Prévisions :
Compte tenu de ce qui précède, les quantités et les coûts d'achat prévisionnels pour 2014 évalués par la CRE en métropole continentale sont indiqués dans le tableau 1.3.

Tableau 1.3. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels pour 2014 (hors ZNI)

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Le montant des achats de l'électricité produite par les installations de cogénération est en nette diminution, principalement à cause de la diminution de la taille du parc et du non-renouvellement de l'obligation d'achat pour les installations de plus de 12 MW.
La diminution des quantités achetées à la filière hydraulique s'explique par la forte baisse du parc hydraulique à fin 2012, en raison de l'arrivée à terme de nombreux contrats H97. L'augmentation du coût d'achat unitaire est due aux installations rénovées qui bénéficient d'un nouveau contrat d'achat à des conditions tarifaires souvent plus avantageuses que celles en vigueur avant leur rénovation.
La filière éolienne poursuit son développement avec une production estimée à 17,4 TWh, soit une augmentation de 22 % par rapport à 2012. Le coût d'achat unitaire augmente avec l'inflation.
Les filières biomasse et biogaz se développement également significativement :
― biomasse : la croissance de cette filière passe par des mises en service d'installations issues d'appels d'offres et par quelques installations bénéficiant de l'arrêté tarifaire de 2011 ;
― biogaz : les volumes et les coûts d'achat unitaires devraient croître sensiblement sous l'effet de l'arrêté tarifaire publié en novembre 2011.
Les volumes d'énergie de la filière photovoltaïque augmentent de 50 % par rapport à 2012, sous l'effet du développement du parc. Cette croissance soutenue du parc conduit à une hausse des volumes d'énergie, mais surtout du coût d'achat en 2014. Le photovoltaïque représentera 42 % du coût de l'obligation d'achat en métropole, pour 14 % de l'énergie produite.

2.2.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels dans les ZNI

Les quantités et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI pour l'année 2014 sont présentés dans le tableau 1.4.

Tableau 1.4. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2014

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Les volumes d'achat prévus en 2014 sont en hausse de 48,5 % par rapport aux volumes achetés en 2012 et les coûts d'achat correspondant croissent de 91,7 % du fait du remplacement des centrales d'EDF par des installations exploitées par EDF PEI (+ 1 899,5 GWh achetés, + 597,6 M€ de coût d'achat).
Plus d'un tiers de l'électricité achetée provient de centrales thermiques et de groupes de secours (38 % du total des achats).
Les installations fonctionnant à la bagasse et au charbon constituent la deuxième source d'approvisionnement (36 % des volumes achetés). La légère augmentation du coût d'achat (+ 12,7 M€) est liée essentiellement à l'augmentation du volume d'achat des quotas de CO2 en absence de quotas gratuits.
La filière photovoltaïque poursuit son développement, avec une multiplication par 1,3 de la production et des coûts d'achat. L'électricité photovoltaïque représente le troisième poste de charges.

2.2.3. Coût du contrôle des installations de cogénération

Le contrôle des installations de cogénération 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.
Pour 2014, le montant de ce contrôle est identique à celui constaté en 2012, soit 0,1 M€.

2.3. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat
2.3.1. Coût évité par les contrats d'achat hors ZNI
2.3.1.1. 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 ».
Dans sa délibération du 25 juin 2009, la CRE a fixé de nouveaux principes de calcul du coût évité par les contrats d'achat en distinguant la production considérée comme quasi certaine de la production aléatoire.
Les contrats d'achat pour la filière photovoltaïque font quant à eux l'objet d'un traitement particulier détaillé dans la prochaine section.
Le coût évité par la production quasi certaine est calculé en utilisant les prix de marché à terme observés sur EEX Power Derivatives. Le coût évité par la production aléatoire est calculé, pour une prévision, en référence à la moyenne des prix à terme trimestriels évalués entre le 1er janvier 2012 et le 31 août 2013.
Le coût évité ainsi obtenu s'élève pour l'année 2014 à 1 401,4 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »).
Coût évité par la production quasi certaine :

Tableau 1.5. ― Puissance quasi certaine retenue pour l'année 2014

| |PUISSANCE QUASI CERTAINE (MW)| |------------------------------------------------------------------|-----------------------------| | Ruban de base | 1 000 | | Surplus de production Q1 (1) | 2 300 | | Surplus de production M11/M12 (2) | 2 500 | | (1) Premier trimestre.
(2) M11 : novembre ; M12 : décembre.| |

Les cotations des produits à terme utilisés lors du calcul des charges constatées pour calculer le coût évité par le surplus de production observé sur les mois de novembre et décembre étant indisponibles lors de la prévision de charges, le coût évité par cette production quasi certaine est calculé de la même manière que le coût évité par la production aléatoire.

Tableau 1.6. ― Prix de marché retenus pour 2014

|RUBAN| Q1 | M11 | M12 | |-----|-----|-----|-----| |48,08|51,97|46,73|44,16|

Le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 17,4 TWh, est de 845,6 M€. Coût évité par la production aléatoire :

Tableau 1.7. ― Prix de marché trimestriels pour 2014

| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | |-----|-----|-----|-----| |51,99|33,46|35,92|46,29|

Les prix de marché mensuels sur l'année 2014 sont calculés à partir de la moyenne, depuis 2002, des rapports du prix du mois sur le prix du trimestre correspondant (poids moyen du mois dans le trimestre).
Le coût évité par la production aléatoire s'élève à 555,8 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »).

Tableau 1.8. ― Coût aléatoire prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2014
(hors contrats PV, contrats horosaisonnalisés, « modulables » et cogénérations « dispatchables »)

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

2.3.1.2. Coût évité par les contrats d'achat photovoltaïques (hors ZNI)

Le calcul du coût évité par les installations photovoltaïques fait l'objet d'un traitement particulier. A la suite des préconisations inscrites dans le rapport Charpin-Trink issu de la concertation post-moratoire avec les acteurs de la filière, la CRE a mis en place une nouvelle méthode de calcul des coûts évités pour l'acheteur obligé.
Afin de prendre en compte les profils de production des producteurs d'électricité photovoltaïque, la CRE utilise pour le calcul des coûts évités de l'année 2014 un prix moyen mensuel de l'électricité. Il est basé sur les prix spot horaires du marché de gros pondérés par les profils de production horo-saisonniers du profil PRD 3 (utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution). Cette méthode de calcul permet de déterminer un niveau de valorisation de l'électricité photovoltaïque en accord avec les périodes de production théorique, le photovoltaïque permettant de produire uniquement le jour, lorsque les prix spot sont les plus élevés sur le marché de gros.
Ainsi, le coût évité total prévisionnel pour la filière photovoltaïque en 2014 est de 253,6 M€.

2.3.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat horosaisonnalisé

Certaines installations bénéficient de contrats d'achat à différenciation horosaisonnière, ce qui signifie que la rémunération du producteur par EDF dépend du moment où il produit son électricité. Les périodes horosaisonnières où le tarif est élevé correspondent sensiblement aux heures où le prix de marché est haut. Il existe, pour ces contrats, une corrélation temporelle entre le volume acheté par EDF et le prix de marché. Le coût évité doit donc être calculé par poste horosaisonnier.
Ne pouvant prévoir, pour 2014, les prix de marché horaires et la répartition horaire des volumes achetés, on considère, en première approximation, que le coût évité par ces installations en 2014 a varié, par kWh, par rapport à 2012, dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2012 et 2014. Ce prix de marché pondéré est en baisse de 8,1%. Les volumes achetés sont eux en hausse, ce qui permet d'obtenir un coût évité de 80,0 M€.

2.3.1.4. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable »

Les installations « dispatchables », qui font l'objet de contrat type « appel modulable », devraient représenter, fin 2014, une puissance garantie de 67,8 MW. Leur production prévisionnelle s'élève à 1,1 GWh. La moyenne des résultats des appels d'offres de RTE pour la mise à disposition de réserves complémentaires a été retenue pour l'évaluation du coût fixe évité à l'acheteur obligé. Le coût fixe évité prévisionnel est ainsi évalué à 2,0 M€.
La valorisation du coût évité « énergie » s'effectue, quant à elle, suivant la même méthode que celle retenue pour les contrats horosaisonnalisés décrite ci-dessus (i.e. variation dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2012 et 2014). Sur cette base, le coût évité « énergie » par les installations « dispatchables » est évalué à 0,1 M€. Le coût évité total est donc de 2,1 M€.

2.3.1.5. Cas particulier des installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable »

Les installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable » devraient représenter, en moyenne sur 2014, une puissance garantie de 88 MW, pour une production prévisionnelle estimée à 126,1 GWh, tous modes de fonctionnement confondus.
Le principe de calcul du coût évité par ces installations pour 2014 est identique à celui adopté pour 2012 (cf. annexe 2 [A.2.2.1.5]). Le coût fixe évité par les installations de cogénération en mode « dispatchable » est, ainsi, évalué à 2,2 M€. Le coût évité « énergie », supposé évoluer de façon identique à celui des contrats horosaisonnalisés et contrats de type « appel modulable », est évalué à 6,6 M€. Le coût évité total est donc de 8,8 M€.

2.3.1.6. Prise en compte de l'imprévisibilité d'une partie de la production sous obligation d'achat

La CRE précisait dans sa délibération du 9 octobre 2012 portant proposition relative aux charges de service public de l'électricité et à la contribution unitaire pour 2013 que l'imprévisibilité d'une partie de la production sous obligation d'achat induisait un surcoût pour EDF, qu'il faudrait en théorie retrancher du coût évité par les contrats d'achat. En effet, les installations sous obligation d'achat sont rattachées au périmètre d'équilibre d'EDF, et contribuent donc aux écarts globaux sur ce périmètre, qui sont ensuite facturés à EDF par RTE au titre du mécanisme d'ajustement.
EDF a présenté à la CRE en 2013 une solution visant à identifier ce surcoût, qui consiste en la création d'un périmètre d'équilibre dédié aux installations sous obligation d'achat (8). Ce périmètre comporterait en entrée la production réalisée sous obligation d'achat et en soutirage la prévision de production du parc sous obligation d'achat en H-1. La prévision de production de l'ensemble de ce parc serait réalisée par le responsable d'équilibre du périmètre, à savoir EDF. La facture de règlement des écarts constatés serait présentée à la compensation, ainsi que les frais de création et de gestion de ce périmètre.
Cette solution présente l'avantage d'isoler les coûts induits spécifiquement par l'imprévisibilité de certaines productions sous obligation d'achat, qui résultent alors directement de la facturation des écarts par RTE. Cependant, elle nécessite encore, à ce stade, des analyses et des échanges complémentaires.
En conséquence, les surcoûts de l'imprévisibilité, estimés par EDF à 19,5 M€ en 2014, n'ont pas été intégrés dans le calcul du coût évité 2014.

(8) Pour la totalité des contrats en métropole continentale, ELD incluses.