$@FwLOVariable(annee#2024)

$@FwLOVariable(numProg#345)

$@FwLOVariable(libelleProg#Service public de l'énergie)

$@FwLOVariable(enteteSousTitre#Justification au premier euro)

 

Justification au premier euro

Éléments transversaux au programme

Éléments de synthèse du programme

 

Autorisations d'engagement

Crédits de paiement

Action / Sous-action

Titre 2
Dépenses
de personnel

Autres titres

Total

Titre 2
Dépenses
de personnel

Autres titres

Total

09 – Soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale

0

0

0

0

0

0

09.01 – Eolien terrestre

0

0

0

0

0

0

09.02 – Eolien en mer

0

0

0

0

0

0

09.03 – Solaire photovoltaïque

0

0

0

0

0

0

09.04 – Bio-énergies

0

0

0

0

0

0

09.05 – Autres énergies

0

0

0

0

0

0

10 – Soutien à l'injection de biométhane

0

875 509 601

875 509 601

0

875 509 601

875 509 601

10.01 – Soutien à l'injection de biométhane

0

875 509 601

875 509 601

0

875 509 601

875 509 601

11 – Soutien dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain

0

2 236 439 679

2 236 439 679

0

2 236 439 679

2 236 439 679

11.01 – Soutien à la transition énergétique dans les ZNI

0

1 054 139 679

1 054 139 679

0

1 054 139 679

1 054 139 679

11.02 – Mécanismes de solidarité avec les ZNI

0

1 182 300 000

1 182 300 000

0

1 182 300 000

1 182 300 000

12 – Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques

0

100 463 808

100 463 808

0

100 463 808

100 463 808

12.01 – Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques

0

100 463 808

100 463 808

0

100 463 808

100 463 808

13 – Soutien aux effacements de consommation

0

63 000 000

63 000 000

0

63 000 000

63 000 000

13.01 – Soutien aux effacements

0

63 000 000

63 000 000

0

63 000 000

63 000 000

14 – Dispositions sociales pour les consommateurs en situation de précarité énergétique

0

44 923 343

44 923 343

0

44 923 343

44 923 343

14.01 – Compensation des versements au fond de solidarité logement

0

26 723 343

26 723 343

0

26 723 343

26 723 343

14.02 – Dispositif d'affichage déporté de la consommation d'énergie

0

11 700 000

11 700 000

0

11 700 000

11 700 000

14.03 – Autres dispositifs de lutte contre la précarité énergétique

0

6 500 000

6 500 000

0

6 500 000

6 500 000

15 – Frais divers

0

404 922

404 922

0

404 922

404 922

15.01 – Frais financiers et de gestion des contrats

0

0

0

0

0

0

15.02 – Frais d'intermédiation

0

404 922

404 922

0

404 922

404 922

15.03 – Compléments de prix liés à l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique

0

0

0

0

0

0

17 – Mesures exceptionnelles de protection des consommateurs

0

2 154 258 647

2 154 258 647

0

2 154 258 647

2 154 258 647

17.01 – Mesures à destination des consommateurs d'électricité

0

1 854 258 647

1 854 258 647

0

1 854 258 647

1 854 258 647

17.02 – Mesures à destination des consommateurs de gaz

0

300 000 000

300 000 000

0

300 000 000

300 000 000

17.03 – Mesures à destination des consommateurs de carburants

0

0

0

0

0

0

18 – Soutien hydrogène

0

680 000 000

680 000 000

0

25 000 000

25 000 000

18.01 – Soutien hydrogène

0

680 000 000

680 000 000

0

25 000 000

25 000 000

Total

0

6 155 000 000

6 155 000 000

0

5 500 000 000

5 500 000 000



Crédits inscrits sur le programme 345 pour l’année 2024


Les charges de service public de l’électricité et du gaz liées aux actions 09 à 17 ont été évaluées par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) dans sa délibération du 13 juillet 2023 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2024.


  • 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 2024 correspondent aux charges prévisionnelles des opérateurs au titre de 2024, à l’exception de l’action 17 sur les mesures exceptionnelles de protection des consommateurs pour laquelle l’évaluation de la Commission de régulation de l’énergie ne prend en compte que les conséquences des décisions passées (loi de finances pour 2023) et n’intègre donc pas les mesures nouvelles pour 2024, qui n’étaient pas encore connues lors de la délibération.


Les charges prévisionnelles estimées par la Commission de régulation de l’énergie dans sa délibération du 13 juillet 2023 demeurent négatives pour l’action 9 « Soutien aux énergies renouvelables » à hauteur de ‑2 673 M€. Au niveau des sous actions, l’éolien terrestre et maritime ainsi que les autres énergies présentent des charges négatives tandis que le photovoltaïque et les bio-énergies ont des charges positives pour l’année 2024. Compte-tenu de cette recette cumulée pour le budget de l’État, le total de la dépense sur le programme 345 s’élève à 5 500 000 000 €.



 

Dépenses pluriannuelles

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 importante 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 concernent, de manière historique, la métropole continentale. Des travaux récents ont permis d’étendre le périmètre des engagements hors bilan aux charges liées à la zone non interconnectée de l’Île de la Réunion, à l’occasion de l’examen de sa nouvelle PPE. Une extrapolation des travaux réalisés sur la Réunion permet de donner une évaluation grossière des engagements hors bilan pour les autres ZNI. Le gel des tarifs réglementés de vente de gaz naturel dans le cadre du bouclier tarifaire a lui aussi été intégré aux travaux d’évaluation des EHB.


Au 31 décembre 2022, ces engagements hors bilan étaient évalués à hauteur de 96,5 Md€ en euros courants (hors actualisation) dont 50,1 Md€ de soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole, 11,5 Md€ de soutien à l’injection de biométhane en métropole, 3,0 Md€ de soutien à la cogénération gaz, 30,1 Md€ de soutien au titre du soutien aux EnR et à la péréquation tarifaire en ZNI et 1,8 Md€ au titre des boucliers tarifaires.


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, il comporte 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). Sa composition vise ainsi à garantir l’objectivité de ses évaluations.


Engagements passés pris au 31 décembre 2021


Dans son quatrième rapport annuel, publié au second semestre 2022, le comité évalue le coût total des engagements pris par l’État entre le début des années 2000 et la fin de 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 190 Md€, en fonction des scénarios retenus pour l’évolution du prix de marché de l’électricité (aux deux scénarios de prix issus de la PPE, le CGCSPE a adjoint deux nouveaux scénarios tendanciels, qui tiennent compte de la forte évolution des prix de gros à fin 2021).


Sur ces montants, le soutien à la production d’électricité (énergies renouvelables et cogénération au gaz naturel) représente entre 106 et 177 Md€ d’engagements à fin 2021, soit entre 89 et 93 % du total, principalement au titre des filières suivantes :

  • le photovoltaïque pré-moratoire (entre 37 et 39 Md€) ;

  • l’éolien terrestre (entre 12 et 45 Md€) ;

  • l’éolien en mer (entre 18 et 28 Md€) ;

  • le photovoltaïque post-moratoire (entre 13 et 25 Md€).


Le soutien à la production de biométhane représente de son côté environ 13 Md€ d’engagements à fin 2021, soit environ de 7 à 11 % du total.


Enfin, selon le comité, entre 57 et 128 Md€ d’engagements, soit entre 58 % 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€.


Les restes à payer au titre des engagements pris avant fin 2021 se traduisent par des charges annuelles prévisionnelles, qui :

  • croîtront entre 2022 et 2025 d’environ 7,1 à 8,2 Md€ (scénario de prix dit « 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 37 % entre 2029 et 2032 (de 7,0 à 4,4 Md€), 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 2 Mds€, et (ii) de l’arrivée à échéance progressive des contrats éoliens terrestres ;

  • décroîtront moins fortement entre 2033 et 2039 (entre 3 et 4 Md€ 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.


La détermination des engagements et des dépenses induites sur l’ensemble de la durée d’engagement dépendent fortement de facteurs exogènes et incertains, notamment de l’évolution des prix de marché de l’électricité. Cette sensibilité est d’autant plus forte pour les filières dont les tarifs de soutien sont relativement proches des prix de marché (à l’inverse, le reste à payer relatif à la filière solaire pré-moratoire, très subventionnée, est relativement stable indépendamment du scénario retenu). Ainsi, une variation de 10 €/MWh à la hausse ou à la baisse des prix de marché sur la période 2022 à 2048 se traduit par une variation des restes à payer au titre des engagements pris jusqu’à fin 2021 pour le soutien aux énergies renouvelables électriques et à la cogénération en métropole d’environ 14,3 Md€, soit de l’ordre de 12 % des engagements restant à payer.


 

Échéancier des crédits de paiement (hors titre 2)

Estimation des restes à payer au 31/12/2023

Engagements sur années
antérieures non couverts
par des paiements
au 31/12/2022
(RAP 2022)

 

Engagements sur années
antérieures non couverts
par des paiements au
31/12/2022 y.c. travaux
de fin de gestion
postérieurs au RAP 2022
 

 

AE (LFI + LFR + Décret d’avance) 2023
+ Reports 2022 vers 2023
+ Prévision de FdC et AdP

 

CP (LFI + LFR + Décret d’avance) 2023
+ Reports 2022 vers 2023
+ Prévision de FdC et AdP

 

Évaluation des
engagements non couverts
par des paiements
au 31/12/2023

559 909

 

0

 

21 000 000 000

 

21 000 559 908

 

0

Échéancier des CP à ouvrir

AE

 

CP 2024

 

CP 2025

 

CP 2026

 

CP au-delà de 2026

 

Évaluation des
engagements
non couverts par
des paiements au 31/12/2023

 

CP demandés
sur AE antérieures à 2024
CP PLF
CP FdC et AdP

 

Estimation des CP 2025
sur AE antérieures à 2024

 

Estimation des CP 2026
sur AE antérieures à 2024

 

Estimation des CP
au-delà de 2026
sur AE antérieures à 2024

0

 

0
0

 

0

 

0

 

0

 

AE nouvelles pour 2024
AE PLF
AE FdC et AdP

 

CP demandés
sur AE nouvelles en 2024
CP PLF
CP FdC et AdP
 

 

Estimation des CP 2025
sur AE nouvelles en 2024

 

Estimation des CP 2026
sur AE nouvelles en 2024

 

Estimation des CP
au-delà de 2026
sur AE nouvelles en 2024

6 155 000 000
0

 

5 500 000 000
0

 

67 000 000

 

117 000 000

 

471 000 000

 

Totaux

 

5 500 000 000

 

67 000 000

 

117 000 000

 

471 000 000

 

 

Clés d'ouverture des crédits de paiement sur AE 2024

 

 

CP 2024 demandés
sur AE nouvelles
en 2024 / AE 2024
 

 

CP 2025
sur AE nouvelles
en 2024 / AE 2024

 

CP 2026
sur AE nouvelles
en 2024 / AE 2024

 

CP au-delà de 2026
sur AE nouvelles
en 2024 / AE 2024

 

 

89,36 %

 

1,09 %

 

1,90 %

 

7,65 %

 

Les crédits de paiements estimés pour les exercices 2025, 2026 et au-delà correspondent à l’ouverture progressive de nouvelles tranches de capacité du mécanisme de soutien à l’hydrogène décarboné. il est prévu une montée en puissance du mécanisme jusqu’en 2030.


 

Justification par action

ACTION

09 – Soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale

 

 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

0

0

0

Crédits de paiement

0

0

0

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 13 juillet 2023 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2024, la Commission de régulation de l’énergie estime que les charges prévisionnelles de soutien à la production d’électricité renouvelable en métropole en 2024 seront négatives au global pour l’action 9 à hauteur de ‑2 672,8 M€. Malgré 2 sous actions : « Solaire photovoltaïque » et « Bio-énergies » qui présentent des charges prévisionnelles positives en 2024, les crédits inscrits pour l’action 9 sont donc nuls en 2024.


 

 

SOUS-ACTION

09.01 – Eolien terrestre

 

Au 31 décembre 2022, le parc éolien terrestre français atteint une puissance de 20,4 GW. Au cours de l’année 2022, 1.5 GW ont été raccordés. La puissance nouvellement raccordée de l’éolien terrestre a augmenté de 13 %. La puissance des projets éolien terrestre en cours d’instruction s’élève à 10,7 GW.


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 2023, la programmation pluriannuelle de l’énergie prévoyait 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. Suite à une faible souscription sur la première période d’appel d’offres de l’année 2023 (seulement 40MW, du fait de non conformités importantes), un appel d’offres supplémentaire a été ouvert durant cette année. 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.


Compte tenu des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie, les charges prévisionnelles au titre de 2024 estimées par la Commission de régulation de l’énergie dans sa délibération du 13 juillet 2023 deviennent négatives sur la sous- action « Éolien terrestre » en 2024 à hauteur de ‑2 963,2 M€. Il n’y a donc pas de crédits sur cette sous-action en 2024.


 

SOUS-ACTION

09.02 – Eolien en mer

 

La PPE 2019-2028, prévoit l’attribution de projets éoliens (posés et flottants) pour une puissance cumulée entre 3,85 et 4,35 GW, dont au moins 750 MW en flottant et 2,5 à 3 GW en posé entre 2019 et 2023, puis au moins 1 GW par an ensuite, conformément à la loi « climat et résilience ». Depuis 2020, 5 procédures de mises en concurrence représentant 4,25 GW ont été lancées : un premier projet de 1 GW a été attribué en mars 2023.


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 est intégralement mis en service depuis fin 2022 (0,7 TWh produits de janvier 2023 à mai 2023). D’ici à début 2024, les parcs éoliens en mer de Saint-Brieuc et Fécamp (496 MW chacun) devraient être intégralement en service (les premières éoliennes ont été installées à l’été 2023). Les mises en service des parcs de Courseulles-sur-Mer, Dieppe-le Tréport et Yeu-Noirmoutier (1,4 GW au total) sont attendues en 2025 et celles des trois parcs pilotes flottants, totalisant une puissance de 85 MW, sont prévues entre 2023 et 2025.


La filière éolienne en mer devrait donc produire plus de 2 TWh en 2023, en nette augmentation par rapport à la production en 2022 de 0,6 TWh.

Compte tenu des perspectives les plus récentes de prix de marché de l’énergie, les charges prévisionnelles au titre de 2024 estimées par la Commission de régulation de l’énergie dans sa délibération du 13 juillet 2023 sur la sous- action « Éolien en mer » en 2024 sont négatives à hauteur de ‑35,6 M€. Il n’y a donc pas de crédits sur cette sous-action en 2024.

 

SOUS-ACTION

09.03 – Solaire photovoltaïque

 

La puissance du parc solaire photovoltaïque atteint 16,3 GW à la fin du quatrième trimestre 2022. Au cours de l’année 2022, 2 385 MW supplémentaires ont été raccordés. La production d’électricité d’origine solaire photovoltaïque s’élève à 19,1 TWh au cours de l’année 2022, en hausse de 30 % par rapport à l’année 2021. Elle représente 4,2 % de la consommation électrique française sur l’année.

 

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 de 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.

 

Si les charges prévisionnelles estimées par la Commission de régulation de l’énergie sont positives pour cette sous-action (+597,9 M€), compte tenu d’un montant global de charges négatives sur l’action 9, les crédits inscrits sont nuls pour cette sous-action.

 

 

SOUS-ACTION

09.04 – Bio-énergies

 

Selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 13 juillet 2023, au périmètre des charges supportées par EDF, « la puissance de la filière biomasse bois-énergie devrait s’élever à 576 MW fin 2023 (‑131 MW par rapport à 2022, soit ‑19 %). 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. S’agissant de l’énergie produite, elle diminue de 17 % entre 2022 et 2024 pour atteindre 2,3 TWh en 2024. »


Si les charges prévisionnelles estimées par la Commission de régulation de l’énergie sont positives pour cette sous-action (+8,9 M€), compte tenu d’un montant global de charges négatives sur l’action 9, les crédits inscrits sont nuls pour cette sous-action. 

 

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 la « petite hydroélectricité », comme les années précédentes, un appel d’offres de 35 MW a été ouvert en 2023 pour les installations dont la puissance est comprise entre 1 MW et 4.5 MW. Le développement et la rénovation des installations de moins de 1 MW sont soutenus par un dispositif de guichet sous la forme d’un arrêté tarifaire (dit arrêté H16). En 2024, environ 9 W supplémentaires devraient être mis en service dans le cadre du H16.

 

Selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 13 juillet 2023 : « Le parc hydraulique soutenu devrait représenter une puissance installée de 1,0 GW fin 2024, en forte baisse par rapport à 2022 (‑0,9 GW, soit ‑50 %), du fait notamment de résiliations anticipées de contrats intervenues en 2022 (‑0,9 GW), l’arrivée à échéance de contrats anciens étant compensée par la prise d’effet des nouveaux contrats. En conséquence, la production prévisionnelle soutenue s’établit à 2,7 TWh, un niveau inférieur de 1,4 TWh (‑34 %) à la production constatée en 2022. La filière incinération d’ordures ménagères, en raison de l’arrivée à échéance et des résiliations anticipées d’une grande majorité de la puissance des contrats soutenus, face à l’absence de mécanisme de soutien pour les nouvelles installations, voit sa puissance chuter entre 2022 et 2023 (respectivement 469 MW puis 35 MW) avant de se stabiliser en 2024. L’énergie produite suit la même tendance et s’élève à 0,2 TWh en 2024. Les autres filières (gaz de mines, géothermie, achat des surplus aux ELD) sont plus marginales et représentent une production prévisionnelle de 238 GWh en 2024 ».

 

Les charges prévisionnelles estimées par la Commission de régulation de l’énergie sont négatives sur la sous-action « Autres énergies » en 2024 à concurrence de –280,2 M€. Il n’y a donc pas de crédits inscrits sur cette sous-action pour 2024.

 

 

ACTION     (14,2 %)

10 – Soutien à l'injection de biométhane

 

 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

875 509 601

875 509 601

0

Crédits de paiement

0

875 509 601

875 509 601

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 deuxième arrêté limite l’octroi du soutien par guichet ouvert aux installations de capacité maximale de production inférieure à 300 Nm3/h.





 

Éléments de la dépense par nature

Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

875 509 601

875 509 601

Transferts aux entreprises

875 509 601

875 509 601

Total

875 509 601

875 509 601

 

 

SOUS-ACTION

10.01 – Soutien à l'injection de biométhane

 

Au 31 mars 2023, 551 installations produisent du biométhane valorisé par injection dans les réseaux de gaz naturel. les volumes d’énergie sont exprimés en pouvoir calorifique supérieur (PCS). La capacité de production cumulée s’élève à 9,9 TWh PCS/an, en progression de 7 % par rapport à fin 2022. La programmation pluriannuelle de l’énergie fixe un une fourchette comprise entre 14 et 22 TWh PCS/an en 2028.


À la fin du premier trimestre 2023, la capacité des 844 projets en file d’attente est de 15,4 TWh/an, en diminution de 2 % par rapport à fin 2022.


Dans sa délibération en date du 13 juillet 2023, la Commission de régulation de l’énergie indique, sur la base des déclarations des fournisseurs de gaz naturel, que « 24 fournisseurs ont prévu d’acheter 12,4 TWh de biométhane provenant de 807 installations en 2024, pour un coût d’achat total de 1 492,8 M€. Le coût d’achat unitaire moyen prévisionnel de l’énergie produite est de 120,8 €/MWh, soit une augmentation de +11,4 €/MWh par rapport au coût d’achat unitaire constaté pour 2022 (109,4 €/MWh). Les acheteurs prévoient ainsi une multiplication par 1,2 du nombre d’installations soutenues entre le 31 décembre 2023 et le 31 décembre 2024, qui se traduit par une multiplication par 1,3 du volume injecté »


Les charges prévisionnelles au titre de 2024 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 875,5 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.

 

ACTION     (36,3 %)

11 – Soutien dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain

 

 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

2 236 439 679

2 236 439 679

0

Crédits de paiement

0

2 236 439 679

2 236 439 679

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) ; les collectivités territoriales (Martinique, Guyane, Mayotte, 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 en matière d’énergie 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’autre part, la péréquation tarifaire qui permet aux consommateurs de ces territoires de bénéficier de prix de l’électricité comparables à ceux applicables en métropole continentale alors même que les coûts de production de l’électricité dans ces zones sont sensiblement supérieurs à ceux de la métropole.


Il en résulte pour les opérateurs historiques, EDF Systèmes énergétiques insulaires (EDF SEI), Électricité de Mayotte (EDM) et Eau et Électricité de Wallis-et-Futuna (EEWF), des surcoûts qui font l’objet d’une compensation par l’État.


Plus précisément, les charges liées à la production d’électricité dans les zones non interconnectées sont constituées notamment :

• des surcoûts de production d’électricité à partir des installations appartenant aux opérateurs historiques. Les surcoûts de production supportés par EDF Systèmes énergétiques insulaires (EDF SEI), Électricité de Mayotte (EDM) et Eau et Électricité de Wallis-et-Futuna (EEWF) et donnant lieu à compensation sont calculés comme l’écart entre le coût de production « normal et complet pour le type d’installation de production considérée dans cette zone » et la part production du tarif réglementé de vente. Le coût de production normal et complet est calculé annuellement à partir des coûts constatés dans la comptabilité appropriée des opérateurs ;

• des surcoûts d’achat d’électricité dans le cadre de contrats conclus entre les producteurs tiers et les fournisseurs historiques, qu’ils relèvent de l’obligation d’achat (arrêtés tarifaires et appels d’offre) ou du gré à gré. Les surcoûts d’achat sont calculés comme l’écart entre le prix auquel le fournisseur historique achète l’électricité à un producteur tiers et la part « production » du tarif réglementé de vente.


Les coûts correspondants ont été évalués de façon prévisionnelle par la Commission de régulation de l’énergie à 2 236 M€ au titre de l’année 2024.





 

Éléments de la dépense par nature

Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

2 236 439 679

2 236 439 679

Transferts aux entreprises

2 236 439 679

2 236 439 679

Total

2 236 439 679

2 236 439 679

 

 

SOUS-ACTION

11.01 – Soutien à la transition énergétique dans les ZNI

 

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 : ‑121,8 M€ pour Électricité de France (EDF) en 2024 (charges négatives cette année) ;

• le surcoûts d’achat des contrats de gré à gré ou d’obligation d’achat d’énergies renouvelables : 974,3 M€ pour EDF, 6,7 M€ pour Électricité de Mayotte (EDM) et 0,43 M€ pour Eau et Électricité de Wallis-et-Futuna (EEWF) ;

• les coûts liés à la maîtrise de la demande d’énergie (MDE) : 167,9 M€ pour EDF et 5,1 M€ pour Électricité de Mayotte (EDM) ;

• les coûts liés au développement du stockage : 5,5 M€ pour EDF et 2,0 M€ Électricité de Mayotte (EDM)

• le coût des études prévues par la programmation pluriannuelle de l’énergie : absence de charges en 2024 ;

• régularisation des charges au titre des années 2012 à 2021 : 14,0 M€.

 

Le total de cette sous-action s’élève au total à 1 054,1 M€ pour l’année 2024.

 

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 1 182,3 M€ pour l’année 2024 et comprend :

  • les contrats de gré à gré thermique pour les producteurs tiers (fioul, gaz, etc.) : 618,3 M€ pour EDF ;

  • les charges induites par l’exploitation des moyens de production d’électricité à partir des installations appartenant aux fournisseurs historiques : 379,2 M€ pour EDF SEI, 156,4 M€ pour Électricité de Mayotte (EDM) et 12,26 M€ pour Électricité et Eau de Wallis-et-Futuna (EEWF) ;

  • régularisation des charges au tire des années 2012 à 2021 : 16,3 M€.

 

ACTION     (1,6 %)

12 – Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques

 

 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

100 463 808

100 463 808

0

Crédits de paiement

0

100 463 808

100 463 808

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 programmation pluriannuelle de l’énergie d’avril 2020, le dispositif de soutien à la cogénération a été abrogé le 21 août 2020. Seuls les contrats en cours à cette date font donc l’objet d’une compensation jusqu’à leur terme.


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
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

100 463 808

100 463 808

Transferts aux entreprises

100 463 808

100 463 808

Total

100 463 808

100 463 808

 

 

SOUS-ACTION

12.01 – Soutien à la cogénération au gaz naturel et autres moyens thermiques

 

Selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 13 juillet 2023, la puissance soutenue de la filière cogénération au gaz naturel devrait baisser entre 2022 et 2024 de 0,8 GW pour s’établir à 1,8 GW avec l’arrivée à échéance de contrats anciens. L’énergie produite soutenue baisse elle aussi fortement entre 2022 et 2024 (‑1,4 TWh, soit ‑22 %). Concernant la centrale à « cycle combiné gaz » de Landivisiau 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 à compenser en 2024 pour la cogénération au gaz naturel et les autres moyens thermiques s’élèvent à 100,5 M€.

 

ACTION     (1,0 %)

13 – Soutien aux effacements de consommation

 

 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

63 000 000

63 000 000

0

Crédits de paiement

0

63 000 000

63 000 000

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
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

63 000 000

63 000 000

Transferts aux entreprises

63 000 000

63 000 000

Total

63 000 000

63 000 000

 

 

SOUS-ACTION

13.01 – Soutien aux effacements

 

Pour l’année 2024, 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 2023 s’élèvent à 63,0 M€. Elles correspondent principalement au budget prévisionnel de contractualisation de l’appel d’offres « Effacement T4 2023-2024 »

 

ACTION     (0,7 %)

14 – Dispositions sociales pour les consommateurs en situation de précarité énergétique

 

 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

44 923 343

44 923 343

0

Crédits de paiement

0

44 923 343

44 923 343

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 44,9 M€ en 2024.


 

Éléments de la dépense par nature

Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

44 923 343

44 923 343

Transferts aux entreprises

44 923 343

44 923 343

Total

44 923 343

44 923 343

 

 

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 à compenser en 2024 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie pour les contributions aux fonds de solidarité logement s’élèvent à 26,7 M€.



 

SOUS-ACTION

14.02 – Dispositif d'affichage déporté de la consommation d'énergie

 

En application de l’article L. 124-5 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, un accès à leurs données de consommation, exprimées en euros. 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 à compenser en 2024 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie pour l’accès aux données de consommation d’énergie s’élèvent à 11,7 M€.

 

SOUS-ACTION

14.03 – Autres dispositifs de lutte contre la précarité énergétique

 

Les charges prévisionnelles à compenser en 2024 évaluées par la Commission de régulation de l’énergie pour les autres dispositifs de lutte contre la précarité énergétique s’élèvent à 6,5 M€.


Ce montant compense deux dispositifs sociaux :

  • La tarification spéciale « produit de première nécessité » (TPN) pour l’électricité et la « tarification spéciale de solidarité » (TSS) pour le gaz sont entrées en vigueur le 1er janvier 2005. Elles ont été remplacées au 1er janvier 2018 par le chèque énergie. Néanmoins, les dispositions réglementaires nécessaires au déploiement du chèque énergie n’ayant pas été prises dans les îles de Saint-Martin et Saint-Barthélemy, le tarif de première nécessité y a été prolongé en 2022 en l’absence d’avancées réglementaires. Ainsi, seule EDF prévoit de supporter des charges liées au tarif de première nécessité, relatives aux îles de Saint-Martin et Saint-Barthélemy spécifiquement.

  • 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     (0,0 %)

15 – Frais divers

 

 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

404 922

404 922

0

Crédits de paiement

0

404 922

404 922

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 recettes totales évaluées à 56,5 M€ en 2024. Seule la sous-action 15.02 – Frais d’intermédiation a des charges prévisionnelles positives (+0,4 M€).


 

Éléments de la dépense par nature

Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

404 922

404 922

Transferts aux entreprises

404 922

404 922

Total

404 922

404 922

 

 

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 au titre de 2024 de 92,0 M€ selon la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 13 juillet 2023 basée notamment sur la délibération n° 2023-177 de la CRE du 29 juin 2023 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 ‑3,4 k€ des reliquats de charges au titre des années 2012 à 2021 (annexe 4 de la délibération du 13 juillet 2023). 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 ‑104,7 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 2022 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 2023), ceux-ci ayant été remboursés ou en passe de l’être (titre de perception émis).


Les charges prévisionnelles totales pour la sous-action « Frais financiers et gestion des contrats » sont ainsi négatives à hauteur de ‑12,7 M€ pour l’année 2024. Il n’y a donc pas de crédits inscrits sur cette sous-action pour 2024.

 

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 48 674 € pour 2024. Ce montant correspond à la somme des frais de gestion prévisionnels au titre de 202 (52 008 €) et de l’écart entre les frais de gestion constatés en 2022 et les frais prévisionnels au titre de cette même année (‑3 334 €). Les frais de gestion constatés en 2022 (52 008 €) ont été actés par l’arrêté du 27 juin 2023.


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 356 248 € pour 2024. A noter que ce montant n’intègre que la régularisation au titre de l’année 2022 et pas les frais prévisionnels au titre de l’année 2024. Le mandat d’EEX en tant que gestionnaire du registre national des garanties d’origine s’arrêtant au 31 décembre 2023, un appel d’offres aura lieu dans le courant de l’année 2023 afin de désigner le nouveau teneur de registre. Les frais de gestion et d’inscription de registre des garanties d’origine pourraient ainsi être modifiés à partir du 1er janvier 2024.


Le montant total de cette sous-action représente 0,4 M€ pour l’année 2024.

 

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 partie 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 2023, la CRE estime qu’EDF devrait ainsi recouvrer en 2023 un montant de 22,1 M€ au titre du complément de prix ARENH portant sur l’année 2022. Il sera alors déduit de la compensation des charges pour 2024, 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 2024.

 

ACTION     (35,0 %)

17 – Mesures exceptionnelles de protection des consommateurs

 

 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

2 154 258 647

2 154 258 647

0

Crédits de paiement

0

2 154 258 647

2 154 258 647

0


Dans le contexte de la forte hausse des prix du gaz et de l’électricité constatée depuis mi‑2021, le législateur a élargi ponctuellement (cf. art 181 de la LFI 2022) la spécialité des crédits portés par le programme 345 des charges usuelles de service public de l’énergie aux mesures de protection des consommateurs contre les hausses des prix des énergies face à la crise (boucliers tarifaires pour le gaz et pour l’électricité). Cette disposition a été maintenue dans la LFI 2023.


Une compensation des pertes des fournisseurs dans le cadre des charges de service public de l’énergie existe ainsi pour le gaz comme pour l’électricité, avec en outre une disposition particulière pour les ménages chauffés collectivement au gaz naturel ou à l’électricité résidant en copropriété ou en logement social.


Les perspectives de prix de marché sur l’électricité conduisent à prévoir la prolongation d’un bouclier tarifaire sur 2024. Toutefois, en n’exposant pas les consommateurs aux prix des marchés de gros de l’énergie, une prolongation du bouclier n’incite pas à modérer les consommations alors que les tensions sur l’approvisionnement restent fortes.


La prévision de dépense sur l’action 17 s’élève à 1,854 Md€ pour l’électricité et 0,3 Md€ pour le gaz. Ces prévisions demeurent extrêmement sensibles aux fluctuations des prix sur les marchés de gros et pourraient être amenées à être réévaluées en fonction de l’évolution de la conjoncture. Ces estimations sont nettes des recettes dues aux énergies renouvelables pour l’année 2024.


 

Éléments de la dépense par nature

Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

2 154 258 647

2 154 258 647

Transferts aux entreprises

2 154 258 647

2 154 258 647

Total

2 154 258 647

2 154 258 647

 

 

SOUS-ACTION

17.01 – Mesures à destination des consommateurs d'électricité

 

En complément de la baisse de taxes (accise sur l’électricité, ex-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 comme en 2023, une limitation de la hausse des tarifs destinés aux consommateurs éligibles aux TRVe (dont les consommateurs en Corse et outre-mer), qu’ils soient clients des fournisseurs historiques ou des fournisseurs alternatifs. En 2023, « l’amortisseur électricité » est venu compléter la palette des aides aux consommateurs d’électricité, pour les collectivités, PME ou assimilées et TPE ou assimilées non éligibles aux tarifs réglementés de vente, en s’appuyant sur l’encadrement temporaire de crise et de transition (TCTF) établi par la Commission européenne.


Afin que tous les fournisseurs puissent répercuter à leurs clients les effets des aides sur l’électricité, les lois de finances successives ont prévu une compensation par l’État, au titre des charges de service public de l’énergie, des pertes que les fournisseurs subiraient.


Le principe du bouclier tarifaire pour les consommateurs éligibles aux TRVe, instauré en 2022 et poursuivi en 2023, a vocation à être reproduit en 2024, en s’adaptant aux conditions de marché et à la conjoncture économique. Une aide pour la consommation électrique des entreprises est aussi prévue dans la continuité de l’amortisseur et dans les limites des règles européennes d’aides aux entreprises.


La prévision de dépense sur la sous-action 17.01 s’élève à 1,854 Md€ pour l’électricité. Ces prévisions demeurent extrêmement sensibles aux fluctuations des prix sur les marchés de gros et pourraient être amenées à être réévaluées en fonction de l’évolution de la conjoncture.


 

SOUS-ACTION

17.02 – Mesures à destination des consommateurs de gaz

 

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 « individuel » 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. Cette compensation s’appliquait dans un premier temps 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 ont été étendues par l’article 37 de la loi de finances rectificative du 16 août 2022 aux offres à prix fixe, qui protégeaient jusqu’alors les consommateurs y ayant souscrit.


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 1er 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. Pour ce bouclier « collectif », les ménages n’ont aucune démarche à effectuer pour bénéficier de l’aide qui est 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).


Le bouclier individuel a été reconduit en 2023 par la LFI 2023 en limitant la hausse des TRVg à 15 % jusqu’à leur terme au 1er juillet 2023. Le bouclier collectif a été reconduit pour 2023 par le décret 2022-1762 du 30 décembre 2022.


Compte tenu de la baisse des prix sur les marchés de gros, le dispositif pour les particuliers et copropriétés en contrat direct n’a pas été reconduit après le 1er juillet 2023. Seule l’aide pour les contrats pluriannuels signés à un prix très élevé au second semestre 2022 pour les ménages chauffés collectivement au gaz sera reconduite en 2024, pour un montant évalué à 300 M€.


La prévision de dépense sur la sous-action 17.02 s’élève donc à 0,3 Md€ pour le gaz.


 

ACTION     (11,0 %)

18 – Soutien hydrogène

 

 

Titre 2

Hors titre 2

Total

FdC et AdP
attendus

Autorisations d'engagement

0

680 000 000

680 000 000

0

Crédits de paiement

0

25 000 000

25 000 000

0


Afin d’atteindre l’objectif européen de ‑55 % d’émissions de gaz à effet de serre en 2030 par rapport à 1990 et conformément à sa stratégie de décarbonation nationale, la France soutient le développement de la production d’hydrogène décarboné. Des appels d’offre sont donc prévus au cours de l’exercice 2023, qui induiront des besoins de crédits à partir de 2024 portés par le programme 345.


Pour contribuer à la décarbonation de certaines industries, la France s’est fixé des objectifs ambitieux de production d’hydrogène. Cette production se fonde sur le déploiement de 6,5 GW d’électrolyse en 2030 financés par plusieurs mécanismes. Le dispositif de soutien à la production d’hydrogène décarboné accompagnera le déploiement d’environ 1 GW d’électrolyse pour participer au lancement du marché en prenant en charge la différence entre le coût de l’hydrogène décarboné et de l’hydrogène produit à partir de combustibles fossiles. Le mécanisme prévoit de monter en puissances sur trois vagues.


Il est envisagé d’apporter un soutien à la production sur une durée de 10 à 15 ans, avec l’ouverture d’une première session de 150MW en 2024, puis, compte tenu des coûts actuellement anticipés des systèmes hydrogène, de 250MW en 2025 et 600MW en 2026 pour atteindre, en 2029, 1 GW de capacités cumulées et soutenues qui seraient progressivement mises en service.



 

Éléments de la dépense par nature

Titre et catégorie

Autorisations
d'engagement

Crédits
de paiement

Dépenses d’intervention

680 000 000

25 000 000

Transferts aux entreprises

680 000 000

25 000 000

Total

680 000 000

25 000 000