Prévisions :
Compte tenu de ce qui précède, les quantités et coûts d'achat prévisionnels pour 2011 évalués par la CRE en métropole continentale sont indiqués dans le tableau 1.3.
Tableau 1.3 : quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels pour 2011 (hors ZNI)
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 4 du 06/01/2011 texte numéro 75

Le montant des achats de l'électricité produite par les installations de cogénération est en diminution, en raison d'un repli de la production attendue (sorties de l'obligation d'achat de plusieurs installations aux cours des années 2010 et 2011), compensée par une augmentation attendue du tarif STS.
Les volumes prévisionnels d'achat à la filière hydraulique sont en augmentation entre 2009 et 2011. Une valeur de 3 200 heures de fonctionnement, supérieure à celle observée en 2009 a été utilisée pour évaluer les volumes prévisionnels. Les montants d'achats sont également en légère augmentation (effet mécanique).
La filière éolienne poursuit son fort développement avec une production estimée à 12,3 TWh, soit une augmentation de près de 62 % par rapport à 2009. Corrélativement, le montant d'achat augmente de près de 65 % entre 2009 et 2011. La puissance installée fin 2011 devrait s'élever à 6 GW. Les surcoûts résultant de la filière éolienne seraient alors de 376,4 M€.
Les filières biomasse et biogaz se développement également significativement, notamment, pour la filière biomasse, grâce aux projets issus des appels d'offres lancés par le ministre chargé de l'énergie :
― biomasse : les volumes devraient doubler entre 2009 et 2011 et les montants d'achat augmenter de 145 %. Le surcoût dû à cette filière serait alors de 50,9 M€ ;
― biogaz : les volumes devraient augmenter de plus de 50 % pour un surcoût estimé à 28,7 M€.
Quant à la filière photovoltaïque, son développement, et le surcoût afférent, sont particulièrement importants. En effet, les volumes d'achat sont multipliés par 17 entre 2009 et 2011 et les montants par près de 18 sur la même période. Le surcoût induit par la filière est de 820,9 M€, uniquement pour EDF. Le photovoltaïque devrait ainsi devenir, dès 2011, la filière la plus onéreuse, devant la cogénération. La puissance raccordée fin 2011 devrait atteindre 2,1 GW.
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 2011 sont présentés dans le tableau 1.4.
Tableau 1.4 : quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2011
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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Les volumes d'achat prévus en 2011 sont en hausse de 30,0 % par rapport aux volumes achetés en 2009 et les coûts d'achat de 68,9 %.
La filière prépondérante est représentée par les installations fonctionnant à la bagasse et au charbon (63 % des volumes achetés). La deuxième source d'approvisionnement provient du câble reliant la Corse et la Sardaigne (11 %). La production des groupes de secours et des centrales thermiques constitue 10 % et la filière photovoltaïque, malgré sa croissance, ne représente que 6 % des volumes achetés.
Le développement de la filière photovoltaïque (multiplication par plus de 6 de la production et par près de 6 du coût d'achat) contribue significativement à l'augmentation des volumes et des montants d'achats dans les ZNI.
Le prix prévisionnel du charbon est en recul par rapport à 2009. Cependant, la mise en service d'une nouvelle tranche fonctionnant à la bagasse et au charbon en Guadeloupe, ainsi que la production supplémentaire prévisionnelle des centrales et l'impact des avenants introduisant une prime supplémentaire au coût d'achat de l'électricité produite lors du fonctionnement à la bagasse (33,8 M€) conduit à une augmentation du coût d'achat de 48 % (+ 97,0 M€) pour cette filière.
L'installation de groupes de secours à Saint-Barthélemy et en Martinique, ainsi que la mise en service d'une nouvelle unité de production Diesel en Martinique augmente le volume d'électricité prévisionnel de 16 % (+ 50,2 GWh) et génère une augmentation du coût d'achat de 59 % (+ 31,4 M€).
Une nouvelle installation fonctionnant à partir de biomasse fonctionnera à pleine puissance à partir de fin 2010 et apportera environ 14 GWh complémentaires en 2011.
Etant donné que le malus prévu au contrat de type Eole 2005 à Saint-Pierre-et-Miquelon n'a pas été appliqué au producteur par EDF en 2009 (voir également annexe 2), ce contrat n'a pas été retenu dans le cadre des charges prévisionnelles de 2011 du fait du peu de visibilité sur l'évolution de la situation.
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 supporté par EDF au titre de ce contrôle doit être compensé, dès lors qu'il découle de l'obligation d'achat.
Pour 2011, le montant de ce contrôle est identique à celui constaté en 2009, soit 0,2 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
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 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. Le coût évité par la première est calculé en utilisant les prix de marché à terme observés sur EEX Power Derivatives. Quant au coût évité par la seconde, il continue d'être calculé en référence aux prix de marché day-ahead ou, pour une prévision, en référence à la moyenne des prix à terme trimestriels évalués aux mois de juin, juillet et août 2010.
Coût évité par la production quasi-certaine :
La puissance quasi-certaine de référence est indiquée dans le tableau 1.5. Toutefois, compte tenu de la date d'entrée en vigueur des nouveaux principes de calcul du coût évité (1er juillet 2009), il est nécessaire d'adapter cette puissance pour 2011 (tableau 1.6) (10).
Tableau 1.5 : puissance quasi-certaine de référence
PUISSANCE QUASI-CERTAINE (MW)
Ruban de base
700
Surplus de production Q1 (11)
3 600
Surplus de production M11/M12 (12)
3 600
(10) Pour plus de détails, voir le paragraphe 2.3 de la délibération de la CRE du 25 juin 2009 :

 http://www.cre.fr/fr/content/download/8733/154052/file/090625Evolutioncalculcoutelectriciteobligationachat.pdf.
(11) Premier trimestre.
M11 : novembre. M12 : décembre.
Tableau 1.6 : puissance quasi-certaine retenue pour 2011
PUISSANCE QUASI-CERTAINE (MW)
Ruban de base
525
Surplus de production Q1
3 600
Surplus de production M11 (12)
4 507
Surplus de production M12 (12)
4 417
Les puissances quasi-certaines des mois de novembre et décembre 2011 ont été réévaluées en fonction des évolutions de puissance installée des différentes filières et conformément aux possibilités offertes par la délibération du 25 juin 2009 (cf. paragraphe 2.1.1).
Les cotations des produits à terme utilisés 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 1.7 : Prix de marché retenus pour 2011
RUBAN
Q1
M11
M12
53,86
61,90
60,74
55,71
Ainsi, le coût évité par la production quasi-certaine, correspondant à 17,9 TWh, est de 1 049,6 M€.
Coût évité par la production aléatoire :
Les prix à terme trimestriels retenus correspondent à la moyenne des prix à terme trimestriels évalués aux mois de juin, juillet et août 2010.
Tableau 1.8 : prix de marché trimestriels pour 2011
Q1
Q2
Q3
Q4
64,30
45,29
49,90
59,09
Les prix de marché mensuels sur l'année 2011 sont calculés à partir de la moyenne, depuis 2002, des rapports du prix du mois sur le prix du trimestre correspondant.
Le coût évité par la production aléatoire s'élève à 1 002,1 M€ (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats "appel modulable"et cogénérations "dispatchables"). Ce montant est détaillé dans le tableau 1.9.
Tableau 1.9 : prix de marché mensuels et coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI)
en 2011 (hors contrats horosaisonnalisés, contrats "appel modulable"et cogénérations "dispatchables")
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 4 du 06/01/2011 texte numéro 75

Au total, le coût évité par les installations non horosaisonnalisées s'élève à 2 051,7 M€.
2.3.1.2. 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, 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 2011, 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 2011 a augmenté, par kWh, par rapport à 2009, dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2009 et 2011 (+ 22,2 %).
Le coût évité obtenu est ainsi estimé à 88,1 M€ (pour 1,7 TWh).
2.3.1.3. Cas particulier des installations bénéficiant d'un contrat "appel modulable"
Les installations "dispatchables", qui font l'objet de contrat type "appel modulable", devraient représenter, en moyenne sur 2011, une puissance garantie de 267 MW. Leur production prévisionnelle s'élève à 13,7 GWh. Le contrat de mise à disposition de réserves complémentaires par EDF au RTE retenu par la CRE comme référence pour le calcul du coût fixe évité (voir annexe 2) prévoit une prime de 22 €/kW/an. Ce coût fixe évité est ainsi évalué à 5,4 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. augmentation dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2009 et 2011, soit + 22,2 %). Sur cette base, le coût évité "énergie"par les installations "dispatchables"est évalué à 4,3 M€ (13). Le coût évité total est, donc, de 9,7 M€.
(13) 13,7 GWh prévisionnels 2011 contre 27,5 GWh en 2009 (pour un coût évité "énergie"2009 évalué à 7,1 M€).