Les 559 908,90 € restants à payer au 31 décembre 2022 correspondent aux frais de gestion de l’aide carburant et du bouclier tarifaire gaz et seront payés courant 2023.

Crédits inscrits et exécutés sur le programme 345 pour l’année 2022

Les crédits inscrits en loi de finances initiale pour 2022 de 8 449 M€ correspondaient aux charges prévisionnelles des opérateurs au titre de 2022 et frais annexes de la délibération du 15 juillet 2021 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2022 de la Commission de régulation de l’énergie.

Les circonstances de crise de l’énergie ont conduit le gouvernement à mettre en place en cours d’année des mesures de protection des consommateurs, en particulier sur les carburants et sur le gaz, qui ont nécessité l’abondement du programme, via un décret d’avance en avril puis au travers de la LFR. A noter que les 700 M€ ajoutés en LFR au titre de la sécurisation des stockages de gaz ont finalement été redéployés sur les mesures de protection des consommateurs, la mesure de sécurisation des stockages n’ayant pas été nécessaire.

Conformément au calendrier de compensation des charges de service public de l’énergie prévu par le code de l’énergie, de février N à janvier N +1, qui implique que le dernier versement de la compensation au titre d’une année donnée est réalisé au début de l’année suivante, il faut noter qu’ont été payés en janvier 2022 les derniers versements au titre de 2021 pour le programme 345.

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.

Engagements hors bilan (EHB) pris au 31 décembre 2022 inscrits dans les comptes de l’État

Au 31 décembre 2022, ces engagements hors bilan en métropole continentale sont évalués à hauteur de 64,6 Md€ en euros courants (hors actualisation) dont 50,1 Md€ de soutien aux énergies renouvelables électriques, 11,5 Md€ de soutien à l’injection de biométhane et 3,0 Md€ de soutien à la cogénération au gaz naturel. Les engagements hors bilans des zones non interconnectées sont évalués à 30,1 Md€ en euros courants.

Le tableau ci-dessous récapitule l’évaluation des engagements hors bilan au 31 décembre 2022 :

(1) notamment gaz de mine, géothermie, incinération

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L’actualisation de ces montants au taux des obligations assimilables du Trésor (OAT 2036 au 31/12/2022) porte le total des engagements hors bilan relatifs à la politique de soutien de l’État aux énergies renouvelables et à la cogénération gaz en métropole continentale au 31 décembre 2022 à 57,7 Md€ (contre 64,6 Md€ en euros courants).

L’évaluation des engagements hors bilan intègre les dernières données connues sur les mises en service en 2022. Ces données viennent remplacer les projections faites l’an dernier des installations qui allaient se mettre en service en 2022 et qui résultaient d’engagements pris par l’État au 31 décembre 2021. L’évaluation se base également sur une actualisation du scénario de déploiement de la capacité à moyen terme pour les contrats non présents dans la base mais pour lesquels les charges induites sont considérées comme déjà engagées. Il s’agit des installations n’ayant pas encore été mises en service à fin décembre 2022, lauréates d’appels d’offres récents ou liées à une demande de contrat effectuée récemment dans le cadre d’un guichet ouvert.

Pour l’électricité, il a été retenu le prix spots constaté jusqu’en 2022 et les prévisions de prix chaque année sur l’horizon couvert par les marchés (5 ans) sont actualisées en prenant les cotations de prix de l’électricité pour 2023 à 2028 de la dernière semaine de décembre 2022 (Source EEX via Reuters). Elles sont nettement supérieures à celles prises l’année dernière.

A partir de 2029 jusqu’à la fin de la trajectoire (2051), le scénario haut de la PPE (PPE 56) où le prix moyen de l’électricité est de 62,4 €/MWh en 2030 a été retenu pour les montants inscrits dans les comptes de l’État. Le prix de marché est par ailleurs considéré comme constant tant au-delà de 2030.

Ce scénario global tient compte de prix de vente « captés » en moyenne différents pour les filières solaire, éoliennes terrestre et en mer et un prix de marché constant au-delà de 2030. Pour les prix de vente « captés » PV, éolien et offshore de 2022 à 2028, un produit en croix a été effectué par rapport aux données mises à jour couvertes par les marchés et celles de 2025 des scénarios PPE.

Pour la trajectoire du gaz, les cotations de prix à terme du gaz pour 2023 à 2027 de la dernière semaine de décembre 2022 (source EEX via Reuters). À partir de 2028, la DGEC a choisi de se baser sur le scénario de World Énergy Outlook - scénario AIE stated policies.

Les prix utilisés pour l’évaluation des engagements hors bilan 2022 sont les suivants :

Trajectoires de prix retenus dans le calcul des EHB 2022 (source : Direction générale de l’énergie et du climat)

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Trajectoires de prix retenus dans le calcul des EHB 2022 (source DGEC)

Les variations entre les engagements hors bilans d’une année sur l’autre peuvent s’expliquer par de nombreux paramètres comme les volumes d’énergies renouvelables mis en service ou prévisionnels, des changements d’hypothèses et, surtout, des différences de trajectoires de prix décrits plus haut. Plus les prix de l’énergie sont élevés moins les montants des charges de service public à compenser sont élevés, voire deviennent négatifs et inversement.

Les hypothèses retenues et les résultats obtenus feront également l’objet d’une contre-expertise et d’un contrôle de cohérence au printemps 2023 dans le cadre des travaux du Comité de gestion des charges de service public de l’électricité (CGCSPE) et de la rédaction de son rapport annuel, au moment de la transmission par les opérateurs de leurs déclarations de charges de service public à la Commission de régulation de l’énergie.

Engagements passés pris au 31 décembre 2021 évalués par le CGCSPE

Le Comité de gestion des charges de service public de l’électricité (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). Les rapports du Comité sont disponibles à l’adresse suivante : https ://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/comite-gestion-des-charges-service-public-lelectricite

Dans son quatrième rapport annuel, publié début 2023, le comité évaluait le coût total des engagements pris par l’État entre le début des années 2000 et fin 2021 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 119 et 192 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 105 et 174 Md€ d’engagements à fin 2021, soit près de 90 % du total, principalement au titre des filières suivantes : le photovoltaïque pré-moratoire (environ 35-38 Md€), l’éolien terrestre (entre 12 et 44 Md€), l’éolien en mer (entre 18 et 28 Md€) et le photovoltaïque post-moratoire (entre 13 et 25 Md€). Le soutien à la production de biométhane représente de son côté 13 à 15 Md€ d’engagements à fin 2020, soit environ 8-11 % du total.

Enfin, selon le comité, entre 70 et 143 Md€ d’engagements, soit entre 59 % et 74 % 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 2048 (bien que marginalement après 2044). Les montants déjà payés entre le début des années 2000 et fin 2021 s’élèvent quant à eux à 49 Md€.

Source : rapport du Comité de gestion des charges de service public de l’énergie sur l’exercice 2021 : Tableau relatif à l’évaluation de l’impact financier des engagements existants à fin 2021 (élaboré sur la base de données CRE et MTE/DGEC)

Le reste à payer des engagements pris avant fin 2021 dans le scénario PPE 56 se traduit par des charges annuelles qui :

- croîtront entre 2022 et 2025 d’environ 7,2 à 8,7 Mds€ (scénario PPE 56), sous l’effet de la mise en service de projets déjà engagés et en particulier des projets éoliens en mer ;

- avant de connaître une baisse notable, d’environ 36 % entre 2029 et 2032 (de 7,6 à 5,2 Mds€), en particulier sous l’effet (i) de l’arrivée à échéance relativement concentrée des contrats photovoltaïques pré-moratoire qui représentent – à plein régime, jusqu’en 2029 – des charges annuelles de l’ordre de 1,8 Mds€, et (ii) de l’arrivée à échéance progressive des contrats éoliens terrestres ;

- décroîtront moins fortement entre 2033 et 2039 (entre 3 Mds€ et 4 Mds€ par an entre ces deux bornes), année après laquelle les charges annuelles diminueront sous l’effet notamment de l’arrivée à échéance des contrats éoliens en mer qui, en régime permanent, auront représenté de l’ordre de 1,4 Md€ par an.