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 5,4 % entre 2011 et 2013. 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
 A l'instar des remarques formulées dans la délibération du 13 octobre 2011, la CRE maintient pour 2013 le plafonnement du montant de l'investissement à 167 M€2008. Le coût de production à exclure du fait de ce plafonnement est évalué à 1,1 M€.
 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 2013. Toutefois, tout dépassement du plafond ci-dessus devra résulter de particularités liées à l'installation et dûment justifiées par EDF. En particulier, la justification apportée devra se fonder sur des coûts normaux et non s'appuyer uniquement sur une comparaison locale avec d'autres installations hydrauliques.
1.1.2. Coûts liés aux études dans le cadre des projets Millener et Pegase
 Les coûts exposés en 2013 pour les projets Millener et Pegase correspondant à des coûts d'études dans le domaine des énergies renouvelables, ils ne peuvent être retenus au titre des surcoûts de production définis à l'article L. 121-7 du Code de l'énergie et ne peuvent par conséquent donner lieu à compensation.
 Par conséquent, le montant de 1,0 M€ correspondant à ces projets est exclu de l'évaluation des charges prévisionnelles au titre de 2013.
1.1.3. Coûts de production retenus dans les ZNI
 Les coûts de production prévisionnels (incluant la fourniture des pertes et des services systèmes) s'élèvent à 1 121,9 M€, répartis comme suit :
Tableau 1.1. ― Coûts de production prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2013
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 11 du 13/01/2013 texte numéro 25

 Les coûts de production prévisionnels pour 2013 dans les ZNI sont en légère diminution par rapport à 2011 (― 49,6 M€).
 Les achats de combustibles constituent le principal poste de dépenses. La diminution de ce poste de 12,9 % par rapport à l'année 2011 s'explique par la mise en service de nouveaux moyens de production thermiques en Corse, en Martinique et à La Réunion, en remplacement des centrales thermiques du parc EDF. Les coûts en résultant sont intégrés dans les coûts d'achat (2.2.2).
 Le portefeuille d'offres relatives à la maîtrise de la demande d'électricité dans l'ensemble des ZNI se stabilise. Dans le même temps, la commercialisation de ces offres s'accroît, 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.
 Conformément à l'ordonnance n° 2012-827 du 28 juin 2012 relative au système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre concernant la période de l'exercice 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 en baisse en 2013. Prenant en compte le fait que BlueNext ne cotera plus au-delà des cotations futures 2012, la référence pour la valorisation des quotas d'émission de CO2 a été changée. 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 2013 évalués entre le 1er janvier 2012 et le 31 juillet 2012 inclus, sur le marché boursier ICE (Intercontinental Exchange) (7,9 €/tCO2 sur cette période).
1.2. Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI
 Les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2013 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 2011) 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 5,4 % entre 2011 et 2013, la hausse dans chaque ZNI étant uniformément répartie sur l'ensemble des catégories tarifaires ;
 ― taux de pertes moyen en légère diminution entre 2011 et 2013, passant de 11,1 % à 10,8 % ;
 ― recettes réseau en augmentation suivant le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité entré en vigueur le 1er août 2011 ;
 ― prise en compte du mouvement tarifaire national intervenu le 23 juillet 2012 (+ 2 % sur les tarifs bleus, jaunes et verts).
 Sur ces bases, les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2013 s'élèvent à 287,9 M€, réparties comme suit :
Tableau 1.2. ― Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2013
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 11 du 13/01/2013 texte numéro 25

 Notes du tableau :
 (1) Le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total déclaré par EDF (y compris les ventes aux agents), hors taxe, hors CTA (contribution tarifaire acheminement), hors rémanence de l'octroi de mer.
 (2) Les recettes brutes de production s'obtiennent en minorant les recettes totales des recettes réseau et de la part des recettes de gestion de la clientèle affectée à l'activité de fourniture (les recettes brutes de production incluent les recettes de commercialisation).
 (3) Les recettes brutes de production doivent être diminuées de la part des recettes issues de la vente des kWh produits dans le cadre des contrats d'achat, traités au chapitre 2.
 (4) Incluant les recettes correspondant aux services systèmes et aux pertes.
 (5) La part production du tarif de vente est utilisée pour évaluer les surcoûts dus aux contrats d'achat en ZNI.
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 1 121,9 M€ et 287,9 M€, le montant des surcoûts de production prévisionnels au titre de 2013 dans les ZNI est égal à 834,0 M€.
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
2.1. Définition
 Les surcoûts d'achat prévisionnels supportés par EDF en 2013 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 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 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 2013 est établie à partir des montants retenus au titre de 2011 et des évolutions prévues en 2012 et 2013, fournies et justifiées par EDF.
 L'évaluation prévisionnelle des tarifs d'achat se fonde sur les hypothèses suivantes :
 ― pour la cogénération :
  ― pour tous les contrats, aussi bien antérieurs que postérieurs au 11 février 2000, rémunération du gaz plafonnée à 92,5 % du prix de référence à considérer au titre des coûts d'approvisionnement en gaz d'un cycle combiné de 650 MW au tarif STS en vigueur ;
  ― tarif STS, incluant la TICGN, résultant de l'application de la formule de GDF Suez ;
  ― nombre d'installations fonctionnant en mode « dispatchable » calculé à partir de la proportion constatée d'installations ayant opté pour le mode « dispatchable » en 2011 ;
  ― 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 %) et prise en compte des contrats arrivant à échéance ainsi que des dispositions de l'arrêté du 14 décembre 2006, qui permet, sous réserve de travaux de rénovation, de bénéficier des tarifs d'obligation d'achat définis à l'annexe 1 de l'arrêté du 31 juillet 2001 ou des dispositions correspondantes ;
 ― indexation de 2,5 % par an par rapport aux tarifs de 2011.
 Pour la cogénération n'optant pas pour le mode « dispatchable », la CRE retient, pour 2013, un tarif d'achat prévisionnel de 131,0 €/MWh pour les contrats C97 (3), de 130,1 €/MWh pour les contrats C99 (3) et de 139,3 €/MWh pour les contrats C013. Ces tarifs sont établis sur la base du tarif effectivement constaté en 2011 (respectivement 126,6 €/MWh, 122,7 €/MWh et 131,2 €/MWh) et des hypothèses exposées ci-dessus.
 De nombreux contrats d'achat d'électricité à des installations de cogénération arrivent à échéance en 2012 et en 2013. La CRE fait l'hypothèse que 60 % des contrats arrivant à échéance (au sens de la puissance garantie) sont remis en service à l'hiver suivant (la production redémarre au 1er novembre).
 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 229 €/MWh. La prime fixe a été évaluée à 86,5 €/kW.
 Pour l'hydraulique, la CRE retient, pour chaque type de contrat, le tarif moyen constaté sur 2011 indexé ainsi qu'une durée de fonctionnement normative supérieure à celle constatée en 2011, année de faible hydraulicité.
 Pour la filière éolienne, la CRE retient pour 2013 :
 ― pour les contrats E01 (4) et EOLE 2005 (4), des puissances installées respectivement de 1 025 MW et de 33 MW sans évolution ultérieure ;
 ― aucune évolution pour les contrats E06 par rapport à la puissance actuelle de 1 463 MW ;
 ― le développement 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. La CRE retient un flux de mises en service d'environ 330 MW en 2012, de 30 MW par mois pendant le premier semestre 2013 puis de 50 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 2011 indexés de 2 % par an ;
 ― le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 88,6 €/MWh.
 Pour les centrales d'incinération, la CRE a considéré un accroissement du parc de 9 MW au cours de l'année 2012 et de 20 MW au cours de l'année 2013. La durée de fonctionnement est de 6 675 heures, correspondant à un profil moyen observé sur le parc au cours des exercices précédents. Le tarif moyen d'achat retenu pour 2013 est de 57,2 €/MWh.
 Pour les centrales de production à partir de biogaz, aucun contrat d'achat n'arrive à échéance en 2012 ou 2013. La CRE fait l'hypothèse qu'environ 84 MW de nouvelles installations sous le régime tarifaire de l'arrêté du 19 mai 2011 seront mis en service avant décembre 2013. La CRE estime la puissance installée pour cette filière fin 2013 à environ 250 MW.
 Pour la filière biomasse, la CRE considère que 30 MW seront mis en service d'ici 2012 par les candidats retenus à l'issue de l'appel d'offres de 2006 et 48 MW par les candidats retenus à l'appel d'offres de 2009. Ces estimations sont fondées sur l'état d'avancement des projets mi-2012. Les premières installations sous le régime de l'arrêté tarifaire du 27 janvier 2011 devraient voir le jour en 2013, pour une puissance estimée de 20 MW. La puissance installée pour cette filière devrait atteindre 278 MW à la fin 2013, pour un prix d'achat unitaire moyen de 128,4 €/MWh.
 La puissance des installations photovoltaïques raccordées au réseau d'ERDF et de RTE devrait atteindre 4,5 GW fin 2012 (à rapporter à l'objectif de 5,4 GW installés en 2020 fixé par la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité). Cette puissance résulte de la résorption de la file d'attente des projets non suspendus par le décret du 2 décembre 2010 et de la mise en service de nouvelles installations bénéficiant des conditions tarifaires de l'arrêté du 4 mars 2011. La résorption de la file d'attente des installations sous le régime des arrêtés de 2006 et de 2010 devrait conduire à un parc d'environ 3,4 GW pour ces arrêtés tarifaires. Le développement sous le régime tarifaire de 2011 et sous le régime des appels d'offres de 2011 pourrait conduire à la mise en service de 940 MW d'ici fin 2013. Le prix d'achat prévisionnel moyen du photovoltaïque ressort à 459,0 €/MWh.
 (3) 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.
 (4) 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.