Au 31 décembre 2021, le parc éolien français atteint une puissance de 18,9 GW dont environ 1 GW a été raccordé au cours des trois premiers trimestres 2021, soit 8 % de moins qu’au cours de l'année 2020. La puissance des projets en cours d’instruction s’élève à 10,2 GW. La production d’électricité éolienne s’est élevée à 36,8TWh aen 2021, soit 7,8 % de la consommation électrique française.

En 2021, 924 MW de projets ont été désignés lauréat d’un appel d’offres, pour un volume ouvert de 1200 MW. Le tarif moyen de ces projets est de 60,2 e/MWh soit un niveau de complément de rémunération très en dessous des prix de marché de l’année.

1575 MW de projets ont demandés un tarif au titre de l’arrêté tarifaire de mai 2017.

La programmation pluriannuelle de l’énergie fixe un objectif de 24,1 GW en 2023 et une fourchette de 33,2 à 34,7 GW en 2028. Les objectifs correspondraient en 2028 à un parc de 14 200 à 15 500 éoliennes (contre environ 8000 fin 2018).

La capacité installée de l’éolien terrestre devrait ainsi atteindre 20,5 GW fin 2022. Selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2021, au périmètre des charges supportées par EDF, la production du parc éolien terrestre devrait s’élever à 36,0 TWh en 2022, en augmentation de 5 % par rapport à 2021 (34,3 TWh).

Sur la base des évaluations de la Commission de régulation de l’énergie, les charges prévisionnelles au titre de 2021 étaient de 1 763,4 M€ et les charges pour 2021 intégrant les régularisations 2019-2020 de 2 685,8 M€.

Les crédits budgétés en loi de finances pour 2022 étaient de 1 763,4 M€. La reventilation des 88,2 M€ supplémentaires a bénéficié à cette sous-action. Ainsi, des crédits à hauteur de 1 851,6 M€ ont été exécutés sur la sous-action « Éolien terrestre » en 2021 dont 23 M€ pour le dernier versement pour 2020 et 1 828,6 M€ de charges pour 2021 ont été réglées entre février 2021 et décembre 2021.

Le solde des charges à compenser pour 2021 de 857,2 M€ a été versé en janvier 2022.

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.

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 d’au moins 1 GW par an entre 2024 et 2028. Deux procédures de mise en concurrence ont été lancées en 2021, pour 1GW posé en centre Manche et 250 MW flottant (1er appel d’offres éolien flottant commercial au monde) au sud de la Bretagne et l’accélération va se poursuivre en 2022.

Les premières mises en service pour la filière éolienne en mer sont prévues en 2022. Lauréat de l’un des appels d’offres attribués en 2012 et 2014, le parc éolien en mer posé situé à Saint-Nazaire, d’une puissance de 480 MW, devrait être mis en service fin 2022.

Aucun montant n’a été inscrit ni exécuté sur la sous-action « Éolien en mer » en 2022.

La puissance du parc solaire photovoltaïque atteint 14 GW fin décembre 2021. Depuis le début de l'année 2021, 2 800 MW supplémentaires ont été raccordés, contre 1200 MW au cours de la même période en 2020. Cette très forte augmentation s'explique par une hausse du nombre de raccordements mais aussi par une proportion élevée de raccordements de centrales de fortes puissances. La production d’électricité d’origine solaire photovoltaïque s’élève à 14,8 TWh au cours des trois premiers trimestres 2021, en hausse de 11 % par rapport à la même période de 2020. Elle représente 3,1 % de la consommation électrique française sur 2021. La programmation pluriannuelle de l’énergie fixe un objectif de 20,1 GW en 2023 et une fourchette comprise entre 35,1 et 44 GW en 2028.

En 2021, les appels d’offres du MTE ont permis de désigner lauréats :

• 1089 MW de projets PV au sol pour 1380 MW ouverts, avec un complément de rémunération moyen de 58,1 e/MWh et pour un volume prévisionnel de la PPE de 1850 MW ;

• 690 MW de projets PV au sol pour 600 MW ouverts, avec un complément de rémunération moyen de 84,1 e/MWh et pour un volume prévisionnel de la PPE de 900 MW en 2021.

Par ailleurs, 450 MW de demande de contrats ont été réalisés au tite de l’arrêté de mai 2017 ainsi que 600 MW de projets entre 100 et 500kW au titre de l’arrêté d’octobre 2021.

Sur la base des évaluations de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2020, les charges prévisionnelles au titre de 2021 de 2901,3 M€ correspondant aux crédits budgétés ont été totalement exécutées. Les charges à compenser pour 2021 intégrant les régularisations 2019-2020 s'élèvent à 3 296,2 M€. Le solde des charges à compenser pour 2021 de 394,9 M€ a été versé en janvier 2022.

Environ 12 MW ont été mis en service en 2021 au titre de l’arrêté méthanisation de décembre 2016.

Sur la base des évaluations de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2020, les charges prévisionnelles au titre de 2021 de 712,6 M€ correspondant aux crédits budgétés ont été totalement exécutées. Les charges à compenser pour 2021 intégrant les régularisations 2019-2020 s'élèvent à 777,7M€. Le solde des charges à compenser pour 2021 de 65,1 M€ a été versé en janvier 2022.

Selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2021, au périmètre des charges supportées par EDF, « la puissance de la filière biomasse bois-énergie s’élèvera à 702 GW fin 2022 (- 34 MW par rapport à 2020, soit - 5 %). Il n’y a plus de nouvelles mises en service en obligation d’achat, les nouveaux contrats sont des compléments de rémunération ; par contre, plusieurs contrats d’achat arrivent à échéance. En revanche, l’énergie produite progresse de 12 % entre 2020 et 2022 pour atteindre 2,9 TWh en 2022. La mise en service d’installations sous complément de rémunération produisant davantage que les installations sous obligation d’achat explique cette augmentation de l’énergie produite. La puissance de la filière biogaz s’élèvera à 485 MW fin 2022, elle augmente de 22 MW (+ 5 %) entre 2020 et 2022. Si cette évolution est portée principalement par la filière méthanisation, de premières mises en service correspondant à l’arrêté tarifaire de 2019 biogaz ISDND sont également prévues. L’énergie produite par la filière biogaz stagne à 2,6 TWh en 2022. »

Cette sous-action regroupe les filières restantes dont notamment l’hydraulique, l’incinération d’ordures ménagères et les autres filières plus marginales (gaz de mines, géothermie, etc.). Environ 30 MW ont été mis en service en 2021.

Pour l’hydroélectricité, un appel d’offres de 35 MW a été ouvert en 2021, soit un volume équivalent à 2020 (20 MW ont été attribués à des porteurs de projet).

Sur la base des évaluations de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2020, les charges prévisionnelles au titre de 2021 de 307,2 M€ correspondant aux crédits budgétés ont été totalement exécutées. Les charges à compenser pour 2021 intégrant les régularisations 2019-2020 s'élèvent à 463,5 M€. Le solde des charges à compenser pour 2021 de 156,3 M€ a été versé en janvier 2022.

Selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2021, au périmètre des charges supportées par EDF,  « le parc hydraulique soutenu représentera une puissance installée de 2 GW fin 2022 (+ 24 MW par rapport à 2020, soit + 1 %). La production reste stable à 6,1 TWh. En revanche, la puissance installée soutenue est en baisse par rapport à 2021 (-12 MW), l’arrivée à échéance de contrats anciens n’étant pas compensée par la prise d’effet des nouveaux contrats. La capacité soutenue de la filière incinération d’ordures ménagères décroît continûment (- 43 MW entre 2020 et 2022, pour une puissance de 192 MW fin 2022) en raison de l’arrivée à échéance des contrats et de l’absence de mécanisme de soutien pour porter de nouvelles installations. L’énergie produite soutenue suit la même tendance et s’élève à 1,4 TWh en 2022. Les autres filières (gaz de mines, géothermie, etc.) sont plus marginales et représentent une production de 718 GWh en 2022. La filière géothermie se développe sous complément de rémunération et devrait représenter fin 2022 une puissance de 32 MW et produire 229 GWh. »

Certains territoires ne sont pas connectés au réseau d’électricité continental (ou de façon limitée dans le cas de la Corse) et voient leur approvisionnement en électricité spécifiquement contraint : on les regroupe sous le nom de zones non interconnectées (ZNI).

Ces zones regroupent notamment : la Corse, les départements et régions d’outre-mer (Guadeloupe, La Réunion, Mayotte), les collectivités territoriales (Martinique, Guyane, Saint-Martin, Saint-Barthélemy), certaines collectivités d’outre-mer (Saint-Pierre-et-Miquelon, Wallis et Futuna notamment), les îles du Ponant (les îles de Sein, Molène, Ouessant et Chausey). La Nouvelle Calédonie et la Polynésie française ont des statuts particuliers et ne sont pas considérées comme des zones non interconnectées (ZNI) au sens réglementaire du code de l'énergie.

Les crédits de l’action 11 « Soutien dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain » financent les charges résultant de deux missions de service public de l’énergie complémentaires : d’une part, la transition énergétique des territoires et, d’une part, la péréquation tarifaire, qui permet aux consommateurs de ces territoires 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), Électricité de Mayotte (EDM) et Eau et Électricité 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 Systèmes énergétiques insulaires (EDF SEI), Électricité de Mayotte (EDM) et Eau et Électricité de Wallis-et-Futuna (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 2 163,6M€ au titre de l’année 2022.

Les crédits ouverts en 2021 ont permis de payer le solde des charges pour 2020 (271,8 M€) ainsi qu’une partie des charges pour 2021 (1 866,1M€) pour un total des dépenses s’élevant à 2 152,1 M€.

Le solde des charges pour 2021 a ainsi fait l’objet d’un dernier versement aux opérateurs en janvier 2022 de 286,0 M€ conformément à la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2020.

Une reventilation des crédits de 50,3 M€ entre les deux sous-actions de l’action 11 a été effectuée ainsi qu’une reventilation de 1,1 M€ de l’action 14 à l’action 11.02 correspondant aux différences entre les montants budgétés et exécutés.

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 oeuvre 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.

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 certaines installations de production de pointe fonctionnant au diesel.

Les crédits ouverts en 2021 ont permis de payer le solde des charges pour 2020 de 221,8 M€ ainsi qu’une partie des charges pour 2021 de 455,8 M€ pour un total des dépenses s’élevant à 631,7 M€. La totalité des crédits budgétés de 677,6 M€ a été exécutée. Le solde des charges pour 2021 a ainsi fait l’objet d’un dernier versement aux opérateurs en janvier 2022 de 175,9 M€ conformément à la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2020.

Cette dépense correspond au financement des appels d’offres prévus par l’article L. 271-4 du code de l’énergie depuis 2018 et visant à développer les capacités d’effacement de consommation électrique. Aucun montant n’a été ouvert en lois de finances pour 2021 ni exécuté sur cette action.

21,1 M€ en AE et CP ont été versés au titre de cette sous-action en 2021.

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 crédits ouverts en 2021 de 23,8 M€ ont permis de payer le solde des charges pour 2020 de 913,6 k€ ainsi qu’une partie des charges pour 2021 de 20,2 M€ pour un total des dépenses s’élevant à 22,5 M€. Une partie des crédits a été reventilée sur une autre action (952,2 k€). Le solde des charges pour 2021 a ainsi fait l’objet d’un dernier versement aux opérateurs en janvier 2022 de 520,8 k€ conformément à la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2020.

Aucune dépense n'a été versée au titre de cette sous-action en 2021.

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.

Pour les charges relatives aux afficheurs déportés pour 2021, d'après l'évaluation de la Commission de régulation de l'énergie, ce montant est négatif et fait l'objet d'un remboursement de trop perçus de charges de la part des opérateurs. L'imputation des charges négatives étant impossible dans Chorus, le montant négatif de - 1,7 M€ a été reventilé vers la sous-action 14.01 « Contribution au Fonds de solidarité logement (FSL) ».

790 000 euros ont été versés en AE et CP au titre de cette sous-action en 2021.

Cette sous-action 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 oeuvre 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.

Les crédits ouverts en 2021 de 4,0 M€ ont permis de payer le solde des charges pour 2020 de 119,8 k€ ainsi que la totalité des charges pour 2021: 669,8 k€ ont ainsi été payés entre février et décembre 2021.

Les crédits budgétés étant plus élevés que la dépense, les crédits restants disponibles (3,2 M€) ont été reventilés sur d’autres actions.

42.6 M€ en AE et CP ont été versés au titre de sous-action en 2021.

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 une dépense de 42,6 M€ en 2021 conformément à la délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 15 juillet 2020 sur 71,7 M€ de crédits budgétés (charges prévisionnelles au titre de 2021). Les crédits restant disponibles à hauteur de 29,1 M€ ont été reventilés pour payer les dépenses de l’action 09.01.

Le douzième versement des dépenses pour 2021 de 401,7 k€ a été versé en janvier 2022.

736 000 euros ont été versés en AE et CP au titre de cette sous-action en 2021.

La sous-action « Frais d’intermédiation » couvre les frais de gestion de la Caisse des dépôts et consignations et les frais de gestion de l’organisme mentionné à l'article L. 314-14 du code de l'énergie, responsable de la mise aux enchères des garanties d’origine.

Les frais de gestion versés à la Caisse des dépôts et consignations en un versement unique s’élèvent à 154,7 k€ conformément à la délibération du 15 juillet 2020 de la Commission de régulation de l'énergie. 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.

Le versement des frais supportés par l’entreprise Powernext au titre de la mise aux enchères des garanties d’origine prévue par l'article L. 314-14 du code de l'énergie s’élève à 581,3 k€ en 2021 (348,4 k€ de frais prévisionnels pour 2021 et 232,9 k€ de frais réalisés en 2019).

Le montant total des dépenses payées sur cette sous-action représente 736,0 k€ pour l’année 2021.

Aucune dépense n'a été effectuée au titre de cette sous-action en 2021.

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.