1.1. Coûts de production prévisionnels dans les ZNI
 La prévision est établie sur la base d'une hausse moyenne de la consommation électrique de 4,1 % entre 2012 et 2014. Elle tient compte également des dispositions introduites par l'arrêté du 23 mars 2006, qui prévoit une rémunération des capitaux de 11 % pour les nouveaux investissements de production (le taux de 7,25 % continuant à s'appliquer pour ceux réalisés antérieurement).
1.1.1. Coût de production lié à l'ouvrage hydraulique du Rizzanèse
 La CRE maintient pour 2014 le plafonnement du montant de l'investissement à 167 M€2008. Le coût de production à exclure de ce fait est évalué à 1,1 M€. La CRE avait demandé à EDF dans sa délibération du 9 octobre 2012 de lui adresser des éléments justifiant le dépassement du montant plafonné dans les meilleurs délais. Un premier dossier justifiant de l'utilisation dans sa totalité de la ligne budgétaire « aléas » a été transmis à la CRE le 21 septembre 2013, et des éléments complémentaires ont été envoyés le 1er octobre.
 Cette décision de plafonner le montant prévisionnel d'investissement ne préjuge pas des montants qui seront retenus par la CRE pour l'évaluation des charges constatées au titre de 2014. La CRE a pris bonne note que le dossier définitif lui sera transmis début 2014. Il devra permettre de justifier les 205 M€ déclarés par EDF. Tout dépassement du plafond ci-dessus devra résulter de particularités liées à l'installation et dûment justifiées par EDF, notamment par la transmission des factures payées aux différentes sociétés avec lesquelles des marchés ont été conclus.
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 976,1 M€, répartis comme suit :
Tableau 1.1. ― Coûts de production 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 coûts de production prévisionnels pour 2014 dans les ZNI sont en diminution par rapport à 2012 (― 227,5 M€).
 Les achats de combustibles constituent le principal poste de dépenses. La diminution de ce poste de 42,1 % par rapport à l'année 2012 s'explique par la mise en service de nouveaux moyens de production thermiques en Corse, en Martinique, en Guadeloupe et à La Réunion, exploités par EDF Production Electrique Insulaire ― EDF PEI, en remplacement des centrales thermiques du parc d'EDF. Les coûts en résultant sont intégrés dans les coûts d'achat (2.2.2), EDF PEI étant une filiale à 100 % du groupe EDF.
 Le portefeuille des offres relatives à la maîtrise de la demande d'électricité s'élargit à des actions de plus grande ampleur, avec des gains énergétiques potentiels plus élevés (p. ex. conseil aux grands clients industriels et tertiaires). Dans le même temps, la commercialisation des offres « classiques » s'accroit, ce qui génère des coûts commerciaux supplémentaires.
 Les charges financières sont en hausse, en raison de nouveaux investissements de production, notamment à Saint-Barthélemy et à Saint-Pierre.
 En application de l'ordonnance n° 2012-827 du 28 juin 2012 relative au système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre pour la période 2013-2020, aucun quota n'est délivré gratuitement aux producteurs d'électricité. Par conséquent, EDF sera amenée à acheter des quotas de CO2 pour couvrir l'ensemble de ses émissions, ce qui augmente le poste de charge correspondant.
 Cette augmentation est atténuée par le prix de la tonne de CO2, prévu à la baisse en 2014. 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 2014 évaluée entre le 1er janvier 2013 et le 6 septembre 2013 inclus, sur le marché boursier EEX (European Energy Exchange) (4,55 €/tCO2 sur cette période).
 Le poste des charges liées aux impôts et taxes augmente significativement entre 2012 et 2014. Cette hausse s'explique par l'impact des impositions liées au barrage du Rizzanèse en Corse et la non récurrence des dégrèvements obtenus en 2012 (+ 7,5 M€ au total). Par ailleurs, entre 2012 et 2014, la taxe spéciale sur les combustibles a été multipliée par la collectivité d'outre-mer de Saint-Martin (+ 10 M€).
1.2. Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI
 Les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2014 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 2012) 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 4,1 % entre 2012 et 2014, la hausse dans chaque ZNI étant uniformément répartie sur l'ensemble des catégories tarifaires ;
 ― taux de pertes moyen en légère diminution entre 2012 et 2014, passant de 11,5 % à 11,0 % ;
 ― recettes réseau en augmentation suivant le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité entré en vigueur le 1er août 2012 ;
 ― prise en compte du mouvement tarifaire national intervenu le 1er juillet 2013 (+ 5 % sur les tarifs bleus, + 2,7% sur les tarifs jaunes et 0 % sur les tarifs verts).
 Sur ces bases, les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2014 s'élèvent à 261,2 M€, réparties comme suit :
Tableau 1.2. ― Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2014
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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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 976,1 M€ et 261,2 M€, le montant des surcoûts de production prévisionnels au titre de 2014 dans les ZNI est égal à 714,8 M€.
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
2.1. Définition
 Les surcoûts d'achat prévisionnels supportés par EDF en 2014 sont dus aux contrats d'achat suivants :
 ― les contrats relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code de 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) ;
 ― 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 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 2014 est établie à partir des montants retenus au titre de 2012 et des évolutions prévues en 2013 et 2014, fournies et justifiées par EDF.
 L'évaluation prévisionnelle des tarifs d'achat se fonde sur les hypothèses suivantes :
 ― pour la cogénération :
  ― nombre d'installations fonctionnant en mode « dispatchable » calculé à partir de la proportion constatée d'installations ayant opté pour le mode dispatchable en 2012 ;
  ― 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 %) (3) ;
 ― indexation de 2,5 % par an par rapport aux tarifs de 2012.
 Pour la cogénération n'optant pas pour le mode « dispatchable », la CRE retient, pour 2014, un tarif d'achat prévisionnel de 94,7 €/MWh pour les contrats C97 (4), de 138,6 €/MWh pour les contrats C99 (4) et de 131,8 €/MWh pour les contrats C01 (4). Ces tarifs sont établis sur la base du tarif effectivement constaté en 2012 (respectivement 130,1 €/MWh, 138,2 €/MWh et 132,8 €/MWh) et des hypothèses exposées ci-dessus. La baisse prévue entre 2012 et 2014 pour les contrats C97 et C01 s'explique par le fait que les centrales de cogénération ont relativement peu fonctionné en 2012, renchérissant le coût rapporté au MWh produit du fait de l'existence d'une rémunération fixe.
 De nombreux contrats d'achat d'électricité d'installations de cogénération arrivent à échéance en 2013 et ― dans une moindre mesure ― en 2014. Les centrales de cogénération d'une puissance inférieure à 12MW peuvent cependant bénéficier d'un nouveau contrat d'obligation d'achat sous réserve de la réalisation d'un programme d'investissements de jouvence. La CRE fait l'hypothèse que 40 % de ces contrats arrivant à échéance (au sens de la puissance garantie) sont remis en service sans interruption et que 10 % sont remis en service à l'hiver suivant (la production redémarre au 1er novembre). Le parc se développe par la mise en service de nouvelles installations bénéficiant de contrats C01.
 La filière diesels « dispatchables » est en extinction progressive. Sa puissance installée future est précisément connue. La CRE a retenu les hypothèses prises par EDF sur la durée de fonctionnement. Le prix d'achat variable a été évalué par la CRE à 233 €/MWh. La prime fixe a été évaluée à 83,5 €/kW.
 Pour l'hydraulique, la CRE retient, pour chaque type de contrat, le tarif moyen constaté sur 2012 indexé ainsi qu'une durée de fonctionnement normative supérieure à celle constatée en 2012, année de faible hydraulicité.
 L'année 2012 a été marquée par l'arrivée à échéance massive des contrats H97 (5), qui peuvent bénéficier d'un nouveau contrat d'obligation d'achat en cas de « renouvellement » ou de « rénovation » de l'installation. La prévision du parc installé en 2014 tient compte du rythme de conclusion de ces contrats, ainsi que la mise en service de nouvelles installations.
 Pour la filière éolienne, la CRE retient pour 2014 :
 ― pour les contrats E01 (6) et EOLE 2005 (6), des puissances installées respectivement de 1 025 MW et de 32,3 MW (7) ;
 ― aucune évolution pour les contrats E06 par rapport à la puissance actuelle de 1 466 MW ;
 ― la mise en service 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. Le développement de la filière est freiné par les incertitudes qui pèsent sur la pérennité de ce tarif, dont la légalité a été contestée devant le Conseil d'Etat, lequel a sursis à statuer et a renvoyé la décision devant la Cour de Justice de l'Union européenne. Cependant, plusieurs simplifications réglementaires ont été mises en place en 2013 qui sont de nature à faciliter la mise en œuvre de nouveaux projets. La CRE retient un flux de mises en service d'environ 523 MW en 2013, de 80 MW par mois pendant le premier semestre 2014 puis de 100 MW mensuels ;
 ― une durée moyenne de production de 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 2012 indexés de 2 % par an ;
 ― le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 91,15 €/MWh.
 Pour les centrales d'incinération, la CRE prend l'hypothèse d'un accroissement du parc de 20 MW au cours de l'année 2013 et de 57,5 MW au cours de l'année 2014. La croissance prévue en 2014 est uniquement due à la reconduction sous obligation achat de centrales rénovées. La durée de fonctionnement constatée en 2012 est reprise comme hypothèse pour 2014. Le tarif moyen d'achat retenu pour 2014 est de 59,0 €/MWh.
 Pour les centrales de production à partir de biogaz, aucun contrat d'achat n'arrive à échéance en 2013 ou 2014. La CRE fait l'hypothèse qu'environ 78 MW de nouvelles installations sous le régime tarifaire de l'arrêté du 19 mai 2011 seront mis en service avant décembre 2014. La CRE estime la puissance installée pour cette filière à environ 283 MW à fin 2014, et le prix unitaire moyen à 116,2 €/MWh.
 Pour la filière biomasse, la CRE considère que 16 MW seront mis en service d'ici 2014 par les candidats retenus à l'issue de l'appel d'offres de 2006, 60,1 MW par les candidats retenus à l'appel d'offres de 2008 et 40 MW par les candidats retenus à l'appel d'offres de 2010. Ces estimations sont fondées sur l'état d'avancement des projets mi-2013. Les premières installations sous le régime de l'arrêté tarifaire du 27 janvier 2011 sont attendues pour 2014, pour une puissance estimée de 20 MW. La puissance installée pour cette filière devrait atteindre 376 MW à la fin 2014, pour un prix d'achat unitaire moyen de 137,4 €/MWh.
 La puissance des installations photovoltaïques raccordées au réseau d'ERDF et de RTE devrait atteindre 5,3 GW fin 2014. L'objectif fixé par la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité de 5,4 GW de puissance installée en 2020 devrait donc être atteint à cet horizon de temps. Le développement de la filière en 2014 se fera sous le régime tarifaire de 2011 et sous le régime des appels d'offres de 2011. Le prix d'achat prévisionnel moyen du photovoltaïque s'établit à 418,6 €/MWh, en baisse par rapport à la prévision 2013 en raison de l'entrée en vigueur de nouveaux contrats dont les prix d'achat sont moins chers.
 (3) L'arrêté modifiant l'arrêté tarifaire du 31 juillet 2001, sur lequel la CRE a rendu son avis le 12 septembre 2013, n'ayant pas encore été publié, il n'a pas été tenu compte dans l'exercice de prévision des nouvelles dispositions de fonctionnement.
 (4) 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.
 (5) Contrats hydrauliques : les contrats H97 sont des contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000. Les contrats H07 relèvent de l'obligation d'achat.
 (6) 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.
 (7) La puissance du parc EOLE 2005 a été revue à la baisse à la suite de l'avenant signé pour le parc éolien de Widehem, dont un des aérogénérateurs a été détruit.