$@FwLOVariable(annee,2021)

$@FwLOVariable(numProg,345)

$@FwLOVariable(libelleProg,Service public de l'énergie)

$@FwLOVariable(enteteSousTitre,Justification au premier euro)

$@FwLOStyle(styleB3Programme, non)

Justification au premier euro


Éléments transversaux au programme

 

Éléments de synthèse du programme



 

Autorisations d'engagement

Crédits de paiement

Numéro et intitulé de l'action
ou de la sous-action

Titre 2
Dépenses
de personnel

Autres titres

Total

Titre 2
Dépenses
de personnel

Autres titres

Total

09 – Soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale

0

5 684 456 767

5 684 456 767

0

5 684 456 767

5 684 456 767

09.01 – Eolien terrestre

0

1 763 436 198

1 763 436 198

0

1 763 436 198

1 763 436 198

09.02 – Eolien en mer

0

0

0

0

0

0

09.03 – Solaire photovoltaïque

0

2 901 341 881

2 901 341 881

0

2 901 341 881

2 901 341 881

09.04 – Bio-énergies

0

712 560 630

712 560 630

0

712 560 630

712 560 630

09.05 – Autres énergies

0

307 118 058

307 118 058

0

307 118 058

307 118 058

10 – Soutien à l'injection de biométhane

0

543 798 600

543 798 600

0

543 798 600

543 798 600

10.01 – Soutien à l'injection de biométhane

0

543 798 600

543 798 600

0

543 798 600

543 798 600

11 – Soutien dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain

0

2 136 740 633

2 136 740 633

0

2 136 740 633

2 136 740 633

11.01 – Soutien à la transition énergétique dans les ZNI

0

678 562 304

678 562 304

0

678 562 304

678 562 304

11.02 – Mécanismes de solidarité avec les ZNI

0

1 458 178 329

1 458 178 329

0

1 458 178 329

1 458 178 329

12 – Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques

0

677 625 077

677 625 077

0

677 625 077

677 625 077

12.01 – Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques

0

677 625 077

677 625 077

0

677 625 077

677 625 077

13 – Soutien aux effacements de consommation

0

6 000 000

6 000 000

0

6 000 000

6 000 000

13.01 – Soutien aux effacements

0

6 000 000

6 000 000

0

6 000 000

6 000 000

14 – Dispositions sociales pour les consommateurs en situation de précarité énergétique

0

28 335 124

28 335 124

0

28 335 124

28 335 124

14.01 – Compensation des versements au fond de solidarité logement

0

23 805 468

23 805 468

0

23 805 468

23 805 468

14.02 – Dispositif d'affichage déporté de la consommation d'énergie

0

567 581

567 581

0

567 581

567 581

14.03 – Autres dispositifs de lutte contre la précarité énergétique

0

3 962 075

3 962 075

0

3 962 075

3 962 075

15 – Frais divers

0

72 419 229

72 419 229

0

72 419 229

72 419 229

15.01 – Frais financiers et de gestion des contrats

0

71 683 257

71 683 257

0

71 683 257

71 683 257

15.02 – Frais d'intermédiation

0

735 972

735 972

0

735 972

735 972

15.03 – Compléments de prix liés à l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique

0

0

0

0

0

0

Total

0

9 149 375 430

9 149 375 430

0

9 149 375 430

9 149 375 430



Les charges de service public de l’électricité et du gaz liées aux actions 09 à 15 ont été évaluées par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) dans sa délibération du 15 juillet 2020 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2021.

  • Il est à noter que le code de l’énergie prévoit le paiement des charges prévisionnelles pour une année N telles qu’évaluées par la Commission de régulation de l’énergie sur un calendrier décalé par rapport à l’année budgétaire, de février de l’année N à janvier de l’année N+1 pour les charges relevant du programme 345. Par ailleurs le montant des charges réellement supportées dépend de l’évolution des prix sur les marchés de l’énergie et de la production des différents opérateurs.
  • Conformément au code de l’énergie, le paiement effectif des charges prévisionnelles pour l’année N de février de l’année N à janvier de l’année N+1 est ainsi mis en œuvre en prenant en compte, outre les charges prévisionnelles au titre de l’année N, des écarts de mise à jour de la prévision au titre de l’année N-1 et de constatation des charges au titre des années antérieures, ainsi que de la régularisation des frais financiers et frais de gestion du dispositif conformément aux évaluations de la Commission de régulation de l’énergie.
  • Toutefois, il convient de rappeler que l’État inscrit en loi de finances initiale au titre de l’année N le montant de la meilleure prévision des charges que supporteront chaque année les opérateurs, c’est-à-dire les charges au titre de l’année N estimées par la Commission de régulation de l’énergie.


Ainsi, les montants prévus dans le projet de loi de finances pour 2021 correspondent aux charges prévisionnelles des opérateurs au titre de 2021.


D’après la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2020, le montant prévisionnel des charges de service public de l’énergie s’élève à 9 135,4 M€ au titre de l’année 2021, soit 12 % de plus que le montant constaté des charges au titre de l’année 2019 (8 151,1 M€). Cette hausse de près d’un milliard d’euros résulte principalement :

  • du développement continu du parc de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables soutenu en métropole (+ 9,2 TWh attendus soit une augmentation de + 17 %), conduisant à une hausse des charges de l’ordre de 900 M€ par rapport 2019, en partie tempérée par celle concomitante du prix de marché de l’électricité attendu ;

  • de l’augmentation du nombre d’installations injectant du biométhane, et de la quantité correspondante de gaz injecté, conduisant à une multiplication par 5 (+ 436,1 M€) des charges liées à l'achat de biométhane ;

  • de la hausse des charges dans les zones non interconnectées (+ 73,2 M€), liée principalement au développement de nouvelles installations renouvelables sur ces territoires.


Au titre de 2021, le soutien aux énergies renouvelables électriques représente 62 % des charges de service public de l’énergie, le reste de la dépense se répartissant entre les charges liées aux zones non interconnectées (23 % du total), le soutien à la cogénération (7 %), le soutien à l’injection de biométhane (6 %), les frais de gestion (0,6 %), le soutien à l’effacement (0,1 %) et les dispositifs sociaux (0,3 %).


Les crédits inscrits sur le programme 345 retracent, en autorisations d’engagement et crédits de paiement égaux, les versements annuels aux opérateurs de service public de l’énergie au titre de la compensation de leurs charges, telles qu’évaluées et délibérées par la Commission de régulation de l’énergie.


Or, une part conséquente de ces charges relève de contrats de long terme signés entre les opérateurs de service public de l’énergie et les producteurs d’énergie, auxquels ils garantissent une rémunération de référence de l’énergie produite pendant toute la durée de leur contrat (soit jusqu’à 15 ou 20 ans). Les engagements pluriannuels pris par l’État au titre de la compensation des charges liées à ces contrats font l’objet depuis 2018 d’une comptabilisation en engagements hors bilan (EHB) dans le compte général de l’État, en accord avec les recommandations formulées par la Cour des comptes. Les éléments comptabilisés à ce stade dans les engagements hors bilan de l’État ne concernent à ce stade que la métropole continentale. Des travaux en cours devraient permettre d’étendre à terme le périmètre des engagements hors bilan aux charges liées aux zones non interconnectées.


Au 31 décembre 2019, ces engagements hors bilan sont évalués à hauteur de 108,2 milliards d'euros en euros courants (hors actualisation) dont 96,9 Md€ de soutien aux énergies renouvelables électriques, 5,5 Md€ de soutien à l’injection de biométhane et 5,8 Md€ de soutien à la cogénération au gaz naturel.


Le comité de gestion des charges de service public de l’électricité1 (CGCSPE), institué par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique et pour la croissance verte, a pour vocation d’éclairer les citoyens et parlementaires sur ces engagements pluriannuels. Placé auprès du ministre chargé de l’énergie, sa composition vise à garantir l’objectivité de ses évaluations incluant trois personnes qualifiées respectivement pour leurs compétences dans les domaines des énergies renouvelables, des zones non interconnectées et de la protection des consommateurs, des représentants des institutions concernées par les charges de service public de l’énergie (Cour des comptes, Commission de régulation de l’énergie, ministères chargés de l’énergie, de l’économie, du budget et des outre-mer).


Dans son second rapport annuel, publié en août 20202, le comité évalue le coût total des engagements pris par l’État entre le début des années 2000 et fin 2019 en matière de soutien aux énergies renouvelables électriques, à la cogénération au gaz naturel en métropole continentale, et financés au titre des charges de service public de l’énergie, entre 140 et 154 Md€, en fonction des scénarios retenus pour l’évolution du prix de marché de l’électricité. Sur ces montants, entre 102 et 116 Md€ restent à payer dans les années à venir selon une chronique qui, eu égard aux dates d’engagements et à la durée des contrats, s’étale jusqu’en 2046. Le montant déjà payé, environ 38 Md€, représente donc de l’ordre d’un quart de la charge globale de ces engagements. Quatre filières représentent plus des trois-quarts de cet engagement total : le photovoltaïque pré-moratoire de 2010 (environ 40 Md€), l’éolien terrestre (entre 28 et 33 Md€), l’éolien en mer (entre 23 et 27 Md€) et le photovoltaïque post-moratoire de 2010 (entre 18 et 21 Md€). À ces engagements s’ajoutent ceux induits par les contrats de soutien à l’injection de biométhane, qui représentent environ 8 Md€ aujourd’hui, moins de 6 % du soutien aux énergies renouvelables électriques et à la cogénération au gaz naturel au 31 décembre 2019.


M€ (euros courants)Scénario 56Scénario 42
 Total soutienReste à payerTotal soutienReste à payer
Solaire pré moratoire39 38723 09339 75523 461
Éolien terrestre27 73418 39932 53123 196
Éolien en mer posé21 73821 73825 73225 732
Éolien en mer flottant1 6291 6291 7291 729
Solaire post moratoire18 22115 08521 18118 045
Biomasse9 3847 62810 3538 598
Cogénération au gaz naturel9 7565 2469 9665 456
Biogaz5 4114 0165 6744 278
Hydraulique4 3032 8244 8883 409
Autres électriques2 2351 8592 4202 044
TOTAL (hors biométhane injecté)139 798101 518154 230115 949
Biométhane injecté7 7057 4818 5808 356


Source : rapport du Comité de gestion des charges de service public de l’énergie sur l’exercice 2019 (p.27) : Tableau relatif à l’évaluation de l’impact financier des engagements existants à fin 2019 pour les hypothèses d’évolution des prix de gros de l’électricité de 56€/MWh et 42€/MWh en 2028 (élaboré sur la base de données CRE et MTE/DGEC)


Le reste à payer des engagements pris avant fin 2019 se traduit par des charges annuelles, qui :

  • croîtront entre 2020 et 2025 d’environ 6,2 à 7,7 Md€ (scénario 56 €/MWh) sous l’effet de la mise en service de projets déjà engagés, et en particulier des projets éoliens en mer ;

  • avant de connaître une baisse notable, d’environ 50 % entre 2029 et 2033, en particulier sous l’effet (i) de l’arrivée à échéance relativement concentrée des contrats photovoltaïque pré-moratoire qui représentent – à plein régime, jusqu’en 2029 – des charges annuelles de l’ordre de 2 Md€, et (ii) de l’arrivée à échéance progressive des contrats éolien terrestre  ;

  • décroîtront moins fortement entre 2033 et 2037 (autour de 2,5 Md€ par an entre ces deux bornes), année après laquelle les charges annuelles diminueront sous l’effet de l’arrivée à échéance des contrats éolien en mer, qui en régime permanent, auront représenté de l’ordre de 1,3 Md€ par an.



Source : rapport du Comité de gestion des charges de service public de l’énergie sur l’exercice 2019 (p.34) Chronique prospective à horizon 2043 des charges correspondantes aux restes à payer pour les engagements pris jusqu’à fin 2019 pour les deux scénarios de prix de marché (56 €/MWh et de 42 €/MWh en 2028) laboré sur la base de données CRE et MTE/DGEC)


La détermination des engagements et des dépenses induites sur l’ensemble de la durée d’engagement dépendent de facteurs exogènes et incertains, notamment de l’évolution des prix de marché de l’électricité. Ainsi, une variation de 1 €/MWh à la hausse ou à la baisse des prix de marché sur la période 2020 à 2046 se traduit par une variation des restes à payer au titre des engagements pris jusqu’à fin 2019 pour le soutien aux énergies renouvelables électriques et à la cogénération en métropole d’environ 1,2 Md€, soit de l’ordre de 1 % des engagements restant à payer.


Enfin, il faut rappeler que s’ajouteront à cette chronique prévisionnelle les montants induits par les nouveaux contrats engagés à compter du 1er janvier 2020 et nécessaires à l’atteinte des objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie. Ces engagements futurs font l’objet d’une évaluation prévisionnelle dans la programmation pluriannuelle de l’énergie publiée en avril 2020, sur la base d’un avis du comité publié à l’été 20193.


1 https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/comite-gestion-des-charges-service-public-lelectricite

2 https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/Rapport%20annuel%20du%20CGCSPE%20n%C2%B02.pdf

3 https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/Avis-CGCSPE-PPE2019.pdf


Évolution du périmètre du programme


   Principales évolutions

La maquette du programme évolue en 2021 dans le cadre de la suppression du compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » à compter du 1er janvier 2021.


Sont ainsi transférées du programme 764 « Soutien à la transition énergétique » du compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » au programme 345 les actions ou sous-actions suivantes :

  • la sous-action « Soutien aux énergies renouvelables électriques » (issue de l’ancienne action 01 du programme 764) dont les dépenses seront scindées entre les nouvelles actions 09 (pour la part liée au soutien en métropole continentale), 11 (pour la part liée au soutien dans les zones non interconnectées) et 15 (pour la part liée aux frais de gestion des contrats) ;

  • l’action « Soutien à l’injection de biométhane » (ancienne action 03 du programme 764) qui devient la nouvelle action 10 du programme ;

  • et l’action « Soutien aux effacements de consommation » (ancienne action 02 du programme 764) qui devient la nouvelle action 13 du programme.


Les actions 12 « Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques » et 14 « Dispositions sociales pour les consommateurs en situation de précarité énergétique » reprennent les dépenses portées jusqu’à présent respectivement par les anciennes actions 03 et 02 du programme.


Enfin, la nouvelle action 15 « Frais divers » reprend également les frais de la Caisse des dépôts et consignations portées jusqu’à présent par l’ancienne action 05 du programme, ainsi que de nouvelles dépenses au titre des compléments de prix liés à l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique.


La maquette évolue également en transférant d’anciennes actions du programme 345 vers le programme 174. Il s’agit des actions « Médiateur de l’énergie », « Fermeture de la centrale de Fessenheim » et « Contentieux ».

 

   Transferts en crédits

Prog
Source
/ Cible

T2
Hors Cas
pensions

T2
CAS
pensions

Total T2

AE
Hors T2

CP
Hors T2

Total AE

Total CP

Transferts entrants

 

 

 

 

 

 

 

Transferts sortants

 

 

 

-65 700 000

-65 700 000

-65 700 000

-65 700 000

rebudgétisation CAS TE

► 174

 

 

 

-10 500 000

-10 500 000

-10 500 000

-10 500 000

rebudgétisation CAS TE

► 174

 

 

 

-55 200 000

-55 200 000

-55 200 000

-55 200 000

 

 

 

Dépenses pluriannuelles

 

 

Échéancier des crédits de paiement (hors titre 2)


Estimation des restes à payer au 31/12/2020

Engagements sur années
antérieures non couverts
par des paiements
au 31/12/2019
(RAP 2019)

 

Engagements sur années
antérieures non couverts
par des paiements au
31/12/2019 y.c. travaux
de fin de gestion
postérieurs au RAP 2019
 

 

AE (LFI + LFRs) 2020
+ reports 2019 vers 2020
+ prévision de FdC et AdP

 

CP (LFI + LFRs) 2020
+ reports 2019 vers 2020
+ prévision de FdC et AdP

 

Évaluation des
engagements non couverts
par des paiements
au 31/12/2020

686 958 978

 

0

 

2 596 248 814

 

2 673 248 814

 

0

Échéancier des CP à ouvrir

AE

 

CP 2021

 

CP 2022

 

CP 2023

 

CP au-delà de 2023

 

Évaluation des
engagements
non couverts par
des paiements au 31/12/2020

 

CP demandés
sur AE antérieures à 2021
CP PLF
CP FdC et AdP

 

Estimation des CP 2022
sur AE antérieures à 2021

 

Estimation des CP 2023
sur AE antérieures à 2021

 

Estimation des CP
au-delà de 2023
sur AE antérieures à 2021

0

 

0
0

 

0

 

0

 

0

 

AE nouvelles pour 2021
AE PLF
AE FdC et AdP

 

CP demandés
sur AE nouvelles en 2021
CP PLF
CP FdC et AdP
 

 

Estimation des CP 2022
sur AE nouvelles en 2021

 

Estimation des CP 2023
sur AE nouvelles en 2021

 

Estimation des CP
au-delà de 2023
sur AE nouvelles en 2021

9 149 375 430
0

 

9 149 375 430
0

 

0

 

0

 

0

 

Totaux

 

9 149 375 430

 

0

 

0

 

0

 

 

Clés d'ouverture des crédits de paiement sur AE 2021

 

 

CP 2021 demandés
sur AE nouvelles
en 2021 / AE 2021
 

 

CP 2022
sur AE nouvelles
en 2021 / AE 2021

 

CP 2023
sur AE nouvelles
en 2021 / AE 2021

 

CP au-delà de 2023
sur AE nouvelles
en 2021 / AE 2021

 

 

100,00 %

 

0,00 %

 

0,00 %

 

0,00 %

 

Sur les 686,9 M€ de restes à payer au 31/12/2019, 279,9 M€ relatifs au chèque énergie ont été transférés sur le programme 174 au 1er janvier 2020.


Les 407 000 000€ restants correspondent à l'engagement des frais d’indemnisation pour la fermeture de la centrale de Fessenheim. Cet engagement sera soldé en 2020.

 

Justification par action

 

ACTION    62,1 %

09 – Soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale


 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

5 684 456 767

5 684 456 767

0

Crédits de paiement

0

5 684 456 767

5 684 456 767

0


La politique du Gouvernement en faveur de la transition énergétique repose sur un ensemble de mesures dont celles visant au développement des énergies renouvelables. Les fournisseurs historiques (EDF et les entreprises locales de distribution (ELD)) sont tenus à ce titre de conclure des contrats d’achat de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelable par les installations éligibles à l’obligation d’achat ou lauréates d’un appel d’offres. EDF doit également conclure des contrats avec les entreprises bénéficiaires du complément de rémunération, soit dans le cadre de guichets ouverts, soit dans le cadre d’appels d’offres. Depuis le 1er janvier 2017, des organismes agréés peuvent également se voir céder la gestion des contrats d’achat avec les producteurs d’électricité à partir d’énergie renouvelable.


Le surcoût résultant de l’application de ces contrats correspond à la différence entre le coût d’achat de l’électricité produite et le coût évité par ces mêmes quantités dans le cas de l’obligation d’achat, ou au montant de la prime dans le cas du complément de rémunération. La présente action vise à compenser les opérateurs de ce surcoût.


Dans sa délibération du 15 juillet 2020 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2021, la Commission de régulation de l’énergie prévoit que le coût total du soutien à la production d’électricité renouvelable en métropole en 2021 sera de 5 684,5 M€.


Ces charges se répartissent entre les principales filières suivantes, qui font l’objet des sous-actions détaillées ci-après : éolien terrestre (1 763,4 M€), éolien en mer (0,0 M€), solaire photovoltaïque (2 901,3 M€), bio-énergies (712,6 M€) et autres énergies (307,1 M€).


Éléments de la dépense par nature


Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

5 684 456 767

5 684 456 767

Transferts aux entreprises

5 684 456 767

5 684 456 767

Total

5 684 456 767

5 684 456 767

 

 

Sous-action

09.01 – Eolien terrestre


Au 31 décembre 2019, le parc éolien français atteint une puissance de 16,6 GW dont environ 1,4 GW raccordé au cours de l'année 2019. La programmation pluriannuelle de l’énergie fixe un objectif de 24,1 GW en 2023 et une fourchette de 33,2à 34,7 GW en 2028. Ces objectifs correspondraient en 2028 à un parc de 14 200 à 15 500 éoliennes (contre environ 8000 fin 2018).

 

En 2021, la programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit l’ouverture d’appels d’offres à hauteur de 1 850 MW, pour un coût de soutien de l’ordre de 1 500 M€ sur 20 ans. Un volume additionnel de 800 MW de nouveaux contrats par arrêté tarifaire est également attendu.

 

Les charges prévisionnelles au titre de 2021 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie sur la base des déclarations des opérateurs s’élèvent à 1 763,4 M€ pour l’éolien terrestre.

 

 

Sous-action

09.02 – Eolien en mer


La France, qui ne dispose aujourd’hui d’aucun parc éolien en mer en exploitation, vise à atteindre une capacité installée de 2,4 GW en 2023 et 6,2 GW en 2028.


Les deux premiers appels d’offre éolien en mer, attribués en 2012 et 2014 pour un total de 6 projets, devraient être mis en service à partir de 2022 et devront faire l’objet d’un soutien public conformément au tarif d’achat retenu à l’issue de la procédure concurrentielle.


La programmation pluriannuelle de l’énergie fixe un calendrier ambitieux pour le développement des parcs éoliens en mer, avec le lancement de 6 appels d’offres entre 2019 et 2023 pour une puissance installée de 4,4 GW (éolien flottant et éolien posé) puis l’attribution de 1 GW par an entre 2024 et 2028.


Aucune installation éolienne en mer ne devant être en service en 2021, les charges prévisionnelles au titre de 2021 sont par conséquent nulles.

 

 

Sous-action

09.03 – Solaire photovoltaïque


La puissance du parc solaire photovoltaïque atteint 9,9 GW, fin décembre 2019. La programmation pluriannuelle de l’énergie fixe un objectif de 10,2 GW en 2023 et une fourchette comprise entre 35,1 et 44 GW en 2028.

 

En 2021, la programmation pluriannuelle de l’énergie 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 photovoltaïque en autoconsommation. Un volume de 300MW par arrêté tarifaire pour les projets photovoltaïques de moins de 100 kW est également attendu.

 

Les charges prévisionnelles au titre de 2021 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie dans sa délibération sur la base des prévisions des opérateurs s’élèvent à 2 901,3 M€ pour le solaire photovoltaïque.  

 

 

Sous-action

09.04 – Bio-énergies


Les charges prévisionnelles au titre de 2021 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie dans sa délibération sur la base des prévisions des opérateurs s’élèvent à 712,6 M€ pour les filières bio-énergies.  

 

 

Sous-action

09.05 – Autres énergies


Cette sous-action regroupe les filières restantes dont notamment l’hydraulique et  l’incinération d’ordures ménagères et les autres filières plus marginales (gaz de mines, géothermie, etc.).


Pour l’hydroélectricité, un appel d’offres de 35 MW a été ouvert en 2020 et un volume équivalent est attendu en 2021.


Les charges prévisionnelles au titre de 2021 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie dans sa délibération sur la base des prévisions des opérateurs s’élèvent à 307,1 M€ pour ces filières.

 

 

ACTION    5,9 %

10 – Soutien à l'injection de biométhane


 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

543 798 600

543 798 600

0

Crédits de paiement

0

543 798 600

543 798 600

0


La politique du gouvernement en faveur de la transition énergétique repose sur un ensemble de mesures dont celles visant au développement de la part des énergies renouvelables dans la consommation de gaz naturel.


Afin de favoriser l’injection de biométhane dans les réseaux de transport et de distribution de gaz naturel, les producteurs de biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel peuvent conclure des contrats d’obligation d’achat de biométhane avec des fournisseurs de gaz naturel. Le surcoût résultant de l’application de ces contrats correspond, d’une part, à la différence entre le prix d’achat du biométhane et le prix moyen constaté sur le marché de gros du gaz naturel et, d’autre part, aux coûts de gestion supplémentaires directement induits pour les fournisseurs de gaz naturel par la mise en œuvre de ce dispositif.


La présente action vise à compenser les opérateurs de ce surcoût.


Éléments de la dépense par nature


Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

543 798 600

543 798 600

Transferts aux entreprises

543 798 600

543 798 600

Total

543 798 600

543 798 600

 

 

Sous-action

10.01 – Soutien à l'injection de biométhane


Les charges prévisionnelles au titre de 2021 correspondant au soutien à l’injection de biométhane sont évaluées par la Commission de régulation de l’énergie sur la base des déclarations des opérateurs à 543,8 M€.


Le montant des charges évaluées correspond à une prévision de production de l’ordre de 6 TWh en 2021, soit l’atteinte avec deux années d’avance de la production cible visée pour l’année 2023 par la programmation pluriannuelle de l’énergie. La réalisation de cette prévision en nette hausse, qui repose sur les déclarations des opérateurs, demeure toutefois incertaine au regard du taux de chute des projets et de la date de mise en service effective des installations. Le présent projet annuel de performances retient ainsi une prévision de production inférieure, égale à 3,2 TWh en 2021, qui apparaît plus réaliste au regard du nombre d’installations actuellement en service et de la probabilité de réalisation des projets en cours de en développement (voir l’indicateur 2.1 ci-dessus). Il n’en reste pas moins que cette prévision s’inscrit dans un contexte de forte accélération des demandes de contrats d’obligation d’achat en 2019 et 2020 pour un nombre d’installations d’injection de biométhane très supérieur au rythme de la programmation pluriannuelle de l’énergie. Compte tenu du délai réglementaire de trois ans offert aux producteurs pour mettre en service leur installation après la signature du contrat d’obligation d’achat, les incidences budgétaires de cette accélération ne devraient être observées qu’au cours des années ultérieures.


En 2021, des contrats d’obligation d’achat de biométhane à un tarif réglementé devraient être signés pour des projets présentant une capacité de production cumulée de 800 GWh/an. Il est également prévu de lancer des appels d’offres pour une capacité de production cumulée équivalente de 350 GWh/an.

 

 

ACTION    23,4 %

11 – Soutien dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain


 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

2 136 740 633

2 136 740 633

0

Crédits de paiement

0

2 136 740 633

2 136 740 633

0


La péréquation tarifaire permet aux consommateurs des zones non interconnectées (ZNI) de bénéficier de prix de l’électricité comparables à ceux applicables en métropole continentale alors même que les coûts de production de l’électricité dans ces zones sont sensiblement supérieurs à ceux de la métropole. Il en résulte pour les opérateurs historiques, EDF Systèmes énergétiques insulaires (EDF SEI), Electricité de Mayotte (EDM) et Eau et Electricité de Wallis-et-Futuna (EEWF), des surcoûts qui font l’objet d’une compensation par l’État.


Plus précisément, les charges liées à la production d’électricité dans les zones non interconnectées sont constituées notamment :

  • des surcoûts de production d’électricité à partir des installations appartenant aux opérateurs historiques. Les surcoûts de production supportés par EDF SEI, EDM et EEWF et donnant lieu à compensation sont calculés comme l’écart entre le coût de production « normal et complet pour le type d'installation de production considérée dans cette zone » et la part production du tarif réglementé de vente. Le coût de production normal et complet est calculé annuellement à partir des coûts constatés dans la comptabilité appropriée des opérateurs.

  • des surcoûts d’achat d’électricité dans le cadre de contrats conclus entre les producteurs tiers et les fournisseurs historiques, qu’ils relèvent de l’obligation d’achat (arrêtés tarifaires et appels d’offre) ou du gré à gré. Les surcoûts d’achat sont calculés comme l’écart entre le prix auquel le fournisseur historique achète l’électricité à un producteur tiers et la part production du tarif réglementé de vente.


Les coûts correspondants ont été évalués de façon prévisionnelle par la Commission de régulation de l’énergie à 2136,7 M€ pour l’année 2021.


Éléments de la dépense par nature


Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

2 136 740 633

2 136 740 633

Transferts aux entreprises

2 136 740 633

2 136 740 633

Total

2 136 740 633

2 136 740 633

 

 

Sous-action

11.01 – Soutien à la transition énergétique dans les ZNI


La sous-action « Soutien à la transition énergétique » contient :

  • les surcoûts de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables par le fournisseur historique ;

  • les surcoûts d’achat des contrats de gré à gré d’énergies renouvelables ;

  • le surcoûts d’achat des contrats d’obligation d’achat d’énergies renouvelables ;

  • les coûts liés à la maîtrise de la demande d’énergie (MDE) ;

  • les coûts liés au développement du stockage ;

  • le coût des études prévues par la programmation pluriannuelle de l’énergie.


Le total de cette sous-action s’élève à 678,6 M€ pour l’année 2021.  

 

 

Sous-action

11.02 – Mécanismes de solidarité avec les ZNI


La deuxième sous action « Mécanismes de solidarités avec les ZNI » représente la part dévolue à la production non renouvelable de la péréquation tarifaire : les surcoûts de production hors énergies renouvelables du fournisseur historique et les surcoûts d’achat des contrats de gré à gré hors énergies renouvelables.

 

Le total de cette sous-action s’élève à 1 458,2 M€ pour l’année 2021. 

 

 

ACTION    7,4 %

12 – Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques


 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

677 625 077

677 625 077

0

Crédits de paiement

0

677 625 077

677 625 077

0


La cogénération désigne le processus de production simultanée de chaleur et d’électricité, qui permet d’atteindre des rendements énergétiques globaux supérieurs à ceux obtenus via la production séparée de chaleur (chaudières) et d’électricité (centrales électriques). La cogénération permet ainsi de générer des économies d’énergie primaire, ce qui contribue à l’atteinte des objectifs de réduction de la consommation énergétique.

 

Cette action assure la compensation des coûts supportés par les acheteurs obligés (EDF, entreprises locales de distribution) dans le cadre de la mise en œuvre des dispositifs de soutien à la cogénération au gaz naturel, tels que les contrats d’obligation d’achat ou de complément de rémunération.

Ce soutien concerne les installations de moins de 12 MW, le dispositif transitoire de rémunération de la disponibilité des capacités de production des installations de plus de 12 MW prévu par la loi n° 2013-619 du 16 juillet 2013 ayant pris fin au 31 décembre 2016. Des reliquats de charges subsistent néanmoins au titre des années antérieures.


Conformément à la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie publiée en avril 2020, le dispositif de soutien à la cogénération a été abrogé le 21 août 2020. Les contrats en cours ne seront pas impactés et les surcoûts qui en résultent continueront à être compensés.

 

Cette action assure également la compensation des coûts au titre des autres moyens thermiques, notamment le gaz de mine et le diesel.


Éléments de la dépense par nature


Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

677 625 077

677 625 077

Transferts aux entreprises

677 625 077

677 625 077

Total

677 625 077

677 625 077

 

 

Sous-action

12.01 – Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques


Les charges évaluées par la Commission de régulation de l’énergie au titre de 2021 pour la cogénération au gaz naturel et les autres moyens thermiques s’élèvent à 677,6 M€.

 

 

ACTION    0,1 %

13 – Soutien aux effacements de consommation


 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

6 000 000

6 000 000

0

Crédits de paiement

0

6 000 000

6 000 000

0


Cette dépense correspond au financement des appels d’offres prévus par l’article L 271-4 du code de l’énergie organisés à partir de 2018 et visant à développer les capacités d’effacement de consommation électrique.


Éléments de la dépense par nature


Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

6 000 000

6 000 000

Transferts aux entreprises

6 000 000

6 000 000

Total

6 000 000

6 000 000

 

 

Sous-action

13.01 – Soutien aux effacements


Le montant prévisionnel retenu pour l’appel d’offres au titre de l’année 2021 dans le cadre de la délibération du 15 juillet 2020 de la Commission de régulation de l'énergie s’élève à 6 M€.

 

 

ACTION    0,3 %

14 – Dispositions sociales pour les consommateurs en situation de précarité énergétique


 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

28 335 124

28 335 124

0

Crédits de paiement

0

28 335 124

28 335 124

0



Cette action assure le financement des dispositifs d’aide aux ménages en situation de précarité. Ils sont au nombre de 5 répartis en 3 sous-actions, pour des dépenses totales évaluées à 28,3 M€ en 2021.


Éléments de la dépense par nature


Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

28 335 124

28 335 124

Transferts aux entreprises

28 335 124

28 335 124

Total

28 335 124

28 335 124

 

 

Sous-action

14.01 – Compensation des versements au fond de solidarité logement


Les opérateurs peuvent bénéficier de la prise en charge d’une partie de leur contribution au fonds de solidarité logement. L’arrêté du 6 avril 2018 fixant le montant et la limite de compensation des contributions des fournisseurs d’électricité au fonds de solidarité pour le logement réforme les règles de compensation des fournisseurs : celle-ci est portée à un euro par client résidentiel titulaire d’un contrat dont la puissance électrique souscrite est égale ou inférieure à 36 kVA au 1er janvier de l’année considérée, dans la limite de 90 % de leur contribution. Cette évolution vise à préserver le caractère incitatif du fonds de solidarité logement pour les fournisseurs, tout en participant à l’objectif de maîtrise des dépenses publiques.

 

Les charges prévisionnelles au titre de 2021 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie pour les contributions aux fonds de solidarité logement s’élèvent à 23,8 M€.

 

 

Sous-action

14.02 – Dispositif d'affichage déporté de la consommation d'énergie


En application des articles L. 124-5, L. 337-3-1 et L. 445-6 du code de l’énergie, les fournisseurs d’électricité et de gaz naturel doivent proposer à leurs clients bénéficiant des tarifs sociaux ou du chèque énergie, et équipés d’un compteur communicant Linky ou Gazpar, une offre de transmission de leurs données de consommation d’énergie, exprimées en euros, au moyen d’un dispositif déporté d’affichage. Pour l’électricité, cet affichage doit être en temps réel. Les coûts correspondants sont compensés, dans la limite d’un montant unitaire maximal par ménage fixé par arrêté du ministre chargé de l’énergie.


Les charges prévisionnelles au titre de 2021 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie pour les afficheurs déportés de la consommation d’énergie s’élèvent à 0,6 M€.

 

 

Sous-action

14.03 – Autres dispositifs de lutte contre la précarité énergétique


Les charges prévisionnelles au titre de 2021 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie pour les autres dispositifs de lutte contre la précarité énergétique s’élèvent à 4,0 M€.


Ce montant compense trois dispositifs sociaux :

  • La tarification spéciale « produit de première nécessité » (TPN) est entrée en vigueur le 1er janvier 2005. En application des articles R. 337-1 et R. 337-3, deux catégories de clients bénéficient de la tarification spéciale : les personnes en situation de précarité titulaires d’un contrat de fourniture d’électricité et les résidences sociales. L’article R. 337-13 du code de l’énergie prévoit également pour les bénéficiaires de la tarification spéciale la gratuité de la mise en service et une réduction de 80 % sur les frais de déplacement pour impayés. Ces pertes et coûts de gestion supplémentaires liés à la mise en œuvre de la tarification spéciale font l’objet d’une compensation au profit des fournisseurs d’électricité concernés.

  • La tarification spéciale de solidarité (TSS) a été remplacée au 1er janvier 2018 par le chèque énergie. Dans sa délibération du 15 juillet 2020, la Commission de régulation de l’énergie ne fait état d’aucune prévision de dépense de la part des opérateurs de frais relatifs à la tarification spéciale au titre de l’année 2021.

  • Les protections associées au chèque énergie, qui a remplacé depuis le 1er janvier 2018 sur l’ensemble du territoire les anciens tarifs sociaux de l’énergie, et dont le financement a été transféré en 2020 sur le programme 174 « Énergie, climat et après-mines ». Le programme 345 continue de financer les compensations de charges, évaluées par la Commission de régulation de l’énergie, des fournisseurs concernant les services liés à la fourniture des bénéficiaires du chèque énergie.

 

 

ACTION    0,8 %

15 – Frais divers


 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

72 419 229

72 419 229

0

Crédits de paiement

0

72 419 229

72 419 229

0


Cette action assure le financement de frais divers associés aux missions de service public de l’énergie. Ces frais, détaillés ci-dessous, représentent des dépenses totales évaluées à 72,4 M€ en 2021.


Éléments de la dépense par nature


Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

72 419 229

72 419 229

Transferts aux entreprises

72 419 229

72 419 229

Total

72 419 229

72 419 229

 

 

Sous-action

15.01 – Frais financiers et de gestion des contrats


Cette sous-action compense les opérateurs pour les coûts directement induits par la conclusion et la gestion des contrats d’obligation d’achat et de complément de rémunération pour un montant prévisionnel en 2021 de 58,5 M€ selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie.


Elle intègre également une régularisation de 13,2 M€ sur les années antérieures à 2019 (+21,6 M€ de reliquats minorés de 8,4 M€ de  frais financiers). Des reliquats existent lorsque des opérateurs déclarent des charges au titre des années antérieures qui ne pouvaient être prises en compte lors des déclarations de charges précédentes. En application des articles L. 121-19-1 et L. 121-41 du code de l’énergie, les charges de service public de l’énergie supportées par les opérateurs sont majorées ou diminuées de frais financiers. La sous-action comprend également les défauts de recouvrement créés en 2019 pour les cas où un opérateur ne rembourse pas les montants qu’il devait rembourser dès lors que ses charges sont négatives. Ils sont par conséquent marginaux.


Le montant total de cette sous-action représente 71,7 M€ pour l’année 2021.

 

 

Sous-action

15.02 – Frais d'intermédiation


Les frais de service de la Caisse des dépôts et consignations sont inclus dans cette action, ils sont évalués par la Commission de régulation de l'énergie à 137 942 € pour 2021. Ce montant correspond à la somme des frais de gestion prévisionnels au titre de 2021 et de l’écart entre les frais de gestion prévisionnels 2019 et les frais constatés au titre de la même année.

 

Les frais d’intermédiation sont composés également des frais de l'organisme mentionné à l'article L. 314-14 du code de l'énergie pour la mise aux enchères prévue à l'article L. 314-14-1. Ils s’élèvent pour 2021 à 581 260 € (348 400 € de frais prévisionnels pour 2021 et 232 860 € de frais réalisés en 2019).


Le montant total de cette sous-action représente 0,7M€ pour l’année 2021.

 

 

Sous-action

15.03 – Compléments de prix liés à l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique


L’article 62 de la n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat a modifié les dispositions du code de l'énergie relatives au complément de prix acquitté dans certaines circonstances par les fournisseurs d’électricité au titre du dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire (ARENH). Les dispositions modifiées prévoient la déduction dans certaines circonstances d’une part des montants versés à EDF au titre du complément de prix de l’ARENH de la compensation des charges imputables aux missions de service public assignées à EDF en application de l'article L. 121-6 du code de l'énergie.


Ces nouvelles dispositions n'engendrent en principe pas de dépenses nouvelles pour le budget de l’État, au contraire elles permettent potentiellement de réduire les versements devant être apportés par le budget de l’État pour la compensation des charges de service public de l'énergie d'EDF. La prévision de dépenses au titre de la sous-action 15-03 est donc nulle pour l’année 2021.

 

 

 

Synthèse des opérateurs du programme

 

Récapitulation des crédits alloués aux opérateurs de l'État


(en milliers d'euros)

 

LFI 2020

PLF 2021

Opérateur ou Subvention

Autorisations
d’engagement
 

Crédits
de paiement

Autorisations
d’engagement

Crédits
de paiement

Total

0

0

0

0

Total des subventions pour charges de service public

0

0

0

0

Total des dotations en fonds propres

0

0

0

0

Total des transferts

0

0

0

0

 

 

Consolidation des emplois


   Emplois des opérateurs

 

LFI 2020

PLF 2021

Intitulé de l'opérateur

ETPT rémunérés
par d’autres
programmes
(1)

ETPT rémunérés
par ce
programme
(1)

ETPT rémunérés
par les opérateurs

ETPT rémunérés
par d’autres
programmes
(1)

ETPT rémunérés
par ce
programme
(1)

ETPT rémunérés
par les opérateurs

sous
plafond

hors
plafond

dont
contrats
aidés

dont
apprentis

sous
plafond

hors
plafond

dont
contrats
aidés

dont
apprentis

Total

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


(1) Emplois des opérateurs inclus dans le plafond d'emplois du ministère

 

 

   Plafond des autorisations d'emplois des opérateurs du programme

 

ETPT

Emplois sous plafond 2020

 

Extension en année pleine du schéma d'emplois de la LFI 2020

 

Impact du schéma d'emplois 2021

 

Solde des transferts T2/T3

 

Solde des transferts internes

 

Solde des mesures de périmètre

 

Corrections techniques

 

Abattements techniques

 

Emplois sous plafond PLF 2021


Rappel du schéma d’emplois 2021 en ETP