2.1.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus dans les ZNI

La CRE a retenu, au titre des contrats d'achat en ZNI, l'intégralité des quantités d'électricité et coûts d'achat transmis par EDF, à l'exception du contrat relatif à la liaison à courant continu Sardaigne-Corse-Italie (SACOI), l'énergie transitant sur cette liaison étant produite par EDF à partir de son propre parc de production continental. Les données dont la CRE dispose ne permettent pas d'établir que cette liaison induit un surcoût pour EDF en 2011.

Par ailleurs, pour 2012, EDF fait état d'un alourdissement du coût de revient de l'électricité soutirée sur la liaison SACOI du fait de l'augmentation des coûts liés au mécanisme d'allocation de capacités à la frontière et de l'introduction d'une nouvelle obligation de fourniture de certificats verts imposée par l'Italie depuis le 1er janvier 2012.

Le coût de revient est égal à la somme du coût comptable de production du ruban par le parc en métropole, du coût de la capacité et du coût lié aux certificats verts. Si un écart est constaté entre ce coût de revient et la part production dans les tarifs, il pourra être compensé.

Compte tenu de ce qui précède, les montants définitifs retenus au titre des contrats d'achat 2011 en ZNI sont ceux repris dans le tableau 2.6.

Tableau 2.6. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE dans les ZNI pour 2011

Vous pouvez consulter le tableau dans le

JOn° 11 du 13/01/2013 texte numéro 25

L'augmentation des montants achetés dans les ZNI par rapport à 2010 résulte de plusieurs facteurs :

― la nouvelle unité de production Caraïbes Energie a été mise en service en décembre 2010 en Guadeloupe. Par ailleurs, l'année 2010 a été marquée par des arrêts prolongés. Ces deux effets, renforcés par la hausse des cours du charbon, ont généré 50,3 M€ de coûts d'achat supplémentaires pour les centrales bagasse-charbon de Guadeloupe et de La Réunion ;

― la croissance des cours du pétrole en 2011 a induit une augmentation des coûts de combustibles pour les installations fonctionnant au fioul (en Guadeloupe, en Martinique et en Guyane) ;

― le retour au fonctionnement des centrales Bouillante 1 et Bouillante 2 après les perturbations importantes de la production en 2010 ;

― l'hydraulicité très faible en Corse et à La Réunion, qui a été compensée par un recours plus important aux centrales thermiques ;

― le très fort développement de la production d'électricité issue d'installations photovoltaïques. Entre 2010 et 2011, les volumes déclarés ont progressé de 120 % et le coût d'achat de 128 %, ce qui a généré 63,4 M€ de coûts d'achat supplémentaires. Cette filière ENR est de loin la plus coûteuse en €/MWh produit.

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

Le contrôle des installations de cogénération, biomasse et biogaz effectué par EDF permet de vérifier leur efficacité énergétique et la correcte application de la rémunération complémentaire facturée par le producteur. Le coût de ce contrôle est compensé, car il est un élément de détermination du coût d'achat pour les installations de cogénération.

Les contrôles effectués au titre de l'année 2011 représentent 140,8 k€.

2.2. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat

2.2.1. Coût évité par les contrats d'achat hors ZNI

2.2.1.1. Cas général.

Le 1° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie dispose que les coûts évités à EDF par les contrats d'achat en métropole continentale sont évalués « par référence aux prix de marché de l'électricité ».

Conformément à la délibération de la CRE du 25 juin 2009, le coût évité à EDF distingue le coût évité par la production quasi certaine et celui évité par la production dite aléatoire. Ce dernier est calculé en fonction des prix de marché quotidiens de l'électricité. Le coût évité par la production quasi certaine est calculé en fonction de prix de marché à terme. La production quasi certaine est composée, d'une part, d'un ruban de base, produit et acheté toute l'année, et, d'autre part, de trois blocs supplémentaires, correspondant au surplus de production hivernaux du premier trimestre et des mois de novembre et décembre (4).

2011 est la deuxième année où cette méthode de calcul est appliquée pour la régularisation des charges. Il s'agit encore d'une année transitoire, où la nouvelle méthode n'est que partiellement appliquée. La période transitoire prendra fin lors de l'évaluation des charges constatées au titre de 2012.

Le coût évité obtenu s'élève pour l'année 2011 à 1 780,8 M€ (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »). Il est en hausse de 11 % par rapport à 2010 (1 604,2 M€).

En théorie, il faudrait soustraire du coût évité le coût des écarts supportés par EDF du fait de l'imprévisibilité d'une partie de la production sous obligation d'achat. Ces écarts, négligeables les années antérieures par rapport aux écarts liés à la consommation, commencent à devenir plus importants. La CRE, en collaboration avec EDF, étudiera la mise en place d'un mécanisme d'évaluation des coûts liés à ces écarts en vue de leur compensation. Aucune décote liée à cette imprévisibilité n'est prise en compte pour l'année 2011.

Coût évité par la production quasi certaine :

La puissance quasi certaine retenue pour l'année 2011 est indiquée dans le tableau 2.7.

(4) Voir délibération du 25 juin 2009 pour une explication détaillée du mécanisme.