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'élèvent respectivement à 850,5 M€ et 242,3 M€, le montant des surcoûts de production prévisionnels au titre de 2015 dans les ZNI est égal à 608,2 M€.
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
2.1. Définition
Les surcoûts d'achat prévisionnels supportés par EDF en 2015 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 2015 est établie à partir des montants retenus au titre de 2013 et des évolutions prévues en 2014 et 2015, fournies et justifiées par EDF. Comme indiqué en introduction, la CRE n'a pas modifié ces prévisions.
L'évaluation des coûts d'achat, faite par EDF et partagée par la CRE, se fonde sur les hypothèses suivantes :
- pour la cogénération (installations < 12 MW) :
- basculement des installations vers les conditions tarifaires prévues par l'arrêté de 2013 ;
- nombre d'installations fonctionnant en mode « dispatchable » calculé à partir de la proportion constatée d'installations ayant opté pour le mode dispatchable en 2013 ;
- indexation des tarifs par rapport aux tarifs de 2013.
Le parc de cogénération est globalement stabilisé en fin d'année 2013, mais quelques installations verront leur contrat arriver à échéance en 2014 et 2015. Les centrales de cogénération d'une puissance inférieure à 12 MW peuvent bénéficier d'un nouveau contrat d'obligation d'achat sous réserve de la réalisation d'un programme d'investissements de jouvence. EDF fait l'hypothèse que 10 % de ces contrats arrivant à échéance (au sens de la puissance garantie) sont remis en service sans interruption et que 50 % sont remis en service à l'hiver suivant (la production redémarre au 1er novembre). EDF prévoit par ailleurs que le parc se développe par la mise en service de nouvelles installations à un rythme de 35 MW par an.
La filière diesels « dispatchables » est en extinction progressive. Sa puissance installée future est précisément connue.
Pour l'hydraulique, EDF retient une hypothèse d'un développement du parc à un rythme de 12 MW par an, et du maintien sous obligation d'achat de 80 % des installations dont le contrat arrive à échéance, bénéficiant de l'arrêté « rénovation ». Une hypothèse d'hydraulicité normale est retenue pour le calcul du productible.
Pour la filière éolienne, EDF retient une hypothèse de développement du parc installé de 90 MW par mois, et une durée moyenne de fonctionnement de 2 094 heures. Le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 90,6 €/MWh.
Pour les centrales d'incinération, EDF prend l'hypothèse d'un accroissement du parc de 29 MW au cours de l'année 2014 et de 15,5 MW au cours de l'année 2015. Cette croissance est uniquement due à la reconduction sous obligation achat de centrales rénovées. La durée de fonctionnement retenue est de 6 094 heures, et le tarif moyen d'achat est de 59,3 €/MWh.
Pour la filière biogaz, EDF fait l'hypothèse que 36 MW de nouvelles installations sous le régime tarifaire de l'arrêté du 19 mai 2011 seront mis en service annuellement. Le prix unitaire moyen est estimé à 115,1 €/MWh.
Pour la filière biomasse, EDF considère que 250 MW seront mis en service d'ici à 2015 par les candidats retenus à l'issue des appels d'offres de 2009 et 2010. Un développement du parc de 5 MW par trimestre, sous l'effet de l'arrêté tarifaire du 27 janvier 2011, est également attendu. Le coût unitaire d'achat pour la filière est de 140,5 €/MWh.
Le développement de la filière photovoltaïque en 2014 et 2015 se fera sous le régime tarifaire de 2011 (+ 400 MW par an) et sous le régime des appels d'offres de 2011 et 2013 (+ 372 MW en 2015). Le prix d'achat prévisionnel moyen du photovoltaïque s'établit à 390,6 €/MWh, en baisse par rapport à la prévision 2014 en raison de l'entrée en vigueur de nouveaux contrats dont les prix d'achat sont moins chers.
Prévisions :
Compte tenu de ce qui précède, les quantités et les coûts d'achat prévisionnels pour 2015 sont indiqués dans le tableau 1.3.
Tableau 1.3. - Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels pour 2015 (hors ZNI) 
Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du 

JOnº 0302 du 31/12/2014, texte nº 217

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. EDF ne prévoit pas d'appel pour les installations de cogénération en mode dispatchable.
La diminution prévue des quantités achetées à la filière hydraulique s'explique par les conditions météorologiques très favorables de l'année 2013.
La filière éolienne poursuit son développement avec une production estimée à 19,2 TWh, soit une augmentation de 26,5 % par rapport à 2013. Le coût d'achat unitaire augmente avec l'inflation.
Les filières biomasse et biogaz se développent également significativement :
- biomasse : la croissance de cette filière résulte de la mise en service d'installations issues d'appels d'offres 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 publié en novembre 2011.
Les volumes d'énergie de la filière photovoltaïque augmentent de 45 % par rapport à 2013, sous l'effet du développement du parc. Cette croissance soutenue du parc conduit à une hausse des volumes d'énergie, mais surtout du coût d'achat en 2015. Le photovoltaïque représentera 41 % du coût de l'obligation d'achat en métropole, pour 14,5 % 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 2015 sont présentés dans le tableau 1.4.
Tableau 1.4. - Quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2015 
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JOnº 0302 du 31/12/2014, texte nº 217

Les volumes d'achat prévus en 2015 sont en hausse de 44,5 % par rapport aux volumes achetés en 2013 et les coûts d'achat correspondant croissent de 50,4 % du fait du remplacement des centrales d'EDF SEI par des installations exploitées par EDF PEI. L'installation du port située sur l'île de La Réunion a été intégralement remplacée en 2013. En 2015, il est envisagé la mise en service complète des centrales de Lucciana en Corse et de Bellefontaine en Martinique, ainsi qu'une mise en service partielle de Jarry Nord en Guadeloupe.
Plus d'un tiers de l'électricité achetée provient de centrales thermiques et de groupes de secours (41 % du total des achats).
Les installations fonctionnant à la bagasse et au charbon constituent la deuxième source d'approvisionnement (33 % des volumes achetés).
La filière photovoltaïque continue à se développer mais à un rythme ralenti (prévision d'une croissance de 22 % de la production et des coûts d'achat afférents en 2013 et 2015 contre une prévision de croissance de 30 % entre 2012 et 2014). Les premières installations avec stockage sélectionnées à l'issue de l'appel d'offres de 2011 sont mises en service. L'électricité photovoltaïque représente le troisième poste de charges. Les coûts d'achat de cette filière sont proches de ceux des installations 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 2015, le montant prévu est identique à celui constaté en 2013, soit 0,3 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 quant à eux 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 2013 et le 31 août 2014.
Le coût évité ainsi obtenu s'élève pour l'année 2015 à 1 512,4 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, 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 2015
PUISSANCE QUASI CERTAINE (MW)
Ruban de base 
1 000
Surplus de production Q1 (1) 
2 200
Surplus de production M11/M12 (2) 
2 400
(1) Premier trimestre.
(2) M11 : novembre ; M12 : décembre.
Les cotations des produits à terme utilisés 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 2015
RUBAN
Q1
M11
M12
42,87
52,09
48,11
45,74
Le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 17,1 TWh, est de 791,7 M€.
Coût évité par la production aléatoire :
Tableau 1.7. - Prix de marché trimestriels pour 2015
Q1
Q2
Q3
Q4
51,20
33,09
36,89
47,59
Tableau 1.8. - Coût aléatoire prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2015 (hors contrats PV, contrats horosaisonnalisés, « modulables » et cogénérations « dispatchables » 
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JOnº 0302 du 31/12/2014, texte nº 217

Les prix de marché mensuels sur l'année 2015 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 720,7 M€ (hors contrats PV, contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »).
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, qui tient compte du profil de production de la filière.
La référence de coût évité pour la prévision 2015 est calculée en appliquant aux prix de marché mensuels, dont le calcul est décrit dans la partie précédente, le rapport moyen des prix spot pondérés par les profils de production horosaisonniers du profil PRD3 (utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution) sur les prix spot mensuels. Cette 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 2015 est de 285,3 M€.
2.3.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat horosaisonnalisé
Certaines installations bénéficient de contrats d'achat à différenciation horosaisonnière, ce qui signifie que 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, 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 horosaisonnier.
Ne pouvant prévoir, pour 2015, 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 2015 a varié, par kWh, par rapport à 2013, dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2013 et 2015. Ce prix de marché pondéré est en baisse de 5,1 %. Les volumes achetés sont eux en hausse, ce qui permet d'obtenir une estimation du coût évité de 84,5 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 2015, une puissance garantie de 52 MW. Leur production prévisionnelle s'élève à 0,8 GWh. La moyenne des résultats des appels d'offres de RTE pour la mise à disposition de réserves complémentaires a été retenue pour l'évaluation du coût fixe évité à l'acheteur obligé. Le coût fixe évité prévisionnel est ainsi évalué à 1,5 M€.
La valorisation du coût évité « énergie » s'effectue, quant à elle, suivant la même méthode que celle retenue pour les contrats horosaisonnalisés décrite ci-dessus (i.e. variation dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2013 et 2015). Sur cette base, le coût évité « énergie » par les installations « dispatchables » est évalué à 0,1 M€. Le coût évité total est donc de 1,6 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 la période hivernale de 2015, une puissance garantie de 94 MW, pour une production prévisionnelle sur appel estimée à 0 GWh par EDF. La production hors appel a été intégrée au calcul du coût évité du cas général.
Le principe de calcul du coût évité par ces installations pour 2015 est identique à celui adopté pour 2013 (cf. annexe 2 - A.2.2.1.5). Le coût fixe évité par les installations de cogénération en mode « dispatchable » est, ainsi, évalué à 1,3 M€. Le coût évité « énergie » pour la production sur appel est de 0 M€. Le coût évité total est donc de 1,3 M€.
2.3.1.6. Prise en compte de l'imprévisibilité d'une partie de la production sous obligation d'achat
La CRE précisait dans sa délibération du 9 octobre 2012 portant proposition relative aux charges de service public de l'électricité et à la contribution unitaire pour 2013 que l'imprévisibilité d'une partie de la production sous obligation d'achat induisait un surcoût pour EDF, qu'il faudrait en théorie retrancher du coût évité par les contrats d'achat. En effet, les installations sous obligation d'achat sont rattachées au périmètre d'équilibre d'EDF, et contribuent donc aux écarts globaux sur ce périmètre, qui sont ensuite facturés à EDF par RTE au titre du mécanisme d'ajustement.
Le 9 septembre 2014, la CRE a lancé une consultation publique sur les modalités de gestion de l'obligation d'achat en métropole continentale, qui visait à recueillir l'avis des parties intéressées quant à la création d'un périmètre d'équilibre dédié à l'obligation d'achat (PE-OA), permettant l'identification de ces écarts et des coûts associés. Un autre volet de cette consultation étudiait l'opportunité de vendre les volumes issus de l'obligation d'achat sur les marchés de l'électricité, selon des modalités reflétant la formule de coût évité. Cette évolution permettrait une mise à disposition de ces volumes à l'ensemble des acteurs, ainsi qu'une meilleure adéquation entre leur valorisation effective et celle retenue dans la formule de calcul du coût évité.
La CRE a reçu 16 réponses à cette consultation publique. Si les participants à cette consultation publique s'accordent dans leur grande majorité sur la pertinence de la création d'un PE-OA aux fins d'expliciter les coûts liés à l'imprévisibilité, les modalités de création et de gestion de ce périmètre et celles de la vente des volumes issus de l'obligation d'achat suscitent quant à elles de nombreuses propositions différentes. Des travaux complémentaires, sous l'égide de la CRE, associant l'ensemble des participants, seront menés au cours du 4e trimestre de l'année 2014.
En conséquence, les surcoûts de l'imprévisibilité n'ont pas été intégrés dans le calcul du coût évité 2015.
2.3.1.7. 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 1 885,0 M€ (791,7 M€ de coût évité par la production quasi certaine + 720,7 M€ de coût évité par la production aléatoire + 285,3 M€ de coût évité par les contrats photovoltaïques + 84,5 M€ de coût évité horosaisonnalisé + 1,6 M€ de coût évité par les installations « dispatchables » + 1,3 M€ de 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 les contrats d'achat dans les ZNI est calculé en valorisant l'électricité achetée par EDF à la part production des tarifs de vente appliqués aux clients non éligibles. Il s'élève à 368,0 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 2015 
Vous pouvez consulter l'image dans le fac-similé du 

JOnº 0302 du 31/12/2014, texte nº 217


          (*) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte au titre des surcoûts de production.