Justification au premier euro |
Éléments de synthèse du programme |
| Autorisations d'engagement | Crédits de paiement | ||||
---|---|---|---|---|---|---|
Numéro et intitulé de l'action | Titre 2 | Autres titres | Total | Titre 2 | Autres titres | Total |
09 – Soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale | 0 | 4 738 358 703 | 4 738 358 703 | 0 | 4 738 358 703 | 4 738 358 703 |
09.01 – Eolien terrestre | 0 | 1 174 671 507 | 1 174 671 507 | 0 | 1 174 671 507 | 1 174 671 507 |
09.02 – Eolien en mer | 0 | 75 678 324 | 75 678 324 | 0 | 75 678 324 | 75 678 324 |
09.03 – Solaire photovoltaïque | 0 | 2 719 412 526 | 2 719 412 526 | 0 | 2 719 412 526 | 2 719 412 526 |
09.04 – Bio-énergies | 0 | 574 357 118 | 574 357 118 | 0 | 574 357 118 | 574 357 118 |
09.05 – Autres énergies | 0 | 194 239 228 | 194 239 228 | 0 | 194 239 228 | 194 239 228 |
10 – Soutien à l'injection de biométhane | 0 | 712 949 736 | 712 949 736 | 0 | 712 949 736 | 712 949 736 |
10.01 – Soutien à l'injection de biométhane | 0 | 712 949 736 | 712 949 736 | 0 | 712 949 736 | 712 949 736 |
11 – Soutien dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain | 0 | 2 163 557 855 | 2 163 557 855 | 0 | 2 163 557 855 | 2 163 557 855 |
11.01 – Soutien à la transition énergétique dans les ZNI | 0 | 670 250 974 | 670 250 974 | 0 | 670 250 974 | 670 250 974 |
11.02 – Mécanismes de solidarité avec les ZNI | 0 | 1 493 306 881 | 1 493 306 881 | 0 | 1 493 306 881 | 1 493 306 881 |
12 – Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques | 0 | 646 149 591 | 646 149 591 | 0 | 646 149 591 | 646 149 591 |
12.01 – Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques | 0 | 646 149 591 | 646 149 591 | 0 | 646 149 591 | 646 149 591 |
13 – Soutien aux effacements de consommation | 0 | 40 000 000 | 40 000 000 | 0 | 40 000 000 | 40 000 000 |
13.01 – Soutien aux effacements | 0 | 40 000 000 | 40 000 000 | 0 | 40 000 000 | 40 000 000 |
14 – Dispositions sociales pour les consommateurs en situation de précarité énergétique | 0 | 30 904 431 | 30 904 431 | 0 | 30 904 431 | 30 904 431 |
14.01 – Compensation des versements au fond de solidarité logement | 0 | 24 134 069 | 24 134 069 | 0 | 24 134 069 | 24 134 069 |
14.02 – Dispositif d'affichage déporté de la consommation d'énergie | 0 | 200 000 | 200 000 | 0 | 200 000 | 200 000 |
14.03 – Autres dispositifs de lutte contre la précarité énergétique | 0 | 6 570 362 | 6 570 362 | 0 | 6 570 362 | 6 570 362 |
15 – Frais divers | 0 | 117 455 114 | 117 455 114 | 0 | 117 455 114 | 117 455 114 |
15.01 – Frais financiers et de gestion des contrats | 0 | 117 039 218 | 117 039 218 | 0 | 117 039 218 | 117 039 218 |
15.02 – Frais d'intermédiation | 0 | 415 896 | 415 896 | 0 | 415 896 | 415 896 |
15.03 – Compléments de prix liés à l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Total | 0 | 8 449 375 430 | 8 449 375 430 | 0 | 8 449 375 430 | 8 449 375 430 |
Crédits inscrits sur le programme 345 pour l’année 2022
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 2021 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2022.
Pour rappel, le code de l’énergie prévoit le paiement des charges prévisionnelles pour une année donnée (N) selon un calendrier en décalage par rapport à l’année budgétaire, de février de l’année (N) à janvier de l’année suivante (N+1). Ces charges prévisionnelles sont évaluées en tenant compte, outre les charges prévisionnelles au titre de l’année en question (N), des écarts de mise à jour de la prévision au titre de l’année précédente (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 mécanisme, conformément aux évaluations de la Commission de régulation de l’énergie. En effet, le montant des charges réellement supportées dépend de nombreux facteurs amenés à évoluer, comme les prix sur les marchés de l’énergie et la production des installations soutenues.
Toutefois, il convient de rappeler que l’État inscrit en loi de finances initiale pour une année donnée (N) le montant de la meilleure prévision des charges que supporteront les opérateurs, c’est-à-dire les charges au titre de l’année (N) estimées par la Commission de régulation de l’énergie, éventuellement corrigées des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie si celles-ci s’écartent significativement des hypothèses retenues par la Commission de régulation de l’énergie.
Ainsi, les montants prévus dans le projet de loi de finances pour 2022 correspondent aux charges prévisionnelles des opérateurs au titre de 2022, à l’exception de l’action 09 sur le soutien aux énergies renouvelables électriques pour laquelle l’évaluation de la Commission de régulation de l’énergie est diminuée de 415 M€ en raison de l’augmentation récente des prix de marché de l’électricité.
D’après la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 20211, le montant prévisionnel des charges de service public de l’énergie au titre de l’année 2022 s’élève à 8 810,3 M€, soit 1 % de plus que le montant constaté des charges au titre de l’année 2020 (8 715,7 M€). Cette stabilité apparente résulte de plusieurs effets qui se compensent :
une baisse des charges de soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole (- 640,5 M€ par rapport à 2020) qui s’explique essentiellement par la forte hausse des prix de marché attendus, en partie compensée par le développement continu du parc soutenu (+ 4,1 TWh par rapport à 2020, soit + 6 %) ;
une progression du nombre d’installations injectant du biométhane, conduisant à une très forte hausse des charges associés (+ 512,5 M€ par rapport à 2020, soit une multiplication par près de quatre) ;
une hausse des charges dans les zones non-interconnectées (+ 170,4 M€ par rapport à 2020) principalement liée au développement de nouvelles installations renouvelables dans ces territoires.
Au titre de 2022, le soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole représente 58 % des charges de service public de l’énergie, le reste des charges se répartissant entre les zones non-interconnectées (25 % du total, dont 8 % au titre de leur transition énergétique), le soutien à la cogénération (7 %), le soutien à l’injection de biométhane (8 %), les frais de gestion (0,7 %), le soutien à l’effacement (0,5 %) et les dispositifs sociaux (0,4 %).
La production prévisionnelle des énergies renouvelables électriques soutenues en métropole s’élève à 70,5 TWh en 2022, contre 65,1 TWh en 2021 et une production constatée de 64,5 TWh en 2020. Les installations de cogénération devraient quant à elles produire 5,5 TWh en 2022, soit une baisse par rapport à celle prévue en 2021 (6,4 TWh) et celle constatée en 2020 (7,2 TWh). Enfin, les prévisions d’injection de biométhane sur l’année 2022 s’élèvent à 8,5 TWh, contre 4,8 TWh prévus pour l’année 2021 et 2,2 TWh injectés au cours de l’année 2020.
Les volumes d’énergie soutenus et les coûts moyens de soutien sont détaillés par technologie dans le tableau ci-dessous.
Volume d’énergie | Surcoût unitaire moyen | Charges prévisionnelles au titre de 2022 | |
TWh | €/MWh | M€ | |
Soutien aux énergies renouvelables en métropole continentale | 70,5 | 73,1 | 5 153,8 |
Éolien terrestre | 38,4 | 33,3 | 1 277,7 |
Éolien en mer | 0,7 | 116,4 | 82,3 |
Solaire photovoltaïque | 17,0 | 174,4 | 2 957,8 |
dont contrats signés avant 2011 (pré-moratoire) | 4,3 | 479,8 | 2065,7 |
dont contrats signés après 2011 (post-moratoire) | 12,7 | 70,5 | 892,2 |
Bio-énergies | 5,9 | 106,5 | 624,7 |
Autres énergies | 8,6 | 24,5 | 211,3 |
Soutien à l’injection de biométhane | 8,5 | 84,3 | 712,9 |
Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques | 5,5 | 116,5 | 646,1 |
Total | 84,5 | 77,1 | 6 512,9 |
Engagements de long terme pris au titre des charges de service public de l’énergie
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 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 2020, ces engagements hors bilan sont évalués à hauteur de 113,3 Md€ en euros courants (hors actualisation) dont 97,4 Md€ de soutien aux énergies renouvelables électriques, 11,4 Md€ de soutien à l’injection de biométhane et 4,5 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 en 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).
Engagements passés pris au 31 décembre 2020
Dans son troisième rapport annuel, publié début septembre 20212, le comité évalue le coût total des engagements pris par l’État entre le début des années 2000 et fin 2020 en matière de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération au gaz naturel en métropole continentale, et financés au titre des charges de service public de l’énergie, entre 153 et 172 Md€, en fonction des scénarios retenus pour l’évolution du prix de marché de l’électricité. Sur ces montants, le soutien à la production d’électricité (énergies renouvelables et cogénération au gaz naturel) représente entre 142 et 159 Md€ d’engagements à fin 2020, soit près de 92 % du total, principalement au titre des filières suivantes : le photovoltaïque pré-moratoire (environ 40 Md€), l’éolien terrestre (entre 32 et 39 Md€), l’éolien en mer (entre 23 et 27 Md€) et le photovoltaïque post-moratoire (entre 20 et 24 Md€). Le soutien à la production de biométhane représente de son côté 11 à 13 Md€ d’engagements à fin 2020, soit environ 8 % du total. Ce montant est en forte progression par rapport aux engagements à fin 2019, la perspective d’une révision des conditions de soutien du biométhane ayant favorisé une très forte accélération des signatures de contrats en 2019 et- 2020, avant la publication du nouvel arrêté tarifaire le 24 novembre 2020.
Sur ces montants, le comité estime que les engagements pris au cours de la seule année 2020 s’élèvent à entre 7,4 et 10,3 Md€, dont 3,9 à 6,4 Md€ pour le soutien à la production d’électricité et 3,5 à 3,9 Md€ pour le soutien à la production de biométhane.
Enfin, selon le comité, entre 108 et 126 Md€ d’engagements, soit de l’ordre de 70 % du total, 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 2047 (bien que marginalement après 2044). Les montants déjà payés entre le début des années 2000 et fin 2020 s’élèvent quant à eux à 45 Md€.
M€ (euros courants) | Scénario bas | Scénario haut | ||
| Total soutien | Reste à payer | Total soutien | Reste à payer |
Solaire pré-moratoire | 39 111 | 20 782 | 39 470 | 21 141 |
Éolien terrestre | 31 740 | 20 327 | 38 608 | 27 195 |
Éolien en mer | 23 030 | 23 030 | 27 246 | 27 246 |
Solaire post-moratoire | 20 388 | 16 313 | 23 945 | 19 869 |
Biomasse et biogaz | 12 867 | 9 084 | 13 846 | 10 062 |
Cogénération au gaz naturel | 8 890 | 3 815 | 9 197 | 4 122 |
Hydraulique | 4 496 | 2 728 | 5 119 | 3 351 |
Autres électriques | 1 437 | 1 037 | 1 586 | 1 185 |
Total (hors biométhane) | 141 959 | 97 116 | 159 016 | 114 173 |
Biométhane | 11 411 | 10 983 | 12 625 | 12 197 |
Total | 153 370 | 108 099 | 171 641 | 126 370 |
Source : rapport du Comité de gestion des charges de service public de l’énergie sur l’exercice 2020 : Tableau relatif à l’évaluation de l’impact financier des engagements existants à fin 2020 pour les hypothèses d’évolution des prix de gros de l’électricité de 56€/MWh (« Scénario bas ») et 42€/MWh (« Scénario haut ») en 2028 (élaboré sur la base de données CRE et MTE/DGEC)
Les restes à payer au titre des engagements pris avant fin 2020 se traduisent par des charges annuelles prévisionnelles, qui :
croîtront entre 2021 et 2025 d’environ 6,2 à 7,8 Md€ (scénario 56) sous l’effet de la mise en service de projets déjà engagés, et en particulier des projets d’éolien en mer ;
avant de connaître une baisse notable, d’environ 40 % entre 2029 et 2033, en particulier sous l’effet (i) de l’arrivée à échéance relativement concentrée des contrats du 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 de l’éolien terrestre ;
décroîtront moins fortement entre 2033 et 2037, année après laquelle les charges annuelles diminueront sous l’effet de l’arrivée à échéance des contrat de l’éolien en mer, qui en régime permanent, auront représenté de l’ordre de 1,4 Md€ par an.
Source : rapport du Comité de gestion des charges de service public de l’énergie sur l’exercice 2020 (p.35) Chronique prospective à horizon 2047 des charges correspondantes aux restes à payer pour les engagements pris jusqu’à fin 2020 pour les deux scénarios de prix de marché (56 €/MWh et de 42 €/MWh en 2028) (élaboré 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 2047 se traduit par une variation des restes à payer au titre des engagements pris jusqu’à fin 2020 pour le soutien aux énergies renouvelables électriques et à la cogénération en métropole d’environ 1,5 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 2021 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.
Engagements prévisionnels qui seront pris en 2022
Le comité évalue les engagements prévisionnels que l’État s’apprête à prendre au cours de l’année 2022, dans le cadre des appels d’offres et arrêtés tarifaires en vigueur, à entre 5,7 Md€ et 11,1 Md€, dont 1,6 à 1,8 Md€ pour le soutien à la production de biométhane. Les engagements prévisionnels pris au cours de l’année 2021 seraient quant à eux situés entre 5,1 Md€ et 7,9 Md€.
Ces engagements sont en léger retrait par rapport à l’année 2020, principalement en raison d’un retour à la normale du rythme de développement des projets de biométhane, après une forte accélération des signatures de contrats en 2019 et 2020 pour les raisons rappelées ci-dessus.
M€ (euros courants) | Scénario bas | Scénario haut | ||||
2020 | 2021 | 2022 | 2020 | 2021 | 2022 | |
Éolien terrestre | 2 205 | 1 929 | 2 240 | 4 000 | 3 710 | 4 603 |
Éolien en mer | 0 | 0 | -57 | 0 | 0 | 1 391 |
Solaire post-moratoire | 1 585 | 1 656 | 1 687 | 2 236 | 2 550 | 3 048 |
Biomasse et biogaz | 113 | 116 | 118 | 125 | 129 | 132 |
Hydraulique | 39 | 83 | 121 | 47 | 114 | 173 |
Total (hors biométhane) | 3 941 | 3 784 | 4 109 | 6 409 | 6 503 | 9 346 |
Biométhane | 3 506 | 1 267 | 1 616 | 3 862 | 1 406 | 1 798 |
Total | 7 447 | 5 051 | 5 725 | 10 271 | 7 909 | 11 144 |
Pour rappel, les engagements dépendent à la fois du volume soutenu et du niveau de rémunération offert par le soutien, et peuvent donc être négatifs lorsque ce dernier est inférieur aux perspectives prévisionnelles de prix de marché de l’énergie. À titre d’illustration, l’hypothèse retenue d’un tarif d’achat de 44 €/MWh pour le parc éolien en mer au large de la Normandie (AO4) qui doit être attribué en 2022, au niveau du prix du lauréat du parc de Dunkerque (AO3), conduit à des engagements prévisionnels légèrement négatifs (- 0,1 Md€) dans le scénario bas (prix de marché de 56 €/MWh en 2028) et positifs (1,4 Md€) dans le scénario haut (prix de marché de 42 €/MWh en 2028).
[1] https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Decision/evaluation-cspe-2022
[2] https://www.ecologie.gouv.fr/comite-gestion-des-charges-service-public-lelectricite
[3] https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/Avis-CGCSPE-PPE2019.pdf
Évolution du périmètre du programme |
Principales évolutions
Pour rappel, la maquette du programme a évolué en 2021 dans le cadre de la suppression du compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » à compter du 1er janvier 2021.
Ont ainsi été 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 sont 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 est devenue la nouvelle action 10 du programme ;
et l’action « Soutien aux effacements de consommation » (ancienne action 02 du programme 764) qui est devenue 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 » ont repris les dépenses portées jusqu’en 2021 respectivement par les anciennes actions 03 et 02 du programme.
Enfin, la nouvelle action 15 « Frais divers » a repris les frais financiers évalués par la Commission de régulation de l’énergie, les frais de gestion de la Caisse des dépôts et consignations portés 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.
Plusieurs actions du programme 345 avaient par ailleurs été transférées vers le programme 174 (« Médiateur de l’énergie », « Fermeture de la centrale de Fessenheim » et « Contentieux »).
Aucune évolution de la maquette du programme 345 n’est prévue en 2022.
Échéancier des crédits de paiement (hors titre 2) |
Estimation des restes à payer au 31/12/2021 | ||||||||
Engagements sur années |
| Engagements sur années |
| AE (LFI + LFRs) 2021 |
| CP (LFI + LFRs) 2021 |
| Évaluation des |
38 280 073 |
| 0 |
| 9 149 375 430 |
| 9 149 375 430 |
| 0 |
Échéancier des CP à ouvrir | ||||||||
AE |
| CP 2022 |
| CP 2023 |
| CP 2024 |
| CP au-delà de 2024 |
| ||||||||
Évaluation des |
| CP demandés |
| Estimation des CP 2023 |
| Estimation des CP 2024 |
| Estimation des CP |
0 |
| 0 |
| 0 |
| 0 |
| 0 |
| ||||||||
AE nouvelles pour 2022 |
| CP demandés |
| Estimation des CP 2023 |
| Estimation des CP 2024 |
| Estimation des CP |
8 449 375 430 |
| 8 449 375 430 |
| 0 |
| 0 |
| 0 |
| ||||||||
Totaux |
| 8 449 375 430 |
| 0 |
| 0 |
| 0 |
|
| Clés d'ouverture des crédits de paiement sur AE 2022 | ||||||
|
| CP 2022 demandés |
| CP 2023 |
| CP 2024 |
| CP au-delà de 2024 |
|
| 100,00 % |
| 0,00 % |
| 0,00 % |
| 0,00 % |
Depuis le 1er janvier 2021, le programme 345 ne porte que des dépenses qui s’exécutent en autorisations d’engagement et crédits de paiement égaux. Les restes à payer éventuels ont été transférés sur le programme 174 dans le cadre de l’évolution de la maquette en 2021.
ACTION 56,1 %
09 – Soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale |
| Titre 2 | Hors titre 2 | Total | FdC et AdP |
---|---|---|---|---|
Autorisations d'engagement | 0 | 4 738 358 703 | 4 738 358 703 | 0 |
Crédits de paiement | 0 | 4 738 358 703 | 4 738 358 703 | 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 éligibles au 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 2021 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2022, la Commission de régulation de l’énergie évalue les charges prévisionnelles de soutien à la production d’électricité renouvelable en métropole en 2022 à 5 153,8 M€. Pour tenir compte des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie, des crédits à hauteur de 4 738,4 M€ sont inscrits sur l’action 09 « Soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale » en 2022.
Ces crédits se répartissent entre les principales filières suivantes, qui font l’objet des sous-actions détaillées ci-après : éolien terrestre (1174,7 M€), éolien en mer (75,7 M€), solaire photovoltaïque (2 719,4 M€), bio-énergies (574,4 M€) et autres énergies (194,2 M€).
Éléments de la dépense par nature |
Titre et catégorie | Autorisations | Crédits |
---|---|---|
Dépenses d’intervention | 4 738 358 703 | 4 738 358 703 |
Transferts aux entreprises | 4 738 358 703 | 4 738 358 703 |
Total | 4 738 358 703 | 4 738 358 703 |
Sous-action
09.01 – Eolien terrestre |
Au 31 décembre 2020, le parc éolien français atteint une puissance de 17,6 GW dont environ 1 GW raccordé au cours de l'année 2020. 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. Ces objectifs correspondraient en 2028 à un parc de 14 200 à 15 500 éoliennes (contre environ 8 000 fin 2018).
En 2022, la programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit l’ouverture d’appels d’offres à hauteur de 1 850 MW par an, pour un coût de soutien de l’ordre de 1 500 M€ sur 20 ans. Un volume additionnel de 800 MW de nouveaux contrats est également attendu dans le cadre de l’arrêté tarifaire en vigueur, dont les conditions d’éligibilité seront restreintes afin de le réserver aux projets citoyens ou sous contraintes aéronautiques.
La capacité installée de l’éolien terrestre devrait ainsi atteindre 18,9 GW fin 2021 et 20 GW fin 2022, contribuant de manière significative à l’augmentation de la production totale du parc soutenu. 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, corrigées des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie, des crédits à hauteur de 1 174,7 M€ sont inscrits sur la sous-action « Éolien terrestre » en 2022.
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.
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.
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 en 2022. Les mises en service de deux parcs éoliens en mer flottant, totalisant une puissance de 48 MW, sont également prévues. Selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2021, la production du parc éolien en mer devrait s’élever à 707 GWh en 2022.
Sur la base des évaluations de la Commission de régulation de l’énergie, corrigées des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie, des crédits à hauteur de 75,7 M€ sont inscrits sur la sous-action « Éolien en mer » en 2022.
Sous-action
09.03 – Solaire photovoltaïque |
La puissance du parc solaire photovoltaïque atteint 10,9 GW, fin décembre 2020. 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 2022, la programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit l’attribution d’appels d’offres à hauteur 1850 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 750 MW par arrêté tarifaire pour les projets photovoltaïques de moins de 500 kW est également attendu.
Selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2021, au périmètre des charges supportées par EDF, « la puissance et l’énergie produite par le parc photovoltaïque augmentent fortement et régulièrement entre 2020 et 2022 et s’élèvent respectivement à 14,9 GW et 16,3 TWh, soit une augmentation de 4,4 GW (+ 42 %) et 4,8 TWh (+ 42 %). La croissance de la filière photovoltaïque porte en grande partie la croissance de la puissance totale du parc soutenu ainsi que de l’énergie totale produite. »
Sur la base des évaluations de la Commission de régulation de l’énergie, corrigées des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie, des crédits à hauteur de 2 719,4 M€ M€ sont inscrits sur la sous-action « Solaire photovoltaïque » en 2022.
Sous-action
09.04 – Bio-énergies |
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. »
Sur la base des évaluations de la Commission de régulation de l’énergie, corrigées des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie, des crédits à hauteur de 574,4 M€ sont inscrits sur la sous-action « Bio-énergies » en 2022.
Sous-action
09.05 – Autres énergies |
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.).
Pour l’hydroélectricité, un appel d’offres de 35 MW a été ouvert en 2020 et un volume équivalent est attendu en 2021.
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 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. »
Sur la base des évaluations de la Commission de régulation de l’énergie, corrigées des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie, des crédits à hauteur de 194,2 M€ sont inscrits sur la sous-action « Autres énergies » en 2022.
ACTION 8,4 %
10 – Soutien à l'injection de biométhane |
| Titre 2 | Hors titre 2 | Total | FdC et AdP |
---|---|---|---|---|
Autorisations d'engagement | 0 | 712 949 736 | 712 949 736 | 0 |
Crédits de paiement | 0 | 712 949 736 | 712 949 736 | 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. L’obligation d’achat de biométhane injecté est prévue par l’article L. 446-4 du code de l’énergie. L’arrêté du 23 novembre 2011 encadrait les conditions du soutien à l’injection de biométhane dans les réseaux de gaz naturel, jusqu’à son abrogation par l’arrêté tarifaire du 23 novembre 2020. Ce nouvel arrêté limite désormais l’octroi du soutien par guichet ouvert aux installations de capacité maximale de production inférieure à 300 Nm3/h.
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 | Crédits |
---|---|---|
Dépenses d’intervention | 712 949 736 | 712 949 736 |
Transferts aux entreprises | 712 949 736 | 712 949 736 |
Total | 712 949 736 | 712 949 736 |
Sous-action
10.01 – Soutien à l'injection de biométhane |
Au 31 décembre 2020, 214 installations produisent du biométhane valorisé par injection dans les réseaux de gaz naturel. La capacité de production cumulée s’élève à 3,9 TWh PCS1/an, en progression de 73 % par rapport à fin 2019.
La programmation pluriannuelle de l’énergie fixe un objectif de 6 TWh PCS/an en 2023 et une fourchette comprise entre 14 et 22 TWh PCS/an en 2028.
En 2022, la programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit la contractualisation de 800 GWh PCS/an de capacité de production en guichet ouvert dans le cadre du dispositif d’obligation d’achat à un tarif réglementé. Elle prévoit également l’organisation de deux appels d’offres pour la contractualisation cumulée de 700 GWh PCS/an de capacité de production.
Dans sa délibération en date du 15 juillet 2021, la Commission de régulation de l’énergie indique, sur la base des déclarations des fournisseurs de gaz naturel, que « 20 fournisseurs ont prévu d’acheter 8,5 TWh de biométhane provenant de 727 installations en 2022 pour un coût d’achat total de 883,8 M€. Le prix d’achat moyen prévisionnel de l’énergie produite est de 104,5 €/MWh. Les acheteurs prévoient ainsi une multiplication par 3,4 du nombre d’installations entre le 31 décembre 2020 et le 31 décembre 2022, qui se traduit par une multiplication par 3,9 du volume injecté. Le développement de la filière biométhane se poursuit désormais sous le régime tarifaire de l’arrêté du 23 novembre 2020. Aucun acheteur ne prévoit d’acheter de l’énergie produite par une installation soutenue via ce nouveau guichet ouvert en 2022. »
Les charges prévisionnelles au titre de 2022 correspondant au soutien à l’injection de biométhane sont évaluées par la Commission de régulation de l’énergie, sur la base des déclarations des fournisseurs de gaz naturel, à 712,9 M€.
Le montant des charges évaluées correspond ainsi à une prévision de production de l’ordre de 8,5 TWh en 2022, soit le dépassement avec une année d’avance de la production cible visée pour l’année 2023 par la programmation pluriannuelle de l’énergie (6 TWh). 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 6,8 TWh en 2022, 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.
[1] Les volumes d'énergie sont exprimés en pouvoir calorifique supérieur (PCS).
ACTION 25,6 %
11 – Soutien dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain |
| Titre 2 | Hors titre 2 | Total | FdC et AdP |
---|---|---|---|---|
Autorisations d'engagement | 0 | 2 163 557 855 | 2 163 557 855 | 0 |
Crédits de paiement | 0 | 2 163 557 855 | 2 163 557 855 | 0 |
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).
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), 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 Systèmes énergétiques insulaires (EDF SEI), Electricité de Mayotte (EDM) et Eau et Electricité 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 2 163,6 M€ au titre de l’année 2022.
Éléments de la dépense par nature |
Titre et catégorie | Autorisations | Crédits |
---|---|---|
Dépenses d’intervention | 2 163 557 855 | 2 163 557 855 |
Transferts aux entreprises | 2 163 557 855 | 2 163 557 855 |
Total | 2 163 557 855 | 2 163 557 855 |
Sous-action
11.01 – Soutien à la transition énergétique dans les ZNI |
La loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) a prévu la mise en place de programmations pluriannuelles de l’énergie propres à chaque zone non interconnectée. Ces programmations, qui couvrent une période de cinq ans, sont élaborées conjointement par le gouvernement et les autorités locales. Elles constituent l’outil de pilotage de la politique énergétique de ces territoires, en association avec les collectivités locales.
Ces programmations visent à atteindre deux objectifs ambitieux fixés par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte : couvrir avec des énergies renouvelables 50 % du mix énergétique de ces territoires en 2023 ; parvenir à l’autonomie énergétique en 2030. Territoires isolés du réseau électrique de la France continentale, les zones non interconnectées assurent en effet aujourd’hui l'essentiel de leur fourniture électrique avec des énergies fossiles importées (gaz, fioul, charbon).
L’accompagnement de la transition énergétique des zones non interconnectées prend principalement la forme de contrats d’obligation d’achat ou de contrats de gré à gré pour le développement des énergies renouvelables et d’actions de maîtrise de la demande d’énergie (MDE).
Plus précisément, la sous-action « Soutien à la transition énergétique dans les ZNI » couvre :
les surcoûts de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables par le fournisseur historique : 53,3 M€ pour Électricité de France (EDF) en 2022 ;
les surcoûts d’achat des contrats de gré à gré d’énergies renouvelables : 143,1 M€ pour EDF ;
le surcoûts d’achat des contrats d’obligation d’achat d’énergies renouvelables : 336,7 M€ pour EDF et 8,4 M€ pour Électricité de Mayotte (EDM) ;
les coûts liés à la maîtrise de la demande d’énergie (MDE) : 119,2 M€ pour EDF et 3,5 M€ pour Électricité de Mayotte (EDM) ;
les coûts liés au développement du stockage : 5,9 M€ pour EDF ;
le coût des études prévues par la programmation pluriannuelle de l’énergie : absence de charges en 2022.
Le total de cette sous-action s’élève à 670,3 M€ au titre de l’année 2022 dont 658,2 M€ pour EDF, 12,0 M€ pour Électricité de Mayotte (EDM) et 0,07 M€ pour Électricité et Eau de Wallis-et-Futuna (EEWF).
Sous-action
11.02 – Mécanismes de solidarité avec les ZNI |
La 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 1 493,3 M€ au titre de l’année 2022 et comprend :
les contrats de gré à gré thermique pour les producteurs tiers (fioul, gaz, etc.) : 958,4 M€ pour EDF ;
les charges induites par l’exploitation des moyens de production d’électricité à partir des installations appartenant aux fournisseurs historiques : 417,6 M€ pour EDF SEI, 110,5 M€ pour Électricité de Mayotte (EDM) et 6,9 M€ pour Électricité et Eau de Wallis-et-Futuna (EEWF).
ACTION 7,6 %
12 – Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques |
| Titre 2 | Hors titre 2 | Total | FdC et AdP |
---|---|---|---|---|
Autorisations d'engagement | 0 | 646 149 591 | 646 149 591 | 0 |
Crédits de paiement | 0 | 646 149 591 | 646 149 591 | 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.
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.
Éléments de la dépense par nature |
Titre et catégorie | Autorisations | Crédits |
---|---|---|
Dépenses d’intervention | 646 149 591 | 646 149 591 |
Transferts aux entreprises | 646 149 591 | 646 149 591 |
Total | 646 149 591 | 646 149 591 |
Sous-action
12.01 – Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques |
D’après la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2021, au périmètre des charges supportées par EDF, « la filière cogénération au gaz naturel voit sa puissance baisser entre 2020 et 2022 de 0,2 TWh pour s’établir à 2,5 TWh, l’arrivée à échéance de contrats anciens n’étant pas compensée par la prise d’effet des nouveaux contrats. L’énergie produite baisse fortement entre 2020 et 2022 (- 1,7 TWh soit - 25 %). La [centrale à gaz à cycle combiné (CCG)] à Landivisiau, d’une puissance de 422 MW et dont la mise en service est prévue en 2021, fait partie du parc de production soutenu. »
Les charges évaluées par la Commission de régulation de l’énergie au titre de 2022 pour la cogénération au gaz naturel et les autres moyens thermiques s’élèvent à 646,1 M€.
ACTION 0,5 %
13 – Soutien aux effacements de consommation |
| Titre 2 | Hors titre 2 | Total | FdC et AdP |
---|---|---|---|---|
Autorisations d'engagement | 0 | 40 000 000 | 40 000 000 | 0 |
Crédits de paiement | 0 | 40 000 000 | 40 000 000 | 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 | Crédits |
---|---|---|
Dépenses d’intervention | 40 000 000 | 40 000 000 |
Transferts aux entreprises | 40 000 000 | 40 000 000 |
Total | 40 000 000 | 40 000 000 |
Sous-action
13.01 – Soutien aux effacements |
Au titre de l’année 2022, les charges prévisionnelles pour la mise en œuvre des contrats d’effacement déclarées par Réseau de transport d'électricité (RTE) et retenues par la Commission de régulation de l’énergie dans sa délibération du 15 juillet 2021 s’élèvent à 40,0 M€. Elles correspondent au budget prévisionnel de contractualisation pour l’appel d’offres « effacement 2022 » ainsi qu’aux primes qui seront facturées au titre de l’appel d’offres « effacement 2021 ».
ACTION 0,4 %
14 – Dispositions sociales pour les consommateurs en situation de précarité énergétique |
| Titre 2 | Hors titre 2 | Total | FdC et AdP |
---|---|---|---|---|
Autorisations d'engagement | 0 | 30 904 431 | 30 904 431 | 0 |
Crédits de paiement | 0 | 30 904 431 | 30 904 431 | 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 30,9 M€ au titre de 2022.
Éléments de la dépense par nature |
Titre et catégorie | Autorisations | Crédits |
---|---|---|
Dépenses d’intervention | 30 904 431 | 30 904 431 |
Transferts aux entreprises | 30 904 431 | 30 904 431 |
Total | 30 904 431 | 30 904 431 |
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 2022 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie pour les contributions aux fonds de solidarité logement s’élèvent à 24,1 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 2022 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie pour les afficheurs déportés de la consommation d’énergie s’élèvent à 0,2 M€.
Sous-action
14.03 – Autres dispositifs de lutte contre la précarité énergétique |
Les charges prévisionnelles au titre de 2022 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie pour les autres dispositifs de lutte contre la précarité énergétique s’élèvent à 6,6 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 2021, 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 1,4 %
15 – Frais divers |
| Titre 2 | Hors titre 2 | Total | FdC et AdP |
---|---|---|---|---|
Autorisations d'engagement | 0 | 117 455 114 | 117 455 114 | 0 |
Crédits de paiement | 0 | 117 455 114 | 117 455 114 | 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 117,4 M€ en 2022.
Éléments de la dépense par nature |
Titre et catégorie | Autorisations | Crédits |
---|---|---|
Dépenses d’intervention | 117 455 114 | 117 455 114 |
Transferts aux entreprises | 117 455 114 | 117 455 114 |
Total | 117 455 114 | 117 455 114 |
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 62,9 M€ selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2021 basé notamment sur la délibération n° 2021-144 de la CRE du 27 mai 2021 portant décision sur les principes de calcul des frais de conclusion et de gestion des contrats d'achat d'électricité et de gaz en métropole continentale.
Elle intègre également une régularisation de 42,2 M€ des reliquats de charges au titre des années 2008 à 2019 (Annexe 4 de la délibération du 15 juillet 2021) . 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.
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.
Elle comprend par ailleurs 11,9 M€ au titre des frais financiers. 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 en effet majorées ou diminuées de frais financiers définis comme suit : « si le montant de la totalité des acomptes versés au titre d'une année est inférieur, respectivement supérieur, au montant constaté des charges mentionnées aux articles [L. 121-7, L. 121-8 et L. 121-8-1 pour ce qui concerne l’électricité et à l'article L. 121-35 pour ce qui concerne le gaz] il en résulte respectivement, une charge ou un produit, qui porte intérêt à un taux fixé par décret. La charge ou le produit ainsi calculé est, respectivement, ajoutée ou retranché aux charges à compenser à cet opérateur pour les années suivantes. »
Le h) du I de l’article R. 121-31 du code de l’énergie précise que le montant des charges imputables aux missions de service public incombant à chaque opérateur est « augmenté ou diminué des intérêts prévus aux articles L.121- 19-1 et L.121-41, calculés opérateur par opérateur, par application, à la moyenne du déficit ou de l'excédent de compensation constaté l'année précédente, du taux de 1,72 %, qui peut être modifié par décret. Les modalités de calcul de ces intérêts sont établies par la Commission de régulation de l'énergie. »
Enfin, la sous-action couvre, pour une part marginale, les défauts de recouvrement créés en 2020 par l’absence de remboursement, de la part de certains opérateurs, des montants dus à l’État au titre de charges négatives (Annexe 5 de la délibération du 15 juillet 2021).
Le montant total de cette sous-action représente 117,0 M€ en 2022.
Sous-action
15.02 – Frais d'intermédiation |
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 de la Caisse des dépôts et consignations sont évalués par la Commission de régulation de l'énergie à 67 732 € pour 2022. Ce montant correspond à la somme des frais de gestion prévisionnels au titre de 2022 et de l’écart entre les frais de gestion prévisionnels 2020 et les frais constatés au titre de la même année.
Les 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’élèvent à 348 164 € pour 2022.
Le montant total de cette sous-action représente 0,4 M€ pour l’année 2022.
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 2022.