[PDF] Charges de service public de lénergie constatées au titre de 2016

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ANNEXE 3 CORRIGEE

FOMUJHV GH VHUYLŃH SXNOLŃ GH O·pQHUJLH ŃRQVPMPpHV MX PLPUH GH 2016

FF·16)

FHPPH MQQH[H SUpVHQPH OHV ŃOMUJHV GH VHUYLŃH SXNOLŃ GH O·pQHUJLH ŃRQVPMPpHV MX PLPUH GH O·MQQpH 2016 pour les

GLIIpUHQPV RSpUMPHXUV ŃRQŃHUQpVB IHV ŃOMUJHV GH VHUYLŃHV SXNOLŃ VRQP SUpVHQPpHV VHORQ O·pQHUJLH ² électricité ou

gaz ² TX·HOOHV ŃRQŃHUQHQP MYMQP TX·XQH V\QPOqVH SUpVHQPH XQ UpŃMSLPXOMPLI GH O·HQVHPNOH GHV ŃOMUJHVB

Les charges ont été calculées à partir des déclarations envoyées par les opérateurs concernés avant le

31 mars 2017.

Les charges supportées par les opérateurs en métropole continentale sont séparées le cas échéant de celles

supportées dans les zones non interconnectées. Est HQ RXPUH SUpŃLVpH O·MIIHŃPMPLRQ GHV ŃOMUJHV MX ŃRPSPH

G·MIIHŃPMPLRQ VSpŃLMO F$6 © 7UMQVLPLRQ pQHUJpPLTXH ª RX MX SURJUMPPH NXGJpPMLUH © 6HUYLŃH SXNOLŃ GH O·pQHUJLH ª

(budget général).

La notion des zones non interconnectées (ZNI) au réseau électrique de la métropole continentale couvre les terri-

toires suivants : Corse, Martinique, Guadeloupe, La Réunion, Guyane, Mayotte, Wallis-et-Futuna, Saint-Pierre et

Miquelon, Saint Martin, Saint Barthélémy, les îles bretonnes de Molène, d'Ouessant, de Sein HP O·vOH Mnglo-

normande de Chausey. Les collectivités territoriales autonomes Polynésie française et Nouvelle-Calédonie ne sont

pas assimilées aux ZNI.

IHV ŃOMUJHV GH VHUYLŃH SXNOLŃ GH O·pQHUJLH GMQV OHV =1H VRQP VXSSRUPpHV SMU (OHŃPULŃLPp GH 0M\RPPH (G0 j

Mayotte, par Électricité et Eau de Wallis-et-Futuna (EEWF)1 à Wallis-et-Futuna et dans les autres territoires par la

direction Systèmes Énergétiques Insulaires (SEI) du groupe Électricité de France (EDF), qui sera désignée dans la

VXLPH GX GRŃXPHQP SMU O·MŃURQ\PH (G) VMXI V·LO HVP NHVRLQ GH OM GLVPLQJXHU G·MXPUHV HQPLPpV GX JURXSH (G)B

IHV ŃOMUJHV GH VHUYLŃH SXNOLŃ GH O·pQHUJLH ŃRQVPMPpHV MX PLPUH GH 2016 ont été établies à partir de la comptabilité

MSSURSULpH IRXUQLH SMU OHV IRXUQLVVHXUV G·pOHŃPULŃLPp HP GH JM] naturel au 31 mars 2017 et contrôlée par leur

commissaire aux comptes ou leur comptable public, en application des dispositions des articles L. 121-9 et

L. 121-37 GX ŃRGH GH O·pQHUJLHB

2SpUMPHXUV VXSSRUPMQP GHV ŃOMUJHV GH VHUYLŃH SXNOLŃ GH O·pQHUJLH M\MQP déclaré des charges au titre de 2016

IHV GLIIpUHQPV RSpUMPHXUV M\MQP GpŃOMUp GHV ŃOMUJHV GH VHUYLŃH SXNOLŃ GH O·pQHUJLH MX PLPUH GH 2016 sont listés

GMQV OH PMNOHMX VXLYMQP TXL LGHQPLILH OHV P\SHV GH ŃOMUJHV TX·LOV RQP VXSSRUPpVB

I·RUGRQQMQŃH Qƒ 2016-572 du 12 mai 2016 portant extension et adaptation aux îles Wallis et Futuna de diverses

GLVSRVLPLRQV GX ŃRGH GH O·pQHUJLH RUJMQLVH OM PLVH HQ ±XYUH SURJUHVVLYH GH OM SpUpTXMPLRQ PMULIMLUH j SMUPLU GH

2016. En conséquence, EEWF a transmis à la CRE la déclaration des charges supportées au titre de 2016.

La CRE a opéré des contrôles automatiques et des contrôles par échantillonnage des charges déclarées, notam-

ment celles des ELD.

1 6RŃLpPp ŃRQŃHVVLRQQMLUH GH OM GLVPULNXPLRQ SXNOLTXH G·pOHŃPULŃLPp GMQV OHV vOHV JMOOLV HP )XPXQM filiale du groupe ENGIE.

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EDF EDM EEWF RTE

Acheteur de

dernier recours2 ELD3

Autres fournis-

seurs4 dont

Organismes

agréés5

Électricité

FRQPUMPV G·MŃOMP 9 9 9

Complément de

rémunération

Primes cogén. sup.

12 MW 9

Effacement

Péréquation tari-

faire dans les ZNI6 9 9 9

Dispositifs sociaux 9 9 9 9

Gaz

Obligation G·MŃOMP

biométhane 9 9

Dispositifs sociaux 9 9 9

IHV ŃMVHV HQ JULV LQGLTXHQP TXH O·RSpUMPHXU QH SHXP SMV VXSSRUPHU GHV ŃOMUJHV GH ŃHPPH QMPXUHB IHV ŃMVHV HQ

NOMQŃ LQGLTXHQP TX·LO OH SHXP HP OM PMUTXH TX·LO HQ M HIIHŃPLYHPHQP VXSSRUPp HQ 2016B

Avertissement

Tous les résultats sont arrondis à une décimale (la plus proche) dans le corps du document. Toutefois, les résul-

tats 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.

2 Acheteur PHQPLRQQp j O·MUPLŃOH IB 314-26 GX ŃRGH GH O·pQHUJLH GpVLJQp SMU O·MXPRULPp MGPLQLVPUMPLYH PHQX GH VLJQHU XQ ŃRQPUMP G·MŃOMP MYHŃ

les producteurs bénéficiant du complément de rémunération qui en font la demande et qui jXVPLILHQP O·LPSRVVLNLOLPp GH YHQGUH OHXU pOHŃPULŃLPpB

3 Entreprises locales de distribution.

4 $XPUHV TX·(G) (G0 ((J) HP OHV (IGB

5 Organismes PHQPLRQQpV j O·MUPLŃOH IB 314-6-1 GX ŃRGH GH O·pQHUJLH MJUppV SRXU OM UHSULVH GH ŃRQPUMPV G·RNOLJMPLRQ G·MŃOMP signés par EDF ou

une ELD en métropole continentale à partir du 1er janvier 2017.

6 +RUV ŃRQPUMPV G·MŃOMPB

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SOMMAIRE

A. CHARGES DE SERVICE PUBLIC EN ELECTRICITE .................................................................................... 5

1. CHARGES DE SERVICE PUBLIC DANS LES ZONES NON INTERCONNECTEES EN DEHORS DES

SURCOUTS LIES AUX CONTRATS D'ACHAT DE L'ELECTRICITE ET DES CHARGES LIEES AUX DISPOSITIFS

SOCIAUX ............................................................................................................................................................ 5

1.1 SURCOUTS DE PRODUCTION DANS LES ZONES NON INTERCONNECTEES ................................................. 6

1.1.1 Surcoûts de production supportés par EDF au titre de 2016 ................................................................... 6

1.1.1.1 Coûts de production ................................................................................................................................ 6

1.1.1.2 Recettes de production ........................................................................................................................... 9

1.1.1.3 Surcoûts de production ........................................................................................................................ 10

1.1.2 Surcoûts de production supportés par EDM au titre de 2016 ............................................................... 10

1.1.2.1 Coûts de production ............................................................................................................................. 10

1.1.2.2 Recettes de production ........................................................................................................................ 11

1.1.2.3 Surcoûts de production ........................................................................................................................ 12

1.1.3 6XUŃR€PV GH SURGXŃPLRQ HP G·MŃOMP VXSSRUPpV SMU ((J) MX PLPUH GH 2016 ........................................... 12

1.1.3.1 Coûts supportés .................................................................................................................................... 13

1.1.3.2 Recettes ................................................................................................................................................ 13

1.1.3.3 Surcoûts de production ........................................................................................................................ 13

2. SURCOUTS LIES AUX CO175$76 G·$F+$7 ............................................................................................ 13

2.1 685F2876 G·$F+$7 683PORTES PAR EDF EN METROPOLE CONTINENTALE AU TITRE DE 2016 .......... 14

2.1.1 FR€PV OLpV MX[ ŃRQPUMPV G·MŃOMP ................................................................................................................ 14

2.1.1.1 4XMQPLPpV G·pOHŃPULŃLPp HP ŃR€PV G·MŃOMP GpŃOMUpV SMU (G) ................................................................. 14

2.1.1.2 4XMQPLPpV G·pOHŃPULŃLPp HP ŃR€PV G·MŃOMP retenus par la CRE .............................................................. 15

2.1.1.3 Coût du contrôle des installations de cogénération, biomasse et biogaz......................................... 17

2.1.2 FR€PV pYLPpV j (G) SMU OHV ŃRQPUMPV G·MŃOMP ........................................................................................... 17

2.1.2.1 FR€PV pYLPpV OLpV j O·pQHUJLH SURGXLPH .................................................................................................. 17

2.1.2.1.1 Cas général ....................................................................................................................................... 17

2.1.2.1.2 Coût évité par la production photovoltaïque .................................................................................. 19

2.1.2.1.3 FMV SMUPLŃXOLHU GHV LQVPMOOMPLRQV NpQpILŃLMQP G·XQ ŃRQPUMP ORURVMLVRQQMOLVp................................ 19

2.1.2.1.4 Cas SMUPLŃXOLHU GHV LQVPMOOMPLRQV NpQpILŃLMQP G·XQ ŃRQPUMP © MSSHO PRGXOMNOH ª ........................... 19

2.1.2.1.5 Cas particulier des installations de cogénération fonctionnant en mode " dispatchable » ou

IRQŃPLRQQMQP HQ GHORUV GHV SpULRGHV G·MSSHO ..................................................................................................... 20

2.1.2.2 Coût évité lié aux certificats de capacité ............................................................................................ 20

2.1.2.3 FR€P PRPMO pYLPp j (G) SMU OHV ŃRQPUMPV G·MŃOMP .................................................................................. 21

2.1.3 6XUŃR€PV OLpV MX[ ŃRQPUMPV G·MŃOMP SRXU (G) HQ 2016 ........................................................................... 21

2.2 685F2876 G·$F+$7 683PORTES PAR LES ELD AU TITRE DE 2016 ......................................................... 21

2.2.1 FR€PV G·MŃOMP GpŃOMUpV SMU OHV (IG ......................................................................................................... 21

2.2.2 FMOŃXO GHV ŃR€PV pYLPpV OLpV j O·pQHUJLH SURGXLPH ..................................................................................... 21

2.2.3 Calcul des coûts évités liés aux certificats de capacité.......................................................................... 22

2.2.4 6XUŃR€PV G·MŃOMP SRXU OHV (IG HQ 2016 ................................................................................................. 22

2.3 685F2876 G·$F+$7 683PORTES PAR EDF DANS LES ZNI AU TITRE DE 2016 ........................................ 22

2.3.1 FR€PV OLpV MX[ ŃRQPUMPV G·MŃOMP ................................................................................................................ 22

2.3.2 FR€PV pYLPpV j (G) SMU OHV ŃRQPUMPV G·MŃOMP ........................................................................................... 23

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2.3.3 6XUŃR€PV GXV MX[ ŃRQPUMPV G·MŃOMP VXSSRUPpV SMU (G) GMQV OHV =1H .................................................... 24

2.4 685F2876 G·$F+$7 683PORTES PAR EDM ............................................................................................... 24

2.4.1 FR€PV OLpV MX[ ŃRQPUMPV G·MŃOMP j 0M\RPPH .............................................................................................. 24

2.4.2 FR€PV pYLPpV j (G0 SMU OHV ŃRQPUMPV G·MŃOMP j 0M\RPPH......................................................................... 24

2.4.3 6XUŃR€PV GXV MX[ ŃRQPUMPV G·MŃOMP VXSSRUPpV par EDM à Mayotte ....................................................... 24

2.5 685F2876 G·$F+$7 683PORTES PAR EEWF .............................................................................................. 24

3. CHARGES LIEES A LA REMUNERATION DE LA DISPONIBILITE DES COGENERATIONS DE PLUS DE 12

MW 25

3.1 MONTANT DES CHARGES CONSTATEES EN 2016 ...................................................................................... 25

4. COMPLEMENT DE REMUNERATION ....................................................................................................... 25

5. CHARGES LIEES AUX DISPOSITIFS SOCIAUX ........................................................................................ 26

5.1 CHARGES LIEES AU " TARIF DE PREMIERE NECESSITE »............................................................................ 27

5.1.1 Pertes de recettes liées au TPN ............................................................................................................... 27

5.1.2 Surcoûts de gestion .................................................................................................................................. 27

5.1.3 Services liés à la fourniture ...................................................................................................................... 28

5.1.4 Bilan des charges liées au TPN ................................................................................................................ 28

5.2 CHARGES LIEES AUX DI6326H7H)6 G·$))HF+$*E DEPORTE ....................................................................... 28

5.3 CHARGES LIEES AU DISPOSITIF INSTITUE EN FAVEUR DES PERSONNES EN SITUATION DE PRECARITE 28

5.4 CHARGES RELATIVES AUX SERVICES LIES A LA FOURNITURE AUX BENEFICIAIRES DU CHEQUE ENERGIE

28

5.5 BILAN DES CHARGES LIEES AUX DISPOSITIFS SOCIAUX SUPPORTEES PAR OPERATEUR ........................ 28

B. CHARGES DE SERVICE PUBLIC EN GAZ ................................................................................................ 29

1. CHARGES LIEES AUX CO175$76 G·$F+$76 G( %IOMETHANE ............................................................. 29

1.1 685F2876 G·$F+$7...................................................................................................................................... 29

1.1.1 Co€PV G·MŃOMP ............................................................................................................................................ 29

1.1.2 Coût évité .................................................................................................................................................. 30

1.1.3 SurcoûPV G·MŃOMP ....................................................................................................................................... 30

1.2 COUTS DE GESTION ...................................................................................................................................... 31

1.3 VALORISATION DES GAR$17H(6 G·25H*H1( ................................................................................................ 31

1.4 BILAN.............................................................................................................................................................. 31

2. CHARGES LIEES AUX DISPOSITIFS SOCIAUX ........................................................................................ 32

2.1 CHARGES LIEES AU " TARIF SPECIAL DE SOLIDARITE » .............................................................................. 33

2.1.1 Déductions et versements forfaitaires liées au TSS ............................................................................... 33

2.1.2 Surcoûts de gestion .................................................................................................................................. 34

2.1.3 Services liés à la fourniture ...................................................................................................................... 34

2.1.4 Bilan des charges liées au TSS ................................................................................................................ 34

2.2 CHARGES LIEES AUX SERVICES DE LA FOURNITURE AUX BENEFICIAIRES DU CHEQUE ENERGIE .......... 34

2.3 BILAN DES CHARGES LIEES AUX DISPOSITIFS SOCIAUX SUPPORTEES PAR OPERATEUR ........................ 34

C. SYNTHESE ............................................................................................................................................... 35

1. CHARGES DE SERVICE PUBLIC CONSTATEES AU TITRE DE 2016......................................................... 35

2. DETAIL DES CHARGES CONSTATEES AU TITRE DE 2016 PAR LES OPERA7(856 $875(6 48·(G)

EDM, EEWF, RTE, ORGANISMES AGREES ET ACHETEURS DE DERNIER RECOURS ...................................... 37

ANNEXE 3 CORRIGEE

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A. Charges de service public en électricité

1. CHARGES DE SERVICE PUBLIC DANS LES ZONES NON INTERCONNECTEES EN

DEHORS DES SURCOUTS LIES AUX CONTRATS D'ACHAT DE L'ELECTRICITE ET DES

CHARGES LIEES AUX DISPOSITIFS SOCIAUX

Les charges de service public dans les ZNI, en dehors des surcoûts liés aux contrats d'achat de l'électricité et des

charges liées aux dispositifs sociaux, correspondent :

MX[ VXUŃR€PV GH SURGXŃPLRQ G·pOHŃPULŃLPp VXSSRUPpV GMQV OHV PHUULPRLUHV ŃRQŃHUQpV SMU O·RSpUMPHXU

OLVPRULTXH SRXU O·pOHŃPULŃLPp SURGXLPH SMU OHV LQVPMOOMPLRQV TX·LO H[SORLPH HP PHQPLRQQpV MX 1ƒ GX H GH

O·MUPLŃOH 5B 121-28 GX ŃRGH GH O·pQHUJLH

aux surcoûts des ouvrages de stockage d'électricité gérés par le gestionnaire du système électrique

PHQPLRQQpV MX N GX 2ƒ GH O·MUPLŃOH IB 121-7 GX ŃRGH GH O·pQHUJLH MX[ VXUŃR€PV VXSSRUPpV SMU OHV IRXUQLVVHXUV G pOHŃPULŃLPp HQ UMLVRQ GH OM PLVH HQ ±XYUH G

MŃPLRQV GH

maîtrise de la demande portant sur les consommations d'électricité (MDE) mentionnés au d) du 2° de

O·MUPLŃOH IB 121-7 GX ŃRGH GH O·pQHUJLH

MX[ ŃR€PV GHV pPXGHV PHQPLRQQpV MX H GX 2ƒ GH O·MUPLŃOH IB 121-7 GX ŃRGH GH O·pQHUJLH HP VXSSRUPpV SMU

un producteur ou un fournisseur en vue de la réalisation de projets d'approvisionnement électrique

identifiés dans le décret relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie mentionné au premier

alinéa du III de l'article L. 141-D GX ŃRGH O·pQHUJLH HP ŃRQGXLVMQP j XQ VXUŃR€P GH SURGXŃPLRQ au titre du a)

GX 2ƒ GH O·MUPLŃOH IB 121-7 dudit code, même si le projet n'est pas mené à son terme.

Pour ce qui concerne les projets de MDE dans les ZNI, en application de la délibération du 10 juin 20157, la CRE a

adopté la distinction suivante entre les projets de MDE :

OHV SURÓHPV G·LQIUMVPUXŃPXUH YLVMQP OM 0G( TXL UHPSOLVVHQP ŃXPXOMPLYHPHQP OHV GHX[ ŃRQGLPLRQV VXLYMQPHV

o HOV YLVHQP j UpGXLUH OM ŃRQVRPPMPLRQ G·pOHŃPULŃLPp GMQV OHV =1H

o Ils développent une infrastructure nécessitant une dépense G·LQYHVPLVVHPHQP G·MX PRLQV XQ

PLOOLRQ G·HXURVB

les " petites » actions de MDE, comme par exemple le remplacement des ampoules par des ampoules

NMVVH ŃRQVRPPMPLRQ RX OH UHPSOMŃHPHQP G·XQ SMUŃ GH ŃOMXIIH-eau électriques par des chauffe-eau

solaires, etc.

$XŃXQ RSpUMPHXU Q·M GpŃOMUp GH ŃOMUJHV MX PLPUH GHV SURÓHPV G·LQIUMVPUXŃPXUH YLVMQP OM 0G(B

IHV PRGMOLPpV G·MSSUpŃLMPLRQ GHV VXUŃR€PV OLpV MX[ © SHPLPHV ª MŃPLRQV GH 0G( RQP pPp GpILQLHV GMQV OM GpOLNpUMPLRQ

du 2 février 20178. La définition de la compensation des petites actions de MDE est subordonnée à la constitu-

PLRQ G·XQ ŃRPLPp 0G( GMQV ŃOMTXH =1H HP à O·pOMNRUMPLRQ G·XQ SOMQ VPUMPpJLTXH GH GpSORLHPHQP GHV MŃPLRQVB GMQV

cette attente HP j O·LQVPMU GH PUMLPHPHQP MGRSPp OHV MQQpHV SUpŃpGHQPHV OHV coûts de développement des " pe-

tites » actions de MDE développées dans les ZNI par les opérateurs historiques EDF SEI et EDM sont pris en

compte pour le calcul de la compensation au travers des coûts commerciaux.

IHV PRGMOLPpV G·MSSUpŃLMPLRQ GHV VXUŃR€PV OLpV MX[ SURÓHPV G·RXYUMJHV GH VPRŃNMJH G·pOHŃPULŃLPp ont été définies

dans la délibération du 30 mars 20179. AXŃXQ RSpUMPHXU Q·M GpŃOMUp GH ŃOMUJHV j ŃH PLPUH OHV SUHPLHUV SURÓHPV GH

stockage devant être présentés à la CRE au deuxième semestre 2017.

PoXU ŃH TXL ŃRQŃHUQH OHV ŃR€PV OLpV MX[ SURÓHPV G·pPXGHV MXŃXQ RSpUMPHXU Q·M GpŃOMUp GH ŃOMUJHV j ŃH PLPUHB

Ainsi, les paragraphes suivants de la présente section présentent uniquement les surcoûts de production

G·pOHŃPULŃLPp VXSSRUPpV SMU (G), EDM et EEWF SRXU O·pOHŃPULŃLPp SURGXLPH SMU OHV LQVPMOOMPLRQV TX·LOV H[SORLPHQPB

7 GpOLNpUMPLRQ GH OM F5( GX 10 ÓXLQ 201D SRUPMQP ŃRPPXQLŃMPLRQ UHOMPLYH j OM PpPORGRORJLH MSSOLTXpH SRXU O·H[MPHQ G·XQ SURÓHP

G·LQIUMVPUXŃPXUH YLVMQP OM PMvPULVH GH OM GHPMQGH SRUPMQP VXU OHV ŃRQVRPPMPLRQV G·pOHŃPULŃLPp GMQV OHV =1HB

8 Délibération de la CRE GX 2 IpYULHU 2017 SRUPMQP ŃRPPXQLŃMPLRQ UHOMPLYH j OM PpPORGRORJLH G·H[MPHQ GHV SHPLPHV MŃPLRQV YLVMQP OM PMvPULVH

de la demande portant sur les cRQVRPPMPLRQV G·pOHŃPULŃLPp GMQV OHV ]RQHV QRQ LQPHUŃRQQHŃPpHV.

9 GpOLNpUMPLRQ GH OM FRPPLVVLRQ GH UpJXOMPLRQ GH O·pQHUJLH GX 30 PMUV 2017 SRUPMQP ŃRPPXQLŃMPLRQ UHOMPLYH j OM PpPORGRORJLH G·H[MPHQ G·XQ

SURÓHP G·RXYUMJH GH VPRŃNMJH G·pOHŃPULŃLPp GMQV OHV ]RQes non interconnectées

ANNEXE 3 CORRIGEE

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1.1 Surcoûts de production dans les zones non interconnectées

(Q MSSOLŃMPLRQ GX M GX 2ƒ GH O·MUPLŃOH IB 121-7 GX ŃRGH GH O·pQHUJLH OHV VXUŃR€PV GH SURGXŃPLRQ G·pOHŃPULŃLPp VXS

portés dans les ZNI sont définis 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 ré-

glementés de vente d'électricité ou par les éventuels plafonds de prix prévus à l'article L. 337-1 ».

IH M GX 1ƒ GX H GH O·MUPLŃOH 5B 121-28 GX ŃRGH GH O·pQHUJLH SUpŃLVH TXH OH PRQPMQP GHV VXUŃR€PV GH SURGXŃPLRQ

G·pOHŃPULŃLPp HVP pJMO SRXU ŃOMTXH =1H j OM GLIIpUHQŃH HQPUH © 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 réglementé de vente, pour la part relative à la production ».

Coûts de production

Les coûts de production à retenir doivent :

tenir compte des éventuelles erreurs ou anomalies détectées lors du contrôle, de la qualité de la gestion

du parc de production ainsi que des réserves émises par les commissaires aux comptes sur les montants

déclarés ;

Q·rPUH OLpV TX·MX[ VHXOHV SMUPLŃXOMULPpV GX SMUŃ GH SURGXŃPLRQ LQOpUHQPHV j OM QMPXUH GHV =1HB

Par ailleurs, il est nécessaire de diminuer ces coûts de certaines recettes non tarifaires perçues par les

opérateurs, évaluées sur la base de leur déclaration.

En outre, une partie des clients bénéficient du tarif préférentiel G·MŃOMP G·pOHŃPULŃLPp inférieur au tarif réglementé

de vente qui peut être accordé aux clients agents actifs ou inactifs GH O·RSpUMPHXU. Ce tarif préférentiel est nommé

le " tarif agent » HP ŃRUUHVSRQG j XQ MYMQPMJH HQ QMPXUH VXSSRUPp SMU O·RSpUMPHXU OLVPRULTXHB (Q ŃRQVpTXHQŃH OM

perte de recette afférente est assimilée pour lui à une charge. Ainsi, les coûts de production des opérateurs sont

PMÓRUpV j OMXPHXU GH OM SMUP GH ŃHPPH SHUPH ŃRUUHVSRQGMQP j O·RŃPURL GX PMULI MJHQP MX SHUVRQQHO MŃPLI HP LQMŃPLI GH

O·HQPLPp SURGXŃPLRQB

Recettes de production

Les recettes de production issues des tarifs de vente dans les ZNI ne sont pas directement accessibles dans la

ŃRPSPMNLOLPp GHV RSpUMPHXUVB (OOHV V·RNPLHQQHQP HQ UHPUMQŃOMQP GX ŃOLIIUH G·MIIMLUHV LVVX GH OM YHQPH G·pOHŃPULŃLPp

MX[ PMULIV GH YHQPH UpJOHPHQPpV ŃHOOHV OLpHV j O·MŃOHPLQHPHQP HP j OM JHVPLRQ GH OM ŃOLHQPqOH SXLV HQ MÓRXPMQP OHV

recettes liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts dus à leur fourniture étant supportées

par le gestionnaire de réseau).

Etant donnée la prise en compte des coûts de commercialisation dans le coût de production, la part des recettes

LVVXHV GHV PMULIV UHOMPLYH j OM ŃRPPHUŃLMOLVMPLRQ Q·HVP SMV UHPUMQŃOpH SRXU RNPHQLU OHV UHŃHPPHV GH SURGXŃPLRQB

(Q RXPUH OHV UHŃHPPHV PRPMOHV GpŃOMUpHV SMU OHV RSpUMPHXUV QH UpVXOPMLHQP SMV GH O·MSSOLŃMPLRQ VPULŃPH j OM TXMQPLPp

G·pOHŃPULŃLPp YHQGXH GMQV ŃOMTXH =1H GHV PMULIV UpJOHPHQPpV GH YHQPH G·pOHŃPULŃLPpB (Q HIIHP OHV UHŃHPPHV GpŃOMUpHV

sont celles effectivement perçues par les opérateurs, dont une partie provient de la fourniture aux clients bénéfi-

ciant du " tarif agent » mentionné supra. En conséquence, les recettes déclarées par les opérateurs doivent être

PMÓRUpHV GX ŃOLIIUH G·MIIMLUHV VXSSOpPHQPMLUH TXH les entreprises auraient perçues auprès de leurs clients béné-

ficiant du " tarif agent » si ces derniers étaient assujettis aux tarifs réglementés de vente.

Les trois sections suivantes détaillent le calcul du surcoût de production sur la base de ces deux éléments ² coûts

et recettes de production ² successivement pour EDF, EDM et EEWF.

1.1.1 Surcoûts de production supportés par EDF au titre de 2016

1.1.1.1 Coûts de production

Coûts de production déclarés par EDF

grands postes de coûts est présentée dans le Tableau 1.

ANNEXE 3 CORRIGEE

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7/39 Tableau 1 : Coûts de production déclarés par EDF dans les ZNI en 2016

GMQV OH ŃMGUH GH OM PURLVLqPH SOMVH GX SOMQ QMPLRQMO G·MOORŃMPLRQ GHV TXRPMV G·pPLVVLRQ GH JM] j HIIHP GH VHUUH

31$43 (G) V·HVP YX H[ŃOXH j ŃRPSPHU GH O·H[HUŃLŃH 2013 HP ÓXVTX·HQ 2020 des allocations gratuites des quo-

PMV G·pPLVVLRQV GH JM] j HIIHP GH VHUUH VXU PRXV VHV PR\HQV GH SURGXŃPLRQ POHUPLTXHV LQVXOMLUHVB (G) M GRQŃ G€

acquérir son déficit de quotas sur les marchés. En 2016 OH GpILŃLP GH TXRPMV G·pPLVVLRQ G·(G) V·pOHYMLP j HQYLUon

1,1 millions de tonnes. Pour la valorisation de ce volume, la CRE a retenu la moyenne des cotations observées sur

5,22 ½CPRQQH F22. Les coûts supportés par EDF au tiPUH GH O·MŃTXLVLPLRQ GHV TXRPMV YLHQQHQP MXJPHQPHU VHV ŃR€PV

de production.

Pour cHUPMLQHV MŃPLRQV GH 0G( pOLJLNOHV j O·RNPHQPLRQ GH F((10 EDF SEI MPPHQG OM JpQpUMPLRQ G·HQYLURQ

2 179 GWhCumac. Ce volume des certificats vient remplir la quote-part des obliJMPLRQV G·(G) JURXSH engendrées

SMU OHV ŃRQVRPPMPLRQV MX SpULPqPUH G·EDF SEI HP SHUPHP G·pYLPHU O·MŃOMP du même volume sur le marché. Pour

tenir compte de la valeur des CEE, les coûts commerciaux exposés ont été diminués de O·HVPLPMPLRQ GX ŃR€P pYLPp

G·MŃOat au marché du surplus de volume des CEE obtenu par rapport j O·RNOLJMPLRQ GX SpULPqPUH G·(G) 6(H. Pour

la valorisation de ce volume, la CRE a retenu le coût moyen mensuel pondéré de cession des certificats observé

ŃOMVVLTXHV HP j 482 ½C0JO12 pour les CEE portant sur des consommateurs précaires. Les recettes de la valorisa-

tion de surplus de CEE ainsi pYMOXpHV j 03 0½ RQP pPp GpGXLPes des coûts commerciaux exposés par EDF SEI.

DHV MQMO\VHV SOXV MSSURIRQGLHV G·pYMOXMPLRQ GH YMORULVMPLRQ GHV F(( SRXUURQt conduire à la révision de ce mon-

tant. Recettes de production non tarifaires à retrancher des coûts de production

Les coûts de production déclarés par EDF doivent être diminués de 3,5 0½ correspondants aux recettes non

tarifaires. La décomposition de ces recettes par grands postes, déclarée par EDF et contrôlée par les

commissaires aux comptes, est la suivante :

Corse - 1,8 0½ Prestation dépotage à EDF PEI13, ppQMOLPp G·XQ IRXUQLVVHXU de produits pétroliers

du fait du retard de livraison du combustible

Guadeloupe - 0,4 0½ Vente du matériel de la centrale de Jarry Nord en cours de déconstruction, TVA

fictive Martinique - 0,5 0½ Prestations et loyer immobilier à EDF PEI, TVA fictive, location terrain

Guyane - 0,05 0½ Divers

Réunion - 0,2 0½ Prestations informatiques à EDF PEI

Saint-Pierre

et Miquelon - 0D 0½ Pénalités de retard de construction de la centrale de Saint-Pierre Coûts exclus liés la gestion des moyens de production

IM F5( V·HVP MVVXUpH TXH OHV ŃR€PV G·H[SORLPMPLRQ GHV XQLPpV GH SURGXŃPLRQ GpŃOMUpV pPMLHQP NLHQ OLpV MX[ VHXOHV

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.

10 FHUPLILŃMPV G·pŃRQRPLHV G·pQHUJLH.

11 Pour la période du janvier à décembre 2016.

12 Pour la période du juillet à décembre 2016.

13 EDF Production Electrique Insulaire, filiale à 100 % du groupe EDF.

Achats de combustibles hors taxes47,736,356,964,72,08,71,7218,0 Personnel, charges externes et autres achats32,718,729,242,813,45,31,5143,6

Impôts et taxes12,613,97,722,614,40,10,171,3

Coûts de commercialisation7,910,711,24,913,30,10,048,1 Coûts d'acquisition des quotas de gaz à effet de serre1,60,62,01,50,10,20,05,8 Rémunération des capitaux42,516,014,832,717,27,30,3130,8 Frais de structure, de siège et prestations externes12,712,89,713,615,50,00,064,4

Coût total175,0123,0141,8196,585,224,83,9750,3

MartiniqueGuyaneRéunionSPMIles

bretonnes

Coûts fixes

2016Nature de coûts déclarésCorseGuadeloupe

Coûts variables

ANNEXE 3 CORRIGEE

13 juillet 2017

8/39

I·MQMO\VH PHQpH OHV MQQpHV SUpŃpGHQPHV VXU OM TXMOLPp GH ŃHPPH JHVPLRQ M pPp UHŃRQGXLPH VXU O·H[HUŃLŃH 2016.

I·MQMO\VH M SHUPLV GH PHPPUH HQ pYLGHQŃH GHV VXUŃR€PV GLUHŃPHPHQP LPputables à la sous-disponibilité relative de

certaines unités de production par rapport à des valeurs normatives de référence en Guyane. Ces surcoûts doi-

vent être exclus des coûts de production.

IM GLVSRQLNLOLPp GHV ŃHQPUMOHV GLHVHOV HQ *X\MQH V·pPMNOLP HQ PR\HQQH VXU O·MQQpH j 75,6 %. Ce faible taux de

GLVSRQLNLOLPp V·H[SOLTXH HQ SUHPLHU OLHX SMU GHV incidents fortuits observés sur la centrale de Dégrad des Cannes

et par la poursuite des opérations de reprise des fissures sur le bâti des moteurs. Au total, les coûts à exclure sont

évalués pour 2016 à 0,9 0½.

Des analyses plus poussées pourront être menées les années à venir.

Autres correctifs du coût de production

FR€PV OLpV j O·MSSOLŃMPLRQ GX PMULI MJHQP MX[ HIIHŃPLIV GH O·HQPLPp SURGXŃPLRQ

Les frais de SHUVRQQHO GpŃOMUpV SMU (G) GRLYHQP rPUH PMÓRUpV GH O·MYMQPMJH HQ QMPXUH TXH ŃRQVPLPXH O·MSSOLŃMPLRQ

HQ =1H GX © PMULI MJHQP ª MX[ HIIHŃPLIV GH O·HQPLPp SURGXŃPLRQ G·(G)B IH PRQPMQP ŃRUUHVSRQGMQP HVP pYMOXp SRXU

2016, à 3,3 0½.

La CRE a commencé à mener en 2015 des travaux visant à réexaminer les coûts retenus au titre de tarif agent.

Les conclusions de ces travaux pourraient conduire à revoir postérieurement le montant retenu au titre de 2015

et en 2016. Coûts de production retenus à la compensation

En considérant les coûts non retenus et les coûts supplémentaires décrits supra, la CRE retient un montant de

coûts de production supportés par EDF dans les ZNI en 2016 de 749,2 0½ (750,3 0½ - 3,5 0½ - 0,9 0½ Ą

3,3 0½B IM GpŃRPSRVLPLRQ SMU JUMQGV SRVPHV GH ŃR€PV HVP GRQQpH GMQV OH Tableau 2.

Tableau 2 : Coûts de production retenus par la CRE pour EDF dans les ZNI en 2016

(1) Coûts tenant compte des rectifications effectuées sur l'exercice 2015 - cf. annexe 4 relative aux reliquats

IHV ŃR€PV GH SURGXŃPLRQ G·(G) 6(H VRQP HQ NMLVVH HQPUH 2015 et 2016 (-8 B FHPPH NMLVVH V·H[SOLTXH

principalement par OM NMLVVH GHV ŃR€PV G·MŃOMP GHV ŃRPNXVPLNOHV OLpH j GHX[ IMŃPHXUV ŃXPXOpVB G·XQe part, elle

résulte de OM NMLVVH GHV ŃRXUV GHV PMPLqUHV SUHPLqUHV G·HQYLURQ -39 % sur le fioul lourd et -11 % sur le fioul léger

SMU UMSSRUP j O·MQQpH 201DB G·MXPUH part HOOH V·H[SOLTXH SMU OM GLPLQXPLRQ GH OM VROOLŃLPMPLRQ GH OM ŃHQPUMOH GX

Vazzio en Corse (en lien avec des températures en moyenne au-dessus des normales observées HP O·O\GUMXOLŃLPp

proche des maximums historiques) et par la mise j O·arrêt définitive de la centrale de Jarry Nord en Guadeloupe

UHPSOMŃpH SMU OM QRXYHOOH ŃHQPUMOH G·(G) 3(H courant 2015.

Les nouvelles centrales d·(G) 3(H TXL Ve substituent aux MQŃLHQQHV ŃHQPUMOHV G·(G) 6(H GH 3RUP-Ouest à la

Réunion, de Lucciana en Corse, de Bellefontaine en Martinique et de Jarry Nord en Guadeloupe sont désormais

pleinement opérationnelles. Les coûts en résultant, notamment la rémunération du capital, les achats de

combustibles et les MXPUHV IUMLV G·H[SORLPMPLRQ VRQP Lntégrés dans les coûts des contrats G·MŃOMP ŃIB section

A.2.3.1).

FRQŃHUQMQP OHV ŃR€PV G·H[SORLPMPLRQ G·(G) 6(H intégrés dans le poste de charges " personnel, charges externes et

autres achats », OM PLVH j O·MUUrP de ses PR\HQV GH SURGXŃPLRQ V·HVP MŃŃRPSMJQpe en 2016 par la suite du

PUMQVIHUP GX SHUVRQQHO G·(G) 6(H j (G) 3(H HP SMU OM NMLVVH GHs coûts liés aux achats de consommables et des

pièces de rechange. Cette baisse est palliée par les coûts liés aux travaux de mise en sécurité des sites, à la

dépollution des installations et à la préparation de leur déconstruction.

Les charges résultant de O·MŃTXLVLPLRQ GHV TXRPMV G·pPLVVLRQ GH JM] j HIIHP GH serre sont en diminution de (-34 %)

GXH j O·HIIHP ŃRQÓXJXp GH NMLVVH GX SUL[ GHV TXRPMV D22 ½CPRQQH F22 en 2016 contre 7,5 ½CPRQQH F22 en 2015)

et la moindre sollicitation de la centrale du Vazzio en Corse et de la mise j O·arrêt de la centrale de Jarry en Gua-

deloupe en fin 2015.

Par ailleurs, les coûts de production GH O·MQQpH 2016 sont marqués par la mise en service des trois nouveaux

moteurs de la centrale de Saint-Martin attachée au périmètre de Guadeloupe opérée et financée par EDF SEI.

en % Achats de combustibles hors taxes46,236,356,963,82,08,71,7215,6293,8-78,2-27% Personnel, charges externes et autres achats33,318,829,143,613,85,01,5145,2146,5-1,3-1% Impôts et taxes12,613,97,722,614,40,10,171,364,76,610% Coûts de commercialisation7,910,711,24,913,30,10,048,139,58,622% Coûts d'acquisition des quotas de gaz à effet de serre1,60,62,01,50,10,20,05,88,9-3,1-34% Rémunération des capitaux42,516,014,832,717,27,30,3130,8130,60,20% Frais de structure, de siège et prestations externes12,712,79,813,615,40,00,064,164,4-0,30% Coût total174,1123,1141,8196,485,524,53,9749,2817,9-68,7-8% Iles bretonnesNature de coûts retenusCorse

Coûts fixes

Rappel

2015 (1)Evolution Guadeloupe

Coûts variables

2016MartiniqueGuyaneRéunionSPM

ANNEXE 3 CORRIGEE

13 juillet 2017

9/39

Concernant les charges financières, elles restent quasiment stables du fait de la finalisation du programme

G·MPRUPLVVHPHQP GH OM ŃHQPUMOH GH -MUU\ HP GH OM PLVH HQ VHUYLŃH en 2015 de la nouvelle centrale à Saint-Pierre.

I·MXJPHQPMPLRQ GHV ŃR€PV GH ŃRPPHUŃLMOLVMPLRQ est liée principalement au renforcement du portefeuille des ac-

tions GH PMLPULVH GH OM GHPMQGH G·pOHŃPULŃLPp GMQV OHV =1H HP j OM OMXVVH GHV MLGHV ŃRPPHUŃLMOHV RŃPUR\pHV pour

certaines de ces actions.

1.1.1.2 Recettes de production

FOLIIUH G·MIIMLUHV

Le chiffre G·MIIMLUHV GpŃOMUp SMU (G) HQ 2016 dans les ZNI est de 910,2 0½B FH PRQPMQP HVP QHP GH OM UpPMQHQŃH

G·RŃPURL GH PHU HP QHP GH OM ŃRQPULNXPLRQ PMULIMLUH MŃOHPLQHPHQP F7$ LQVPMXUpH SMU OM ORL GX E MR€P 2004B FH

ŃOLIIUH G·MIIMLUHV HVP PMÓRUp GH OM SHUPH GH recettes due, à la tarification spéciale " produit de première

nécessité », celle-ci étant compensée par ailleurs (cf. section A.5.1).

Par ailleurs, ŃH PRQPMQP GRLP rPUH PMÓRUp GHV UHŃHPPHV VXSSOpPHQPMLUHV TX·(G) MXUMLP RNPHQXHV MXSUqV GHV ŃOLHQPV

bénéficiant du " tarif agent » si ces derniers étaient assujettis aux tarifs réglementés de vente (cf. section A.1.1).

En appliquant les tarifs réglementés de vente à la structure de consommation de la clientèle au " tarif agent » de

ŃOMTXH =1H RQ RNPLHQP OHV UHŃHPPHV TX·(G) MXUMLP POpRULTXHPHQP SHUoXHs en 2016 auprès de cette clientèle. En

ŃRPSMUMQP ŃHV UHŃHPPHV POpRULTXHV j ŃHOOHV HIIHŃPLYHPHQP RNPHQXHV SMU O·HQPUHSULVH RQ HQ GpGXLP OH VXSSOpPHQP

de recettes à considérer pour le calcul des recettes de production. Pour 2016, ce supplément est évalué à

9,2 0½B

$X ILQMO OH ŃOLIIUH G·MIIMLUHV 2016 à retenir au titre des recettes G·(G) issues des tarifs réglementés de vente

dans les ZNI est donc de 919,4 0½ (910,2 0½ Ą 9,2 0½B

Recettes de distribution

Pour 2016, EDF a déclaré pour les ZNI ² hors îles bretonnes ² un montant de recettes de distribution de

346,5 0½ HQ OMXVVH GH 3 % par rapport à celui déclaré au titre de 2015 (336,0 0½B

La CRE a procédé au calcul des recettes de distribution en appliquant le TURPE à la structure de clientèle de

chaque ]RQH MILQ GH ŃRQPU{OHU OM ŃROpUHQŃH GHV PRQPMQPV GpŃOMUpV SMU (G)B IHV UpVXOPMPV Q·RQP SMV SHUPLV GH

PHPPUH HQ pYLGHQŃH G·HUUHXU PMQLIHVPH GMQV OM GpŃOMUMPLRQ GH O·RSpUMPHXU OLVPRULTXHB

La CRE retient les recettes de distribution déclarées par EDF. Pour 2016, ces recettes augmentées des recettes

de distribution calculées pour les îles bretonnes en appliquant le prix moyen de la part distribution dans les tarifs

Recettes de gestion de la clientèle

IHV UHŃHPPHV GH JHVPLRQ GH OM ŃOLHQPqOH SHUoXHV SMU (G) GMQV OHV =1H SHXYHQP V·pPMNOLU j SMUPLU GH ŃHOOHV SHUoXHV

par le gestionnaire de réseaux en application du TURPE, en tenant compte de la règle de répartition14 fixée entre

OH IRXUQLVVHXU HP OH JHVPLRQQMLUH GH UpVHMX[ GMQV OH ŃMGUH GH O·pPMNOLVVHPHQP GH ŃH PMULIB

$XŃXQ ŃOLHQP Q·M\MQP H[HUŃp VRQ pOLJLNLOLPp GMQV OHV =1H OM ŃRPSRVMQPH MQQXHOOH GH JHVPLRQ SUpYXH GMQV OH PMULI

G·MŃOHPLQHPHQP HP VHUYMQP GH UpIpUHQŃH j O·pPMNOLVVHPHQP GHV UHŃHPPHV GH JHVPLRQ ŃOLHQPqOH GX JHVPLRQQMLUH GH

UpVHMX[ HVP ŃHOOH GHV ŃOLHQPV QH GLVSRVMQP SMV G·XQ ŃRQPUMP G·MŃŃqV MX UpVHMX GLVPLQŃP GH OHXU ŃRQPUMP GH IRXUQL

ture. Elle se présente comme suit :

Du 1er janvier 2016 au

1er août 2016 A partir du 1er août 2016

%7 " 36 N9$ 8E ½CŃOLHQPCMQ E0 ½CŃOLHQPCMQ BT > 36 kVA DD4 ½CŃOLHQPCMQ D60 ½CŃOLHQPCMQ

HTA 6E1 ½CŃOLHQPCMQ 6E8 ½CŃOLHQPCMQ

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, en tant que gestionnaire de réseau, dans

14 Répartition des coûts de gestion de la clientèle " fournisseur 80 % / gestionnaire de réseaux 20 % ».

ANNEXE 3 CORRIGEE

13 juillet 2017

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Recettes de production retenues

le Tableau 3. Tableau 3 : Recettes de production constatées pour EDF dans les ZNI en 2016

(1) Le ŃOLIIUH G·MIIMLUHV LQGLTXp ŃRUUHVSRQG MX ŃOLIIUH G·MIIMLUHV PRPMO LVVX GH OM YHQPH G·pOHŃPULŃLPp MX[ PMULIV réglementés (y

ŃRPSULV MX[ MJHQPV ORUV PM[H ORUV UpPMQHQŃH GH O·RŃPURL GH PHU HP ORUV F7$B

(2) OHV UHŃHPPHV NUXPHV GH SURGXŃPLRQ V·RNPLHQQHQP HQ PLQRUMQP OHV UHŃHPPHV PRPMOHV GHV UHŃHPPHV UpVHMX HP GH OM SMUP GHV

UHŃHPPHV GH JHVPLRQ GH OM ŃOLHQPqOH MIIHŃPpH j O·MŃPLYLPp GH IRXUQLPXUH OHV UHŃHPPHV NUXPHV GH SURGXŃPLRQ LQŃOXHQP OHV UHŃHPtes 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

ŃMGUH GHV ŃRQPUMPV G·MŃOMP PUMLPpV j OM VHŃPLRQ A.2.3, 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 éYMOXHU OHV VXUŃR€PV GXV MX[ ŃRQPUMPV G·MŃOMP HQ =1H cf. section

A.2.3.2).

1.1.1.3 Surcoûts de production

IHV ŃR€PV HP OHV UHŃHPPHV GH SURGXŃPLRQ UHPHQXV SMU OM F5( SRXU (G) 6(H V·pOHYMQP UHVSHŃPLYHPHQP à 749,2 0½ HP

217,2 0½ OH PRQPMQP GpILQLPLI GHV VXUŃR€PV GH SURGXŃPLRQ ŃRQVPMPpV GMQV OHV =1H SRXU (G) MX PLPUH GH O·MQQpH

décomposition par zone est présentée dans le Tableau 4. Tableau 4 6XUŃR€PV GH SURGXŃPLRQ G·(G) GMQV OHV =1H HQ 2016

(1) Coûts et recettes tenant compte des rectifications effectuées sur l'exercice 2015 - cf. annexe 4 relative aux reliquats

1.1.2 Surcoûts de production supportés par EDM au titre de 2016

1.1.2.1 Coûts de production

Coûts de production déclarés par EDM

103,6 0½B IM GpŃRPSRVLPLRQ SMU JUMQGV SRVPHV GH ŃR€PV HVP SUpVHQPpH GMQV OH Tableau 5.

Tableau 5 : Coûts de production déclarés par EDM en 2016 Chiffre d'affaires issu de la fourniture d'électricité(1)194,9197,3154,580,4286,64,80,9919,4 Recettes réseau81,074,656,528,1104,71,60,4346,8 Recettes gestion de la clientèle9,99,88,12,915,90,10,146,9 Recettes brutes de production(2)104,1112,989,949,4166,03,00,5525,7 Part des recettes à considérer(3)39,214,030,439,826,83,00,5153,8 Recettes de production totales(4)54,630,039,846,742,33,30,5217,2 Part production du tarif de vente(5)54,9061,6363,0560,9762,3669,6645,37--- bretonnes2016

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