Prévisions
 Compte tenu de ce qui précède, les quantités et les coûts d'achat prévisionnels pour 2012 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 2012 (hors ZNI)
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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 Le montant des achats de l'électricité produite par les installations de cogénération est en diminution, en raison d'un repli de la production. Il est également prévu un moindre recours à des installations dispatchables en 2012.
 La filière hydraulique devrait connaître une relative stabilité en 2012. Seul son coût d'achat unitaire augmente légèrement, conséquence de la rénovation d'installations changeant alors de régime tarifaire.
 La filière éolienne poursuit son fort développement avec une production estimée à 15,6 TWh, soit une augmentation de 65 % par rapport à 2010. Le coût d'achat unitaire augmente très légèrement car les tarifs des obligations d'achats récentes sont plus attractifs.
 Les filières biomasse et biogaz se développement également significativement :
 ― biomasse : les volumes devraient plus que doubler entre 2010 et 2012 et les montants d'achat augmenter dans les mêmes proportions. Les candidats retenus lors de l'appel d'offres lancé en 2010 ne devraient pas être en activité dès 2012 ;
 ― biogaz : après une croissance plus forte en 2011, les volumes devraient augmenter de 31 % en 2012 par rapport à 2010.
 Malgré le moratoire institué par le décret de décembre 2010, les volumes d'énergie de la filière photovoltaïque devraient être multipliés par 10 entre fin 2010 et 2012. Cette croissance est notamment due à la résorption de la file d'attente de raccordement. Lors de la fin de l'arrêté tarifaire de 2006, en décembre 2009, de nombreuses demandes de raccordement ont été déposées afin de profiter du tarif 2006 plus avantageux. Les installations concernées par ces contrats devraient toutes être en fonctionnement à partir de fin 2011 pour représenter une puissance installée de 1,2 GW environ.
 Si l'énergie achetée à la filière photovoltaïque devrait représenter en 2012 une part très minoritaire du total présenté à la compensation, avec 3 TWh sur un total de 40 TWh, le coût d'achat bondira probablement à 1 475 M€, contre 205 M€ en 2010. Il sera comparable à celui des filières éolienne ou cogénération, mais pour des volumes achetés trois à cinq fois inférieurs.
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 2012 sont présentés dans le tableau 1.4.
Tableau 1.4 : quantités d'électricité et coûts d'achat prévisionnels d'EDF dans les ZNI en 2012
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

 Les volumes d'achat prévus en 2012 sont en hausse de 33,4 % par rapport aux volumes achetés en 2010 et les coûts d'achat correspondant croissent de 53,3 %.
 La très grosse majorité de l'électricité achetée est produite par les installations fonctionnant à la bagasse et au charbon (58 % des volumes achetés). La mise en service (fin 2010) d'une nouvelle tranche fonctionnant à la bagasse et au charbon en Guadeloupe, ainsi que la production supplémentaire prévisionnelle des centrales conduit à une augmentation du coût d'achat de 21 % (+ 54,9 M€) pour cette filière.
 Les groupes de secours et les centrales thermiques constituent la deuxième source d'approvisionnement (15 % du total des achats). La mise en service des nouvelles unités de production diesel en Martinique et à La Réunion augmente le volume d'électricité prévisionnel de 62 % (+ 221,7 GWh) et génère une augmentation du coût d'achat de 34 % (+ 28,4 M€).
 La filière photovoltaïque poursuit son développement, avec une multiplication par près de quatre de la production et des coûts d'achat. Les volumes achetés (10 % du total) sont équivalent à ceux provenant du câble reliant la Corse et la Sardaigne (9 %).
 Après une avarie importante qui a limité la production en 2010, le fonctionnement normal de l'installation géothermique de Bouillante en Guadeloupe est prévu en 2012.
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 2012, le montant de ce contrôle est identique à celui constaté en 2010, 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
 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'achats pour la filière photovoltaïque font 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 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 :
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
 (11) Premier trimestre.
 (12) M11 : novembre. M12 : décembre.
 Les puissances quasi-certaines des mois de novembre et décembre 2012 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). Le surplus de production retenu pour les mois de novembre et décembre a été fixé, en accord avec EDF, à 3 300 MW.
Tableau 1.6 : puissance quasi certaine retenue pour 2012
PUISSANCE QUASI-CERTAINE (MW)
Ruban de base
700
Surplus de production Q1
3 600
Surplus de production M11/M12
3 300
 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 2012
RUBAN
Q1
M11
M12
55,05
65,56
62,36
60,36
 Le coût évité par la production quasi certaine, correspondant à 18,8 TWh, est de 1 150,3 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
66,01
47,63
50,54
62,44
 Les prix de marché mensuels sur l'année 2012 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 1 109,3 M€ (hors contrats à différenciation horosaisonnière, contrats « appel modulable » et cogénérations « dispatchables »).
Tableau 1.9 : coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat (hors ZNI) en 2012
(hors contrats horosaisonnalisés, « modulables » et cogénérations « dispatchables »)
MOIS
PRIX MENSUEL
(€/MWh)
QUANTITÉ
(GWh)
COÛT ÉVITÉ
(M €)
Janvier
69,69
1 458,8
101,7
Février
65,86
1 231,1
81,1
Mars
62,48
1 206,4
75,4
Avril
48,44
1 727,9
83,7
Mai
43,92
1 508,6
66,3
Juin
50,54
1 308,5
66,1
Juillet
52,76
1 115,6
58,9
Août
45,45
1 015,7
46,2
Septembre
53,42
1 167,3
62,4
Octobre
64,60
1 542,1
99,6
Novembre
62,36
1 274,4
79,5
Décembre
60,36
1 501,8
90,7
Total 2012
56,8
16 058
911,3
Prix moyen pondéré prévisionnel 2012 (€/MWh)
56,8
Rappel prix moyen pondéré prévisionnel 2011 (€/MWh)
54,6
Rappel prix moyen pondéré constaté 2010 (€/MWh)
47,9
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, pour la première fois, d'un traitement particulier. A la suite des préconisations inscrites dans le rapport Charpin-Trink issu de la concertation post moratoire avec les acteurs de la filière, la CRE a mis en place une nouvelle méthode de calcul des coûts évités pour l'acheteur obligé.
 Les coûts évités par l'électricité photovoltaïque sont actuellement calculés à partir d'une moyenne arithmétique mensuelle du prix spot sur le marché de gros de l'électricité. Cette moyenne mensuelle est ensuite multipliée par la production d'électricité photovoltaïque achetée pendant cette période afin de déterminer le coût évité lors du mois correspondant.
 Afin de mieux prendre en compte les profils de production des producteurs d'électricité photovoltaïque, la CRE utilisera pour le calcul des coûts évités de l'année 2012 un prix moyen mensuel de l'électricité. Il sera basé sur les prix spot horaires du marché de gros pondérés par les profils de production horosaisonniers du profil PRD 3 (utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution). Cette nouvelle 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.
 En raison d'un exercice comptable 2011 déjà très avancé pour les acheteurs obligés, la nouvelle méthode de calcul sera appliquée à partir de l'exercice 2012, aussi bien pour le calcul des charges prévisionnelles que pour celui des charges constatées. De plus, le changement du profil de production appliqué à l'électricité photovoltaïque par les opérateurs de réseau au 1er juillet 2010 rendrait approximatif le calcul des charges de CSPE dans le cas d'une application de la nouvelle méthode pour les charges constatées des années 2010 ou 2011.
 Ainsi, le coût évité total prévisionnel pour la filière photovoltaïque est de 198,0 M€, dont 89,4 M€ pour les contrats correspondant à l'arrêté tarifaire du 10 juillet 2006.
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 2012, 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 2012 a augmenté, par kWh, par rapport à 2010, dans la même proportion que le prix de marché moyen pondéré entre 2010 et 2012 (+ 18,5%).
 Le coût évité obtenu est ainsi estimé à 106,7 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, en moyenne sur 2012, une puissance garantie de 96 MW. Leur production prévisionnelle s'élève à 4,0 GWh. Le contrat de mise à disposition de réserves complémentaires par EDF au RTE a été retenu par la CRE comme référence prévisionnelle pour le calcul du coût fixe évité. Cette référence est toutefois amenée à évoluer avec les résultats des appels d'offres de RTE pour la mise à disposition de réserves rapides ou complémentaires.
 Le coût fixe évité prévisionnel est ainsi évalué à 3,6 M€, contre 9,6 M€ pour 475 MW de puissance installée en 2010. La prime fixe unitaire est ainsi en légère hausse, dans un contexte de forte diminution de la puissance installée.
 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 2010 et 2012). Sur cette base, le coût évité « énergie » par les installations « dispatchables » est évalué à 0,5 M€. Le coût évité total est donc de 4,1 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 2012, une puissance garantie de 190 MW, pour une production prévisionnelle estimée à 50,3 GWh.
 Le principe de calcul du coût évité par ces installations pour 2012 est identique à celui adopté pour 2010 (voir annexe 2 ― A.2.2.1.4 et paragraphe 2.3.1.3). Le coût fixe évité par les installations de cogénération en mode « dispatchable » est, ainsi, évalué à 7,5 M€. Le coût évité « énergie », supposé évoluer de façon identique à celui des contrats horosaisonnalisés et contrats de type « appel modulable », est évalué à 3,0 M€. Le coût évité total est, donc, de 10,5 M€.
2.3.1.6. 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 2 381,1 M€ (2 260,0 M€ de coût évité classique + 106,7 M€ de coût évité horosaisonnalisé + 4,1 M€ de coût évité par les installations « dispatchables » + 10,5 M€ de coût évité par les cogénérations fonctionnant en mode « dispatchable »).
2.3.2. Coût évité par les contrats d'achat dans les ZNI en 2012
 Conformément au 2° de l'article L. 121-7 du code de l'énergie, le coût évité par contrats d'achat dans les ZNI est calculé en valorisant l'électricité achetée par EDF à la part production dans les tarifs de vente aux clients non éligibles. Il s'élève à 180,0 M€, comme détaillé dans le tableau 1.10.
Tableau 1.10 : coût prévisionnel évité à EDF par les contrats d'achat dans les ZNI en 2012
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 13 du 15/01/2012 texte numéro 30

 (*) Les quantités achetées doivent être diminuées de la part correspondant aux pertes, celles-ci étant intégralement prises en compte dans le chapitre sur les surcoûts de production.
2.4. Surcoûts prévisionnels dus aux contrats d'achat supportés par EDF
 Les surcoûts prévisionnels supportés par EDF résultant des contrats d'achat en 2012 s'élèvent à :
 ― 2 617,2 M€ en métropole continentale (4 998,1 M€ de coût d'achat + 0,2 M€ de contrôle de cogénération ― 2 381,1 M€ de coût évité) ;
 ― 474,0 M€ dans les ZNI (654,0 M€ de coût d'achat ― 180,0 M€ de coût évité) ;
 ― soit un total de 3 091,2 M€.
3. Charges dues aux dispositions sociales
 La tarification spéciale « produit de première nécessité » est entrée en vigueur le 1er janvier 2005. Elle a par la suite été rebaptisée « tarif de première nécessité » (TPN). L'arrêté du 5 août 2008 fixe le plafond de ressources pour en bénéficier au plafond d'ouverture des droits à la couverture maladie universelle complémentaire. Un décret du 26 juillet 2006 prévoit en outre, pour les clients concernés par la tarification de première nécessité, la gratuité de la mise en service et une réduction de 80 % sur les frais de déplacement pour impayés. Ces pertes de recettes et frais supplémentaires doivent faire l'objet d'une compensation au profit des opérateurs concernés.
 Par ailleurs, les charges supportées du fait du Tarif de Première Nécessité permettent aux opérateurs de bénéficier d'une compensation en cas de participation au dispositif en faveur des personnes en situation de précarité. Cette compensation peut s'élever jusqu'à 20 % des charges dues au titre du TPN, dans la limite du concours financier de l'opérateur au fonds de solidarité pour le logement (arrêté du 24 novembre 2005).
3.1. Charges dues au « tarif de première nécessité »
3.1.1. Pertes de recettes prévisionnelles dues au TPN
 Si auparavant les bénéficiaires du TPN devaient faire la demande de cette prestation sociale, cela devrait ne plus être le cas en 2012. Le bénéfice du tarif de première nécessité, pourrait, par décret, être étendu de manière automatique à tous les bénéficiaires de la CMU Complémentaire. La CRE a retenu pour ses prévisions cette évolution législative.
 Par conséquent, le nombre (prévisionnel) moyen de clients au tarif de première nécessité pour 2012 s'élèvera à 1 022 000 environ, contre 777 500 en 2010 en moyenne. Cette hausse de 31 % explique l'essentiel de la hausse de la perte de recette pour EDF. En outre l'arrêté du 23 décembre 2010 a modifié le décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 et a revu à la hausse le niveau de réductions et versements forfaitaires. En conséquence, la perte de recette pour EDF en 2012 est évaluée à 73,1 M€, contre 42,8 M€ en 2010.
3.1.2. Surcoûts de gestion prévisionnels
 Les surcoûts de gestion prévisionnels sont évalués, pour 2012, à 6,4 M€. Ces surcoûts de gestion se décomposent en frais de personnel pour 3,4 M€ et en frais externes pour 3,0 M€. Ils sont quasiment stables par rapport à 2010 (6,4 M€).
 Ceci s'explique par un double mouvement : l'automatisation du bénéfice du TPN va obliger EDF à déléguer à un prestataire extérieur de lourdes refontes de son système de gestion. Par conséquent, les frais externes sont en hausse de 2,2 M€ à 3,0 M€. En revanche, l'automatisation du bénéfice va diminuer la charge de travail pour EDF, dans la mesure où le nombre de dossiers à traiter « artisanalement » va chuter. Par conséquent, les frais de personnel sont en diminution, de 4,1 M€ à 3,4 M€ pour l'ensemble de la métropole et des ZNI.
3.1.3. Pertes de recettes dues aux réductions instaurées sur les services liés à la fourniture
 Les dispositions introduites par le décret du 26 juillet 2006 (abattement de 80 % du montant des déplacements pour défaut de paiement et gratuité de la mise en service et de l'enregistrement du contrat) entraînent des pertes de recettes pour EDF. Ces pertes sont évaluées, pour 2012, à 0,7 M€.
 Au total, les charges prévisionnelles supportées par EDF du fait du « tarif de première nécessité » sont évaluées, pour 2012, à 80,2 M€.
3.2. Charges dues au dispositif institué en faveur
des personnes en situation de précarité
 Compte tenu du montant de charges supportées au titre du TPN et des dispositions prévues par l'arrêté du 24 novembre 2005, la compensation à accorder à EDF au titre de sa participation au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité est de 16 M€ (20 % × 80,2 M€). Ce montant est inférieur aux 23 M€ de versements qu'EDF prévoit d'effectuer en 2012 au fonds de solidarité pour le logement.
3.3. Charges prévisionnelles dues aux dispositions sociales
 Les charges prévisionnelles à compenser à EDF au titre des dispositions sociales en 2012 s'élèvent à 96,3 M€, contre 46,4 M€ de charges prévisionnelles en 2011 et 59,7 M€ de charges constatées en 2010. Les charges prévisionnelles sont en hausse de 107 % pour 2012. Leur montant est également supérieur de 61 % aux charges constatées en 2010.
B. Charges prévisionnelles supportées par les entreprises locales de distribution au titre de 2012
 Les charges prévisionnelles que les ELD supporteront au titre de 2012 sont :
 ― les surcoûts dus aux contrats d'achat ;
 ― les charges dues aux dispositions sociales (TPN, dispositif précarité).
 Les ELD prévoyant de supporter en 2012 de telles charges ont transmis à la CRE les données nécessaires à leur évaluation, sous un format conforme aux indications fournies par la CRE. Si la plupart des établissements se conforment aux indications de la CRE, il est cependant à noter qu'une fraction significative, notamment les plus petits établissements, ne transmet pas, dans un premier temps, les données requises, ou dans un format inadapté.
1. Surcoûts dus aux contrats d'achat
 Les types de contrat pour lesquels les ELD prévoient de supporter des charges en 2012 sont :
 ― les contrats relevant de l'obligation d'achat (article L. 314-1 du code de l'énergie) ;
 ― les contrats issus des appels d'offres lancés par le ministre chargé de l'énergie (article L. 311-10 du code précité) ;
 ― les contrats conclus ou négociés avant le11 février 2000 (article L. 121-7 du code précité).
 Les coûts évités sont calculés par référence aux prix de marché de l'électricité ou par référence aux tarifs de cession, à proportion de la part de l'électricité acquise à ces tarifs dans l'approvisionnement total des ELD. Les prix de marché pris en compte pour 2012 sont évalués à partir des prix des contrats à terme pour l'année 2010 (voir paragraphe A.2.3.1.1 ― production aléatoire). En 2012, 9 ELD prévoient de se fournir sur le marché. Pour les fournisseurs qui prévoient de s'approvisionner au marché le calcul du coût évité a été développé suivant la même méthode que pour EDF (voir article A2.3.1.2.).
 Le surcoût total prévisionnel dû aux contrats d'achat en 2012 s'élève à 156,2 M€ (13), soit 93,9 M€ de plus par rapport aux charges constatées pour l'année 2010. Cette progression est due à la forte augmentation des quantités achetées : + 72 %, soit + 0,7 TWh. Les filières éolienne et photovoltaïque se développent particulièrement avec :
 ― une production photovoltaïque estimée à 194,3 GWh en 2012 (respectivement 40,9 GWh en 2010) et un surcoût évalué à 95,5 M€ (respectivement 22,8 M€) ;
 ― une production éolienne estimée à 866,4 GWh en 2012 (respectivement 271,0 GWh en 2010) pour un surcoût évalué à 30,1 M€ (respectivement 15,2 M€).
 Par ailleurs, trois ELD ont annoncé des surplus de production dus à l'obligation d'achat et revendus à EDF.
 (13) Le surcoût calculé tient compte de l'augmentation moyenne de 5 % des tarifs de cession en application de l'arrêté du 12 août 2010.