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.

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.

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.

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.

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.

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).

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).

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).

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€.

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 ».

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 1^er 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€.

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€.

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 1^er 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 1^er 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 1^er 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.

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.

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.

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.