1.2.4. Recettes de production
 Les recettes de production dans les ZNI s'élèvent en 2010 à 329,6 M€, calculées comme indiqué dans le tableau 2.3.
Tableau 2.3 : recettes de production d'EDF dans les ZNI en 2010
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 kilowattheures produits dans le cadre des contrats d'achat, traités au chapitre A.2, ou ne donnant pas droit à compensation (liaison SACOI ― Sardaigne-Corse-Italie, un contrat de type Eole 2005 à Saint-Pierre-et-Miquelon).
 (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 1 005,6 M€ et 329,6 M€, le montant des surcoûts de production constatés dans les ZNI en 2010 est de 675,9 M€.
2. Surcoûts dus aux contrats d'achat
 Les surcoûts d'achat supportés par EDF en 2010 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 du 28 janvier 2004) ;
 ― les contrats de type « appel modulable » concernant des installations dites « dispatchables » (article 48 de la loi du 10 février 2000, abrogé par l'ordonnance du 4 juin 2011 et non repris dans le code de l'énergie).
 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 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 2010, établis sur la base d'une comptabilité appropriée contrôlée par ses commissaires aux comptes, sont présentés dans le tableau 2.4.
 Au titre de 2010, 33,8 TWh ont été déclarés par EDF pour un montant de 3 244,3 M€.
Tableau 2.4 : quantités d'électricité et coûts d'achat déclarés par EDF pour 2010 (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. Le nombre de contrats traités est en croissance exponentielle (4 500 en 2007, 7 470 en 2008, près de 20 000 en 2009, plus de 55 000 en 2010). Les différents éléments constitutifs du coût d'achat relatif à un contrat (prime fixe, rémunération variable, rémunération complémentaire) ne peuvent donc être pris en compte séparément. Une telle méthode serait ingérable, tant pour EDF que pour la CRE.
 La CRE a demandé à EDF des compléments sur 74 contrats (hors photovoltaïque) sur un total de 3 502 et des compléments sur 27 contrats photovoltaïques sur un total de 51 880. Les réponses apportées par EDF ont permis de valider la totalité de ces contrats moyennant différentes corrections mineures. La gestion de l'obligation d'achat par EDF ne cesse de s'améliorer ; le pourcentage des contrats ayant suscité une question de la part de la CRE passe de 0,29 % en 2010 à 0,18 % en 2011.
 Les quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE en métropole continentale pour 2010 sont détaillés dans le tableau 2.5.
Tableau 2.5 : quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE pour 2010 (hors ZNI)
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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 Les volumes achetés en 2010 sont en hausse de 9,8 % par rapport à 2009 et les coûts d'achat de 11,0 %. Le coût d'achat unitaire du mégawattheure est donc en hausse. Il s'élève à 96 €/MWh (contre 95 €/MWh en 2009).
 Les filières prépondérantes en volume sont la cogénération (38 % des volumes achetés), l'éolien (28 %) et l'hydraulique (19 %). Les filières prépondérantes en coût d'achat sont les mêmes, avec une part de l'hydraulique moins prononcée. La filière solaire représente 6 % du coût d'achat, pour moins de 1 % des volumes achetés.
 Les quantités achetées auprès des installations de cogénération sont stables, tout comme le coût d'achat. De fortes variations du prix du gaz ont pourtant affecté l'exercice et le montant de la prime proportionnelle.
 L'hydraulique, après des travaux de rénovation massifs, voit ses volumes achetés augmenter (hausse de 10,1 %). La puissance installée du parc est moindre, mais l'année 2010 a bénéficié d'une hydraulicité plus soutenue que l'année précédente.
 La puissance moyenne des installations éoliennes installées est en hausse, sous l'effet du fort succès des contrats E08. L'année 2010 a par ailleurs été plus venteuse que l'année 2009. Dans ce contexte, le coût d'achat augmente (+ 22,9 %), mais le coût unitaire du mégawattheure est maîtrisé (― 0,7 %).
 Les filières biogaz et biomasse voient leurs volumes achetés augmenter respectivement de 25,5 % et 46,0 %, avec un prix unitaire d'achat en légère augmentation (respectivement 2,2 % et 4,2 %). Les volumes achetés à la filière incinération sont également en légère hausse, de 3,1 %, à prix unitaire constant.
 Les installations dispatchables ont été moins appelées en 2010 qu'en 2009 (chute de 31 % des volumes achetés). Seules quelques installations particulières comme celles situées en Bretagne ont été particulièrement sollicitées. La puissance garantie est également en forte diminution, sous l'effet d'une baisse du nombre d'installations.
 Comme cela était à prévoir au vu de la tendance observée les années précédentes, les volumes achetés à la filière photovoltaïque ont explosé (+ 273 %) dans un contexte d'augmentation du coût d'achat unitaire du mégawattheure (+ 5,6 %). Le MWh d'origine solaire est ainsi passé de 508,7 € à 537,5 €. L'insignifiance des volumes d'énergie solaire par rapport à l'ensemble des volumes d'énergie présentés à la compensation permet d'éviter que cette hausse des prix ne se répercute trop sensiblement sur le coût d'achat unitaire du mégawattheure.
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 2010 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 2010 en ZNI sont ceux repris dans le tableau 2.6.
Tableau 2.6 : quantités d'électricité et coûts d'achat retenus par la CRE dans les ZNI pour 2010
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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 L'augmentation des montants achetés dans les ZNI par rapport à 2009 résulte de plusieurs facteurs :
 ― la hausse des cours du charbon a généré 57 M€ de coûts d'achat supplémentaires pour les centrales bagasse-charbon de Guadeloupe et de La Réunion ;
 ― la croissance des cours du pétrole en 2010 a induit une augmentation des coûts de combustibles pour les installations fonctionnant au fioul (en Guadeloupe, en Martinique et en Guyane) ;
 ― le très fort développement de la production d'électricité issue d'installations photovoltaïques. Entre 2009 et 2010, les volumes déclarés ont progressé de 162 % et le coût d'achat de 183 %. Cette filière ENR est de loin la plus coûteuse en €/MWh produit.
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 de ces contrôles supporté par EDF est intrinsèquement lié aux achats et doit donc être compensé.
 Les contrôles effectués au titre de l'année 2010 représentent 155,1 k€.
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
 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 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.
 Jusqu'à 2009, les prix de marché de référence étaient ceux observés sur le marché day-ahead, EPEX SPOT. A partir de 2010, les prix de référence ont été décomposés en deux parties, dans un souci de meilleure concordance entre les prévisions d'achats et les coûts réels de ces achats pour EDF.
 Le coût évité par EDF distingue désormais le coût évité par la production quasi certaine, et celui évité par la production qui n'est pas certaine. Le coût de la part non certaine de la production est toujours calculé selon la méthode la plus intuitive possible : les prix de marchés day-ahead mensuels permettent de l'obtenir.
 Le coût de la part quasi certaine se fait en déterminant tout d'abord un volume quasi certain d'électricité acheté, correspondant à une consommation quasi incompressible et à une production quasi garantie, puis en appliquant des prix de produits à terme. En effet, si la production d'électricité est quasi certaine, il convient de ne plus utiliser des prix day-ahead mais plutôt des prix quasi certains. Ces prix à terme correspondent mieux à la réalité du coût supporté par EDF. La CRE retient les cotations journalières publiées des prix à terme, indépendamment du volume des échanges (17).
 La délibération CRE du 25 juin 2009 a fixé, après une consultation publique, les différentes composantes quasi certaines de la production d'électricité et les produits à terme utilisés pour déterminer le coût évité par chaque composante. La production quasi certaine est composée d'une part d'un ruban de base, produit et acheté toute l'année, et d'autre part de trois blocs supplémentaires, correspondant au surplus de production hivernaux du premier trimestre et des mois de novembre et décembre. A chaque bloc correspond un produit à terme.
 2010 est la première année où ce mécanisme de calcul innovant est appliqué pour la régularisation des charges. Dans la mesure où il s'agit encore d'une période transitoire, ce système de calcul n'a été que partiellement appliqué. La période transitoire prendra fin lors de l'exercice 2012.
 Le coût évité obtenu s'élève pour l'année 2010 à 1 604,2 M€ (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »). Il est en hausse de 26 % par rapport à 2009 (1 268 M€). Cette hausse du coût évité, et donc baisse du surcoût pour EDF, est liée aux prix de marché de l'électricité, mais aussi à l'augmentation globale des quantités achetées.
 Coût évité par la production quasi certaine :
 La puissance quasi certaine de référence est indiquée dans le tableau 2.7. 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 2010 (tableau 1.6) (18).
 (17) La CRE ne retient pas les cotations non journalières déjà arrêtées, du type Balance of Month.
 (18) Pour plus de détails, voir le paragraphe 2.3 de la délibération de la CRE du 25 juin 2009.