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Projet de loi de finances pour 2018 : Écologie, développement et mobilité durables : Énergie

23 novembre 2017 : Budget 2018 - Écologie, développement et mobilité durables : Énergie ( avis - première lecture )

B. DES DÉPENSES DE SOLIDARITÉ QUI PROGRESSENT FORTEMENT

1. Péréquation tarifaire : l'augmentation programmée des charges sur le long terme appelle à la vigilance

Afin que les consommateurs des zones dites « non interconnectées » (ZNI)47(*) bénéficient de tarifs de l'électricité comparables à ceux pratiqués sur le continent en dépit de coûts de production sensiblement plus élevés, deux types de surcoûts sont compensés aux opérateurs historiques48(*) au titre de la péréquation tarifaire :

les surcoûts de production liés à leurs propres installations, pour 656,5 millions d'euros en 2018 ;

et les surcoûts d'achats d'électricité conclus auprès de producteurs tiers qui concernent principalement les installations thermiques de production (charbon, fioul, etc.) et résiduellement des énergies renouvelables hors obligation d'achat, pour un total de 860,1 millions,

soit une charge totale évaluée pour 2018 à 1,5 milliard, en hausse de 9,2 % par rapport à 2017.

Répartition par ZNI des charges liées à la péréquation tarifaire

(en millions d'euros)

 

Surcoûts de production de l'opérateur historique

Surcoûts d'achat des producteurs tiers

Surcoûts totaux

Corse

129,5

114,6

244,1

Guadeloupe

96,2

248,4

344,6

Martinique

106,4

171,6

278

Guyane

159,2

11

170,2

Réunion

46

314,5

360,5

Saint-Pierre-et-Miquelon

22,8

0

22,8

Îles bretonnes

3,3

0

3,3

Mayotte

90,2

0

90,2

Wallis-et-Futuna

2,9

0

2,9

Total

656,5

860,1

1 516,649(*)

Source : projet annuel de performances annexé au projet de loi de finances pour 2018

Cette forte progression des charges liées aux ZNI tient essentiellement à :

l'hypothèse d'une hydraulicité moins élevée qu'en 2017, qui nécessitera de recourir davantage aux moyens thermiques de production et renchérira d'autant les postes d'achat des combustibles50(*) et des quotas d'émission de gaz à effet de serre ;

la mise en service de nouveaux moyens de production renouvelables (centrale en Martinique fonctionnant à partir de bagasse et de biomasse importée, turbine à combustion à la Réunion alimentée par du bioéthanol et premières installations photovoltaïques avec moyen de stockage issues de l'appel d'offres de 2016), ainsi que la hausse des coûts de production de la filière bagasse/Charbon suite aux mises en conformité des installations.

Si ces dépenses sont en réalité très sensibles à des facteurs exogènes tels que le coût des matières premières et des quotas de CO2, l'évolution des taux de change ou les hypothèses d'hydraulicité, les projections des opérateurs et de la CRE tablent, notamment à partir de 2020, sur une hausse importante et continue des charges liée à la mise à la mise en service des nombreux moyens de production prévus par la PPE. Sur les cinq prochaines années, la péréquation tarifaire mobiliserait ainsi 9,9 milliards, soit 22 % du total des charges de service public sur la période, d'où l'appel à la vigilance du régulateur.

Alors même que plusieurs territoires sont déjà en situation de surcapacité, il conviendrait en effet que les investissements importants programmés pour développer de nouvelles capacités renouvelables soient dimensionnés et planifiés pour être adaptés à la durée de vie des moyens existants ainsi qu'à l'évolution de la consommation, sous peine d'occasionner d'importants coûts échoués.

En outre, comme indiqué précédemment, il importera de réviser à la baisse la rémunération des capitaux dont ils bénéficient, le taux de 11 % établi en 2006 étant manifestement surévalué au vu de leurs conditions actuelles de financement.

Enfin, dans un contexte où le coût de la production y est cinq fois plus élevé qu'en métropole, la priorité devrait être donnée aux actions de maîtrise de l'énergie.

2. Lutte contre la précarité énergétique : la transition des tarifs sociaux vers le chèque énergie explique la forte hausse de la dépense

L'aide aux ménages en situation de précarité énergétique s'articule encore autour de quatre dispositifs :

les tarifs sociaux de l'énergie - « tarif de première nécessité » (TPN) en électricité et « tarif spécial de solidarité » (TSS) - qui viennent directement réduire la facture des bénéficiaires (142,7 millions en 2018, en baisse de 65 % liée à raison de leur extinction progressive) ;

le chèque énergie, qui sera généralisé au 1er janvier 2018 en remplacement des tarifs sociaux et qui peut servir indifféremment à régler des factures d'énergie, quelle que soit leur source, ou à financer des travaux de rénovation énergétique du logement (581,1 millions en 2018, soit une multiplication par plus de dix du fait de sa généralisation à l'échelle nationale)51(*) ;

- la contribution des fournisseurs d'électricité au fonds de solidarité logement (FSL), qui leur est compensée à hauteur de 20 % des charges supportées au titre du TPN (29,7 millions d'euros pour 2018) ;

- enfin, l'afficheur déporté, mis à disposition des consommateurs en situation de précarité énergétique pour leur permettre d'accès à leurs données de consommation, exprimées en euros, et en temps réel pour l'électricité (8,5 millions déjà inscrits en loi de finances l'an dernier).

Au total, la dépense progressera fortement l'an prochain (+51,7 %, à près de 754 millions environ) en raison de la transition opérée entre les tarifs sociaux et le chèque énergie : outre le chèque énergie, l'exercice 2018 financera en effet la tarification sociale de l'électricité et du gaz facturés en 2018 sur la base des consommations constatées jusqu'au 31 décembre 2017.

Comparé aux 496,9 millions ouverts en 2017, la dépense augmentera en réalité de 17 % mais le gain pour les ménages variera fortement selon le mode de chauffage, la composition du foyer ou le revenu fiscal de référence et se traduira par des effets de transfert certains. Selon les différents cas-types52(*), le passage au chèque énergie pourra représenter un gain net - notamment pour les personnes chauffées à l'électricité jusqu'à 6 000,  7 500 ou 11 000 euros de revenu fiscal selon les configurations familiales ainsi que pour les familles chauffées au fioul, au GPL ou au bois - ou une perte nette, en particulier pour les couples avec ou sans enfant chauffés au gaz et ce quel que soit leur revenu de référence.

Pour 2019, le Gouvernement annonce par ailleurs une revalorisation de 50 euros qui ferait passer le montant moyen annuel du chèque de 150 à 200 euros par ménage, « en cohérence avec l'augmentation de la fiscalité carbone ».

Outre le fait que cette revalorisation interviendra avec retard par rapport à la hausse de la taxe carbone, votre rapporteur observe que le chèque énergie permettra certes de toucher davantage de bénéficiaires que les tarifs sociaux (4 millions contre 3,3 millions au plus pour les tarifs sociaux) mais que trois sujets devront impérativement être traités à l'occasion de sa généralisation :

l'accompagnement des bénéficiaires dans l'appropriation de ce nouvel outil,

l'incitation au financement de travaux de rénovation énergétique,

- et, transitoirement, l'envoi au plus tôt des chèques en 2018 pour aider au paiement des premières factures « au plein tarif ».

Comme votre commission l'avait déjà souligné lors de l'examen de la loi « Transition énergétique » puis du budget pour 2017, le chèque énergie implique une démarche active du bénéficiaire pour choisir son affectation, là où les tarifs sociaux venaient automatiquement en déduction des factures. Sa mise en place supposera donc une information et un accompagnement renforcés des bénéficiaires pour garantir son utilisation effective. De ce point de vue, si le taux d'utilisation du chèque dans le cadre de l'expérimentation a été proche de 80 %53(*), il devra nécessairement être amélioré, sous peine de manquer l'objectif54(*).

Selon les éléments dont dispose votre rapporteur, le premier bilan de l'expérimentation révèle par ailleurs la très faible proportion de chèques utilisés pour financer des travaux alors que cette possibilité était présentée, avec la fin de la « discrimination » en fonction de la source d'énergie consommée, comme l'une des avancées majeures du dispositif. Sur la première année, seuls 63 chèques sur les 173 143 émis auraient ainsi été utilisés à cette fin et quelques centaines d'autres au plus seraient encore en circulation en vue de financer des travaux à venir.

Même si la méconnaissance du dispositif a pu jouer, ce résultat très décevant tient avant tout au fait que le montant du chèque, bien que cumulable sur trois ans, ne couvre que très partiellement le coût des travaux, en laissant aux bénéficiaires un reste à charge trop important pour s'engager dans une rénovation, sauf à bénéficier d'autres aides, notamment en provenance de l'Agence nationale de l'habitat (Anah). Accessoirement, votre rapporteur regrette que le Gouvernement n'ait pas prévu de revenir, à l'occasion de sa généralisation, sur une complexité introduite dans le dispositif55(*) qui oblige les bénéficiaires qui souhaiteraient affecter un ou plusieurs chèques à des travaux réalisés au-delà de leur période de validité56(*) à les échanger contre un ou des chèques de même valeur, mais dont la validité est prolongée de deux ans.

Votre rapporteur s'inquiète aussi de ce que les premières semaines de l'année 2018 risquent d'être marquées par un décalage entre la réception des factures d'énergie « au plein tarif » et celle des chèques, qui pourrait mettre en difficulté les ménages concernés.

Enfin, il est regrettable que le rapport d'évaluation de l'expérimentation, que le Gouvernement devait remettre au Parlement au plus tard trois mois avant la fin de celle-ci, ne l'ait pas été dans le délai imparti (soit avant le 30 septembre). Selon les informations de votre rapporteur, ce dépôt devrait désormais intervenir très prochainement.

3. Un soutien aux installations de cogénération appelé à se stabiliser après la nette augmentation des dépenses attendue en 2017 et 2018

Le soutien à la cogénération est justifié par les économies d'énergie primaire permises par les meilleurs rendements énergétiques d'une production simultanée de chaleur et d'électricité, comparés à ceux obtenus en cas de production séparée. La cogénération contribue aussi à la baisse des émissions de gaz à effet de serre lorsque l'électricité produite se substitue, en hiver, à la production fossile.

Selon la puissance des installations et leur date de mise en service, ce soutien prend la forme :

- pour les installations de moins de 12 MW et jusqu'en 2016, de tarifs d'achat pour l'électricité produite (670 millions d'euros en 2018) ;

- depuis 2016, et conformément aux lignes directrices européennes, d'un complément de rémunération pour les installations de moins de 1 MW, l'obligation d'achat étant maintenue pour les installations de moins de 300 kW ;

- pour les installations de plus de 12 MW, par une prime transitoire à la puissance qui les rémunère pour leur disponibilité jusqu'à la mise en place du marché de capacité (pour 21,5 millions).

En 2018, les dépenses correspondantes augmenteront fortement (+22,9 % à 691,5 millions), et dans les mêmes proportions que l'an dernier (+20,2 %) en raison de la mise en service progressive d'installations bénéficiant du régime tarifaire de l'arrêté du 11 octobre 2013 qui a été abrogé au 1er janvier 2016, au rythme d'environ 250 MW par an.

Pour les années suivantes, le niveau de soutien devrait se stabiliser, voire baisser compte tenu de l'arrivée à échéance des contrats les plus coûteux conclus sous le régime de l'arrêté de 2013 et de la fin de la prime transitoire.

4. Des frais de support liés à la dette contractée auprès d'EDF en voie de réduction

Comme exposé plus haut, les « frais de support » financés par le programme correspondent quasi-exclusivement au paiement des intérêts de la dette liée au déficit cumulé de compensation des charges de service public supporté par EDF à partir de 2009. Conformément à l'échéancier défini, les intérêts payés en 2018 diminueront de 12,6 %, à 87,2 millions d'euros, jusqu'à leur extinction prévue en 2020.

5. Un budget du Médiateur de l'énergie à nouveau contraint

Entre 2009 et 2017, le budget du Médiateur national de l'énergie aura diminué de plus de 31 %. Il sera de nouveau fortement contraint en 2018, à 4,8 millions d'euros et - 9,9 % par rapport à 2017.

Rapportée au budget réalisé en 2016 (5,6 millions, avec un taux d'exécution de 98 %), cette nouvelle contraction impliquera de nouveaux efforts de productivité au vu de la stabilisation de l'activité (12 226 litiges enregistrés en 2016, contre 12 319 l'année précédente par exemple).

Outre son activité de médiation (réception et traitement des litiges, et recommandations), le Médiateur poursuivra en 2018 sa mission d'information et de communication auprès des consommateurs, dans un contexte marqué par la poursuite de l'ouverture des marchés à la concurrence et par la généralisation du chèque énergie qui renforceront encore le besoin d'accompagnement. De ce point de vue, votre rapporteur doute que les économies exigées cette année encore soient reproductibles à l'avenir, sauf à remettre en cause l'existence même de l'institution.

6. Une nouvelle ligne budgétaire dédiée à l'indemnisation d'EDF pour la fermeture de la centrale de Fessenheim

Le programme 345 comporte une nouvelle action intitulée « Fermeture de la centrale de Fessenheim ». Cette ligne budgétaire, non dotée en crédits directs pour 2018, a vocation à retracer la mise en paiement échelonnée, à partir de 2019, de l'indemnisation due à l'exploitant, pour laquelle 446 millions d'euros d'autorisations d'engagement ont été ouverts en loi de finances rectificative pour 2016 mais reportés sur l'exercice budgétaire 2017.

Cette inscription faisait suite à la négociation, entre l'État et EDF, d'un projet de protocole d'indemnisation non encore signé à ce jour57(*), l'entreprise ayant souhaité repousser le dépôt de la demande d'abrogation de l'autorisation d'exploiter la centrale.

Pour mémoire, en vue d'afficher le respect de l'engagement électoral d'une fermeture avant la fin du précédent quinquennat, le Gouvernement de l'époque avait publié, en avril 2017, un décret58(*) abrogeant théoriquement cette autorisation d'exploiter mais sous une triple condition qui le privait, en pratique, de tout effet59(*).

Selon les éléments fournis par la ministre lors de son audition par votre commission en novembre 2016, il est prévu que « l'indemnité [soit] versée en plusieurs étapes : 96 millions d'euros à la fermeture de la centrale, 350 à 390 millions d'euros, selon les modalités de paiement, en 2021, ainsi que, jusqu'en 2041, une part variable reflétant le manque à gagner pour EDF, le cas échéant, qui sera déterminée en fonction de l'évolution des prix et de la production constatée du parc de centrales 900 MW hormis Fessenheim ».

Le Gouvernement a confirmé ce schéma à votre rapporteur :

une part fixe anticipant les coûts de fermeture (dépenses liées à la reconversion du personnel, au démantèlement, à la taxe sur les installations nucléaires de base [INB] ainsi qu'à la « post-exploitation ») ;

et une part variable donnant lieu, le cas échéant, à des versements ultérieurs, reflétant le manque à gagner pour EDF jusqu'en 2041.

Sous l'hypothèse d'une mise en service de l'EPR de Flamanville à la fin de l'année 2018 ou au début de l'année 2019, la fermeture de Fessenheim pourrait donc intervenir au même horizon, expliquant qu'aucun versement ne soit prévu au titre du budget 2018. Votre rapporteur observe donc que la création d'une telle ligne budgétaire n'est pas justifiée par des mises en paiement effectifs, pas plus que ne l'était l'ouverture d'une autorisation d'engagement en loi de finances rectificative pour 2016.


* 47 Qui couvre les territoires suivants : Corse, Martinique, Guadeloupe, La Réunion, Guyane, Mayotte, Wallis-et-Futuna, Saint-Pierre et Miquelon, Saint Martin, Saint Barthélémy, les îles bretonnes de Molène, d'Ouessant, de Sein, l'archipel des Glénan et l'île anglo-normande de Chausey. Les collectivités territoriales autonomes de Polynésie française et de Nouvelle-Calédonie ne sont pas assimilées aux ZNI.

* 48 EDF Systèmes électriques insulaires (EDF SEI), Électricité de Mayotte (EDM) et Électricité et Eau de Wallis-et-Futuna (EEWF). Le parc historique d'EDF SEI est composé de moyens de production thermiques et hydrauliques tandis celui d'EDM comprend exclusivement des installations thermiques.

* 49 Le montant budgété (1 506,6 millions) a été minoré de 10 millions par rapport aux prévisions des opérateurs pour tenir compte, selon le Gouvernement, des gains de productivité qui apparaissent possibles.

* 50 Dont les prix à terme sur le marché des matières premières devraient par ailleurs augmenter.

* 51 Les crédits inscrits en loi de finances pour 2017 auront financé les chèques émis en 2016 et 2017 au titre de l'expérimentation réalisée dans quatre départements-pilotes (Ardèche, Aveyron, Côtes-d'Armor et Pas-de-Calais).

* 52 Tels que présentés dans le dossier de presse du ministère sur le projet de loi de finances pour 2018.

* 53 77,9 % en septembre 2017 selon les informations de votre rapporteur.

* 54 En effet, si le chèque énergie a permis de toucher un peu plus de 170 000 bénéficiaires dans les quatre départements concernés en lieu et place des 132 000 bénéficiaires des tarifs sociaux, un taux d'utilisation de 80 % ne ferait en réalité progresser le nombre de bénéficiaires « effectifs » que de quelques milliers, à 136 000.

* 55 Art. R. 124-13 du code de l'énergie, créé par le décret n° 2016-555 du 6 mai 2016 relatif au chèque énergie.

* 56 Fixée au 31 mars de l'année suivant celle de leur émission.

* 57 Mais sur lequel le conseil d'administration de l'entreprise a donné un accord de principe.

* 58 Décret n° 2017-508 du 8 avril 2017 portant abrogation de l'autorisation d'exploiter la centrale nucléaire de Fessenheim.

* 59 L'abrogation était en effet conditionnée au dépôt de la demande de l'exploitant, à la mise en service de l'EPR de Flamanville au plus tard d'ici au 11 avril 2020 ainsi qu'à la nécessité de respecter le plafonnement de la capacité de production installée à 63,2 GW - faisant au passage du plafond un plancher -, le tout aboutissant à une sorte d'« OVNI juridique » sans effet opérationnel.