Au 31 décembre 2021 le parc éolien français atteint une puissance de 18,8 GW dont environ 1 GW raccordé au cours de l’année 2021. 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.

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 20,6 GW fin 2022 et 23 GW fin 2023, contribuant de manière significative à l’augmentation de la production totale du parc soutenu.

Compte tenu des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie, les charges prévisionnelles estimées par la Commission de régulation de l’énergie dans sa délibération du 13 juillet 2022 deviennent négatives sur la sous-action « Éolien terrestre » en 2023 à hauteur de ‑9 988,5 M€. Il n’y a donc pas de crédits inscrits sur cette sous-action pour 2023.

La France, qui dispose aujourd’hui d’un seul parc éolien en mer en exploitation (celui de Saint-Nazaire), 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.

Lauréat de l’appel d’offres attribué en 2012, le parc éolien en mer posé situé à Saint-Nazaire, d’une puissance de 480 MW, devrait être intégralement mis en service fin 2022. Les premières éoliennes ont été mises en service en juillet 2022. En 2023, les parcs éoliens en mer de Saint-Brieuc et Fécamp devraient à leur tour être mis en service. Selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 13 juillet 2022, « Des mises en service supplémentaires pour la filière éolienne en mer sont prévues en 2023. Outre le parc éolien en mer posé situé à Saint-Nazaire dont la mise en service complète est prévue pour fin 2022, les mises en service de deux autres parcs lauréats du même appel d’offres sont attendues d’ici fin 2023. Ils sont situés à Fécamp et à Saint-Brieuc et leur puissance est d’environ 500 MW chacun. Les mises en service de trois parcs pilotes éoliens en mer flottants, totalisant une puissance de 83,5 MW, sont également prévues. La filière éolienne en mer devrait donc produire 2,7 TWh en 2023, en nette augmentation par rapport à la production prévue en 2022 de 0,5 TWh ».

Compte tenu des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie, les charges prévisionnelles estimées par la Commission de régulation de l’énergie deviennent négatives sur la sous-action « Éolien en mer » en 2023 à concurrence de – 218,8 M€. Il n’y a donc pas de crédits inscrits sur cette sous-action pour 2023.

La puissance du parc solaire photovoltaïque atteint 13,5 GW, fin décembre 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 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 photovoltaïques en autoconsommation. Un volume de 750 MW pour l’arrêté tarifaire pour les projets photovoltaïques de moins de 500 kW est également attendu.

La puissance installée du parc photovoltaïque est estimée à 17,1 GW fin 2022 et 19,5 fin 2023.

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 charges à hauteur de 336,7 M€ apparaissent au titre de 2023 contre 2957,8 M€ en 2022. Cependant, compte tenu des corrections sur 2021 et 2022, le montant global des charges prévisionnelles estimées par la Commission de régulation de l’énergie devient négatif sur la sous-action « Solaire photovoltaïque » pour 2023 à concurrence de – 2,5 Md€. Il n’y a donc pas de crédits inscrits sur cette sous-action pour 2023.

Selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 13 juillet 2022, au périmètre des charges supportées par EDF, « La puissance de la filière biomasse bois-énergie devrait s’élever à 708 MW fin 2023 (‑33 MW par rapport à 2021, soit ‑4 %). Il n’y a plus de nouvelles mises en service en obligation d’achat dans la mesure où les nouveaux contrats signés le sont sous le régime du complément de rémunération. En particulier, plusieurs contrats d’achat sont arrivés à échéance en 2022, ce qui explique l’inflexion observée en 2022. S’agissant de l’énergie produite, elle progresse de 14 % entre 2021 et 2023 pour atteindre 3,4 TWh en 2023. 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 ».

Compte tenu des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie, les charges prévisionnelles estimées par la Commission de régulation de l’énergie deviennent négatives sur la sous-action « Bio-énergies » en 2023 à concurrence de – 1,2 Mds€. Il n’y a donc pas de crédits inscrits sur cette sous-action pour 2023.

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. »

Compte tenu des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie, les charges prévisionnelles estimées par la Commission de régulation de l’énergie deviennent négatives sur la sous-action « Autres énergies » en 2023 à concurrence de – 1,6 Md€. Il n’y a donc pas de crédits inscrits sur cette sous-action pour 2023.

Au 31 décembre 2021, 365 installations produisent du biométhane valorisé par injection dans les réseaux de gaz naturel. La capacité de production cumulée s’élève à 6,4 TWh PCS¹/an, en progression de 56 % par rapport à fin 2020. 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 2023, 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. Il est par ailleurs prévu l’organisation de deux appels d’offres pour la contractualisation cumulée de 1100 GWh PCS/an de capacité de production.

Dans sa délibération en date du 13 juillet 2022, la Commission de régulation de l’énergie indique, sur la base des déclarations des fournisseurs de gaz naturel, que « 23 fournisseurs ont prévu d’acheter 11,9 TWh de biométhane provenant de 877 installations en 2023, pour un coût d’achat total de 1 303,2 M€. Le prix d’achat moyen prévisionnel de l’énergie produite est de 109,2 €/MWh. Les acheteurs prévoient ainsi une multiplication par 2,4 du nombre d’installations entre le 31 décembre 2021 et le 31 décembre 2023, qui se traduit par une multiplication par 2,8 du volume injecté. »

Les charges prévisionnelles au titre de 2023 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 343,0 M€.

Le montant des charges évaluées correspond ainsi à une prévision de production de l’ordre de 11,9 TWh en 2023, soit le dépassement 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 8,9 TWh en 2023, qui apparaît plus réaliste au regard du nombre d’installations actuellement en service et de la probabilité de réalisation des projets en cours de développement (voir l’indicateur 2.2 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).

Le code de l’énergie prévoit 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 : ‑36,8 M€ pour Électricité de France (EDF) en 2023 (charges négatives cette année) ;

• le surcoûts d’achat des contrats de gré à gré ou d’obligation d’achat d’énergies renouvelables : 628,8 M€ pour EDF et 7,9 M€ pour Électricité de Mayotte (EDM) ;

• les coûts liés à la maîtrise de la demande d’énergie (MDE) : 138,6 M€ pour EDF et 4,8 M€ pour Électricité de Mayotte (EDM) ;

• les coûts liés au développement du stockage : 5,0 M€ pour EDF ;

• le coût des études prévues par la programmation pluriannuelle de l’énergie : absence de charges en 2023.

Le total de cette sous-action s’élève à 748,3 M€ au titre de l’année 2023 dont 735,6 M€ pour EDF et 12,7 M€ pour Électricité de Mayotte (EDM).

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 1 729,8 M€ au titre de l’année 2023 et comprend :

• les contrats de gré à gré thermique pour les producteurs tiers (fioul, gaz, etc.) : 1 103,8 M€ pour EDF ;

• les charges induites par l’exploitation des moyens de production d’électricité à partir des installations appartenant aux fournisseurs historiques : 453,4 M€ pour EDF SEI, 163,6 M€ pour Électricité de Mayotte (EDM) et 9,04 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 devrait décroître entre 2021 et 2022, à la fois de ‑12 % en puissance pour atteindre 2,4 GW fin 2022 et de ‑13 % en énergie pour une production anticipée de 6,0 TWh. Les prévisions de mises en service ont été revues à la baisse à la suite de l’arrêt de certains projets, notamment liés à la forte hausse des prix du gaz. La centrale à CCG de Landivisiau a été mise en service en 2021, sa puissance est de 422 MW. Une prime fixe annuelle en €/MW est versée au producteur.  »

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€.

Pour l’année 2023, 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 13 juillet 2022 s’élèvent à 114,5 M€. Elles correspondent au budget prévisionnel de contractualisation pour l’appel d’offres « effacement 2023 » (72 M€) ainsi qu’aux primes qui seront facturées au titre de l’appel d’offres « effacement 2022 ».

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 2023 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie pour les contributions aux fonds de solidarité logement s’élèvent à 24,8 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 2023 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie pour les afficheurs déportés de la consommation d’énergie s’élèvent à 12,6 M€.

Les charges prévisionnelles au titre de 2023 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie pour les autres dispositifs de lutte contre la précarité énergétique s’élèvent à 4,5 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 13 juillet 2022, 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 2023.

• 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.

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 au titre de 2023 de 73,2 M€ selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 13 juillet 2022 basée 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 0,8 M€ des reliquats de charges au titre des années 2008 à 2019 (Annexe 4 de la délibération du 13 juillet 2022). 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.

Elle comprend par ailleurs ‑11,8 M€ au titre des frais financiers (en l’occurrence il s’agit donc de produits 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 CRE considère qu’elle n’a pas à prendre en compte de défauts de recouvrement créés en 2021 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 13 juillet 2022), ceux-ci ayant été remboursés ou en passe de l’être (titre de perception émis).

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 30 895 € pour 2023. Ce montant correspond à la somme des frais de gestion prévisionnels au titre de 2023 (55 342 €) et de l’écart entre les frais de gestion constatés en 2021 et les frais prévisionnels au titre de cette même année (‑24 447 €). Les frais de gestion constatés en 2021 (96 975 €) ont actés par l’arrêté du 29 juin 2022.

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 1 003 283 € pour 2023.

Le montant total de cette sous-action représente 1 M€ pour l’année 2023.

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. Dans sa délibération du 13 juillet 2022, la CRE estime qu’EDF devrait ainsi recouvrir en 2022 un montant de 18,6 M€ au titre du complément de prix ARENH portant sur l’année 2021. Il sera alors déduit de la compensation des charges pour 2023, sous réserve de régularisation au regard des montants effectivement versés à EDF.

La prévision de dépenses au titre de la sous-action 15-03 est donc nulle pour l’année 2023.

En complément de la baisse de taxes (TICFE) au minimum communautaire, pour tous les consommateurs sauf ceux qui bénéficient déjà de taux très réduits ou d’une exonération (très gros consommateurs), le bouclier tarifaire pour l’électricité comportait en 2022 une limitation de la hausse des tarifs destinés aux consommateurs éligibles aux TRVe (résidentiels et micro-entreprises ainsi que tous consommateurs en Corse et outre-mer), qu’ils soient clients des fournisseurs historiques ou des fournisseurs alternatifs.

Afin que tous les fournisseurs puissent répercuter à leurs clients les effets du blocage des TRVe, l’article 181 de la LFI a prévu une compensation par l’État, au titre de la compensation des charges de service public de l’énergie, des pertes que les fournisseurs subiraient, diminuées des recettes supplémentaires perçues au titre du rattrapage éventuel prévu à l’issue de la période de gel.

Ce principe de bouclier instauré en 2022 a vocation à être reproduit en 2023, en s’adaptant aux conditions de marché et à la conjoncture économique.

La prévision de dépense sur la sous-action 17.01 s’élève à 12,72 Md€ pour l’électricité. Ces prévisions demeurent extrêmement sensibles aux fluctuations des prix sur les marchés de gros et pourraient être amenées à être notablement réévaluées en fonction de l’évolution de la conjoncture.

Face à la forte hausse du prix des énergies au niveau mondial, notamment du gaz naturel, le Gouvernement a mis en place un bouclier tarifaire en gelant les tarifs réglementés de vente du gaz naturel (TRVg) toutes taxes comprises à leur niveau du mois d’octobre 2021. Ce gel des TRVg concerne les fournisseurs historiques fournissant aux TRVg et les fournisseurs proposant des offres indexées sur les TRVg aux particuliers et aux petites copropriétés éligibles aux TRVg. L’article 181 de la loi de finances pour 2022 a étendu ce gel aux entreprises locales de distribution (ELD) dont les TRVg sont supérieurs à ceux d’Engie. Il prévoit également une compensation par l’État, au titre de la compensation des charges de service public de l’énergie, des pertes que les fournisseurs subiraient, diminuées des recettes supplémentaires perçues au titre du rattrapage prévu à l’issue de la période de gel. Cette compensation s’applique non seulement aux fournisseurs historiques pour les TRVg mais aussi à tous les fournisseurs proposant des offres indexées sur les TRVg, sous certaines conditions.

Ces dispositions permettent que tous les fournisseurs appliquent le gel tarifaire imposé pour le TRVg aux offres qui lui sont indexées, et ainsi de protéger tous les consommateurs qui ont des offres impactées par l’évolution des prix de marché, les consommateurs ayant des offres à prix fixe étant protégés des fluctuations du marché par celles-ci.

Le bouclier tarifaire a été étendu aux logements chauffés par un chauffage collectif au gaz ou par un réseau de chaleur urbain utilisant du gaz naturel par le décret du 9 avril 2022 par le biais d’une aide financière. Cette aide est équivalente au gel des tarifs réglementés du gaz du 1^er novembre 2021 au 30 juin 2022, basée sur la différence entre le TRV gelé et le TRV non gelé, dans la limite de l’écart réel entre le prix du gaz facturé et le prix du TRV gelé.

Les ménages n’ont aucune démarche à effectuer pour bénéficier de cette aide qui sera répercutée automatiquement sur leurs charges. Les demandes d’aide sont formulées par les fournisseurs d’énergie (fournisseur de gaz, exploitant de chaufferie collective qui facture la chaleur, gestionnaire de réseaux de chaleur) pour le compte des gestionnaires des logements sociaux et copropriétés, qui répercutent cette aide sur les charges.

Le dispositif d’aide est également ouvert aux résidences à caractère social (logements-foyers, résidences universitaires et résidences service, lieux d’hébergement pour demandeurs d’asile, centres d’hébergement et de réinsertion sociale), dont les charges ne sont pas forcément récupérables, mais qui se retrouvent dans une situation financière difficile, dans la mesure où les redevances des résidents sont contraintes et déterminées de manière forfaitaire.

Ce second dispositif est géré par l’Agence de services et de paiement (ASP).

Ces principes du bouclier gaz instauré en 2021 et 2022 ont vocation à être reproduits en 2023, en s’adaptant aux conditions de marché et à la conjoncture économique.

La prévision de dépense sur la sous-action 17.02 s’élève à 6,24 Md€ pour le gaz. Ces prévisions demeurent extrêmement sensibles aux fluctuations des prix sur les marchés de gros et pourraient être amenées à être notablement réévaluées en fonction de l’évolution de la conjoncture.

Une aide exceptionnelle en faveur de l’acquisition de carburants au bénéfice de tous les consommateurs finals de carburants par l’intermédiaire des personnes morales qui mettent ces produits à la consommation a été mise en place à compter d’avril 2022.

L’ASP est mandatée pour assurer la gestion de cette aide au nom et pour le compte de l’État. L’ASP rembourse les metteurs sur le marché du montant de la ristourne sur les carburants pour les consommateurs de carburant, ristourne imposée par le gouvernement, qui était de 15 centimes HT pour la période concernée par le programme 345.

Cette aide n’est plus gérée sur le programme 345 depuis fin juillet 2022. En conséquence, il n’y a pas de prévision de dépense sur la sous-action 17.03.