1.1 Coûts de production prévisionnels dans les ZNI
 La prévision est établie sur la base d'une hausse moyenne de la consommation électrique de 7,8 % entre 2009 et 2011. Elle tient compte également des dispositions introduites par l'arrêté du 23 mars 2006, qui prévoit une rémunération des capitaux employés de 11 % pour les nouveaux investissements de production (le taux de 7,25 % continuant à s'appliquer pour ceux réalisés antérieurement).
 Sur ces bases, les coûts de production prévisionnels (incluant la fourniture des pertes et des services systèmes) s'élèvent à 1 088,2 M€, répartis comme suit :
Tableau 1.1 : coûts de production prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2011
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 4 du 06/01/2011 texte numéro 75

 Les coûts de production prévisionnels pour 2011 dans les ZNI sont en faible diminution par rapport à 2009 (― 41,6 M€). Comme le tableau 1.1 l'indique, le montant des achats de combustibles, qui constituent le principal poste de dépenses, est en diminution. Cette situation s'explique par un recul des volumes d'achat (retour de l'hydraulicité normale en Guyane et fin des travaux sur la centrale hydraulique Rivière de l'Est de La Réunion) et par un net abaissement du prix des combustibles.
 La stabilisation du portefeuille d'offres relatives à la maîtrise de la demande d'électricité dans l'ensemble des ZNI est accompagnée par une croissance attendue du placement d'offres de maîtrise de la demande en électricité, ce qui explique la hausse des coûts de commercialisation.
 La baisse des coûts liés à l'acquisition de quotas d'émission de CO2, fait suite au retour de l'hydraulicité normale en Martinique, Guyane et à La Réunion. En outre, l'année 2009 a été marquée par des mouvements sociaux de longue durée en Guadeloupe où les moyens de production thermique ont été largement impliqués, ce qui a généré une augmentation des émissions de gaz à effet de serre. La valorisation prévisionnelle des quotas d'émission de CO2 acquis par EDF sur le marché est réalisée à partir de la moyenne des prix à terme 2011 évalués entre le 1er janvier 2011 et le 30 juillet 2011 sur le marché boursier BlueNext (14,55 €/tCO2 sur cette période).
 Les charges financières sont en hausse, en raison de nouveaux investissements de production, notamment en Corse, à Saint-Barthélemy et en Martinique.
1.2. Recettes de production prévisionnelles dans les ZNI
 Les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2011 sont établies à partir du chiffre d'affaires prévisionnel issu du tarif de vente réglementé en vigueur (corrigé des recettes imputables au « tarif agent »), sans tenir compte de la tarification spéciale « produit de première nécessité », les charges liées à celle-ci étant prises en compte par ailleurs (cf. paragraphe A.3). Elles sont obtenues en retranchant du chiffre d'affaires les recettes de distribution issues du tarif national d'utilisation des réseaux (qui tiennent compte du nouveau tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité qui est entré en vigueur le 1er août 2009) ainsi que les recettes relatives à la gestion de la clientèle, puis en ajoutant les recettes liées à la vente des pertes et des services systèmes (les surcoûts de production dus à leur fourniture devant être compensés).
 Les principales évolutions et hypothèses retenues pour le calcul des recettes sont les suivantes :
 ― hausse moyenne de la consommation de 7,8 % entre 2009 et 2011, la hausse dans chaque ZNI étant uniformément répartie sur l'ensemble des catégories tarifaires ;
 ― taux de pertes moyen quasi constant entre 2009 et 2011, passant de 10,6 % à 10,4 % ;
 ― recettes réseau en augmentation suivant le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité entré en vigueur le 1er août 2009 ;
 ― prise en compte du mouvement tarifaire national intervenu le 12 août 2010 (en moyenne, + 1,75 % sur les tarifs bleus, + 4,3 % pour les tarifs jaunes et + 5,0 % sur les tarifs verts).
 Sur ces bases, les recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2011 s'élèvent à 322,2 M€, réparties comme suit :
Tableau 1.2 : recettes de production prévisionnelles dans les ZNI en 2011
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 4 du 06/01/2011 texte numéro 75

 (1) Le chiffre d'affaires indiqué correspond au chiffre d'affaires total déclaré par EDF, hors taxe, hors CTA (contribution tarifaire acheminement), hors rémanence de l'octroi de mer, y compris aux agents.
 (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 Corse-Italie).
 (4) Incluant les recettes correspondant aux services systèmes et aux pertes.
 (5) La part production du tarif de vente est utilisée pour évaluer les surcoûts dus aux contrats d'achat en ZNI.
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'élevant respectivement à 1 088,2 M€ et 322,2 M€, le montant des surcoûts de production prévisionnels au titre de 2011 dans les ZNI est égal à 766,1 M€.
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
 1.1. Surcoûts dus aux contrats d'achat
 Les surcoûts d'achat prévisionnels supportés par EDF en 2011 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) ;
 ― 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 cette électricité évalué à « 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)
 L'évaluation des quantités prévisionnelles qui seront achetées en 2011 est établie à partir des montants retenus au titre de 2009 et des évolutions prévues pour 2011, fournies et justifiées par EDF.
 L'évaluation prévisionnelle des tarifs d'achat se fonde sur les hypothèses suivantes :
 ― pour la cogénération :
  ― pour tous les contrats, aussi bien antérieurs que postérieurs à la loi du 10 février 2000, rémunération du gaz plafonnée à 92,5 % du prix de référence à considérer au titre des coûts d'approvisionnement en gaz d'un cycle combiné de 650 MW au tarif STS en vigueur ;
  ― tarif STS au 1er octobre 2010, incluant la TICGN, résultant de l'application de la formule de GDF Suez ;
  ― nombre d'installations fonctionnant en mode « dispatchable » tenant compte des installations ayant quitté ce mode de fonctionnement et durée de fonctionnement moyenne de 240 heures ;
  ― pour les installations n'optant pas pour le mode « dispatchable », durée de fonctionnement moyenne équivalente à 3 443 heures (correspondant à une disponibilité de 95 %) et prise en compte des contrats arrivant à échéance ainsi que des dispositions de l'arrêté du 14 décembre 2006, qui permet, sous réserve de travaux de rénovation, de bénéficier des tarifs d'obligation d'achat définis à l'annexe 1 de l'arrêté du 31 juillet 2001 ou des dispositions correspondantes.
 ― indexation de 2,5 % par an par rapport aux tarifs de 2009.
 Pour la cogénération n'optant pas pour le mode « dispatchable », la CRE retient, pour 2011, un tarif d'achat prévisionnel équivalent de 114,8 €/MWh pour les contrats C97 (8), de 120,7 €/MWh pour les contrats C99 (8) et de 110,1 €/MWh pour les contrats C01 (8). Ces tarifs sont établis sur la base du tarif effectivement constaté en 2009 (respectivement 117,2 €/MWh, 124,5 €/MWh et 117,5 €/MWh) et des hypothèses exposées ci-dessus.
 Pour les installations de type Diesels « dispatchables », la CRE a retenu les hypothèses prises par EDF sur la durée de fonctionnement (8,1 GWh sur les trois premiers mois de l'année et 5,6 GWh sur la période août-octobre). Le prix d'achat variable a été évalué à 178 €/MWh, en nette augmentation par rapport aux valeurs constatées en 2009 (+ 42,5 %) sous l'effet d'une augmentation du prix des produits pétroliers dont le coût représente une part prépondérante du prix variable de ces installations.
 Pour l'hydraulique, la CRE retient, pour chaque type de contrat, le tarif moyen constaté sur 2009 indexé ainsi qu'une durée de fonctionnement normative, supérieure à celle observée en moyenne en 2009.
 Pour la filière éolienne, la CRE retient pour 2011 :
 ― pour les contrats E01 (9), une puissance installée de 1 025 MW sans évolution ultérieure ;
 ― une faible diminution de la puissance installée bénéficiant d'un contrat EOLE 2005 (9), qui passe à 33 MW ;
 ― aucune évolution pour les contrats E06 par rapport à la puissance actuelle de 1 450 MW, l'arrêté du 10 juillet 2006 ayant été annulé par le Conseil d'Etat ;
 ― le développement de nouvelles installations dans le cadre du contrat E08 introduit à la suite de l'arrêté du 17 novembre 2008 complété par l'arrêté du 23 décembre 2008. La CRE retient un flux de mises en service d'environ 67 MW par mois, soit une puissance estimée à fin 2011 de 3 450 MW ;
 ― une durée moyenne d'utilisation d'environ 2 200 heures ;
 ― aucune évolution du parc bénéficiant d'un contrat conclu à la suite de l'appel d'offres de 2004 (52 MW) ;
 ― pour les installations existantes, les tarifs moyens constatés sur 2009 indexés de 2,5 % par an ;
 ― le tarif d'achat prévisionnel moyen est de 86,4 €/MWh.
 Pour les centrales d'incinération, la CRE a considéré un accroissement du parc de 30 MW sur l'année 2011. La durée de fonctionnement retenue est d'environ 6 900 heures et proche de la durée de fonctionnement observé sur un parc normatif. Le tarif moyen d'achat retenu pour 2011 est de 52,1 €/MWh.
 Pour la filière biogaz, la CRE prend en compte, pour 2011, la mise en service de 24 MW aux conditions d'achat arrêtées le 10 juillet 2006. De plus, les deux contrats issus de l'appel d'offres de 1998 arrivent à échéance au cours de l'année 2011 (― 6,8 MW).
 Pour la filière biomasse, la CRE prend en compte, pour 2011, la mise en service de 75 MW par les candidats retenus à l'issue de l'appel d'offres de 2006. La puissance installée fin 2011 devrait atteindre les 165 MW pour cette filière.
 Pour la filière photovoltaïque, la CRE retient la mise en service d'environ 1,2 GW sur l'année 2011 dont plus de 800 MW aux conditions de l'arrêté du 10 juillet 2006 et pour environ 350 MW aux conditions de l'arrêté du 12 janvier 2010. La puissance raccordée fin 2011 devrait atteindre les 2,1 GW.
 (8) Contrats de cogénération : les contrats de type C97 et C99 sont des contrats conclus ou négociés avant la loi. Les contrats C01 sont des contrats relevant de l'obligation d'achat.
 (9) Contrats éoliens : les contrats de type E01, E06 et E08 relèvent de l'obligation d'achat. Les contrats de type EOLE 2005 ont été conclus à l'issue d'un appel d'offres lancé par EDF.