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Projet de loi de finances pour 2003 : Energie

 

2. La mise en oeuvre de la loi du 10 février 2000

Deux ans après l'entrée en vigueur de la loi relative à la modernisation du service public, il est désormais possible de mesurer l'incidence de ses diverses dispositions, du régime de l'achat pour revente ou de l'obligation d'achat, au fonds du service public de l'électricité.

 L'activité d'achat pour revente

La loi du 10 février 2000 a prévu que les producteurs autorisés en France et leurs filiales doivent, pour exercer l'activité d'achat pour revente aux clients éligibles, obtenir une autorisation qui leur est délivrée s'il disposent de capacités de production. Le décret du 30 octobre 2000 a fixé le volume susceptible d'être acheté, pour revente par un producteur, à 20 % des capacités de production qu'il détient. Trois producteurs ont été autorisés en France depuis lors à exercer cette activité : une filiale de la SNET, en 2000 et EDF et la CNR en 2001.

Votre commission se félicite que le Sénat ait, à l'occasion de la première lecture de la loi relative aux marchés énergétiques, proposé de supprimer cette limitation au commerce de l'électricité. A titre personnel, votre rapporteur pour avis déplore qu'une telle modification de la loi du 10 février 2002 ait été votée sans aucune concertation, lors de l'examen d'un texte qui avait trait au régime du marché gazier.

Le régime de l'obligation d'achat

Précédant la directive du 27 septembre 2001 sur les énergies renouvelables, qui fixe à la France un objectif indicatif de consommation d'électricité produite à partir d'énergies renouvelables à l'horizon 2010 de 21 % contre 15 % aujourd'hui, la loi du 10 février 2000 a institué une obligation d'achat du courant produit par les installations de cogénération et les ENR. A la fin du mois de juin 2002, la puissance totale des installations bénéficiant ou susceptibles de bénéficier à court terme de l'obligation d'achat était estimée à 4.380 MW pour les installations de cogénération et 70 MW pour les installations éoliennes. Les autres filières éligibles sont les usines d'incinération d'ordures ménagères (environ 300 MW) et les installations de biogaz de décharge (environ 40 MW).

Selon les informations dont dispose votre rapporteur pour avis, le respect de l'objectif de 21 % d'électricité produite grâce aux ENR à l'horizon 2010, fixé par la directive du 27 septembre 2001, nécessiterait le développement de 7.000 à 10.000 MW d'éolien, de 2.000 à 6.000 MW d'hydroélectricité, de 1.000 à 1.850 MW de biogaz et biomasse, de 50 à 120 MW de géothermie, de 10 à 150 MW de photovoltaïque. De plus, de 500 à 2.000 MW supplémentaires de cogénération pourraient se développer d'ici 2010.

Pour 2002, le surcoût des « anciennes » obligations d'achat a été estimé par la Commission de régulation de l'électricité (CRE) à environ 900 M€ (740 M€ pour la cogénération, 100 M€ pour l'hydroélectricité et 60 M€ pour les autres filières). Si les hypothèses ci-dessus se réalisaient, le surcoût engendré en 2010 par le développement des énergies renouvelables serait compris entre 1.520 et 2.600 M€, auquel pourrait s'ajouter un surcoût de 85 à 340 M€ lié à la cogénération.

Votre commission s'interroge sur l'opportunité de favoriser le développement du recours à l'obligation d'achat.

Votre rapporteur pour avis considère cependant, à titre personnel, que sa remise en cause compromettrait les chances de développement des énergies renouvelables.

Le financement du service public

Le fonds du service public de la production d'électricité (FSPPE), a été créé par la loi du 10 février 2000 pour assurer une répartition des coûts induits par certaines des missions de service public entre les différents opérateurs intervenant sur le marché. Il compense les charges supportées par Électricité de France (EDF) et les distributeurs non nationalisés (DNN) en premier lieu en raison de l'obligation d'achat, à des tarifs préférentiels, de l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables (éolien, hydraulique, solaire...) ou de techniques énergétiques performantes (notamment la cogénération), en second lieu de l'obligation d'achat résultant des appels d'offres destinés à orienter le développement du parc de production national au regard des objectifs de la programmation pluriannuelle des investissements de production (PPI) et enfin des surcoûts de production constatés dans les zones non interconnectées aux réseaux électriques continentaux (DOM, zones insulaires...).

Pour assurer le financement de ces charges, un prélèvement est institué sur les livraisons d'électricité effectuées par les producteurs, les fournisseurs et les services de distribution auprès des consommateurs finals, sur les importations effectuées par les consommateurs finals éligibles et enfin sur les auto-producteurs pour les kWh excédant le seuil de 240 GWh.

La loi a confié à la Commission de régulation de l'électricité (CRE) le soin d'évaluer, le montant des charges annuelles. Pour l'année 2002, la CRE a estimé le montant des charges à 1.306 M€, qui se décomposent entre : 905 M€ pour l'obligation d'achat ; 18 M€ pour les installations de type « appel modulable » ; 7 M€ au titre de l'obligation d'achat des DNN ; et 375 M€ pour les zones non interconnectées. Rapporté à la consommation intérieure nationale estimée pour 2002 (426,5 TWh), le montant de ces charges a conduit à instituer un prélèvement prévisionnel de 0,3 c€ par kWh pour l'année 2002.

Votre commission souhaite que leur coût réel soit communiqué aux consommateurs qui pourraient en être informés lors du paiement de leurs factures.