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JORF n°0013 du 15 janvier 2012

1.1.2. Coûts de production retenus dans les ZNI

Les coûts de production prévisionnels (incluant la fourniture des pertes et des services systèmes) s'élèvent à 1 137,8 M€, répartis comme suit :

Tableau 1.1 : coûts de production prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

Les coûts de production prévisionnels pour 2012 dans les ZNI sont en hausse par rapport à 2010 (+ 132,2 M€).
Les achats de combustibles constituent le principal poste de dépenses. La hausse importante des prix des combustibles en 2011 a entraîné une augmentation du coût de la couverture par rapport aux exercices antérieurs.
Le remboursement important de plusieurs années de la taxe intérieure sur les produits pétroliers en 2010 versée au centre d'EDF en Corse explique la hausse du poste impôts et taxes.
Le portefeuille d'offres relatives à la maîtrise de la demande d'électricité dans l'ensemble des ZNI se stabilise. Dans le même temps, la commercialisation de ces offres s'accroît, ce qui génère des coûts commerciaux supplémentaires.
La valorisation prévisionnelle des quotas d'émission de CO2 acquis par EDF sur le marché est réalisée à partir de la moyenne des prix à terme 2012 évalués entre le 1er janvier 2011 et le 9 mai 2011 inclus, sur le marché boursier BlueNext (16,48 €/tCO2 sur cette période).
Les charges financières sont en hausse, en raison de nouveaux investissements de production, notamment en Corse et à Saint-Barthélemy.

1.2. Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI

Les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2012 sont établies à partir du chiffre d'affaires prévisionnel issu du tarif de vente réglementé en vigueur (corrigé des recettes imputables au « tarif agent »), sans tenir compte de la tarification spéciale « produit de première nécessité », les charges liées à celle-ci étant prises en compte par ailleurs (cf. paragraphe A.3). Elles sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires les recettes de distribution issues du tarif national d'utilisation des réseaux (qui tiennent compte du nouveau tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité qui est entré en vigueur le 1er août 2010) ainsi que les recettes relatives à la gestion de la clientèle, puis en ajoutant les recettes liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts de production dus à leur fourniture devant être compensés).
Les principales évolutions et hypothèses retenues pour le calcul des recettes sont les suivantes :
― hausse moyenne de la consommation de 5,9 % entre 2010 et 2012, la hausse dans chaque ZNI étant uniformément répartie sur l'ensemble des catégories tarifaires ;
― taux de pertes moyen quasi constant entre 2010 et 2012, passant de 10,8 % à 10,7 % ;
― recettes réseau en augmentation suivant le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité entré en vigueur le 1er août 2010 ;
― prise en compte du mouvement tarifaire national intervenu le 28 juin 2011 (en moyenne, + 1,7 % sur les tarifs bleus, + 3,2 % pour les tarifs jaunes et + 3,2 % sur les tarifs verts).
Sur ces bases, les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2012 s'élèvent à 314,5 M€, réparties comme suit :

Tableau 1.2 : recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

(1) Le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total déclaré par EDF (y compris les ventes aux agents), hors taxe, hors CTA (contribution tarifaire acheminement), hors rémanence de l'octroi de mer.
(2) Les recettes brutes de production s'obtiennent en minorant les recettes totales des recettes réseau et de la part des recettes de gestion de la clientèle affectée à l'activité de fourniture (les recettes brutes de production incluent les recettes 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 cadre des contrats d'achat, traités au chapitre 2, ou ne donnant pas droit à compensation (liaison Corse-Italie).
(4) Incluant les recettes correspondant aux services systèmes et aux pertes.
(5) La part production du tarif de vente est utilisée pour évaluer les surcoûts dus aux contrats d'achat en ZNI.

1.3. Surcoûts de production prévisionnels supportés par EDF dans les ZNI

Les coûts de production prévisionnels retenus par la CRE et la part production dans les recettes prévisionnelles d'EDF s'élevant respectivement à 1 137,8 M€ et 314,5 M€, le montant des surcoûts de production prévisionnels au titre de 2012 dans les ZNI est égal à 823,3 M€.

  1. Surcoûts dus aux contrats d'achat
    2.1. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts d'achat prévisionnels supportés par EDF en 2012 sont dus aux contrats d'achat suivants :
― les contrats relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code l'énergie) ;
― les contrats issus des appels d'offres (article l. 311-10 du code précité) ;
― les contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-27 du code précité) ;
― les contrats conclus dans les ZNI avec des producteurs indépendants en dehors du cadre des articles L. 314-1, L. 311-10 et L. 121-27 du code précité (V de l'article 4 du décret du 28 janvier 2004) ;
― les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables » (article 48 de la loi du 10 février 2000, abrogé par l'ordonnance du 4 juin 2011 et non repris dans le code de l'énergie).
En application du 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie, le montant des surcoûts est égal à la différence entre le prix d'acquisition de l'électricité payé en exécution des contrats en cause et :
― en métropole continentale, « les coûts évités à EDF, (...) calculés par référence aux prix de marché de l'électricité » ;
― =dans les ZNI, le prix de cette électricité calculé comme « la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité » (soit sur la même base que pour les surcoûts de production établis au chapitre précédent).

2.2. Coûts dus aux contrats d'achat
2.2.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels (hors ZNI)

La prévision des quantités achetées en 2012 est établie à partir des montants retenus au titre de 2010 et des évolutions prévues en 2012, fournies et justifiées par EDF.
L'évaluation prévisionnelle des tarifs d'achat se fonde sur les hypothèses suivantes :
― pour la cogénération :
― pour tous les contrats, aussi bien antérieurs que postérieurs au 11 février 2000, rémunération du gaz plafonnée à 92,5 % du prix de référence à considérer au titre des coûts d'approvisionnement en gaz d'un cycle combiné de 650 MW au tarif STS en vigueur ;
― tarif STS, incluant la TICGN, résultant de l'application de la formule de GDF Suez ;
― nombre d'installations fonctionnant en mode « dispatchable » tenant compte des installations ayant quitté ce mode de fonctionnement et durée de fonctionnement moyenne de 237 heures ;
― pour les installations n'optant pas pour le mode « dispatchable », durée de fonctionnement moyenne équivalente à 3 443 heures (correspondant à une disponibilité de 95 %) et prise en compte des contrats arrivant à échéance ainsi que des dispositions de l'arrêté du 14 décembre 2006 qui permet, sous réserve de travaux de rénovation, de bénéficier des tarifs d'obligation d'achat définis à l'annexe 1 de l'arrêté du 31 juillet 2001 ou des dispositions correspondantes.
― indexation de 2,5 % par an par rapport aux tarifs de 2010.
Pour la cogénération n'optant pas pour le mode « dispatchable », la CRE retient, pour 2012, un tarif d'achat prévisionnel de 130,5 €/MWh pour les contrats C97 (9), de 139,5 €/MWh pour les contrats C995 et de 131,0 €/MWh pour les contrats C015. Ces tarifs sont établis sur la base du tarif effectivement constaté en 2010 (respectivement 112,0 €/MWh, 119,4 €/MWh et 116,3 €/MWh) et des hypothèses exposées ci-dessus.
Pour les installations de type diesels « dispatchables », la CRE a retenu les hypothèses prises par EDF sur la durée de fonctionnement (1,7 GWh sur les deux premiers mois de l'année et 2,3 GWh sur la période octobre-décembre). Le prix d'achat variable a été évalué à 222 €/MWh, en nette augmentation par rapport aux valeurs constatées en 2010 (+ 40,4 %) sous l'effet d'une augmentation du prix des produits pétroliers dont le coût représente une part prépondérante du prix variable de ces installations.
Pour l'hydraulique, la CRE retient, pour chaque type de contrat, le tarif moyen constaté sur 2010 indexé ainsi qu'une durée de fonctionnement normative, supérieure à celle observée en moyenne en 2010.
Pour la filière éolienne, la CRE retient pour 2012 :
― pour les contrats E01 (10) et EOLE 2005 (6), des puissances installées respectivement de 1 026 MW et de 33 MW sans évolution ultérieure ;
― aucune évolution pour les contrats E06 par rapport à la puissance actuelle de 1 460 MW ;
― le développement de nouvelles installations dans le cadre du contrat E08 introduit à la suite de l'arrêté du 17 novembre 2008 complété par l'arrêté du 23 décembre 2008. La CRE retient un flux de mises en service d'environ 96 MW par mois, soit une puissance estimée à fin 2012 de 5 395 MW ;
― l'hypothèse d'EDF concernant durée moyenne de production, soit 2 094 heures ;
― aucune évolution du parc bénéficiant d'un contrat conclu à la suite de l'appel d'offres de 2004 (52 MW) ;
― pour les installations existantes, les tarifs moyens constatés sur 2010 indexés de 2 % par an ;
― le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 87,1 €/MWh.
Pour les centrales d'incinération, la CRE a considéré un accroissement du parc de 19 MW au cours de l'année 2012. La durée de fonctionnement est celle observée en 2010. Le tarif moyen d'achat retenu pour 2012 est de 55,2 €/MWh.
Pour la filière biogaz, la CRE prend en compte, pour 2012, la mise en service de 42 MW aux conditions d'achat arrêtées le 19 mai 2011. De plus, les deux derniers contrats issus de l'appel d'offres de 1998 arrivent à échéance au cours de l'année 2011 (― 7,8 MW).
Pour la filière biomasse, la CRE considère que 23 MW seront mis en service d'ici 2012 par les candidats retenus à l'issue de l'appel d'offres de 2006. L'appel d'offres de 2009 ainsi que les arrêtés tarifaires du 28 décembre 2009 et du 27 janvier 2011 n'auront pas d'effet avant l'année 2013 compte tenu des délais de réalisation et de mise en service des installations estimés à 3 ans. La puissance installée pour cette filière devrait atteindre 191 MW à la fin 2012.
La puissance des installations photovoltaïques raccordées au réseau d'ERDF et de RTE devrait atteindre 3,1 GW fin 2012 (contre 810 MW environ fin 2010 et 2 140 MW prévus d'être installés fin 2011). Cette puissance résulte de la résorption de la file d'attente des projets non suspendus par le décret du2 décembre 2010 et de la mise en service de nouvelles installations bénéficiant des conditions tarifaires de l'arrêté du 4 mars 2011. Sur les 3,1 GW, plus de 1,2 GW devrait bénéficier des conditions de l'arrêté du10 juillet 2006, 0,8 GW des conditions de l'arrêté du 12 janvier 2010, 650 MW des conditions de l'arrêté du 31 août 2010 et 330 MW de celles de l'arrêté du 4 mars 2011.

(9) Contrats de cogénération : les contrats de type C97 et C99 sont des contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000. Les contrats C01 sont des contrats relevant de l'obligation d'achat. (10) Contrats éoliens : les contrats de type E01, E06 et E08 relèvent de l'obligation d'achat. Les contrats de type EOLE 2005 ont été conclus à l'issue d'un appel d'offres lancé par EDF.

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1.1.2. Coûts de production retenus dans les ZNI

Les coûts de production prévisionnels (incluant la fourniture des pertes et des services systèmes) s'élèvent à 1 137,8 M€, répartis comme suit :

Tableau 1.1 : coûts de production prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le

JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

Les coûts de production prévisionnels pour 2012 dans les ZNI sont en hausse par rapport à 2010 (+ 132,2 M€).

Les achats de combustibles constituent le principal poste de dépenses. La hausse importante des prix des combustibles en 2011 a entraîné une augmentation du coût de la couverture par rapport aux exercices antérieurs.

Le remboursement important de plusieurs années de la taxe intérieure sur les produits pétroliers en 2010 versée au centre d'EDF en Corse explique la hausse du poste impôts et taxes.

Le portefeuille d'offres relatives à la maîtrise de la demande d'électricité dans l'ensemble des ZNI se stabilise. Dans le même temps, la commercialisation de ces offres s'accroît, ce qui génère des coûts commerciaux supplémentaires.

La valorisation prévisionnelle des quotas d'émission de CO2 acquis par EDF sur le marché est réalisée à partir de la moyenne des prix à terme 2012 évalués entre le 1er janvier 2011 et le 9 mai 2011 inclus, sur le marché boursier BlueNext (16,48 €/tCO2 sur cette période).

Les charges financières sont en hausse, en raison de nouveaux investissements de production, notamment en Corse et à Saint-Barthélemy.

1.2. Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI

Les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2012 sont établies à partir du chiffre d'affaires prévisionnel issu du tarif de vente réglementé en vigueur (corrigé des recettes imputables au « tarif agent »), sans tenir compte de la tarification spéciale « produit de première nécessité », les charges liées à celle-ci étant prises en compte par ailleurs (cf. paragraphe A.3). Elles sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires les recettes de distribution issues du tarif national d'utilisation des réseaux (qui tiennent compte du nouveau tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité qui est entré en vigueur le 1er août 2010) ainsi que les recettes relatives à la gestion de la clientèle, puis en ajoutant les recettes liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts de production dus à leur fourniture devant être compensés).

Les principales évolutions et hypothèses retenues pour le calcul des recettes sont les suivantes :

― hausse moyenne de la consommation de 5,9 % entre 2010 et 2012, la hausse dans chaque ZNI étant uniformément répartie sur l'ensemble des catégories tarifaires ;

― taux de pertes moyen quasi constant entre 2010 et 2012, passant de 10,8 % à 10,7 % ;

― recettes réseau en augmentation suivant le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité entré en vigueur le 1er août 2010 ;

― prise en compte du mouvement tarifaire national intervenu le 28 juin 2011 (en moyenne, + 1,7 % sur les tarifs bleus, + 3,2 % pour les tarifs jaunes et + 3,2 % sur les tarifs verts).

Sur ces bases, les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2012 s'élèvent à 314,5 M€, réparties comme suit :

Tableau 1.2 : recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le

JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

(1) Le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total déclaré par EDF (y compris les ventes aux agents), hors taxe, hors CTA (contribution tarifaire acheminement), hors rémanence de l'octroi de mer.

(2) Les recettes brutes de production s'obtiennent en minorant les recettes totales des recettes réseau et de la part des recettes de gestion de la clientèle affectée à l'activité de fourniture (les recettes brutes de production incluent les recettes 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 cadre des contrats d'achat, traités au chapitre 2, ou ne donnant pas droit à compensation (liaison Corse-Italie).

(4) Incluant les recettes correspondant aux services systèmes et aux pertes.

(5) La part production du tarif de vente est utilisée pour évaluer les surcoûts dus aux contrats d'achat en ZNI.

1.3. Surcoûts de production prévisionnels supportés par EDF dans les ZNI

Les coûts de production prévisionnels retenus par la CRE et la part production dans les recettes prévisionnelles d'EDF s'élevant respectivement à 1 137,8 M€ et 314,5 M€, le montant des surcoûts de production prévisionnels au titre de 2012 dans les ZNI est égal à 823,3 M€.

2. Surcoûts dus aux contrats d'achat

2.1. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts d'achat prévisionnels supportés par EDF en 2012 sont dus aux contrats d'achat suivants :

― les contrats relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code l'énergie) ;

― les contrats issus des appels d'offres (article l. 311-10 du code précité) ;

― les contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-27 du code précité) ;

― les contrats conclus dans les ZNI avec des producteurs indépendants en dehors du cadre des articles L. 314-1, L. 311-10 et L. 121-27 du code précité (V de l'article 4 du décret du 28 janvier 2004) ;

― les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables » (article 48 de la loi du 10 février 2000, abrogé par l'ordonnance du 4 juin 2011 et non repris dans le code de l'énergie).

En application du 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie, le montant des surcoûts est égal à la différence entre le prix d'acquisition de l'électricité payé en exécution des contrats en cause et :

― en métropole continentale, « les coûts évités à EDF, (...) calculés par référence aux prix de marché de l'électricité » ;

― =dans les ZNI, le prix de cette électricité calculé comme « la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité » (soit sur la même base que pour les surcoûts de production établis au chapitre précédent).

2.2. Coûts dus aux contrats d'achat

2.2.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels (hors ZNI)

La prévision des quantités achetées en 2012 est établie à partir des montants retenus au titre de 2010 et des évolutions prévues en 2012, fournies et justifiées par EDF.

L'évaluation prévisionnelle des tarifs d'achat se fonde sur les hypothèses suivantes :

― pour la cogénération :

― pour tous les contrats, aussi bien antérieurs que postérieurs au 11 février 2000, rémunération du gaz plafonnée à 92,5 % du prix de référence à considérer au titre des coûts d'approvisionnement en gaz d'un cycle combiné de 650 MW au tarif STS en vigueur ;

― tarif STS, incluant la TICGN, résultant de l'application de la formule de GDF Suez ;

― nombre d'installations fonctionnant en mode « dispatchable » tenant compte des installations ayant quitté ce mode de fonctionnement et durée de fonctionnement moyenne de 237 heures ;

― pour les installations n'optant pas pour le mode « dispatchable », durée de fonctionnement moyenne équivalente à 3 443 heures (correspondant à une disponibilité de 95 %) et prise en compte des contrats arrivant à échéance ainsi que des dispositions de l'arrêté du 14 décembre 2006 qui permet, sous réserve de travaux de rénovation, de bénéficier des tarifs d'obligation d'achat définis à l'annexe 1 de l'arrêté du 31 juillet 2001 ou des dispositions correspondantes.

― indexation de 2,5 % par an par rapport aux tarifs de 2010.

Pour la cogénération n'optant pas pour le mode « dispatchable », la CRE retient, pour 2012, un tarif d'achat prévisionnel de 130,5 €/MWh pour les contrats C97 (9), de 139,5 €/MWh pour les contrats C995 et de 131,0 €/MWh pour les contrats C015. Ces tarifs sont établis sur la base du tarif effectivement constaté en 2010 (respectivement 112,0 €/MWh, 119,4 €/MWh et 116,3 €/MWh) et des hypothèses exposées ci-dessus.

Pour les installations de type diesels « dispatchables », la CRE a retenu les hypothèses prises par EDF sur la durée de fonctionnement (1,7 GWh sur les deux premiers mois de l'année et 2,3 GWh sur la période octobre-décembre). Le prix d'achat variable a été évalué à 222 €/MWh, en nette augmentation par rapport aux valeurs constatées en 2010 (+ 40,4 %) sous l'effet d'une augmentation du prix des produits pétroliers dont le coût représente une part prépondérante du prix variable de ces installations.

Pour l'hydraulique, la CRE retient, pour chaque type de contrat, le tarif moyen constaté sur 2010 indexé ainsi qu'une durée de fonctionnement normative, supérieure à celle observée en moyenne en 2010.

Pour la filière éolienne, la CRE retient pour 2012 :

― pour les contrats E01 (10) et EOLE 2005 (6), des puissances installées respectivement de 1 026 MW et de 33 MW sans évolution ultérieure ;

― aucune évolution pour les contrats E06 par rapport à la puissance actuelle de 1 460 MW ;

― le développement de nouvelles installations dans le cadre du contrat E08 introduit à la suite de l'arrêté du 17 novembre 2008 complété par l'arrêté du 23 décembre 2008. La CRE retient un flux de mises en service d'environ 96 MW par mois, soit une puissance estimée à fin 2012 de 5 395 MW ;

― l'hypothèse d'EDF concernant durée moyenne de production, soit 2 094 heures ;

― aucune évolution du parc bénéficiant d'un contrat conclu à la suite de l'appel d'offres de 2004 (52 MW) ;

― pour les installations existantes, les tarifs moyens constatés sur 2010 indexés de 2 % par an ;

― le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 87,1 €/MWh.

Pour les centrales d'incinération, la CRE a considéré un accroissement du parc de 19 MW au cours de l'année 2012. La durée de fonctionnement est celle observée en 2010. Le tarif moyen d'achat retenu pour 2012 est de 55,2 €/MWh.

Pour la filière biogaz, la CRE prend en compte, pour 2012, la mise en service de 42 MW aux conditions d'achat arrêtées le 19 mai 2011. De plus, les deux derniers contrats issus de l'appel d'offres de 1998 arrivent à échéance au cours de l'année 2011 (― 7,8 MW).

Pour la filière biomasse, la CRE considère que 23 MW seront mis en service d'ici 2012 par les candidats retenus à l'issue de l'appel d'offres de 2006. L'appel d'offres de 2009 ainsi que les arrêtés tarifaires du 28 décembre 2009 et du 27 janvier 2011 n'auront pas d'effet avant l'année 2013 compte tenu des délais de réalisation et de mise en service des installations estimés à 3 ans. La puissance installée pour cette filière devrait atteindre 191 MW à la fin 2012.

La puissance des installations photovoltaïques raccordées au réseau d'ERDF et de RTE devrait atteindre 3,1 GW fin 2012 (contre 810 MW environ fin 2010 et 2 140 MW prévus d'être installés fin 2011). Cette puissance résulte de la résorption de la file d'attente des projets non suspendus par le décret du2 décembre 2010 et de la mise en service de nouvelles installations bénéficiant des conditions tarifaires de l'arrêté du 4 mars 2011. Sur les 3,1 GW, plus de 1,2 GW devrait bénéficier des conditions de l'arrêté du10 juillet 2006, 0,8 GW des conditions de l'arrêté du 12 janvier 2010, 650 MW des conditions de l'arrêté du 31 août 2010 et 330 MW de celles de l'arrêté du 4 mars 2011.

(9) Contrats de cogénération : les contrats de type C97 et C99 sont des contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000. Les contrats C01 sont des contrats relevant de l'obligation d'achat. (10) Contrats éoliens : les contrats de type E01, E06 et E08 relèvent de l'obligation d'achat. Les contrats de type EOLE 2005 ont été conclus à l'issue d'un appel d'offres lancé par EDF.