2.1.2. Le mouvement tarifaire proposé permet de couvrir les coûts constatés de production 2011
pour les tarifs jaunes et verts, mais pas pour les tarifs bleus
 Sur la base de la valeur historique des actifs pour la détermination des capitaux engagés et en tenant compte du taux de rémunération des capitaux d'EDF, la part production des tarifs réglementés de vente envisagés au 23 juillet 2012 permet des couvrir les coûts de production constatés sur 2011 pour les tarifs jaunes et verts, mais pas pour les tarifs bleus.
 Cette situation s'explique notamment par le fait que la part production des tarifs bleus actuellement en vigueur couvrait les coûts de production, tant prévisionnels pour 2011 que constatés pour 2010, avec une marge moindre que les tarifs jaunes et verts.
 A titre d'information, la CRE relève que la part production des tarifs envisagés ne permet pas de couvrir les coûts de production moyens (sur toutes les catégories tarifaires) constatés sur 2011.
€/MWh
BLEU
JAUNE
VERT
MOYENNE
des tarifs
Part « production » des TRV envisagés
45,2
48,2
45,0
45,5
Coûts comptables de production 2011
47,7
46,6
43,2
46,2
Hausse envisagée
2,0 %
2,0 %
2,0 %
2,0 %
Evolution tarifaire requise pour couvrir les coûts
4,6 %
0,2 %
― 1,0 %
2,9 %
 Source : calculs CRE sur la base de données EDF 2011.
 A la maille de l'option tarifaire, il apparaît une grande disparité en matière de couverture des coûts. En particulier, le niveau des tarifs à différenciation temporelle est aujourd'hui trop bas, ce qui limite l'efficacité de ces tarifs dans le cadre de la résolution des problématiques de maîtrise de la demande d'énergie. La résorption de ces disparités requerrait une évolution tarifaire différenciée en niveau entre les différentes couleurs tarifaires ainsi que la poursuite de l'évolution en structure au sein des barèmes tarifaires qui avait débuté à l'occasion du mouvement de 2009.
2.1.3. Le mouvement tarifaire proposé ne permet pas de couvrir les coûts de production prévisionnels 2012
pour les tarifs bleus et jaunes. Seuls les tarifs verts couvrent les coûts
 La CRE a comparé les coûts de production prévisionnels (en €/MWh) communiqués par EDF pour les années 2009 à 2011 et les coûts de production réellement constatés au titre de ces mêmes années. Il apparaît ainsi de forts écarts entre ces données, de l'ordre de 10 %. Ceux-ci sont liés à la fois à une importante variabilité des volumes vendus aux clients aux tarifs réglementés de vente d'une année sur l'autre, en raison des aléas de température qui affectent essentiellement la clientèle résidentielle, ainsi qu'à la part prépondérante du poste « achats de combustibles et d'énergie » dans les charges d'exploitation, près de 50 %, par nature très volatile.
 En parallèle, la CRE a reconstitué la chronique des coûts de production constatés entre 2006 et 2011. L'augmentation annuelle moyenne de ces coûts, relativement stable sur la période considérée, est de l'ordre de 6 %.
 A la lumière de ces analyses et compte tenu du caractère éminemment incertain des coûts prévisionnels, il est pertinent d'appliquer la hausse moyenne des coûts constatés aux coûts de production de 2011 pour en déduire une estimation des coûts de production pour l'année 2012. L'analyse de la couverture de ces coûts par la part production des tarifs réglementés de vente permet de donner un ordre de grandeur des hausses qui pourraient se révéler nécessaires pour couvrir les coûts prévisionnels d'EDF sur 2012.
 Ainsi, la part production envisagée au 23 juillet 2012 ne permet pas de couvrir les coûts de production prévisionnels estimés pour 2012 par couleur tarifaire, à l'exception des tarifs verts :
€/MWh
BLEU
JAUNE
VERT
MOYENNE
des tarifs
Part « production » des TRV envisagés
45,2
48,2
45,0
45,5
Coûts comptables de production 2012 estimés
48,7
48,7
44,7
48,3
Hausse envisagée
2,0 %
2,0 %
2,0 %
2,0 %
Evolution tarifaire requise pour couvrir les coûts
5,7 %
2,6 %
1,5 %
5,3 %
 Source : calculs CRE sur la base de données EDF.
2.2. Couverture des coûts des DNN
 Le tarif de cession augmente de 2,3 % pendant que le niveau moyen des tarifs réglementés de vente d'électricité progresse de 2 %. Cette opération permet de maintenir la marge brute des DNN (6)  sur l'activité de vente aux tarifs réglementés à un niveau similaire au niveau actuel.
 (6) Définie comme la différence entre le tarif réglementé de vente net de la part acheminement et le tarif de cession.