes de soutien afin d’éviter les distorsions dans le marché de l’électricité. Un pré-requis est un marché intérieur de l’électricité efficace, sans distorsion et où la concurrence est réelle. EREC considère qu’il est trop tôt pour harmoniser les mécanismes de soutien : les retours d’expérience sont insuffisants pour déterminer quel système serait le plus efficace au niveau européen ; les mécanismes de soutien basés sur le marché (quotas + certificats verts) n’ont pas encore fait la preuve de leur capacité à offrir aux investisseurs sécurité et rentabilité suffisantes. A ce stade, EREC considère qu’il serait préférable : de fixer des objectifs obligatoires à chaque Etat membre pour 2010 et 2020 ; de lever les barrières administratives par une régulation plus forte au niveau européen ; d’accorder un accès prioritaire aux réseaux à l’électricité d’origine renouvelable.

18 Directive 2001/77/CE : où en est-on de la réalisation des objectifs indicatifs fixés pour 2010 ?
En 2004, la Commission européenne a publié un rapport sur la réalisation de l’objectif global de 22% dans l’UE15 et des objectifs nationaux en terme de part d’électricité d’origine renouvelable dans la consommation brute d’électricité en 2010. La Commission conclut que les politiques et mesures en place permettront vraisemblablement de parvenir à une part de 18 ou 19% seulement dans l’UE15 en 2010.

19 Mécanismes de soutien à l’électricité d’origine renouvelable adoptés par les différents Etats membres Conformément à la directive, chaque Etat membre a adopté un ou plusieurs mécanismes pour soutenir le développement de l’électricité d’origine renouvelable et atteindre son objectif fixé pour 2010 : obligation d’achat, certificats verts + quotas, exemptions fiscales, aides directes à l’investissement… X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

20 Les certificats verts + quotas (1)
Premiers éléments Mécanisme : Obligation (pouvant porter sur les producteurs/importateurs, les fournisseurs ou les consommateurs…) à justifier une part l’électricité d’origine renouvelable. Les fournisseurs achètent de l’électricité d’origine renouvelable, des certificats verts (un marché des certificats séparé du marché de l’énergie), ou payent une pénalité libératoire. Mécanisme concurrentiel - Régulation par la demande d’électricité verte. Italie (producteurs/importateurs), Royaume-Uni (fournisseurs), Suède (consommateurs)… Des bonnes propriétés attendues … un mécanisme de marché dynamisant la concurrence… mais un risque prix (marché et certificats) porté par les investisseurs sur une zone de marché étendue, développement des meilleurs potentiels EnR (éolien en régions ventées, …) une production des EnR sur le marché et non injectée dans le périmètre EDF une incitation à l’optimisation/marché des productions non fatales ….

21 Les certificats verts + quotas (2)
Premiers éléments … mais des interrogations sur la mise en œuvre (liste non exhaustive) … distorsion dans la formation du prix des certificats verts si les prix de marché de l’électricité sont hétérogènes dans la zone considérée. Donc prématuré aujourd’hui à la maille européenne. Pb d’homogénéité des règles du jeu (centrales éligibles ?, compatibilité avec autres systèmes ?…) les investisseurs portent le risque prix (marché et certificats) et commercialisation (coopératives ?) au fil du temps, apparition d’une rente pour les filières les plus compétitives (cf graphique) la pénalité « fait le prix » en situation de rareté de l’offre, prix déprécié si excès d’offre. Calage des objectifs et de la pénalité déterminants. Utilisation des pénalités collectées ? modalités de lissage inter-annuel des certificats (« banking » et « borrowing ») gestion de la transition ? … et sur les résultats attendus… un REX insuffisant pour se convaincre d’une meilleure efficacité/objectifs communautaires des pb d’acceptabilité à un mécanisme qui « concentre fortement » géographiquement ... et un bilan pour EDF incertain à ce stade de l’analyse par rapport au dispositif actuel un mécanisme « market based » qui met les EnR directement sur le marché la responsabilité d’atteinte des résultats est déportée vers les acteurs qui internalisent les coûts (développement ou achats d’EnR ou achats de certificats ou pénalités). Le pb de transfert de la charge aux clients (impact tarifs) perd en transparence et reste entier. risque ou opportunité pour EDF sur le marché des certificats ? (dépend de nombreux facteurs : qui se voit attribuer des certificats ? Grande Hydraulique ? Quel quota ? Quel prix des certificats ? …)

22 Aide directe à l’investissement
Premiers éléments Mécanisme envisageable : Les projets encouragés reçoivent une aide directe à l’investissement (qui couvre l’écart entre coût de revient et conditions de marché anticipées) Ils commercialisent l’énergie sur le marché directement Le mécanisme peut prévoir un acheteur « en dernier recours » (EDF) aux conditions de marché ce qui sécurise les investisseurs. … mais des interrogations sur la mise en œuvre… financement de l’aide à l’investissement ? les investisseurs portent le risque prix (marché) et commercialisation (coopératives ?) sélection des projets ? qualité de l’incitation à la performance selon le mode de versement de la prime à l’investissement ? gestion de la transition ? ... et un bilan pour EDF à clarifier par rapport au dispositif actuel : un mécanisme qui met les EnR directement sur le marché (ouverture) financement de l’aide à l’investissement ? Un fonds alimenté par une « CSPE bis » sauf si autre source de financement direct (probabilité faible) ….

23 Obligations d’achat/CSPE
Des voies de progrès à court terme ? Premiers éléments Pistes d’amélioration de la compensation évoquées en planche n°5 Coûts de gestion / Coût des écarts /Exposition au prix de marché spot via la CSPE Pistes de travail d’effet potentiel positif sur le montant de la CSPE : Faire les mêmes quantités pour moins cher ? Privilégier le recours aux appels d’offre pour minimiser les prix. Résultats en prix efficace dans le cadre d’Eole 2005 (délais de réalisation à ajuster). Résultats positifs de l’AO Biomasse Biogaz. Dispositif inefficace si existent déjà des prix administrés. Réduire les prix unitaire d’achat : accessible sur nouveaux contrats (est ce que les économies d’échelle attendues pour les éoliennes + de 20MW se retrouveront dans le prix d’achat ?) Optimiser la forme des contrats pour en diminuer le surcoût ? Pas de levier sur les productions fatales Dans le cas de la cogénération, explorer les possibilités de contrats optimisant le fonctionnement Possibilité de prix différencié semaine/week end ? Jour nuit ? Incitant à un arrêt des productions sur les période de plus fort surcoût. Enjeux et faisabilité sur les nouveaux contrats ? Avenants sur les existants ? Maîtriser les volumes Continuer à développer l’argumentaire sur le bénéfice environnemental comparé des filières (cogen/vs EnR). Durcir le discours sur le bénéfice environnemental de la cogénération ? Elargir l’assiette de recouvrement Élargissement au gaz ? À l’ensemble des énergies ?

24 Vers un changement de mécanisme ? Une position d’entreprise à durcir
Vis à vis des objectifs de développement des filières EnR / Cogénération Un REX et une analyse insuffisantes à ce stade pour se convaincre de la supériorité de dispositifs CV (Certificats Verts) et ADI (Aide Directe Investissement) pour atteindre les objectifs de volumes au moindre coût Des enjeux qui sont plus dans le calage des paramètres que dans les mécanismes eux mêmes. Enjeux pour EDF EDF enclin à privilégier les mécanismes « de marché » Le problème du financement et de la pression sur les tarifs reste ouvert : CV : coût internalisé par les acteurs. Perte de transparence. Potentiel de valorisation des CV incertain. ADI : financement de l’aide à l’investissement ? Une problématique « CSPE » bis ? Bénéfice pour EDF à un changement de mécanisme incertain vu d’aujourd’hui. Calendrier et opportunité Modifier le cadre actuel paraît peu opportun étant donnés à la fois le calendrier européen, la maturité de la position EDF et l’étroitesse de la fenêtre de tir (seconde lecture sénat). Une position d’entreprise à durcir. Première échéance : Réponse à la consultation informelle de la Commission à prévoir pour mai prochain avant REX de la Commission prévu pour Octobre dans le cadre de la Directive EnR.

25 Documents Annexes Puissances et profils de l’obligation d’achat
Estimation des coûts de gestion de l’Obligation d’Achat OA : écarts entre charges prévues et retenues par la CRE OA : un périmètre d’équilibre dédié ?

26 1) Puissances et profil des Obligation d’Achat
7900 MW de puissance installée (au 1/02/05) Production concentrée sur l’hiver tarifaire (effet cogénération résultant de la forme du contrat et des cogénérations climatiques)

27 2) Estimation des coûts de gestion de l’Obligation d’Achat
2767 contrats avec les producteurs tiers (au 1/02/05) Estimation des coûts de gestion des OA : proche de 7 M€ /an Ligne de Service : 5 M€ Une dizaine de personnes (DOAAT, DélRég, DJ, Compta…) ~ 1 M€ CaC (contrôle compta appropriée) : ~ 2/3 * 360 k€ ~ 240 k€ Support SI ~ 250 k€ / an NB : En moyenne 2500€/an/contrat, 0.3 €/MWh acheté

28 3) OA : écarts entre charges prévues et retenues par la CRE
Chiffres en cours de validation avec la Mission Obligation d’Achat Les charges prévisionnelles reposent sur : quantités prévisionnelles d’achats prix à terme pour l’année N vus de l’automne ou de la fin de l’année N-1 tarifs d’achat estimés (fonction pour la cogénération du prix STS du gaz) Les charges retenus in fine par la CRE reposent sur : quantités retenues par la CRE et coûts d’achats retenus moyenne mensuelle des prix spot constatés (Pnext, EEX, Platts, Heren)

29 4) OA : un périmètre de responsable d’équilibre dédié ?
Un caractère fort d’imprévisibilité de la production des OA (fort aléa petite hydraulique et éolien + indisponibilité sur les cogénérations) Une imprévisibilité qui foisonne aujourd’hui avec celle d’ EDF Les obligations d’achat sont aujourd’hui injectées dans le périmètre de RE (responsable d’équilibre) d’EDF EDF établit ses prévisions d’injection (dont les quantités OA) et de soutirage la veille pour le lendemain (périmètre réajusté en infrajournalier aux guichets de reprogrammation) EDF est financièrement responsabilisé sur les écarts constatés sur son périmètre Les OA contribuent à cet écart mais le poids de l’aléa OA est relativement négligeable face aux aléas du périmètre EDF (indisponibilité production et consommation sensible à la température). La CRE a jusqu’à présent considéré le surcoût pour EDF comme marginal Une méthode pour isoler le coût des écarts OA en définissant un périmètre d’équilibre dédié aux OA… Les centrales OA sont sorties du périmètre EDF et rattachées à un périmètre d’équilibre spécifique. Une prévision quotidienne est réalisée pour le périmètre OA (qui fait l’objet d’une NEB avec le périmètre EDF) et les écarts constatés facturés par RTE. RTE constate une augmentation de recette du dispositif RE correspondant à toutes les situations où les écarts du périmètre OA et ceux d’EDF sont en sens opposés. Ordre de grandeur prévisible 10 à 15 M€. (foisonnement) Les besoins physiques d’équilibrage du système sont inchangés au premier ordre, donc les charges d’ajustement de RTE inchangées. Le compte ajustement/écart de RTE est donc excédentaire. La régulation opérée par la CRE (baisse du coefficient K) conduit à restituer cet excédent aux différents RE dont 2/3 environ pour EDF. Si la CSPE couvre les écarts du périmètre OA et les répercute intégralement aux clients, le RE EDF récupère M€ et les autres RE 3-5. Avec une répercussion sur les seuls éligibles, bilan incertain pour EDF (à préciser). … mais qui peut être contestée un chiffrage très « artificiel » : le calcul est celui d’un acheteur qui ne détient aucune production et aucun client et la Loi dit que l’acheteur est EDF... Une telle démarche passe par une acceptation préalable CRE & Dideme