Coût évité par la production quasi certaine.
 La puissance quasi certaine retenue pour l'année 2012 est indiquée dans le tableau 2.7.
Tableau 2.7. ― Puissance quasi certaine retenue pour 2012
PUISSANCE QUASI CERTAINE (MW)
Ruban de base
700
Surplus de production Q1 (6)
3 600
Surplus de production M11 (7)
3 300
Surplus de production M12 (6)
3 300

 (6) Premier trimestre.
(7) M11 : novembre ; M12 : décembre.
Tableau 2.8. ― Prix de marché retenus pour 2012
RUBAN
Q1
M11
M12
54,89
63,91
57,15
55,57
 Ainsi, le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 18,8 TWh, est de 1 112,0 M€.
   Coût évité par la production aléatoire hors photovoltaïque.
 Le coût évité par la production aléatoire hors photovoltaïque s'élève à 627,0 M€ (hors contrats photovoltaïques, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »). Ce montant est détaillé dans le tableau 2.9.
Tableau 2.9. ― Prix de marché mensuels et coût évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2012
(hors PV, contrats horosaisonnalisés, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »)
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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2.2.1.2. Coût évité par la production photovoltaïque
 La nouvelle méthode de calcul du coût évité par la production photovoltaïque, décidée sur la base des recommandations du rapport Charpin-Trink issu de la concertation postérieure au moratoire de 2011, vise à mieux prendre en compte les caractéristiques de la production PV. Le coût évité par cette production est calculé par référence à un prix moyen mensuel, basé sur les prix spot horaires du marché de gros pondérés par les coefficients de production horo-saisonniers du profil PRD. 3 (utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution).
 Le calcul du coût évité par la production photovoltaïque distingue les contrats d'achat selon leur rythme de facturation (mensuel, semestrielle ou annuelle). Pour ces trois types de contrats, un prix de référence est calculé pour chaque mois, égal à la moyenne pondérée des prix profilés sur la période couverte par la facture (un, six ou douze mois glissants).
 Le coût évité par la production photovoltaïque en 2012 s'élève ainsi à 180,5 M€. Ce montant est détaillé dans le tableau 2.10.
Tableau 2.10. ― Prix de référence et coût évité à EDF
par les contrats d'achat PV (hors ZNI) en 2012
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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2.2.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat horosaisonnalisé
 Certaines installations bénéficient de contrats d'achat à différenciation horosaisonnière : la rémunération du producteur par EDF dépend du moment où il produit son électricité. Les périodes horosaisonnières où le tarif est élevé correspondent sensiblement aux heures où le prix de marché est haut. Il existe donc dans le cas de ces contrats une corrélation temporelle entre le volume acheté par EDF et le prix de marché.
 Le coût évité doit par conséquent être calculé par poste horosaisonnier. Sont utilisés à cette fin les prix de marché horaires. Le coût évité correspondant est égal à 73,6 M€.
2.2.1.4.  Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable »
 Les installations « dispatchables », qui font l'objet de contrats type « appel modulable », représentaient en 2012 une puissance garantie de 138 MW. Le service rendu à EDF par ces installations est double : la mise à disposition de capacités de puissance permet à EDF de se couvrir contre le risque de défaillance, et l'énergie produite participe à la fourniture des clients en période de pointe. La valorisation de ces centrales doit donc tenir compte, non seulement de l'énergie produite, mais également de la capacité de puissance garantie.
 La valorisation de la puissance mise à disposition de RTE dans le cadre des réserves complémentaires est retenue pour le calcul du coût évité. 2012 est la première année où EDF n'a pas remporté l'intégralité des lots de l'appel d'offres. La prime fixe unitaire pour la puissance mise à disposition est donc calculée à partir de la moyenne des offres retenues pour les lots 1, 2 et 3 de l'appel d'offres du gestionnaire de réseau. Le coût fixe évité par les installations « dispatchables » est ainsi évalué à 1,5 M€.
 Le coût évité « énergie » se calcule en fonction de l'utilisation effective par EDF de l'énergie achetée. L'énergie achetée pour l'ajustement est valorisée au prix des écarts à la baisse constaté sur le mécanisme d'ajustement pour chaque période d'appel considérée (soit un coût évité de 0,15 M€). L'énergie achetée pour une utilisation hors ajustement est valorisée sur la base d'une moyenne mensuelle des prix pointe journaliers (soit un coût évité de 0,1 M€). Au total, le coût évité à EDF en 2012 par les installations « dispatchables » bénéficiant d'un contrat de type « appel modulable » est de 1,8 M€.
2.2.1.5.  Cas particulier des installations de cogénération fonctionnant en mode « dispatchable »
 A l'instar des contrats de type « appel modulable », le basculement en mode « dispatchable » d'une installation de cogénération traduit la mise à disposition de capacité de puissance au bénéfice d'EDF.
 Ces installations, une fois basculées, doivent être valorisées suivant les mêmes principes que ceux prévalant pour les contrats « appel modulable », le service rendu à EDF étant analogue : la mise à disposition de capacités de puissance permet à EDF de se couvrir contre le risque de défaillance et l'énergie produite participe à la fourniture des clients en période de pointe. Le calcul du coût évité par ces installations nécessite donc de distinguer les achats effectués avant et après passage en mode dispatchable.
 Les installations de cogénération ayant fait l'objet, au cours de l'année 2012, d'un basculement en mode « dispatchable » ― ou d'une reconduction de celui-ci ― représentent une puissance garantie de 270,8 MW. Les achats effectués auprès de ces installations s'élèvent à 282 GWh, pour un montant d'achat retenu de 60,7 M€.
   Coût évité hors mode « dispatchable ».
 Le coût évité par les achats effectués aux installations de cogénération en dehors des périodes de dispatchabilité s'établit sur les mêmes bases que celles applicables aux contrats standards. Ce coût évité est ainsi évalué à 14,3 M€.
   Coût évité en mode « dispatchable ».
 Le coût évité par les achats effectués en mode « dispatchable » s'effectue suivant la même méthodologie que celle applicable aux centrales « dispatchables » et nécessite donc de déterminer un coût fixe évité et un coût évité « énergie ».
 A l'instar des contrats « appel modulable », le coût fixe évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable » s'établit en utilisant comme référence la valorisation moyenne de la puissance mise à disposition de RTE dans le cadre des réserves complémentaires.
 Le coût fixe évité en 2012 est évalué à 0,98 M€ pour l'ensemble des installations considérées. Le calcul du coût évité « énergie », quant à lui, ne peut s'effectuer à partir du mécanisme d'ajustement, dans la mesure où les contraintes d'appel afférentes aux installations de cogénération (préavis, montée en charge, durée minimale d'appel) ne permettent pas à EDF d'utiliser ces dernières sur ce mécanisme. Le coût évité « énergie » doit s'établir, pour chacune de ces installations, à partir des prix de marché horaires moyens sur les jours d'appel correspondants. Le coût évité « énergie » est ainsi évalué à 3 M€. Il correspond principalement aux appels des centrales dispatchables au mois de février 2012, période de vague de froid où les prix moyens journaliers ont pu largement dépasser les 100 €/MWh.
 Le coût évité à EDF en 2012 par les installations de cogénération ayant fait l'objet d'un basculement ou d'une reconduction en mode « dispatchable » est de 18,3 M€.
2.2.1.6. 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 continentale est de :
2 013,1 M€ (1 739 M€ + 180,5 M€ + 73,6 M€ + 1,8 M€ +18,3 M€)
2.2.2. Coût évité par les contrats d'achat dans les ZNI
 Conformément au décret du 28 janvier 2004, les surcoûts dus aux contrats d'achat dans les ZNI sont calculés par rapport à la part production du tarif de vente (tableau 2.3). L'électricité achetée par EDF valorisée à cette part production est évaluée à 194,7 M€, comme détaillé dans le tableau 2.11.
Tableau 2.11. ― Coût évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2012
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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2.3. Surcoûts dus aux contrats d'achat supportés par EDF
 Les surcoûts supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2012 s'élèvent à :
 3 055,5 M€ en métropole continentale (5 068,5 M€ de coût d'achat + 0,1 M€ de coût de contrôle des cogénérations ― 2 013,1 M€ de coût évité) ;
 542,6 M€ dans les ZNI (737,4 M€ de coût d'achat ― 194,7 M€ de coût évité),
soit un total de 3 598,1 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). Le décret n° 2006-924 du 26 juillet 2006 prévoit, 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. L'arrêté du 5 août 2008 fixe le plafond de ressources pour en bénéficier égal au plafond d'ouverture des droits à la couverture maladie universelle complémentaire. L'arrêté du 23 décembre 2010 a modifié l'annexe du décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 et a revu à la hausse de 10 % le niveau de réductions et versements forfaitaires. Le chapitre I du décret n° 2012-309 du 6 mars 2012 a modifié la procédure d'attribution du TPN aux ayant-droits, rendant celle-ci automatique, sauf refus exprès de ceux-ci.
 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 dues au TPN
 Les pertes de recettes dues au TPN se sont élevées, en 2012, à 69,1 M€, contre 49,1 M€ en 2011. Cette augmentation des pertes de recettes est principalement due à l'automatisation de la procédure d'application du TPN, qui a permis un quasi-doublement du nombre de bénéficiaires.
 Au 31 décembre 2012, 1 178 000 clients bénéficiaient du TPN.
3.1.2. Surcoûts de gestion
 Les frais spécifiques dus à la mise en œuvre du TPN sont stables par rapport à l'année dernière, et passent ainsi de 5,4 M€ en 2011 à 5,6 M€ en 2012. Cette stabilité s'explique par les gains de productivité réalisés qui contrebalancent l'effet de la hausse du nombre de bénéficiaires.
3.1.3. Services liés à la fourniture
 Les charges imputables aux services liés à la fourniture des clients au TPN se sont élevées en 2012 à 1,4 M€. Elles ont triplé par rapport à 2011 (0,4 M€).
3.1.4. Bilan des charges liées au TPN
 Le total des charges à compenser à EDF en 2012 au titre du « tarif de première nécessité » s'élève à 76,1 M€, ZNI incluses.
3.2. Charges dues au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité
 Compte tenu des dispositions réglementaires, la compensation d'EDF au titre de sa participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité est de 15,2 M€ (20 % x 76 M€). Ce montant est nettement inférieur aux 23,1 M€ versés par EDF en 2012 au fonds de solidarité pour le logement.
 Les charges à compenser à EDF en 2012 au titre des dispositions sociales s'élèvent finalement à 91,3 M€, contre 65,9 M€ en 2011.
B. ― Charges supportées par les entreprises locales de distribution constatées au titre de l'année 2012
1. Surcoûts dus aux contrats d'achat
 Les surcoûts d'achat supportés par les ELD en 2012 sont dus aux 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) ;
 ― conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (article L. 121-7 du code précité).
 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, rémunérations proportionnelles, rémunération complémentaire eu égard aux arrêtés tarifaires en vigueur) sur l'ensemble des contrats déclarés.
 La CRE ne prend pas en compte le coût d'achat exposé si une incertitude demeure sur la conformité du coût exposé avec les conditions de rémunération prévues par les arrêtés tarifaires correspondants. Le nombre de contrats des ELD traités est en croissance exponentielle (de 1 554 en 2009 à 8 885 en 2011 et 12 750 en 2012). Ce nombre ne permet pas de procéder à une vérification individuelle des coûts des contrats. La CRE a demandé aux ELD les factures et les détails de calculs pour les contrats présentant les écarts les plus importants entre les montants exposés et les montants normatifs à disposition de la CRE (environ 290 producteurs identifiés).
 Les réponses apportées n'ont pas permis de valider sans réserve la totalité de ces contrats et ont nécessité la correction de certains montants exposés. L'information fournie par les ELD a mis en évidence une confusion récurrente entre les tarifs d'achat et les formules d'indexation de différents arrêtés tarifaires photovoltaïques. Une autre difficulté consiste dans l'identification par les producteurs ou par les ELD des bons coefficients d'indexation pour toutes les filières de production. La CRE constate que les factures souvent sont établies par les producteurs sans suivi régulier ou contrôle spécifique de la part des ELD.
 Conformément au 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. La CRE doit donc désormais vérifier dans quel périmètre a été injectée l'électricité issue des contrats d'obligation d'achat, afin de savoir si cette électricité se substitue à de l'énergie achetée au prix de marché ou au tarif de cession.
 En 2012, 8 ELD se sont approvisionnées à la fois aux tarifs de cession et sur le marché. Elles ont cependant toutes injecté la totalité de l'énergie issue des contrats d'obligation d'achat dans le périmètre de vente aux tarifs réglementés de vente, et leur coût évité est donc calculé en référence aux tarifs de cession.
 Les surcoûts retenus au titre de l'obligation d'achat s'élèvent ainsi, en 2012, à 172,2 M€, en hausse de 46 % par rapport à 2011. Cette augmentation s'explique par une hausse des coûts d'achat (+ 41 %) supérieure à l'augmentation du coût évité (+ 26 %), conséquence notamment du développement de la filière photovoltaïque. Les surcoûts d'achat de cette filière s'élèvent désormais à 100,6 M€, bien supérieurs à ceux de l'éolien (36,8 M€) et de la cogénération (21,4 M€).
2. Charges dues aux dispositions sociales
 L'entrée en vigueur, en 2005, de la tarification spéciale « produit de première nécessité » (TPN) induit, pour les ELD concernées, des pertes de recettes et des frais de mise en œuvre supplémentaires (par rapport à ceux supportés pour une gestion « classique » du portefeuille de clients), notamment des frais de personnel et des prestations externes.
 Au total, les surcoûts de gestion se sont élevés en 2012 à 0,49 M€, dont 0,44 M€ de frais de personnel. Ce surcoût est comparable à celui constaté en 2011 (0,5 M€). L'automatisation de la procédure d'attribution du TPN n'a donc pas eu d'effet sur ces surcoûts en 2012.
 La CRE constate une forte disparité dans les coûts de gestion exposés à la compensation. Le niveau des coûts de gestion exposés, rapportés au nombre de clients bénéficiaires, diverge fortement entre les fournisseurs (de 5 € par client à 552 € par client [8]), qu'il y ait recours ou non à un prestataire extérieur. Les frais de mise en œuvre peuvent ainsi représenter jusqu'à 80 % du total des charges retenues au titre de l'application du TPN.
 Les charges relatives à la tarification spéciale « produit de première nécessité » sont évaluées, pour 2012, à 2,3 M€.
 Conformément à l'arrêté du 24 novembre 2005, la compensation des charges dues au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité s'effectue, pour chaque ELD, à hauteur de 20 % des charges dues au TPN, dans la limite des versements effectués au fonds de solidarité pour le logement. Pour 2012, cette compensation s'élève à 0,3 M€ pour l'ensemble des ELD ayant déclaré des charges afférentes à ce dispositif.
 Les charges dues aux dispositions sociales s'élèvent, pour 2012, à 2,6 M€ (2,3 M€ + 0,3 M€), en augmentation de 4 % par rapport à 2011.
 (8) Cas extrême d'une ELD ayant un seul client au TPN.