« 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 » Synthèse du dossier

Synthèse du dossier (1/4) 1) Niveaux et risques associés à la compensation Cspe : quels leviers d’amélioration ? Une vigilance à poursuivre sur les enjeux de qualité de la comptabilité appropriée face à un risque latent de durcissement des critères de la part de la CRE. Quatre thèmes de négociation identifiés par ailleurs : Prise en compte des coûts de gestion dans le surcoût compensé par la CSPE. Hier écartés par la CRE (argument coûts dilués et peu opposables), ces coûts représentent un enjeu potentiel de 7M€. Il est proposé de relancer le débat avec la CRE, la création de la ligne de service Obligation d’Achat qui cantonne la plus grande partie de l’activité constituant un atout face aux arguments initiaux. Un terrain cependant difficile a priori avec la CRE. La CRE retient comme base de valorisation des coûts évités les prix de marché spot constatés ex post pour l’ensemble des OA sauf pour les diesels dispatchables (coûts complets de développement d’une TAC). Un enjeu de l’ordre de 25-30 M€ à court terme. Un débat récurrent avec la CRE depuis 3 ans qui sera relancé en 2005 avec un argumentaire appuyé sur la valeur des installations dans le cadre du mécanisme d’ajustement. Le mécanisme CSPE revient pour EDF à un achat de tous les volumes OA à prix spot ce qui augmente l’exposition d’EDF au risque spot. Si l’instruction en cours (Comité des Risques DOAAT du 9/05 qui analysera les enjeux sur le niveau de l’EBE P+C, les risques marché spot ou terme et les possibilités de couvertures) met en évidence un intérêt pour EDF, la négociation avec la CRE d’un passage à une référence à des prix à terme sera engagée. Cette possibilité avait été à l’origine (2001) écartée par la CRE notamment faute de référence de prix à terme opposable. L’imprévisibilité de la production des OA qui pèse sur la gestion prévisionnelle et sur les écarts EDF ne fait pas l’objet de compensation. La CRE considère l’effet marginal compte tenu du foisonnement avec le périmètre EDF. En isolant un périmètre d’équilibre spécifique aux obligations d’achat, l’enjeu pour EDF pourrait être compris entre 7 et 10 M€ mais la méthode pourrait être contestée comme « artificielle ». La robustesse de nos arguments incite à une plus grande prudence sur ce quatrième point. La CRE pourra être « sondée » dans un premier temps. Des points qui relèvent de la négociation avec la CRE et la Dideme et n’appellent pas de gestes législatifs Une organisation interne cantonnant plus fortement les OA (ce que rien ne nous impose) pourrait permettre de mieux identifier les coûts de gestion internes mais sans garantie de résultat vis à vis de la perception CRE et Dideme.

Synthèse du dossier (2/4) 2) Contrats après obligation d’achat La LOE (petite loi) ne remet pas en cause l’article 33 de la Loi du 9 août supprimant les second contrats obligation d’achat. Les pouvoirs publics défendent cet article (enjeux/Bruxelles de risque de qualification d’aides d’Etat). Un lobbying actif qui reviendra au Sénat. Un second contrat Obligation d’achat restera possible pour les installations renouvelées ou dans certaines conditions de rénovation (négociation des critères en cours) dans le cadre réglementaire actuel (critères de performance et de taille). Une part seulement des contrats à échéance « basculeront » donc sur le marché Cette possibilité de second contrat ne sera donc pas offerte aux cogénérations entre 12 et 100 MW (sauf réseaux de chaleur) ce qui touche un potentiel de plus de 2000MW aux horizons 2009-20011 A court terme, les volumes concernés restent mineurs et EDF fait des offres commerciales transitoires aux producteurs : Proposition commerciale 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 2004-2005 (35,3 €/MWh pour la puissance garantie hiver (cogen,…) –un seul cas aujourd’hui qui a renoncé- , 29 pour un contrat annuel « standard » (hydraulique,…)) Cette offre transitoire annuelle a été mise à jour le 6/04/05 après un premier retour d’expérience et prise en compte des mouvements de marché : le contrat annuel comprend désormais 4 prix trimestriels et s’établit à 31.1 €/MWh pour une fourniture standard répartie sur l’année et à 35.75 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. L’offre est révisable chaque trimestres. Définition d’un contrat commercial s’inscrivant dans la durée : Les contacts sont pris avec les producteurs hydrauliciens pour les associer à la construction (durée, saisonnalité des prix, valorisation de flexibilité, valorisation énergie verte, …). Il restera calé sur des bases marché en l’absence de compensation. Une démarche engagée avec ATEE et Dalkia pour l’analyse du cas des cogénérations et des dispatchables : examen des possibilités de flexibilité et de valorisation dans le marché, synergies EDF/Véolia gaz/elec. Un GT est mis en place. Une démarche co-portée DOAAT – BCO ; examen/validation des offres en Comité des Risques DOAAT.

Synthèse du dossier (3/4) 3) Les obligations d’achat sur le marché ? La part des installations sortant effectivement de l’obligation d’achat et qui continuera à fonctionner « dans le marché » contribuera à augmenter –progressivement- les volumes de production en concurrence. Les volumes significatifs peuvent intervenir vers 2009-2011 avec la sortie des cogénérations 12 à 100MW. L’ idée est séduisante d’imaginer que l’énergie du périmètre Obligation d’Achat puisse être commercialisée directement sur le marché « sans passer par EDF ». Cela permettrait une ouverture amont à partir de production existant en France dans un contexte où le développement de production concurrentielle par des tiers restera modeste jusqu’au renouvellement. Les modalités pratiques restent cependant difficiles à imaginer dans le contexte législatif actuel ( EDF et les DNN signataires des contrats dans le cadre d’une mission de service public) et un mécanisme complexe de type contrats miroirs comporte de nombreux risques. A noter que le groupe de travail de l’UFE sur ce thème bute sur cet obstacle. Au delà de la question légale, proposer que l’énergie des OA devienne de l’énergie en concurrence sur le marché, appelle au préalable de peser les risques pour EDF liés notamment à la forte saisonnalité de cette énergie. Dans les conditions tarifaires actuelles, la probabilité est en effet faible de voir des concurrents constituer des portefeuilles très contrastés hiver/été à l’image du portefeuille des OA. EDF conservant l’essentiel du portefeuille de masse fortement saisonnalisé à court terme, s’exposerait dès lors à acheter ces volumes sur le marché pour « passer l’hiver » avec une exposition au risque qui est à comparer avec l’exposition actuelle dans le cadre du mécanisme de compensation de la CSPE. La question reste à ce stade ouverte. L’idée paraît prématurée du fait des conditions légales, des conditions de marché et d’un diagnostic risques incertain.

Synthèse du dossier (4/4) Vers une évolution du mécanisme ? Différents mécanismes alternatifs à l’obligation d’achat sont envisageables pour assurer le soutien au développement des énergies renouvelables parmi lesquels les certificats verts (CV) et l’aide directe à l’investissement (ADI). Les retours d’expérience et les analyses sont à ce jour insuffisants pour se convaincre de la supériorité de ces dispositifs sur l’obligation d’achat pour atteindre les objectifs de développement visés par l’Union Européenne. La Directive prévoit un retour d’expérience de la Commission qui doit donner lieu à consultation en mai prochain et un rapport en fin d’année 2005. L’intérêt pour EDF d’un changement de mécanisme en France apparaît vu d’aujourd’hui incertain : Un intérêt pour EDF à favoriser les mécanismes « de marché » permettant à la fois de financer le développement des EnR et un écoulement direct de leur production sur le marché en concurrence : cas de CV et ADI. Avant un horizon lointain d’harmonisation européenne, se pose la question de la compatibilité des dispositions nationales entre elles dans un marché de l’énergie fragmenté. Le dispositif CV qui impose un taux d’énergie d’origine renouvelable déporte la responsabilité / objectifs vers les acteurs du marché qui internalisent les coûts (avec une transparence moindre ). Les enjeux de valorisation de certificats dépendent très largement des règles d’allocation incertaines (grande hydraulique très probablement exclue), des risques associés aux pénalités,…. Les enjeux apparaissent autant dans le calage des paramètres que dans les mécanismes eux mêmes (conditions d’attribution des aides directes ou des certificats, dispositifs de pénalités, …). Quoi qu’il en soit, le problème du financement du développement des ENR et de sa répercussion sur les tarifs de vente reste ouvert dans tous les cas, sauf à imaginer des sources de financement autres que le secteur électrique. Ces questions restent à ce stade ouvertes. Un groupe de travail piloté par la DS et associant l’ensemble des parties prenantes de l’entreprise est mandaté pour approfondir l’instruction du dossier et proposer un positionnement d’entreprise. Des voies de progrès sont également à investiguer sur le dispositif obligation d’achats : une évolution des contrats pour une plus forte incitation à un fonctionnement économique des installations de nature à réduire le surcoût/marché, un recours aux appels d’offre facteur de concurrence donc de baisse des prix…