C. À PÉRIMÈTRE CONSTANT, UNE FORTE HAUSSE DE 14,7 % DES CRÉDITS DU PROGRAMME 345 « SERVICE PUBLIC DE L'ÉNERGIE »
Afin d'être en mesure d'élaborer des comparaisons entre les crédits budgétaires consacrés aux charges de service public de l'énergie entre la loi de finances pour 2020 et le présent projet de loi de finances pour 2021, le rapporteur spécial a entrepris de reconstituer ce qu'aurait été le programme 345 « Service public de l'énergie » en 2020 dans sa maquette de 2021.
Crédits inscrits au programme 345
« Service public de l'énergie »
en 2020 et en
2021 (CP) dans sa maquette pour 2021
(en millions d'euros)
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2020
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2021
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Variation 2021-2020 |
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09- Soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale |
5 167,3 |
4 704,9 |
5 684,5 |
+20,8 % |
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10- Soutien à l'injection de biométhane |
107,7 |
246,5 |
543,8 |
+120,6 % |
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11- Solidarité avec les zones non interconnectées au réseau métropolitain |
2 063,6 |
2 108,5 |
2 136,7 |
+1,3 % |
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12- Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques |
730,0 |
740,4 |
677,6 |
+8,5 % |
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13- Soutien aux effacements de consommation |
6,7 |
40,0 |
6 |
-85 % |
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14- Dispositions sociales pour les consommateurs en situation de précarité énergétique |
26,8 |
32,9 |
28,3 |
-14,0 % |
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15- Frais divers |
49,0 |
101,8 |
72,4 |
-28,9 % |
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Total programme |
8 151,1 |
7 975,0 |
9 149,4 |
+14,7 % |
Source : projet annuel de performances annexé au projet de loi de finances pour 2020
Cette reconstitution permet de constater que les crédits du programme 345 « Service public de l'énergie » dans son périmètre actuel passeront de 7 975,0 millions d'euros en autorisations d'engagement (AE) et en crédits de paiement (CP) en 2020 à 9 149,4 millions d'euros en 2021 (AE=CP), soit une forte augmentation de 1 174,4 millions d'euros ( + 14,7 % ).
Les principaux postes de dépenses du programme sont marqués par les évolutions suivantes par rapport à 2020 :
- le soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale augmentera de 580,3 millions d'euros (+ 11,4 %) ;
- 295,3 millions d'euros supplémentaires seront consacrés à l'injection de biométhane (+ 118,8 %) ;
- la solidarité avec les zones non interconnectées (ZNI) au réseau métropolitain bénéficiera d'un montant en hausse de 376,6 millions d'euros (+ 21,4 %);
- 70,9 millions d'euros de moins seront consacrés au soutien à la cogénération (- 9,5%).
1. Si le soutien aux énergies renouvelables électriques en 2021 devrait être légèrement inférieur par rapport aux montants exceptionnellement élevés de 2020, il augmentera de 10 % par rapport au montant constaté en 2019
Les dépenses de soutien aux énergies renouvelables (EnR) électriques continentales portées par l'action 09 du programme 345 consistent à compenser les fournisseurs d'électricité pour les surcoûts engendrés pour eux par les contrats d'obligation d'achat et de complément de rémunération qu'ils sont tenus de conclure avec les producteurs d'énergies renouvelables.
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Le mécanisme de soutien aux producteurs d'énergies renouvelables électriques Les fournisseurs historiques (EDF et les ELD) sont tenus de conclure des contrats d'achat de l'électricité produite à partir d'énergie renouvelable par les installations éligibles à l'obligation d'achat ou lauréates d'un appel d'offres. Ils doivent également conclure des contrats avec les entreprises bénéficiaires du complément de rémunération. Depuis le 1 er janvier 2017, des organismes agréés peuvent également conclure ces contrats avec les producteurs d'électricité à partir d'énergie renouvelable. En 2017, ils sont au nombre de quatre. Le surcoût résultant de l'application de ces contrats correspond à la différence entre le coût d'achat de l'électricité produite et le coûté évité par ces mêmes quantités, ou au montant de la prime dans le cas du complément de rémunération. Source : projet annuel de performances pour 2021 |
Pour 2021, le montant de 5 684,5 millions d'euros annoncé par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) dans sa délibération du 15 juillet 2020 est obtenu en additionnant l'ensemble des coûts détaillés dans le graphique ci-après.
Coûts du soutien à la production d'électricité renouvelable en 2021
(en millions d'euros)
Source : commission de régulation de l'énergie (CRE)
Ce montant de 5 684,5 millions d'euros est supérieur de 979,6 millions d'euros aux 4 704,9 millions d'euros que prévoyait initialement la CRE pour 2020 mais inférieur de 127,6 millions d'euros à la prévision actualisée pour 2020, laquelle s'élève désormais à 5 812,1 millions d'euros .
La révision très fortement à la hausse de la prévision des charges pour 2020 - 1 107,3 millions d'euros de plus que prévu - s'explique principalement par la baisse substantielle des prix de marché de l'électricité ( - 18,5 €/MWh ) provoquée par la crise économique et sanitaire liée à la Covid-19 .
Une baisse de 1 euro par mégawattheure de ces prix se traduit en effet par une hausse des surcoûts pris en charge par l'État de plus de 50 millions d'euros (et inversement en cas de hausse des prix du marché de gros).
Les charges définitivement constatées pour 2019 s'élèvent quant à elles à 5 167,3 millions d'euros .
Selon la CRE, la nouvelle hausse des charges liées aux ENR électriques en métropole prévue pour 2021 s'explique à parts égales par le développement continu du parc soutenu (+6,5 TWh, soit +10 %) et par la poursuite de la baisse des prix de marché attendus (-7 €/MWh).
L'évolution des soutiens à la production
d'électricité renouvelable
entre 2019 et 2021
(en millions d'euros)
Source : commission de régulation de l'énergie (CRE), prévisions au 15 juillet 2020
La baisse des prix de l'électricité se conjugue ainsi aux augmentations de charges liées à l'accroissement des capacités installées , en particulier pour la filière photovoltaïque et la filière éolienne , qui représenteront respectivement 32 % et 19 % des charges de service public de l'énergie en 2021 .
Le rapporteur spécial note ainsi que les soutiens publics au développement des EnR électriques auront augmenté de 517,2 millions d'euros , soit + 10,0 % en l'espace de deux ans seulement. Ils représentent à eux seuls 62 % des charges de service public de l'énergie pour 2021.
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État des lieux et perspectives du solaire
photovoltaïque
Au 31 décembre 2019, la puissance du parc solaire photovoltaïque atteint 9,9 GW. La programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) fixe un objectif de 10,2 GW en 2023 et une fourchette comprise entre 35,1 et 44 GW en 2028. En 2021, la PPE prévoit l'attribution d'appels d'offres à hauteur de 2000 MW pour le photovoltaïque au sol, 900 MW pour le photovoltaïque sur bâtiment, 140 MW pour le photovoltaïque innovant et 150 MW pour les installations photovoltaïques en autoconsommation. Un volume de 300 MW par arrêté tarifaire pour les projets photovoltaïques de moins de 100 kW est également attendu. En ce qui concerne l'éolien terrestre, le parc français atteint une puissance de 16,6 GW au 31 décembre 2019, dont 1,4 GW raccordé au cours de l'année 2019. La PPE fixe un objectif de 24,1 GW en 2023 et une fourchette de 33,2 à 34,7 GW en 2028. Ces objectifs correspondraient à un parc de 14 200 à 15 500 éoliennes (contre environ 8 000 fin 2018). En 2021, la PPE prévoit l'ouverture d'appels d'offres à hauteur de 1 850 MW, pour un coût de soutien de l'ordre de 1,5 milliard d'euros sur 20 ans. Un volume additionnel de 800 MW de nouveaux contrats par arrêté tarifaire est également attendu. Source : projet annuel de performances pour 2021 |
S'il est logique que ces coûts augmentent à mesure que le parc d'EnR électriques se développe , le rapporteur spécial souscrit pleinement à la remarque de la Cour des comptes formulée dans son rapport sur le soutien aux énergies renouvelables présenté au Sénat le 18 avril 2018, selon laquelle « les décisions de programmation énergétique ne reposent pas suffisamment sur une analyse consolidée et comparative des coûts et des prix - actuels et prévisibles - des différentes filières de production électrique, qui permettrait de fiabiliser les projections de soutiens nécessaires à leur déploiement , et donc de réaliser une programmation énergétique permettant de les minimiser ». Il s'agirait ainsi de réduire les dépenses publiques en privilégiant les modes EnR dont les coûts de production diminuent le plus .
Dans le même temps, et toujours dans le but de réduire l'impact des futurs projets d'EnR électriques sur les finances publiques, il lui paraît indispensable que l'efficience des mécanismes de soutien dont ils bénéficient soit nettement améliorée .
Parmi les pistes à explorer figurent notamment :
- l'extension des appels d'offres pour l'attribution d'aides à la production d'électricité d'origine éolienne aux installations de plus de 6 MW ;
- le fait de réserver aux seules installations éoliennes ayant été exploitées pendant plus de 20 ans l'éligibilité à de nouveaux soutiens publics, attribués également par appels d'offre (enjeu du « repowering ») ;
- la fixation de plafonds de prix pour les projets dans les filières non matures.
2. Le coût du soutien à l'injection de bio-méthane va plus que doubler en 2021 pour atteindre 543,8 millions d'euros
En matière de gaz naturel , le biométhane constitue la principale source d'énergie renouvelable , raison pour laquelle l'État soutient financièrement son injection dans les réseaux de transport et de distribution de gaz naturel.
Dans cette perspective, l'article L. 446-2 du code de l'énergie prévoit que les fournisseurs de gaz naturel sont tenus de conclure des contrats d'achat de biométhane produit par les installations éligibles à l'obligation d'achat .
L'application de ces contrats génère un surcoût , qui correspond à la différence entre le prix d'acquisition du biométhane et le prix moyen constaté sur le marché de gros du gaz naturel , ainsi qu'aux coûts de gestion du dispositif . C'est ce surcoût, évalué tous les ans par la Commission de régulation de l'énergie (CRE), que l'État prend à sa charge.
Dans sa délibération du 15 juillet 2020, la CRE prévoit que les charges liées aux contrats d'achats de biométhane et portées par l'action 10 du programme 345 « Service public de l'énergie » atteindront 543,8 millions d'euros en 2021, soit une multiplication par 2,2 par rapport aux 246,5 millions d'euros de 2020.
Selon la CRE, cette hausse très forte s'explique par l'augmentation du raccordement d'installations produisant du biométhane ainsi que par un doublement de la quantité de gaz injecté .
Le montant des charges évaluées correspond à une prévision de production de l'ordre de 6 TWh en 2021, soit l'atteinte avec deux ans d'avance de la production cible visée pour 2023 par la PPE .
La réalisation de cette prévision , basée sur les déclarations des acheteurs de biométhane, demeure toutefois très incertaine , la DGEC estimant pour sa part qu'elle pourrait être limitée à 3,2 TWh en 2021 .
Quoi qu'il en soit, les crédits consacrés au soutien public de cette filière devraient en 2021 avoir été multipliés par 16,6 en cinq ans , puisque le montant qui y était consacré était de 32,8 millions d'euros en 2017.
Selon la CRE, si les externalités positives (diversification du revenu des agriculteurs, gestion des déchets agricoles, économie circulaire ou encore création d'emplois en zone rurale) justifient que l'État continue à soutenir la filière , « la dynamique qu'est amenée à connaître cette filière doit conduire les pouvoirs publics à la plus grande vigilance sur le bon dimensionnement des dispositifs de soutien pour assurer le développement de la filière en maîtrisant l'impact budgétaire ».
3. La péréquation tarifaire en faveur des consommateurs des zones non interconnectées (ZNI) représentera 2,1 milliards d'euros en 2021, une somme en hausse de + 1,3 % par rapport à 2020 dont la croissance régulière devrait être mieux maîtrisée
Les coûts de production d'électricité en Corse ainsi que dans les départements, régions et territoires d'outre-mer sont sensiblement supérieurs à ceux de la métropole continentale .
Au nom de la solidarité nationale, les consommateurs de ces zones non interconnectées (ZNI) bénéficient d'une péréquation tarifaire : les surcoûts des opérateurs historiques des ZNI - EDF Systèmes énergétiques insulaires (EDF SEI), Électricité de Mayotte (EDM) et Eau et Électricité de Wallis-et-Futuna (EEWF) - font l'objet d'une compensation par l'État .
En 2021, cette péréquation tarifaire , retracée par l'action 11 du programme 345 « Service public de l'énergie », représentera près de 2 136,7 millions d'euros , soit une augmentation de 28,2 millions d'euros (+ 1,3 %) par rapport à la prévision initiale pour 2020, laquelle s'élevait à 2 108,5 millions d'euros .
La hausse est plus nette (+ 110,8 millions d'euros ) si on la compare à la prévision actualisée et revue à la baisse pour 2020, soit 2 025,9 millions d'euros , l'installation de parcs photovoltaïques, éoliens et géothermiques ayant été ralentie en raison de la pandémie de Covid-19 .
Selon la Commission de régulation de l'énergie (CR) qui a déterminé cette somme dans sa délibération du 15 juillet 2020 susmentionnée, cette augmentation s'explique « par la mise en service de nouveaux moyens de production renouvelables dans ces territoires » au cours de l'année 2021.
Ces nouveaux surcoûts s'expliquent en particulier par le développement de la filière biomasse (nouvelles centrales en Guyane ou premières conversions de tranches charbon), de parcs éoliens en Guadeloupe et à la Martinique ainsi que d'installations photovoltaïques issues des appels d'offres.
Sur l'enveloppe de 2 136,7 millions d'euros prévue par l'action 11 « Soutien dans les ZNI », 678,6 millions d'euros sont consacrés au soutien à la transition énergétique dans les ZNI, c'est-à-dire :
- aux surcoûts de production d'électricité à partir d'énergies renouvelables par le fournisseur historique ;
- aux surcoûts d'achat des contrats de gré à gré d'énergies renouvelables ;
- aux surcoûts d'achat des contrats d'obligation d'achat d'énergies renouvelables ;
- aux coûts liés à la maîtrise de la demande de l'énergie (MDE) ;
- aux coûts liés au développement du stockage ;
- au coût des études prévues par la PPE .
Les 1 458,2 millions d'euros restant représentent la part dévolue à la production non renouvelable de la péréquation tarifaire :
- les surcoûts de production d'électricité supportés par l'opérateur historique pour l'électricité produite par les installations qu'il exploite et qui fonctionnent à partir d'énergies fossiles ;
- les surcoûts d'achat d'électricité produite à partir d'énergies fossiles supportés par l'opérateur historique.
Le tableau ci-après détaille ces différents surcoûts selon l'origine de l'électricité produite (énergies renouvelables ou fossiles) et selon les territoires.
Surcoûts de production et d'achat
d'électricité dans les zones
non interconnectées
bénéficiant du dispositif de péréquation tarifaire
en 2021
(en millions d'euros)
|
Zone |
Surcoûts transition énergétique dans les ZNI |
Surcoûts de production
|
Total en millions d'euros |
|
Corse |
128,6 |
225,0 |
353,6 |
|
Guadeloupe |
173,8 |
336,7 |
510,5 |
|
Martinique |
114,0 |
234,6 |
348,6 |
|
Guyane |
102,0 |
141,7 |
243,7 |
|
Réunion |
148,2 |
386,0 |
534,2 |
|
Saint Pierre et Miquelon |
0,0 |
21,4 |
21,4 |
|
Îles bretonnes |
0,3 |
3,1 |
3,4 |
|
Mayotte |
11,7 |
102,3 |
114,0 |
|
Wallis et Futuna |
0,0 |
7,6 |
7,7 |
|
Total |
678,7 |
1 458,4 |
2 137,1 |
Source : Commission de régulation de l'énergie (CRE)
Alors que les dépenses relatives à la péréquation en faveur des ZNI tendent à augmenter rapidement , le rapporteur spécial Jean-François Husson avait réclamé que soit revue à la baisse le taux de rémunération des capitaux investis dans les actifs de production d'électricité dans les ZNI, qui avait été fixé à 11 % en 2006.
De fait, un taux aussi élevé ne se justifiait plus , dans la mesure où les coûts de financement ont considérablement diminué depuis 2006, avec la mise en place d'un cadre de régulation qui assure une couverture raisonnable des risques.
Un arrêté a enfin été adopté le 6 avril 2020 11 ( * ) , ce dont le rapporteur spécial se félicite : il prévoit que le taux de rémunération du capital immobilisé dans les investissements pour les moyens de production électrique, pour les actions de maîtrise de la demande portant sur les consommations d'électricité et pour les ouvrages de stockage gérés par le gestionnaire de réseau est désormais modulé en fonction des réalités de financement, des technologies mises en oeuvre et de la spécificité de chaque territoire .
Au-delà de cette mesure longuement attendue, il paraît également indispensable de veiller au bon dimensionnement des installations construites dans les ZNI . Exemple parmi d'autres, la construction d'un cycle combiné de 250 MW dans les environs d'Ajaccio, qui était envisagée par la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) 2015 de la collectivité territoriale de Corse, paraît nettement surdimensionnée , un cycle combiné de 120 MW étant amplement suffisant pour répondre à la demande locale.
4. Un soutien à la cogénération au gaz naturel en baisse de -9,5 % à 677,6 millions d'euros
On appelle « cogénération » la production combinée de chaleur et d'électricité par des installations fonctionnant au gaz naturel . Ce processus permet d'atteindre des rendements énergétiques globaux supérieurs à ceux obtenus via la production séparée de chaleur (chaudières) et d'électricité (centrales électriques) et de générer ainsi des économies d'énergie primaire . La chaleur produite est généralement utilisée par injection dans un réseau de chaleur ou pour un processus industriel .
Pour soutenir la cogénération au gaz naturel, l'État oblige EDF et les entreprises locales de distribution d'électricité à conclure des contrats d'obligation d'achat ou de complément de rémunération avec les installations de cogénération à haute performance énergétique de moins de 12 MW.
En contrepartie, il compense aux distributeurs d'électricité l'intégralité des surcoûts générés par ces mécanismes de soutien .
L'État apporte également un soutien transitoire aux installations de cogénération de plus de 12 MW .
Conformément à la nouvelle PPE, le dispositif de soutien à la cogénération a été abrogé le 21 août 2020 .
Il convient toutefois de noter que les contrats en cours ne seront pas impactés et que les surcoûts qui en résultent continueront à être compensés .
Au total, l'ensemble des soutiens de l'État à la cogénération au gaz naturel représenteront en 2021 677,6 millions d'euros , en baisse de 9,5 % par rapport à 2020.
* 11 Arrêté du 6 avril 2020 relatif au taux de rémunération du capital immobilisé pour les installations de production électrique, pour les infrastructures visant la maîtrise de la demande d'électricité et pour les ouvrages de stockage piloté par le gestionnaire de réseau dans les zones non interconnectées.