B. EN 2025, LES COMPENSATIONS VERSÉES PAR L'ÉTAT RETROUVENT DES NIVEAUX COMPARABLES À LA SITUATION QUI PRÉVALAIT AVANT LA CRISE DES PRIX DE L'ÉNERGIE
D'après la délibération de la CRE en juillet 2024 précitée, le montant global des CSPE au titre de l'exercice 2025 représenterait 9,5 milliards d'euros, soit à un retour à un niveau comparable aux années d'avant crise. Le détail de la ventilation de ce montant par catégories de charges est présenté dans le graphique ci-après.
Il est à noter que les charges prévisionnelles réelles à compenser en 2025 par l'État devraient être diminuées de 600 millions d'euros du fait de l'affectation au budget de l'État du complément de prix Arenh qui était auparavant reversé aux fournisseurs. Cette évolution a été prévue par une disposition de l'article 225 de la loi n° 2023-1322 du 29 décembre 2023 de finances pour 2024. Aussi, la CRE estimait-elle en juillet dernier les compensations prévisionnelles que l'État devra verser en 2025 à 8,9 milliards d'euros.
Évaluation des CSPE au titre de l'année 2025
(en millions d'euros)
Source : commission des finances du Sénat, d'après la délibération n° 2024-139 de la CRE du 11 juillet 2024 relative à l'évaluation des charges de service public de l'énergie pour 2025 et à la réévaluation des charges de service public de l'énergie pour 2024
Le périmètre du programme 345 avait été bouleversé en 2023 par la création de la nouvelle action 17 « Mesures exceptionnelles de protection des consommateurs » destinée à porter les crédits nécessaires pour compenser les charges de service public de l'énergie (CSPE) assumées par les fournisseurs au titre des mesures dites de « bouclier tarifaire » et autres « amortisseurs ».
Une nouvelle révision de périmètre prévue par le présent projet de loi de finances (PLF) doit profondément affecter le volume de crédits inscrits sur le programme 345. Il s'agit de la réforme du dispositif de financement du système de péréquation des tarifs de l'électricité en faveur des zones non interconnectées (ZNI). L'article 7 du présent PLF prévoit en effet que les charges de service public de l'énergie résultant de ce soutien ne soient plus compensées au moyen de crédits budgétaires de l'action 11 « Soutien dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain » du programme 345 comme c'était le cas jusqu'en 2024 mais par l'affectation aux opérateurs qui assument ces charges d'une fraction prélevée sur le produit des accises appliquées aux combustibles de chauffage. Seuls les territoires de Saint-Martin et Saint-Barthélemy ne sont pas concernés par cette réforme, ce qui explique que 70 millions d'euros de crédits résiduels soient prévus sur l'action 11 du programme 345 pour l'exercice 2025.
Les charges correspondantes étant évaluées par la CRE à 3 milliards d'euros pour 2025, ce phénomène explique la majeure partie de l'écart constaté entre le montant des compensations prévisionnelles au titre de l'année 2025 par le régulateur et le montant total des crédits inscrits sur le programme 345 pour ce même exercice : 6,7 milliards d'euros. Révélateur de la situation de sortie de crise des prix de l'énergie et de retour à une situation plus habituelle, ce montant est quasiment identique à celui qui avait été constaté au titre de l'exercice 2020 moyennant le retraitement des charges relevant du soutien aux ZNI.
Comparaison des CSPE constatées au titre de
l'année 2020
avec les crédits inscrits sur le programme 345 en
2025
(en millions d'euros)
Source : commission des finances du Sénat
Crédits du programme 345
« Service public de l'énergie »
en 2023, en
2024 et en 2025 (CP)
(en millions d'euros)
|
|
2024 |
2025 |
Variation 2024-2025 |
|
|
09- Soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale |
1 375,9 |
2 524,6 |
4 235,6 |
+ 67,8 % |
|
10- Soutien à l'injection de biométhane |
44,2 |
1 061,8 |
1 181,5 |
+ 11,3 % |
|
11- Solidarité avec les zones non interconnectées au réseau métropolitain |
3 166,1 |
2 425,8 |
70,0 |
- 97,1 % |
|
12- Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques |
214,1 |
299,7 |
588,1 |
+ 96,2 % |
|
13- Soutien aux effacements de consommation |
63,0 |
198,7 |
187,0 |
- 5,9 % |
|
14- Dispositions sociales pour les consommateurs en situation de précarité énergétique |
51,0 |
41,4 |
39,8 |
- 3,9 % |
|
15- Frais divers |
87,7 |
94,5 |
- |
- 100 % |
|
17-Mesures exceptionnelles de protection des consommateurs |
15 169,1 |
356,4 |
336,6 |
- 5,6 % |
|
18-Soutien hydrogène |
0,0 |
0,0 |
25,0 |
+ 100 % |
|
Total programme |
20 170,2 |
7 002,9 |
6 663,5 |
- 4,8 % |
Source : documents budgétaires et délibérations de la CRE
Il est à noter qu'un montant nul est indiqué à l'action 15 « Frais divers » dans le projet annuel de performances 2025 du programme 345. Cette situation résulte de l'affectation à l'État du complément de prix Arenh (voir supra), prévue par la LFI pour 2024 et estimée à 556 millions d'euros. Cette recette, correspondant à une compensation négative de CSPE doit être imputée sur cette action 15 qui ainsi, en pratique, présente un solde prévisionnel négatif de 538 millions d'euros au titre de l'année 2025. Elle sera in fine déduite des compensations de charges dues à la société Électricité de France (EDF).
Comme l'illustre le graphique ci-dessous, 43 % des 6,7 milliards d'euros de compensations prévisionnelles dues par l'État au titre de l'année 2025, soit 2,9 milliards d'euros, seraient versés à la seule filière photovoltaïque.
Répartition des compensations pour charges
de service public à verser par l'État
en 2025 d'après
la délibération de la CRE du 11 juillet dernier
(en millions d'euros et en pourcentages)
Source : commission des finances du Sénat, d'après la délibération n° 2024-139 du 11 juillet 2024 de la CRE relative à l'évaluation des charges de service public de l'énergie pour 2025 et à la réévaluation des charges de service public de l'énergie pour 2024
Dans le cadre de son plan de 5 milliards d'euros d'économies complémentaires sur les dépenses de l'État, le Gouvernement a annoncé vouloir réduire de 214 millions d'euros les crédits prévus sur le programme 345 en 2025 dans le PLF déposé (cf. supra description de l'amendement déposé par le Gouvernement à l'Assemblée nationale).
La DGEC a signalé au rapporteur que ces économies pourraient résulter de la mise en oeuvre d'une série de mesures visant notamment à davantage encadrer les rémunérations versées aux centrales renouvelables pour les inciter à réduire leur production dans les périodes de prix de marchés négatifs. Deux articles additionnels rattachés à la mission Écologie ont été transmis par le Gouvernement pour permettre la mise en oeuvre de ces dispositifs.
Ces économies passent aussi par l'annulation de 25 millions d'euros de crédits de paiement prévus au titre du soutien à la production d'hydrogène décarboné et qui ne pourront être exécutés en 2025 compte-tenu du retard pris dans la mise en oeuvre par l'Ademe de ce nouveau dispositif (voir infra).
Enfin, pour atteindre cette cible de 214 millions d'euros, la DGEC devra également vraisemblablement revoir ses ambitions à la baisse s'agissant des volumes de gaz vert soutenus dans le cadre des appels d'offres destinés à promouvoir l'injection de biométhane.
1. Corrélativement au retour à la normale des prix de l'électricité sur les marchés, les mécanismes de soutien à la production d'énergies renouvelables électriques représentent à nouveau des charges pour le budget de l'État
Les dépenses de soutien aux énergies renouvelables (EnR) électriques continentales portées par l'action 09 « Soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale » du programme 345 consistent à compenser les fournisseurs d'électricité des surcoûts engendrés par les contrats d'obligation d'achat et de complément de rémunération qu'ils sont tenus de conclure avec les producteurs d'énergies renouvelables.
Les dispositifs de soutien public à la production d'EnR ont vocation à donner de la visibilité aux producteurs afin d'assurer la rentabilité de leurs projets et de déclencher la décision d'investir. En période « normale », comme cela avait été systématiquement vérifié avant la crise inédite des prix de l'énergie, les revenus garantis par les contrats d'obligation d'achat ou de complément de rémunération sont inférieurs aux prix de marché et les compensations supportées par l'État au titre des charges de service public de l'énergie pour soutenir la production d'EnR en métropole se traduisent par des dépenses publiques versées aux producteurs pour des montants qui, avant la crise, évoluaient chaque année entre 5 et 6 milliards d'euros.
Toutefois, pendant la période de crise de l'énergie, les prix de l'électricité sur les marchés de gros se sont maintenus à des niveaux supérieurs aux rémunérations garanties par les dispositifs de soutien public, si bien que celles-ci se sont transformées en rémunérations plafonnées qui, pour les installations concernées par ces mécanismes, se sont traduit par un prélèvement mécanique des revenus excédentaires qui auraient été perçus par les producteurs du fait de la flambée des prix de l'électricité.
Comme souligné supra, d'après la délibération de la CRE de juillet 2024, les recettes exceptionnelles ainsi perçues par l'État en 2023 au titre des dispositifs de soutien à la production d'énergie renouvelable électrique se sont finalement établies à 4 milliards d'euros. En 2022, ces recettes avaient représenté 1,9 milliard d'euros. Le cumul des recettes exceptionnelles perçues par l'État au titre de ces deux années atypiques a ainsi atteint 5,9 milliards d'euros, soit un montant infiniment moins élevé que ce qui avait pu être envisagé à l'automne 2022, au moment du pic de la crise des prix de l'énergie.
En 2024, alors que la CRE anticipait encore en juillet 2023 des charges de service public négative à hauteur de 2,7 milliards d'euros, ces dernières vont finalement à nouveau représenter un coût pour l'État, évalué par le régulateur32(*) à 2,5 milliards d'euros.
Évolution des charges de service public de
l'énergie relatives au soutien
à la production
d'énergies renouvelables en métropole (action 09)
entre
2020 et 2025
(en millions d'euros)
Source : commission des finances du Sénat d'après les délibérations de la CRE
En 2025, toujours d'après les dernières évaluations de la CRE, les compensations de l'État au titre des charges de service public relatives au soutien des énergies renouvelables électriques devraient poursuivre leur « retour à la normale », à l'instar de l'évolution des prix de l'électricité sur les marchés de gros auxquels elles sont directement corrélées. Le régulateur les a ainsi évaluées à 4,3 milliards d'euros. En 2025, contrairement à la situation observée en 2024, toutes les filières, y compris l'éolien terrestre, représenteraient de nouveau des coûts budgétaires nets pour l'État.
2. Le soutien à l'injection de biométhane : une charge de 1,2 milliard d'euros multipliée par 20 en 7 ans pour tenir les objectifs ambitieux de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE)
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 naturel33(*).
Évolution du coût budgétaire
des soutiens à l'injection du
biométhane
(2018-2025)
(en millions d'euros)
Source : commission des finances du Sénat d'après les délibérations de la CRE
En 2025, le coût pour l'État des dispositifs de soutien à l'injection de biométhane pourrait atteindre 1,2 milliard d'euros, soit une augmentation de 120 millions d'euros en un an et une multiplication par 20 depuis 2018. D'après la DGEC, cette augmentation extrêmement significative s'expliquerait principalement par le développement de la filière et l'augmentation des volumes de gaz vert soutenus : « en 2018, 73 unités de méthanisation injectaient du biométhane dans les réseaux de gaz naturel, pour une capacité raccordée de 1,5 TWh par an. Au 30 septembre 2024, 710 installations de production de biométhane sont raccordées aux réseaux de transport et de distribution, pour une capacité cumulée de 13 TWh par an. De fait, la forte augmentation des charges de service public versées pour le soutien à l'injection de biométhane s'explique principalement par le développement de la filière »34(*).
La DGEC souligne par ailleurs que ce développement de la filière résulte des objectifs ambitieux fixés par la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) : 6 TWh de biométhane injecté en 2023, et entre 14 et 22 TWh en 2028. Le projet de nouvelle PPE prévoit une ambition de développement bien plus forte encore avec un objectif de 44 TWh de biométhane injecté à l'horizon 2030.
Déjà entre 2018 et 2020, les crédits consacrés au soutien public à cette filière avaient fortement augmenté, faisant craindre un emballement comparable à la situation observée à la fin de la première décennie des années 2000 concernant les contrats d'obligation d'achat d'électricité d'origine photovoltaïque. Dès 2018, la CRE avait alerté l'État sur les niveaux excessifs de rentabilité de la filière mais ce n'est qu'à la fin de l'année 2020 que celui-ci est intervenu. L'arrêté du 23 novembre 2020 avait ainsi révisé le dispositif de soutien au biométhane afin de tenir compte de la maturité atteinte par la filière et de l'évolution des coûts de production. Ce décret réduit le tarif d'achat, prévoit sa dégressivité trimestrielle et renforce les conditions d'accès aux contrats. Ces évolutions doivent limiter la rémunération moyenne des capitaux investis à environ 7 %.
Pour tenir compte de l'inflation des coûts de construction pour les nouvelles installations, le tarif d'achat de biométhane a été revalorisé par un nouvel arrêté tarifaire du 10 juin 2023. D'après la DGEC, ce nouvel arrêté « s'est avéré nécessaire pour relancer la filière et ne pas compromettre l'atteinte des objectifs de la PPE ».
Néanmoins, compte-tenu des délais nécessaires au développement des projets, la DGEC observe que les conditions fixées par ce nouvel arrêté tarifaire ne peuvent pas être à l'origine de l'augmentation très significative du coût du soutien constaté depuis 2023 : « en raison du délai entre la date de signature d'un contrat et la mise en service de l'installation, l'évolution à la hausse des charges pour le soutien à l'injection du biométhane ne peut s'expliquer par la publication de l'arrêté du 10 juin 2023. En outre, le coefficient réduisant le tarif dans le cas où la capacité contractualisée excède la trajectoire de la PPE est un garde-fou qui garantit l'absence d'une croissance incontrôlée des sommes versées aux producteurs de biométhane ».
3. En 2025, le financement de la péréquation tarifaire en faveur des consommateurs des zones non interconnectées (ZNI) serait assuré par l'affectation d'une fraction de l'accise sur les énergies
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. Aussi, 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 font l'objet d'une compensation par l'État.
Jusqu'à aujourd'hui, la compensation des charges de service public résultant de cette péréquation tarifaire35(*) était financée au moyen de crédits budgétaires retracés par l'action 11 « Soutien dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain » du programme 345.
L'article 7 du présent projet de loi de finances prévoit de réformer le circuit de financement de la compensation de ces charges à compter de 2025. Plutôt que par des crédits budgétaires, cette compensation serait assurée par l'affectation d'une fraction des accises appliquées aux combustibles de chauffage. D'un dispositif basé sur des dépenses budgétaires, le circuit de cette compensation serait ainsi reconfiguré en un mécanisme de nature fiscale. Pour le budget de l'État, une dépense serait ainsi convertie en une moindre recette.
Évolution du coût du soutien aux ZNI (2017-2025)
(en millions d'euros)
Source : commission des finances du Sénat d'après les délibérations de la CRE
En 2025, le montant prévisionnel des compensations des charges liées à cette péréquation tarifaire, devrait dépasser les 3 milliards d'euros, soit une augmentation de près de 600 millions d'euros (+ 19 %) en un an.
D'après la CRE, l'augmentation substantielle du coût prévisionnel du soutien aux ZNI en 2025 est principalement liée à deux phénomènes :
- d'une part, à hauteur de 320 millions d'euros la baisse attendue des TRVe qui mécaniquement conduit à réduire les recettes tarifaires perçues par les opérateurs et donc à accroître leurs charges à compenser ;
- d'autre part, pour 212 millions d'euros, la hausse des coûts du projet de renouvellement et de renforcement de l'interconnexion SACOI (pour Sardaigne-Corse-Italie) qui relie la Corse à l'Italie et à la Sardaigne.
Le projet de renforcement de l'interconnexion SACOI
Les opérations de renouvellement et d'augmentation de la puissance de l'interconnexion dite SACOI (pour Sardaigne-Corse-Italie), l'une des deux interconnexions électriques de la Corse36(*) correspondent à un projet développé par l'entreprise EDF en partenariat avec le gestionnaire de réseau de transport d'électricité italien TERNA. La programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) de Corse prévoit par ailleurs cette opération afin de porter la capacité de la liaison SACOI à 100 mégawatt (MW).
Ce projet, qui passe notamment par le renouvellement de la station de conversion de Lucciana, est important s'agissant de la sécurité d'approvisionnement électrique de la Corse. Il a d'ailleurs été qualifié de projet d'intérêt commun au sens du règlement européen n° 347/2013 du 17 avril 2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes.
Source : commission des finances du Sénat
La réforme du financement des dispositifs de soutien aux ZNI s'applique à tous les territoires concernés à l'exception de Saint-Martin et de Saint-Barthélemy pour lesquels ces dispositifs continueront d'être financés par des crédits inscrits à l'action 11 du programme 345. C'est pour cette raison que le projet annuel de performances du programme 345 pour 2025 prévoit 70 millions d'euros sur l'action 11 répartis entre :
- 45 millions d'euros pour Saint-Martin ;
- et 25 millions d'euros pour Saint-Barthélemy.
4. Les charges relatives à la cogénération déclinent à la suite de la mise en extinction progressive des mécanismes de soutien
La cogénération correspond à la production combinée de chaleur et d'électricité par des installations fonctionnant au gaz naturel37(*). Pour la soutenir, l'État obligeait EDF et les entreprises locales de distribution d'électricité (ELD) 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.
Conformément à la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), le dispositif de soutien à la cogénération a été abrogé à compter du 23 février 2021 en application d'un décret du 21 août 2020. Depuis cette date, les installations de cogénération à partir de gaz naturel ne sont plus éligibles à un soutien et aucune nouvelle demande de contrat ne peut donc être acceptée. Dans la mesure où les producteurs disposent d'un délai de deux ans pour mettre en service leur installation, depuis le début de l'année 2023 plus aucune nouvelle centrale ne sera soutenue. Les contrats en cours ne sont pas impactés par cette abrogation.
En 2025, les charges relatives au soutien à la cogénération pourraient s'élever à 554 millions d'euros, soit 254 millions d'euros de plus qu'en 2024 mais un montant inférieur de 115 millions d'euros au niveau constaté en 2021 (669 millions d'euros), avant le déclenchement de la crise des prix de l'énergie.
5. Compte-tenu du retard de la mise en oeuvre du dispositif de soutien à la production d'hydrogène décarboné, aucun crédit de paiement ne lui sera consacré en 2025
En 2024, pour la première fois, l'action 18 « Soutien hydrogène », créée en 2023, avait été dotée d'une enveloppe de crédits de 680 millions d'euros en autorisations d'engagement (AE) et 25 millions d'euros en crédits de paiement (CP).
Ces montants devaient permettre la mise en oeuvre d'un dispositif de soutien à la production d'hydrogène décarboné par lequel la puissance publique compense au producteur, sur une période de 10 à 15 ans, la charge liée à la différence de coût de production entre de l'hydrogène décarboné et de l'hydrogène produit à partir de combustibles fossiles.
L'objectif poursuivi est celui d'un déploiement à horizon 2029 d'une production d'hydrogène décarboné soutenue pour une puissance de 1 GW d'électrolyse. Il est prévu que la montée en puissance du dispositif se réalise en trois étapes. Un premier objectif de 150MW en 2024, une deuxième phase de 250MW en 2025 puis 600MW dès 2026 avant de parvenir à l'objectif d'1 GW en 2029.
Alors que le lancement de premiers appels d'offres était à l'origine prévu dès 2023, ce dispositif, piloté par l'Ademe, a pris du retard. Les premiers appels d'offre ne se seront pas lancés avant 2025. Si ce nouveau calendrier est tenu, de premiers crédits d'engagements pourraient être consommés l'année prochaine mais aucune dépense effective ne sera versée.
En réponse au questionnaire du rapporteur, la DGEC a confirmé qu'aucun crédit du programme 345 ne serait consommé en 2024 au titre du soutien à la filière hydrogène. Dans ces conditions, alors que 200 millions d'euros d'autorisations d'engagement avaient déjà été annulées dans le cadre du décret n° 2024-124 du 21 février 2024 portant annulation de crédits, le projet de loi de finances de fin de gestion pour 2024 prévoit l'annulation de 470,4 millions d'euros d'autorisations d'engagement supplémentaires sur le programme 345 au titre de ce dispositif.
Le projet annuel de performances 2025 du programme 345 prévoyait de réinscrire 692,5 millions d'euros d'autorisations d'engagement et 25 millions d'euros de crédits de paiement au titre du soutien à la production d'hydrogène. Cependant, comme indiqué supra, le Gouvernement prévoit, dans le cadre de son plan d'économies complémentaires de 5 milliards d'euros, de réduire les crédits du programme 345 à hauteur de 214 millions d'euros ce qui inclut notamment les 25 millions d'euros de crédits de paiement qui avaient été inscrits à l'action 18 dans le projet annuel de performances 2025 du programme 345. Ce montant semble encore très ambitieux au rapporteur spécial, qui relève que mi-novembre l'appel d'offres n'a pas été lancé et que lors de son audition l'Ademe a indiqué qu'il faudrait a minima un an entre la date de publication de l'appel d'offres et les premiers engagements. Par voie d'amendement, le rapporteur propose de sincériser l'action 18 et éviter ainsi une nouvelle annulation importante d'AE en fin de gestion. Par ce même amendement, elle propose une réallocation partielle de ces crédits à hauteur de 10 millions de CP et 300 millions d'euros d'AE sur le fonds chaleur.
* 32 Dans sa dernière délibération de juillet 2024.
* 33 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.
* 34 Réponses de la DGEC au questionnaire du rapporteur.
* 35 Évaluées chaque année par la CRE dans les mêmes conditions que les autres charges de service public de l'énergie faisant l'objet de compensations.
* 36 La seconde étant l'interconnexion dite SARCO (pour Sardaigne-Corse).
* 37 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.