Prévisions :
 Compte tenu de ce qui précède, les quantités et les coûts d'achat prévisionnels pour 2013 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 2013 (hors ZNI)
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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 Le montant des achats de l'électricité produite par les installations de cogénération est en 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.
 L'augmentation des quantités achetées à la filière hydraulique s'explique par le déficit hydraulique de l'année 2011. L'augmentation du coût d'achat unitaire est due au changement de régime tarifaire pour les installations rénovées. Ces dernières, une fois rénovées, 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 14,6 TWh, soit une augmentation de 25 % par rapport à 2011. Ces prévisions sont revues à la baisse par rapport à celles réalisées l'an dernier. Le coût d'achat unitaire augmente avec l'inflation.
 Les filières biomasse et biogaz se développement également significativement :
 ― biomasse : les candidats retenus lors de l'appel d'offre lancé en 2010 ne devraient pas être en activité avant la fin 2013. L'ensemble de la croissance de cette filière passe par des mises en service d'installations issues d'appels d'offres précédents 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 pris en novembre 2011.
 Les volumes d'énergie de la filière photovoltaïque devraient tripler par rapport à 2011, pour deux raisons. Tout d'abord, c'est fin 2012 seulement que sera totalement résorbée la file d'attente contractée avant le moratoire de décembre 2010 pour bénéficier de tarifs de rachat plus avantageux. La CRE estime que le parc sous le régime tarifaire des arrêtés de 2006 et 2010 devrait se stabiliser autour de 3,5 GWc installés. Par ailleurs, le développement du parc se poursuit sous le régime tarifaire de 2011 et des appels d'offres, bien au-delà des objectifs qui lui sont assignés : ainsi, fin 2013, environ 1,1 GWc devraient être installés dans ce cadre.
 Cette croissance soutenue du parc conduit à la hausse des volumes d'énergie, mais surtout du coût d'achat en 2013 ; le photovoltaïque représentera 40 % du coût de l'obligation d'achat en métropole, pour 12 % 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 2013 sont présentés dans le tableau 1.4.
Tableau 1.4. ― Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2013
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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 Les volumes d'achat prévus en 2013 sont en hausse de 49,0 % par rapport aux volumes achetés en 2011 et les coûts d'achat correspondant croissent de 72,8 %.
 La très grosse majorité de l'électricité achetée est produite par les installations fonctionnant à la bagasse et au charbon (46 % des volumes achetés). La légère augmentation du coût d'achat (+ 32,7 M€) est liée essentiellement à l'augmentation du volume d'achat des quotas de CO2 en l'absence de quotas gratuits.
 Les groupes de secours et les centrales thermiques constituent la deuxième source d'approvisionnement (23 % du total des achats). La mise en service des nouvelles unités de production thermiques en Martinique, en Corse et à La Réunion augmente le volume d'électricité prévisionnel (+ 820,9 GWh) et génère une augmentation du coût d'achat de (+ 221,9 M€).
 Selon les conditions contractuelles en vigueur jusqu'à la fin 2012, l'énergie transitant sur la liaison SACOI reliant l'Italie continentale à la Sardaigne via la Corse, qui permet de fournir les clients corses, est produite par EDF à partir de son propre parc de production continental. Elle ne peut donc donner lieu à compensation, les surcoûts à considérer dans les ZNI étant ceux liés « aux particularités du parc de production inhérentes à la nature de ces zones ». Pour l'année 2013, EDF a annoncé le projet de renouvellement de la ligne SACOI et du cadre contractuel associé entre les différents acteurs (fournisseurs, gestionnaires de réseau). Le nouveau contrat d'achat d'énergie sera signé entre EDF et EDF-T et sera renégocié annuellement. Les surcoûts de fourniture d'électricité supportés par EDF SEI à ce titre seront compensés dans le cadre de la CSPE conformément aux dispositions du décret du 28 janvier 2004. Le coût d'achat prévisionnel de l'électricité soutirée sur la ligne SACOI en 2013 est estimé à 30 M€ pour un volume de 378 GWh.
 La filière photovoltaïque poursuit son développement, avec une multiplication par près de deux de la production et des coûts d'achat. L'électricité photovoltaïque représente le troisième poste de charges après les installations thermiques et celles fonctionnant à la bagasse et au charbon.
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 2013, le montant de ce contrôle est identique à celui constaté en 2011, 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 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 2011 et le 31 août 2012.
 Le coût évité ainsi obtenu s'élève pour l'année 2013 à 1 599,4 M€ (hors contrats à différenciation horo-saisonnière, 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 2013
PUISSANCE QUASI CERTAINE (MW)
Ruban de base
900
Surplus de production Q1 (1)
2 600
Surplus de production M11/M12 (2)
2 500

 (1) Premier trimestre.
(2) M11 novembre ; M12 : décembre.
 Les cotations des produits à terme utilisées 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 2013
RUBAN
Q1
M11
M12
54,07
58,40
55,91
53,18
 Le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 17,2 TWh, est de 953,8 M€.
   Coût évité par la production aléatoire :
Tableau 1.7. ― Prix de marché trimestriels pour 2013
Q1
Q2
Q3
Q4
57,39
43,03
45,32
55,48
 Les prix de marché mensuels sur l'année 2013 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 645,6 M€ (hors contrats à différenciation horo-saisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »).
Tableau 1.8. ― Coût aléatoire prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2013
(hors contrats horo-saisonnalisés et « modulables » et cogénérations « dispatchables »
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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   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 postmoratoire 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 2013 un prix moyen mensuel de l'électricité. Il sera 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 nouvelle 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 2013 est de 257,0 M€.
   2.3.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat horo-saisonnalisé.
 Certaines installations bénéficient de contrats d'achat à différenciation horo-saisonnière, ce qui signifie que la rémunération du producteur par EDF dépend du moment où il produit son électricité. Les périodes horo-saisonnières 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 horo-saisonnier.
 Ne pouvant prévoir, pour 2013, 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 2013 a varié, par kWh, par rapport à 2011, dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2011 et 2013. Ce prix de marché pondéré est en baisse de 7,3 %. Les volumes achetés sont, eux, en hausse, ce qui permet d'obtenir un coût évité de 93,6 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 2013, une puissance garantie de 79 MW. Leur production prévisionnelle s'élève à 0,9 GWh. Les résultats des appels d'offres de RTE pour la mise à disposition de réserves rapides ou complémentaires ont été retenus pour l'évaluation du coût fixe évité à l'acheteur obligé. Le coût fixe évité prévisionnel est ainsi évalué à 1,6 M€.
 La valorisation du coût évité « énergie » s'effectue, quant à elle, suivant la même méthode que celle retenue pour les contrats horo-saisonnalisés décrite ci-dessus (i.e. variation dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2011 et 2013). Sur cette base, le coût évité « énergie » par les installations « dispatchables » est évalué à 2,4 M€. Le coût évité total est donc de 4,0 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 2013, une puissance garantie de 107 MW, pour une production prévisionnelle estimée à 144,5 GWh, tous modes de fonctionnement confondus.
 Le principe de calcul du coût évité par ces installations pour 2013 est identique à celui adopté pour 2011 (cf. paragraphe 2.3.1.3 et annexe 2 [A-2.2.1.4]). Le coût fixe évité par les installations de cogénération en mode « dispatchable » est, ainsi, évalué à 1,9 M€. Le coût évité « énergie », supposé évoluer de façon identique à celui des contrats horo-saisonnalisés et contrats de type « appel modulable », est évalué à 7,3 M€. Le coût évité total est donc de 9,2 M€.
   2.3.1.6. Coût total évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI).
 Le coût total évité à EDF par les contrats d'achat en métropole est évalué à 1 963,3 M€ (953,8 M€ du coût évité par la production quasi certaine + 645,6 M€ du coût évité par la production aléatoire + 257,0 M€ du coût évité par les contrats photovoltaïques + 93,6 M€ du coût évité horo-saisonnalisé + 4,0 M€ du coût évité par les installations « dispatchables » + 9,2 M€ du coût évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »).
2.3.2. Coût évité par les contrats d'achat dans les ZNI
 Conformément au 2° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie, le coût évité par contrats d'achat dans les ZNI est calculé en valorisant l'électricité achetée par EDF à la part production dans les tarifs de vente aux clients non éligibles. Il s'élève à 232,2 M€, comme détaillé dans le tableau 1.9.
Tableau 1.9. ― Coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2013
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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2.4. Surcoûts prévisionnels dus aux contrats d'achat supportés par EDF
 Les surcoûts prévisionnels supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2013 s'élèvent à :
 3 121,6 M€ en métropole continentale (5 084,7 M€ de coût d'achat + 0,1 M€ de contrôle de cogénération ― 1 963,3 M€ de coût évité) ;
 734,8 M€ dans les ZNI (967,0 M€ de coût d'achat ― 232,2 M€ de coût évité),
soit un total de 3 856,4 M€.
3. Charges dues aux dispositions sociales
 La tarification spéciale « produit de première nécessité » est entrée en vigueur le 1er janvier 2005. Elle a par la suite été rebaptisée « tarif de première nécessité » (TPN). L'arrêté du 5 août 2008 fixe le plafond de ressources pour en bénéficier au plafond d'ouverture des droits à la couverture maladie universelle complémentaire. Un décret du 26 juillet 2006 prévoit en outre, pour les clients concernés par la tarification de première nécessité, la gratuité de la mise en service et une réduction de 80 % sur les frais de déplacement pour impayés. Ces pertes de recettes et frais supplémentaires doivent faire l'objet d'une compensation au profit des opérateurs concernés.
 Par ailleurs, les charges supportées du fait du tarif de première nécessité permettent aux opérateurs de bénéficier d'une compensation en cas de participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité. Cette compensation peut s'élever jusqu'à 20 % des charges dues au titre du TPN, dans la limite du concours financier de l'opérateur au fonds de solidarité pour le logement (arrêté du 24 novembre 2005).
3.1. Charges dues au tarif de première nécessité
3.1.1. Pertes de recettes prévisionnelles dues au TPN
 Si auparavant les bénéficiaires du TPN devaient faire la demande de cette prestation sociale, cela ne sera plus le cas en 2013. Le bénéfice du tarif de première nécessité est applicable de manière automatique, par décret du 6 mars 2012, à tous les bénéficiaires de la CMU complémentaire. Même si tous les bénéficiaires ne seront pas effectivement touchés, la CRE estime à 1 383 500 le nombre moyen de clients à bénéficier du TPN en 2013 (métropole et outre-mer). Par ailleurs, la durée des droits au TPN a été prolongée de six mois.
 Cette évolution du dispositif amène, à législation constante, à une hausse de la perte de recette pour EDF, évaluée pour 2013 à 110,8 M€ contre 49,1 M€ en 2011.
3.1.2. Surcoûts de gestion prévisionnels
 Les surcoûts de gestion prévisionnels sont évalués, pour 2013, à 4,7 M€. Ces surcoûts de gestion se décomposent en frais de personnel pour 2,4 M€ et en frais externes pour 2,3 M€. Ils sont en baisse par rapport à 2011 (5,4 M€). L'automatisation du bénéfice a permis de diminuer la charge de travail pour EDF, dans la mesure où le nombre de dossiers à traiter individuellement a chuté.
3.1.3. Pertes de recettes dues aux réductions instaurées sur les services liés à la fourniture
 Les dispositions introduites par le décret du 26 juillet 2006 (abattement de 80 % du montant des déplacements pour défaut de paiement et gratuité de la mise en service et de l'enregistrement du contrat) entraînent des pertes de recettes pour EDF. Ces pertes sont évaluées, pour 2012, à 1,0 M€.
 Au total, les charges prévisionnelles supportées par EDF du fait du tarif de première nécessité sont évaluées, pour 2013, à 116,5 M€.
3.2. Charges dues au dispositif institué en faveur
des personnes en situation de précarité
 Compte tenu du montant de charges supportées au titre du TPN et des dispositions prévues par l'arrêté du 24 novembre 2005, la compensation à accorder à EDF au titre de sa participation au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité est de 23,3 M€ (20 % × 116,5 M€). Ce montant est comparable aux 23,8 M€ de versements qu'EDF prévoit d'effectuer en 2013 au fonds de solidarité pour le logement.
3.3. Charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales
 Les charges prévisionnelles à compenser à EDF au titre des dispositions sociales en 2013 s'élèvent à 139,8 M€, contre 96,3 M€ de charges prévisionnelles en 2012 et 65,9 M€ de charges constatées en 2011.
B. ― Charges prévisionnelles supportées
par les entreprises locales de distribution au titre de 2013
 Les charges prévisionnelles que les ELD supporteront au titre de 2013 sont :
 ― les surcoûts dus aux contrats d'achat ;
 ― les charges dues aux dispositions sociales (TPN, dispositif précarité).
 Les ELD prévoyant de supporter en 2013 de telles charges ont transmis à la CRE les données nécessaires à leur évaluation.
 Pour les ELD n'ayant pas transmis de prévisions d'évolution de leurs charges pour 2013, les charges constatées au titre de l'année 2011 ont été retenues pour 2013, comme les ELD en avaient été informées.
1. Surcoûts dus aux contrats d'achat
 Les types de contrat pour lesquels les ELD prévoient de supporter des charges en 2013 sont :
 ― les contrats relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code de l'énergie) ;
 ― les contrats issus des appels d'offres lancés par le ministre chargé de l'énergie (article L. 311-10 du code précité) ;
 ― les contrats conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-7 du code précité).
 Conformément au nouveau mécanisme introduit par la loi de finances rectificative pour 2011, les coûts évités sont calculés par référence aux tarifs de cession pour le volume d'achat se substituant aux quantités d'électricité acquises à ces tarifs et aux prix de marché de l'électricité pour le volume restant.
 Ainsi la CRE doit désormais vérifier, pour les ELD s'approvisionnant en partie sur le marché, dans quel périmètre a été injectée l'énergie issue des contrats d'achat ci-dessus. Pour la part de cette énergie injectée dans le périmètre des ventes aux tarifs réglementés de vente, le coût évité est calculé en référence aux tarifs de cession ; pour la part injectée dans le périmètre de vente en offre de marché, le coût évité est calculé en référence aux prix de marché (les achats au tarif de cession ne pouvant être revendus en offre de marché).
 Cinq ELD prévoient de s'approvisionner à la fois aux tarifs de cession et sur le marché en 2013. Cependant, elles prévoient que tous les volumes d'énergie qui seront achetés dans le cadre des contrats d'achat seront injectés dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés. De ce fait, le calcul du coût évité au titre de l'année 2013 a été effectué à partir du tarif de cession pour l'ensemble des ELD.
 Le surcoût total prévisionnel dû aux contrats d'achat en 2013 s'élève à 199,6 M€ (5), soit 81,4 M€ de plus par rapport aux charges constatées pour l'année 2011. Cette progression est due à la forte augmentation des quantités achetées : + 50 %, soit + 0,6 TWh. Les filières éolienne et photovoltaïque se développent particulièrement avec :
 ― une production photovoltaïque estimée à 256,9 GWh en 2013 (respectivement 113,1 GWh en 2011) et un surcoût évalué à 121,3 M€ (respectivement 62,6 M€) ;
 ― une production éolienne estimée à 780,0 GWh en 2013 (respectivement 417,5 GWh en 2011) pour un surcoût évalué à 40,4 M€ (respectivement 23,7 M€).
 Par ailleurs, quatre ELD ont annoncé des surplus de production dus à l'obligation d'achat et revendus à EDF.
 (5) Le surcoût calculé tient compte de l'augmentation moyenne de 5 % des tarifs de cession en application de l'arrêté du 12 août 2010.