Retour à la section

Annexe

Article suivant

JORF n°0302 du 29 décembre 2013

1.2.4. Recettes de production

Les recettes de production dans les ZNI s'élèvent en 2012 à 320,1 M€, calculées comme indiqué dans le tableau 2.3.

Tableau 2.3. ― Recettes de production d'EDF dans les ZNI en 2012

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

1.3. Surcoûts de production constatés dans les ZNI

Les coûts retenus par la CRE et les recettes de production d'EDF s'élevant respectivement à 1 203,6 M€ et 320,1 M€, le montant des surcoûts de production constatés dans les ZNI en 2012 est de 883,4 M€.

  1. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts d'achat 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 n° 2004-90 du 28 janvier 2004) ;
― les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables ».
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 l'électricité évalué à « la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité ».

2.1. Coûts dus aux contrats d'achat
2.1.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat (hors ZNI)
2.1.1.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF (hors ZNI)

Les quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF en métropole continentale au titre de l'année 2012 sont présentés dans le tableau 2.4.
Au titre de 2012, 38 TWh ont été déclarés par EDF pour un montant de 5 068,5 M€.

Tableau 2.4. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF pour 2012 (hors ZNI)

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

2.1.1.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE (hors ZNI)

Pour affiner son appréciation sur le droit à compensation des contrats déclarés, la CRE a vérifié, comme les années précédentes, la cohérence des données physiques (puissance contractuelle et productibles mensuels déclarés) et des prix d'achat pratiqués (prime fixe, rémunération proportionnelle et rémunération complémentaire en application des arrêtés tarifaires en vigueur) sur l'ensemble des contrats déclarés.
La CRE ne prend pas en compte le coût d'achat exposé si le contrat d'achat correspondant n'est pas signé, ou si une incertitude demeure sur la conformité de ce coût avec le contrat signé. Le nombre de contrats traités est en croissance exponentielle (de 4 500 en 2007 à 55 000 en 2010, 157 000 en 2011 et 234 000 en 2012). Ce nombre ne permet pas de procéder à une vérification individuelle des coûts des contrats.
La CRE a demandé à EDF des compléments sur 39 contrats (hors photovoltaïque) sur un total de 4112 et sur 697 contrats photovoltaïques sur un total de 229 888.
Les réponses apportées par EDF n'ont pas permis de valider sans réserve la totalité de ces contrats. Quelques corrections mineures ont permis de valider les 39 contrats hors photovoltaïque. En revanche, 191 contrats photovoltaïques présentent en 2012 des données de productibles excédant largement le plafond maximal atteignable en France métropolitaine. Parmi ces 191 contrats figurent 5 contrats pour lesquels la CRE subordonnait la compensation des surcoûts d'achat au titre de 2012 à la réalisation de contrôles de dispositifs de comptage et de la puissance par le gestionnaire de réseau. Ces contrôles n'ont pas pu être effectués, celui-ci n'étant pas doté des compétences nécessaires.
Dans la mesure où ce dépassement de production maximale atteignable s'est effectué à coût neutre pour les charges de service public, puisque la rémunération de l'électricité produite au-delà du seuil de 1500 heures de fonctionnement annuel est plafonnée à 50 €/MWh, il a été décidé de compenser intégralement les charges de service public induites par ces contrats.
Cependant, ce constat illustre à nouveau le besoin de définition d'un cadre réglementaire permettant le contrôle des installations bénéficiant de l'obligation d'achat, et l'application de pénalités financières dissuasives en cas de fraude avérée.
La CRE souligne la qualité de la gestion de l'obligation d'achat par EDF, malgré l'augmentation soutenue du nombre de contrats traités : le pourcentage des contrats ayant suscité une question de la part de la CRE s'est élevé à 0,31% en 2012.
Les quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE en métropole continentale pour 2012 sont détaillés dans le tableau 2.5.

Tableau 2.5. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE pour 2012 (hors ZNI)

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

Le volume d'énergie acheté sous obligation d'achat augmente de 11 % en 2012 par rapport à 2011, à 38 GWh. Cette croissance globale est principalement due à la croissance en volume des filières éolienne, photovoltaïque et hydraulique (+ 5,3 TWh en cumulé), en partie contrebalancée par la décroissance de la filière cogénération (― 1,8 TWh). Le coût d'achat unitaire du MWh progresse de 15 % à 133,4 €/MWh. Le coût d'achat total s'élève à 5 068,5 M€ en 2012.
Les filières prépondérantes en volume sont l'éolien (37,6 % des volumes achetés), la cogénération (25,5 %) et l'hydraulique (14,2 %).
Les coûts d'achat de l'électricité d'origine photovoltaïque sont en hausse de 107 %, pour s'établir à 1 763 M€. Cette hausse est un peu plus faible que celle des volumes produits, qui représente + 117 % pour un total de 3 540 GWh. Le coût d'achat unitaire passe à 498,1 €/MWh en 2012, soit une baisse de 4,1%, en raison du raccordement de grosses installations bénéficiant de tarifs plus faibles que la moyenne. La production d'électricité d'origine photovoltaïque représente 9,3 % des volumes achetés sous obligation d'achat, alors qu'elle représente 34,8 % des charges constatées.
La part des contrats bénéficiant d'une prime d'intégration au bâti est en légère baisse en 2012, en raison de la mise en service d'installations de grande puissance non-éligibles à cette prime, mais reste extrêmement significative. Ainsi, plus de 94 % des installations dont les contrats sont présentés à la compensation sont déclarés comme étant intégrés au bâti. Compte-tenu des exigences de l'intégration au bâti, il ne peut être exclu qu'une partie de ces contrats présente un caractère frauduleux. Une simple attestation sur l'honneur suffit en effet pour bénéficier de la prime d'intégration au bâti. Dans la mesure où la durée des contrats d'achat est de vingt ans, cette fraude, si elle est avérée, devra être corrigée au plus vite et éventuellement sanctionnée. Pour cela, il est nécessaire qu'une procédure de contrôle des installations, efficace et dissuasive, soit mise en place. Une réflexion sur ce sujet a été initiée en 2013 conjointement avec EDF et la DGEC.
Les quantités achetées auprès des installations de cogénération sont en baisse sensible de 16 %, sous l'effet de l'arrivée à échéance des contrats C97 et C99. Une partie de ces installations rentre toutefois à nouveau dans le cadre de l'obligation d'achat, profitant de contrats « C01 rénovation ». Au total, la puissance garantie des installations de cogénération diminue de plus de 600 MW, pour atteindre 2 577 MW à fin 2012. Le coût d'achat unitaire progresse de 6 %, notamment sous l'effet de la hausse du prix du gaz sur les trois premiers trimestres 2012.
Le parc hydraulique a fortement baissé en 2012 (― 25 % en puissance installée), en raison de l'arrivée à échéance de nombreux contrats H97 en octobre. La plupart des installations souhaitant bénéficier des arrêtés « rénovation » sont sorties temporairement de l'obligation d'achat. A fin 2012, le parc hydraulique représente 1 515 MW. Cependant, la production progresse de 16 % en 2012, soit + 741 GWh, en raison d'une meilleure hydraulicité. Le coût d'achat augmente dans les mêmes proportions.
Les volumes produits par la filière éolienne augmentent de 22 %, soit + 2 610 GWh, sous l'effet conjoint d'une hausse de la puissance installée (+ 833 MW) et de conditions météorologiques favorables.
Les filières biogaz et biomasse voient leurs volumes achetés augmenter respectivement de 17,7 % et 24,6 %. Les coûts d'achat unitaires augmentent respectivement de 10,8 % et 11 %, en raison de la mise en service d'installations bénéficiant des tarifs d'achat de 2011, dont la rémunération est supérieure à celle des anciens contrats. Huit nouvelles installations de production d'électricité à partir de biomasse représentant 63,2 MW ont été mises en service en 2012, dont cinq issues de l'appel d'offres de 2009 et une de celui de 2006. Pour la filière biogaz, cinquante-neuf nouvelles installations sont comptabilisées en 2012, majoritairement sous le régime de l'arrêté tarifaire de 2011, pour une puissance totale du parc de 205,2 MW à fin 2012 (+ 29,9 MW).
Les volumes achetés à la filière incinération sont relativement stables. Ils augmentent de 1,9 %, pour atteindre 2 865,3 GWh. Les coûts d'achat progressent de 6,2 % sous l'effet de l'indexation des contrats.
La diminution de la taille du parc des installations dispatchables continue en 2012, avec 99,1 MW de puissance garantie à la fin de l'année. Les volumes produits progressent toutefois de 34,6 %, soit + 0,5 GWh, en raison d'appels significatifs au cours du mois de février.

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.
Pour la première fois, la CRE a pris en compte les coûts d'achat relatifs à la liaison à courant continu Sardaigne-Corse-Italie (SACOI). Pour 2012, EDF fait état d'une augmentation du coût de revient de l'électricité soutirée sur la liaison SACOI du fait d'une hausse 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. L'énergie transitant sur cette liaison est produite par EDF à partir de son propre parc de production continental, avec une majoration de 11,5 % du volume soutiré. Ainsi, le coût de revient correspond à la somme (i) du ruban implicite 23 (4) des tarifs réglementés de vente d'électricité en vigueur au 31 décembre 2012, en tant que valeur représentative du coût comptable de production du parc d'EDF en France métropolitaine, (ii) du coût d'allocation de capacités et (iii) du coût lié aux certificats verts.
Compte tenu de ce qui précède, les montants définitifs retenus au titre des contrats d'achat 2012 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 2012

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

L'augmentation des montants achetés dans les ZNI par rapport à 2011 résulte de plusieurs facteurs :
― la production des centrales bagasse-charbon est en légère augmentation par rapport à 2011, ce qui s'explique principalement par des arrêts pour maintenance moins longs que prévus. Par ailleurs, l'année 2012 est la première année de pleine production de l'unité de production Caraïbes Energie mise en service en décembre 2010 en Guadeloupe ;
― la croissance des cours du pétrole en 2012 a induit une augmentation des coûts de combustibles pour les installations fonctionnant au fioul (en Guadeloupe, en Martinique et en Réunion). En outre, l'installation d'EDF PEI venant se substituer à la centrale de Port Est d'EDF SEI, a commencé ses premières injections en octobre 2012. Une TAC complémentaire a été mise en service en Martinique afin de maintenir l'équilibre offre/demande ;
― une meilleure production hydraulique en Corse, en Guyane et à La Réunion, qui concoure à une moindre sollicitation des centrales thermiques ;
― une production éolienne plus importante liée aux bonnes conditions météorologiques ;
― le fort développement de la production d'électricité issue d'installations photovoltaïques. Entre 2011 et 2012, les volumes déclarés ont progressé de 69 % et le coût d'achat de 70 %, ce qui a généré 88,3 M€ de coûts d'achat supplémentaires. Cette filière ENR est de loin la plus coûteuse en €/MWh produit.
Par ailleurs, on peut noter que malgré le retour au fonctionnement normal des centrales Bouillante 1 et Bouillante 2, l'année 2012 est marquée par une baisse de 10 % de la production liée au conflit social qui a duré du 15 février à fin juillet 2012.
Au cours du contrôle des montants exposés dans le cadre l'obligation d'achat dans les ZNI, la CRE a constaté que l'ensemble des factures des contrats photovoltaïques en Corse conclus en application de l'arrêté du 12 janvier 2010 comportait une erreur de calcul dans l'indexation du tarif de référence. La formule utilisée correspond à l'arrêté du 10 juillet 2006. 62 producteurs sont concernés par cette erreur. EDF procédera à une régularisation de la situation. Le trop-perçu des producteurs sera remboursé à EDF SEI au cours de l'année 2013 et viendra en déduction des charges constatées 2013 au titre des reliquats.
Le coût d'achat total retenu dans les ZNI s'élève à 737,4 M€ en 2012.

(4) Le ruban implicite correspondant au coût de la puissance moyenne si celle-ci était uniformément appelée sur l'année.

1 version

Historique des versions

Version 1

1.2.4. Recettes de production

Les recettes de production dans les ZNI s'élèvent en 2012 à 320,1 M€, calculées comme indiqué dans le tableau 2.3.

Tableau 2.3. ― Recettes de production d'EDF dans les ZNI en 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le

JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

1.3. Surcoûts de production constatés dans les ZNI

Les coûts retenus par la CRE et les recettes de production d'EDF s'élevant respectivement à 1 203,6 M€ et 320,1 M€, le montant des surcoûts de production constatés dans les ZNI en 2012 est de 883,4 M€.

2. Surcoûts dus aux contrats d'achat

Les surcoûts d'achat 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 n° 2004-90 du 28 janvier 2004) ;

― les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables ».

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 l'électricité évalué à « la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité ».

2.1. Coûts dus aux contrats d'achat

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

2.1.1.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF (hors ZNI)

Les quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF en métropole continentale au titre de l'année 2012 sont présentés dans le tableau 2.4.

Au titre de 2012, 38 TWh ont été déclarés par EDF pour un montant de 5 068,5 M€.

Tableau 2.4. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF pour 2012 (hors ZNI)

Vous pouvez consulter le tableau dans le

JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

2.1.1.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE (hors ZNI)

Pour affiner son appréciation sur le droit à compensation des contrats déclarés, la CRE a vérifié, comme les années précédentes, la cohérence des données physiques (puissance contractuelle et productibles mensuels déclarés) et des prix d'achat pratiqués (prime fixe, rémunération proportionnelle et rémunération complémentaire en application des arrêtés tarifaires en vigueur) sur l'ensemble des contrats déclarés.

La CRE ne prend pas en compte le coût d'achat exposé si le contrat d'achat correspondant n'est pas signé, ou si une incertitude demeure sur la conformité de ce coût avec le contrat signé. Le nombre de contrats traités est en croissance exponentielle (de 4 500 en 2007 à 55 000 en 2010, 157 000 en 2011 et 234 000 en 2012). Ce nombre ne permet pas de procéder à une vérification individuelle des coûts des contrats.

La CRE a demandé à EDF des compléments sur 39 contrats (hors photovoltaïque) sur un total de 4112 et sur 697 contrats photovoltaïques sur un total de 229 888.

Les réponses apportées par EDF n'ont pas permis de valider sans réserve la totalité de ces contrats. Quelques corrections mineures ont permis de valider les 39 contrats hors photovoltaïque. En revanche, 191 contrats photovoltaïques présentent en 2012 des données de productibles excédant largement le plafond maximal atteignable en France métropolitaine. Parmi ces 191 contrats figurent 5 contrats pour lesquels la CRE subordonnait la compensation des surcoûts d'achat au titre de 2012 à la réalisation de contrôles de dispositifs de comptage et de la puissance par le gestionnaire de réseau. Ces contrôles n'ont pas pu être effectués, celui-ci n'étant pas doté des compétences nécessaires.

Dans la mesure où ce dépassement de production maximale atteignable s'est effectué à coût neutre pour les charges de service public, puisque la rémunération de l'électricité produite au-delà du seuil de 1500 heures de fonctionnement annuel est plafonnée à 50 €/MWh, il a été décidé de compenser intégralement les charges de service public induites par ces contrats.

Cependant, ce constat illustre à nouveau le besoin de définition d'un cadre réglementaire permettant le contrôle des installations bénéficiant de l'obligation d'achat, et l'application de pénalités financières dissuasives en cas de fraude avérée.

La CRE souligne la qualité de la gestion de l'obligation d'achat par EDF, malgré l'augmentation soutenue du nombre de contrats traités : le pourcentage des contrats ayant suscité une question de la part de la CRE s'est élevé à 0,31% en 2012.

Les quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE en métropole continentale pour 2012 sont détaillés dans le tableau 2.5.

Tableau 2.5. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE pour 2012 (hors ZNI)

Vous pouvez consulter le tableau dans le

JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

Le volume d'énergie acheté sous obligation d'achat augmente de 11 % en 2012 par rapport à 2011, à 38 GWh. Cette croissance globale est principalement due à la croissance en volume des filières éolienne, photovoltaïque et hydraulique (+ 5,3 TWh en cumulé), en partie contrebalancée par la décroissance de la filière cogénération (― 1,8 TWh). Le coût d'achat unitaire du MWh progresse de 15 % à 133,4 €/MWh. Le coût d'achat total s'élève à 5 068,5 M€ en 2012.

Les filières prépondérantes en volume sont l'éolien (37,6 % des volumes achetés), la cogénération (25,5 %) et l'hydraulique (14,2 %).

Les coûts d'achat de l'électricité d'origine photovoltaïque sont en hausse de 107 %, pour s'établir à 1 763 M€. Cette hausse est un peu plus faible que celle des volumes produits, qui représente + 117 % pour un total de 3 540 GWh. Le coût d'achat unitaire passe à 498,1 €/MWh en 2012, soit une baisse de 4,1%, en raison du raccordement de grosses installations bénéficiant de tarifs plus faibles que la moyenne. La production d'électricité d'origine photovoltaïque représente 9,3 % des volumes achetés sous obligation d'achat, alors qu'elle représente 34,8 % des charges constatées.

La part des contrats bénéficiant d'une prime d'intégration au bâti est en légère baisse en 2012, en raison de la mise en service d'installations de grande puissance non-éligibles à cette prime, mais reste extrêmement significative. Ainsi, plus de 94 % des installations dont les contrats sont présentés à la compensation sont déclarés comme étant intégrés au bâti. Compte-tenu des exigences de l'intégration au bâti, il ne peut être exclu qu'une partie de ces contrats présente un caractère frauduleux. Une simple attestation sur l'honneur suffit en effet pour bénéficier de la prime d'intégration au bâti. Dans la mesure où la durée des contrats d'achat est de vingt ans, cette fraude, si elle est avérée, devra être corrigée au plus vite et éventuellement sanctionnée. Pour cela, il est nécessaire qu'une procédure de contrôle des installations, efficace et dissuasive, soit mise en place. Une réflexion sur ce sujet a été initiée en 2013 conjointement avec EDF et la DGEC.

Les quantités achetées auprès des installations de cogénération sont en baisse sensible de 16 %, sous l'effet de l'arrivée à échéance des contrats C97 et C99. Une partie de ces installations rentre toutefois à nouveau dans le cadre de l'obligation d'achat, profitant de contrats « C01 rénovation ». Au total, la puissance garantie des installations de cogénération diminue de plus de 600 MW, pour atteindre 2 577 MW à fin 2012. Le coût d'achat unitaire progresse de 6 %, notamment sous l'effet de la hausse du prix du gaz sur les trois premiers trimestres 2012.

Le parc hydraulique a fortement baissé en 2012 (― 25 % en puissance installée), en raison de l'arrivée à échéance de nombreux contrats H97 en octobre. La plupart des installations souhaitant bénéficier des arrêtés « rénovation » sont sorties temporairement de l'obligation d'achat. A fin 2012, le parc hydraulique représente 1 515 MW. Cependant, la production progresse de 16 % en 2012, soit + 741 GWh, en raison d'une meilleure hydraulicité. Le coût d'achat augmente dans les mêmes proportions.

Les volumes produits par la filière éolienne augmentent de 22 %, soit + 2 610 GWh, sous l'effet conjoint d'une hausse de la puissance installée (+ 833 MW) et de conditions météorologiques favorables.

Les filières biogaz et biomasse voient leurs volumes achetés augmenter respectivement de 17,7 % et 24,6 %. Les coûts d'achat unitaires augmentent respectivement de 10,8 % et 11 %, en raison de la mise en service d'installations bénéficiant des tarifs d'achat de 2011, dont la rémunération est supérieure à celle des anciens contrats. Huit nouvelles installations de production d'électricité à partir de biomasse représentant 63,2 MW ont été mises en service en 2012, dont cinq issues de l'appel d'offres de 2009 et une de celui de 2006. Pour la filière biogaz, cinquante-neuf nouvelles installations sont comptabilisées en 2012, majoritairement sous le régime de l'arrêté tarifaire de 2011, pour une puissance totale du parc de 205,2 MW à fin 2012 (+ 29,9 MW).

Les volumes achetés à la filière incinération sont relativement stables. Ils augmentent de 1,9 %, pour atteindre 2 865,3 GWh. Les coûts d'achat progressent de 6,2 % sous l'effet de l'indexation des contrats.

La diminution de la taille du parc des installations dispatchables continue en 2012, avec 99,1 MW de puissance garantie à la fin de l'année. Les volumes produits progressent toutefois de 34,6 %, soit + 0,5 GWh, en raison d'appels significatifs au cours du mois de février.

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.

Pour la première fois, la CRE a pris en compte les coûts d'achat relatifs à la liaison à courant continu Sardaigne-Corse-Italie (SACOI). Pour 2012, EDF fait état d'une augmentation du coût de revient de l'électricité soutirée sur la liaison SACOI du fait d'une hausse 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. L'énergie transitant sur cette liaison est produite par EDF à partir de son propre parc de production continental, avec une majoration de 11,5 % du volume soutiré. Ainsi, le coût de revient correspond à la somme (i) du ruban implicite 23 (4) des tarifs réglementés de vente d'électricité en vigueur au 31 décembre 2012, en tant que valeur représentative du coût comptable de production du parc d'EDF en France métropolitaine, (ii) du coût d'allocation de capacités et (iii) du coût lié aux certificats verts.

Compte tenu de ce qui précède, les montants définitifs retenus au titre des contrats d'achat 2012 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 2012

Vous pouvez consulter le tableau dans le

JOn° 302 du 29/12/2013 texte numéro 74

L'augmentation des montants achetés dans les ZNI par rapport à 2011 résulte de plusieurs facteurs :

― la production des centrales bagasse-charbon est en légère augmentation par rapport à 2011, ce qui s'explique principalement par des arrêts pour maintenance moins longs que prévus. Par ailleurs, l'année 2012 est la première année de pleine production de l'unité de production Caraïbes Energie mise en service en décembre 2010 en Guadeloupe ;

― la croissance des cours du pétrole en 2012 a induit une augmentation des coûts de combustibles pour les installations fonctionnant au fioul (en Guadeloupe, en Martinique et en Réunion). En outre, l'installation d'EDF PEI venant se substituer à la centrale de Port Est d'EDF SEI, a commencé ses premières injections en octobre 2012. Une TAC complémentaire a été mise en service en Martinique afin de maintenir l'équilibre offre/demande ;

― une meilleure production hydraulique en Corse, en Guyane et à La Réunion, qui concoure à une moindre sollicitation des centrales thermiques ;

― une production éolienne plus importante liée aux bonnes conditions météorologiques ;

― le fort développement de la production d'électricité issue d'installations photovoltaïques. Entre 2011 et 2012, les volumes déclarés ont progressé de 69 % et le coût d'achat de 70 %, ce qui a généré 88,3 M€ de coûts d'achat supplémentaires. Cette filière ENR est de loin la plus coûteuse en €/MWh produit.

Par ailleurs, on peut noter que malgré le retour au fonctionnement normal des centrales Bouillante 1 et Bouillante 2, l'année 2012 est marquée par une baisse de 10 % de la production liée au conflit social qui a duré du 15 février à fin juillet 2012.

Au cours du contrôle des montants exposés dans le cadre l'obligation d'achat dans les ZNI, la CRE a constaté que l'ensemble des factures des contrats photovoltaïques en Corse conclus en application de l'arrêté du 12 janvier 2010 comportait une erreur de calcul dans l'indexation du tarif de référence. La formule utilisée correspond à l'arrêté du 10 juillet 2006. 62 producteurs sont concernés par cette erreur. EDF procédera à une régularisation de la situation. Le trop-perçu des producteurs sera remboursé à EDF SEI au cours de l'année 2013 et viendra en déduction des charges constatées 2013 au titre des reliquats.

Le coût d'achat total retenu dans les ZNI s'élève à 737,4 M€ en 2012.

(4) Le ruban implicite correspondant au coût de la puissance moyenne si celle-ci était uniformément appelée sur l'année.