1.2.4. Recettes de production
 Les recettes de production dans les ZNI s'élèvent en 2009 à 323,1 M€, calculées comme indiqué dans le tableau 1.3.
Tableau 1.3 : recettes de production d'EDF dans les ZNI en 2009
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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 (1) Le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total issu de la vente d'électricité aux tarifs intégrés (y compris aux agents), hors taxe, hors rémanence de l'octroi de mer et hors CTA.
 (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, ou ne donnant pas droit à compensation (liaison SACOI ― Sardaigne-Corse-Italie).
 (4) Incluant les recettes correspondant à la vente de services systèmes et la compensation des pertes.
 (5) La part production du tarif de vente est utilisée pour évaluer les surcoûts dus aux contrats d'achat en ZNI (voir paragraphe A.2.2.2).
1.3. Surcoûts de production constatés dans les ZNI
 Les coûts de production retenus par la CRE et les recettes de production d'EDF s'élevant respectivement à 1 129,9 M€ et 323,1 M€, le montant des surcoûts de production constatés dans les ZNI en 2009 est de 806,8 M€.
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
 Les surcoûts d'achat supportés par EDF en 2009 sont dus aux contrats d'achat suivants :
 ― les contrats relevant de l'obligation d'achat (article 10 de la loi du 10 février 2000) ;
 ― les contrats issus des appels d'offres (article 8 de la loi précitée) ;
 ― les contrats conclus ou négociés avant la loi du 10 février 2000 (article 50 de la loi précitée) ;
 ― les contrats conclus dans les ZNI avec des producteurs indépendants en dehors du cadre des articles 8, 10 et 50 de la loi précitée (V de l'article 4 du décret du 28 janvier 2004) ;
 ― les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables » (article 48 de la loi précitée).
 En application de l'article 5 de la loi du 10 février 2000, 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 l'électricité évalué à « la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité ».
2.1. Coûts dus aux contrats d'achat
2.1.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat (hors ZNI)
2.1.1.1. Quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF (hors ZNI)
 Les quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF en métropole continentale au titre de l'année 2009, établis sur la base d'une comptabilité appropriée contrôlée par ses commissaires aux comptes, sont présentés dans le tableau 1.4.
 Au titre de 2009, 30,8 TWh ont été déclarés par EDF pour un montant de 2 920,3 M€.
Tableau 1.4 : quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF pour 2009 (hors ZNI)
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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2.1.1.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE (hors ZNI)
 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, eu égard aux arrêtés tarifaires en vigueur, rémunération complémentaire) sur l'ensemble des contrats déclarés.
 La CRE ne prend pas en compte le coût d'achat exposé si le contrat d'achat correspondant n'est pas signé, ou si une incertitude demeure sur la conformité de ce coût avec le contrat signé. En effet, compte tenu du nombre croissant de contrats traités (plus de 4 500 contrats en 2007, 7 470 en 2008, près de 20 000 en 2009), les différents éléments constitutifs du coût d'achat relatif à un contrat (prime fixe, rémunération variable, rémunération complémentaire) ne peuvent être pris en compte séparément, au cours d'exercices de régularisation de charges distincts, au fur et à mesure de la justification de chaque élément. Une telle méthode s'avérerait rapidement ingérable, tant pour EDF que pour la CRE. Une prise en compte partielle, une année donnée, des coûts relatifs à un contrat, qui ferait l'objet, les années ultérieures, éventuellement par étapes, de justifications sur les coûts non retenus initialement, risquerait de se traduire, du fait de la multiplicité des opérations de contrôle à réaliser, par des erreurs dans les coûts finalement retenus (ex : doublons ou oublis d'une des composantes du coût d'achat).
 Cogénération :
 La CRE s'est assurée de la conformité des montants déclarés pour la filière cogénération, en particulier de la stricte application des modalités de rémunération du gaz applicables au cours de l'exercice 2009. Il s'agissait notamment de vérifier, sur l'ensemble des contrats concernés que la prise en compte de la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) dans la composante rémunération du gaz du tarif d'achat cogénération avait été répercutée, en application de l'article 135 de la loi de finances rectificative pour 2009.
 Autres filières :
 En dehors des contrôles effectués sur la filière cogénération, la CRE a demandé à EDF des compléments sur 55 contrats sur un total de 18 756 contrats. Les réponses apportées par EDF ont permis de valider la totalité de ces contrats moyennant différentes corrections mineures.
 Compte tenu du nombre fortement croissant de contrats déclarés d'année en année, la stabilisation du nombre de compléments d'informations demandés à EDF et le faible nombre de corrections finalement opérées par la CRE témoignent d'une amélioration continue de la gestion de l'obligation d'achat par EDF.
 Les quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE en métropole continentale pour 2009 sont détaillés dans le tableau 1.5.
Tableau 1.5 : quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE pour 2009 (hors ZNI)
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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 Les volumes achetés en 2009 sont en hausse de 4,4 % par rapport à 2008 et les coûts d'achat de 3,1 %. On constate ainsi une légère diminution du tarif moyen d'achat à 95,0 €/MWh, contre 96,2 €/MWh en 2008.
 Les filières prépondérantes sont la cogénération (42 % des volumes achetés), la filière éolienne (25 %) et l'hydraulique (19 %).
 Les achats réalisés auprès des installations de cogénération utilisant des combustibles fossiles contribuent très majoritairement à la diminution des montants retenus par la CRE au titre de l'obligation d'achat (― 148,3 M€). Cet effet résulte, d'une part, de la diminution des volumes d'électricité produite par cogénération entre 2008 et 2009 (― 658,1 GWh), d'autre part, de la baisse des prix du gaz utilisés dans le calcul du tarif. Le tarif moyen d'achat pour la cogénération a ainsi diminué entre les deux années.
 Suite à l'annulation en août 2008 de l'arrêté du 10 juillet 2006 fixant les conditions tarifaires de l'électricité d'origine éolienne, la mise en service de plusieurs installations a été reportée postérieurement à la date de publication du nouvel arrêté (13 décembre puis 28 décembre 2008). L'année 2009 a donc été marquée par une augmentation significative de l'énergie produite par cette filière par rapport à 2008 (+ 47,5 % soit + 2,4 TWh).
 La production hydraulique a diminué (― 13,8 % soit ― 930,5 GWh). Cette diminution résulte d'une hydraulicité inférieure à celle observée en 2008, notamment à partir de mois d'avril 2009.
 Le fort développement de la filière photovoltaïque s'est traduit en 2009 par une forte augmentation de l'énergie produite sur cette période (multipliée par 5,2 soit + 81,1 GWh). Le coût d'achat a lui été multiplié par 6,0 (+ 42,5 M€). Cette tendance devrait encore s'accentuer dans les années à venir.
 La production de la filière « Diesel dispatchable » a augmenté en 2009 (+ 7,4 GWh soit + 36,9 %). L'augmentation de la production couplée à la baisse des prix des combustibles fossiles et à l'exonération de la taxe intérieure de consommation sur les produits pétroliers a induit une très forte diminution du tarif moyen d'achat (― 41,3 %).
 Les volumes d'électricité produits par les installations d'incinération ainsi que celles fonctionnant à partir de biogaz et de biomasse ont nettement augmenté par rapport à l'année 2008. Pour les deux dernières filières cette tendance s'explique par le développement de nouvelles installations.
2.1.2. Quantités d'électricité et coûts d'achat retenus dans les ZNI
 La CRE a retenu, au titre des contrats d'achat en ZNI, l'intégralité des quantités d'électricité et coûts d'achat transmis par EDF dans sa base de données modifiée, à l'exception du contrat relatif à la liaison à courant continu Sardaigne-Corse-Italie (SACOI) et d'un contrat de type Eole 2005 à Saint-Pierre-et-Miquelon.
 A l'instar des remarques formulées les années précédentes, 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 ».
 Un contrat de type Eole 2005 à Saint-Pierre-et-Miquelon n'a également pas été retenu dans la mesure où le malus prévu au contrat, qui aurait dû être appliqué au producteur par EDF en 2009 compte tenu de la production de l'installation, ne l'a pas été.
 Compte tenu de ce qui précède, les montants définitifs retenus au titre des contrats d'achat 2009 en ZNI sont les suivants :
Tableau 1.6 : quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE dans les ZNI pour 2009
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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 La diminution des montants achetés dans les ZNI par rapport à 2008 résulte de plusieurs facteurs :
 ― une forte baisse des cours du charbon a réduit le coût d'achat aux centrales bagasse-charbon de Guadeloupe et de La Réunion. La diminution induite est de l'ordre de 50 M€, le coût d'acquisition des quotas de GES pour ces installations étant resté proche entre 2008 et 2009 ;
 ― les cours du pétrole ont également baissé en 2009, induisant une diminution des coûts de combustibles pour les installations fonctionnant au fioul (en Guadeloupe et en Martinique) ;
 ― une diminution des coûts d'achat sur l'interconnexion SARCO (Sardaigne-Corse), due à la baisse des prix de marché observés en Italie ;
 ― la forte diminution des coûts d'achat de l'électricité produite par la centrale géothermique de Bouillante en Guadeloupe, due à une longue indisponibilité ;
 ― le très fort développement de la production d'électricité issue d'installations photovoltaïques (augmentation de près de 70 % des volumes déclarés entre 2008 et 2009), dans la continuité des années précédentes, a légèrement compensé les effets décrits ci-dessus. Le montant d'achat à cette filière a augmenté de plus de 80 % entre 2008 et 2009, devenant ainsi la première énergie renouvelable en termes de coût (la revalorisation de l'électricité produite à partir de bagasse n'ayant pas encore été déclarée par EDF).
2.1.3. Coût du contrôle des installations de cogénération, biomasse et biogaz
 Le contrôle des installations de cogénération, biomasse et biogaz effectué par EDF permet de vérifier leur efficacité énergétique et la correcte application de la rémunération complémentaire facturée par le producteur. Le coût supporté par EDF au titre de ce contrôle découlant de ces achats, il doit être compensé.
 Les contrôles effectués au titre de l'année 2009 représentent 0,2 M€.
2.2. Coûts évités à EDF par les contrats d'achat
2.2.1. Coût évité par les contrats d'achat hors ZNI
2.2.1.1. Cas général
 La loi du 10 février 2000 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 indiqué désormais retenir une combinaison de prix de marché à terme pour le calcul du coût évité par l'obligation d'achat. Ce nouveau principe de calcul est applicable pour 2010. En revanche, pour 2009, les prix de marché de référence demeurent ceux observés sur le marché day-ahead, EPEX SPOT.
 Les prix de marché mensuels obtenus permettent de calculer, mois par mois, le coût évité à EDF par les contrats d'achat (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »).
 Le coût évité obtenu s'élève à 1 268,2 M€ (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »), en baisse de près de 29 % par rapport à 2008 (1 792,7 M€) du fait de prix de marché en baisse et de la diminution des volumes d'achat.
Tableau 1.7 : coût évité à EDF par les contrats d'achat en métropole continentale en 2009
(hors contrats horosaisonnalisés, « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »)
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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2.2.1.2. 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 correspondant sensiblement aux heures où le prix de marché est haut. Il existe, dans le cas de 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. Sont utilisés à cette fin les prix de marché horaires. Le coût évité correspondant est égal à 72,1 M€ (pour 1 651,3 GWh).
2.2.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat « appel modulable »
 Les installations « dispatchables », qui font l'objet de contrats type « appel modulable », représentent en 2009 une puissance garantie de 585,2 MW et ont produit 27,5 GWh. 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 référence de marché précédemment utilisée ayant disparu (le contrat entre EDF et RTE pour la mise à disposition de puissance sur la région Provence-Alpes-Côte d'Azur est en effet arrivé à échéance le 31 décembre 2007), la CRE retient, pour 2009, la valorisation de la puissance mise à disposition du RTE par EDF dans le cadre des réserves complémentaires. La prime fixe est 19,6 €/kW sur la période allant du 1er janvier 2009 au 31 mars 2009 et de 20,8 €/kW du 1er avril 2009 au 31 décembre 2009. Le coût fixe évité par les installations « dispatchables » est ainsi évalué à 11,6 M€ (22).
 Le coût évité « énergie » se calcule en fonction de l'utilisation effective par EDF de l'énergie achetée. Les 21,9 GWh achetés aux installations « dispatchables » pour revente sur le mécanisme d'ajustement sont valorisés au prix des écarts à la baisse constaté sur le mécanisme d'ajustement pour chaque période d'appel considérée (soit un coût évité de 6,7 M€). Les 5,7 GWh complémentaires achetés pour une utilisation hors ajustement sont, quant à eux, valorisés, pour chaque mois de l'année 2009, sur la base d'une moyenne mensuelle des prix pointe journaliers (soit un coût évité de 0,4 M€). Le coût évité « énergie » est ainsi évalué à 7,1 M€.
 Au total, le coût évité à EDF en 2009 par les installations « dispatchables » bénéficiant d'un contrat de type « appel modulable » est de 18,7 M€.
 (22) 12,0 M€ de valorisation de la puissance garantie disponible en début d'année (585,2 MW), diminués de 0,4 M€ pour tenir compte de contrats dispatchables (108 MW) arrivés à échéance le 31 octobre 2009 et pour lesquels le calcul du coût fixe évité doit être diminué des mois de 2009 où cette installation n'était plus mise à disposition du système électrique.