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Projet de loi de finances pour 2020 : Écologie, développement et mobilité durables (Énergie)

21 novembre 2019 : Budget 2020 - Écologie, développement et mobilité durables (Énergie) ( avis - première lecture )

LES COMPTES D'AFFECTATION SPÉCIALE : DES MOYENS EN BAISSE POUR LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE, STABLES POUR LE SERVICE PUBLIC DE L'ÉLECTRICITÉ

I. LE CAS « TRANSITION ÉNERGÉTIQUE » : UNE BAISSE DE 13 % DES DÉPENSES ET DES RECETTES POUR 2020

Depuis la loi de finances rectificative pour 201518(*), le CAS Transition énergétique contribue au financement :

- du soutien aux énergies renouvelables (EnR) et aux effacements de consommation (programme 764 Soutien à la transition énergétique) ;

- du remboursement du principal de la dette de l'État à l'égard d'EDF au titre de l'ancienne contribution au service public de l'électricité (CSPE) (programme 765 Engagements liés à la transition énergétique).

En recettes, le CAS est alimenté par des fractions des taxes intérieures de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) et les houilles, lignites et cokes (TICC), ainsi que par les revenus tirés de la mise aux enchères des garanties d'origine.

En 2020, le programme 764 représente 85,79 % des crédits du CAS contre 14,21 % pour le programme 765.

La principale modification est la baisse de 13,32 % des ressources du CAS, la fraction de TICPE passant de 7,25 à 6,27 Mds d'euros ;
le Gouvernement explique cette évolution par la fin du remboursement de la dette susvisée, un dernier versement de 896,8 M€ étant ainsi prévu.

Programmes et actions du CAS TE (en AE=CP)

LFI 2019

PLF 2020

Évolution 2019-2020

764 - Soutien à la transition énergétique

5 440 400 000

5 413 100 000

- 0,50 %

1 - Soutien aux énergies renouvelables électriques

5 261 909 997

5 104 260 667

- 3,00 %

2 - Soutien à l'effacement de consommation électrique

45 000 000

40 000 000

- 11,11 %

3 - Soutien à l'injection de biométhane

132 090 003

248 539 333

+ 88,16 %

4 - Fonds d'interconnexion

1 400 000

20 300 000

+ 1350,00 %

765 - Engagements financiers liés à la transition énergétique

1 839 000 000

896 800 000

- 51,23 %

1 - Désendettement vis-à-vis des opérateurs supportant des charges de service public de l'électricité

1 839 000 000

896 800 000

- 51,23 %

3 - Remboursement d'anciens plafonnements de CSPE

0

0

0,00 %

TOTAL

7 279 400 000

6 309 900 000

- 13,32 %

Source : commission des affaires économiques, d'après le PAP 2020

A. UNE BAISSE DES DÉPENSES IMPUTABLE À L'ACHÈVEMENT DU REMBOURSEMENT DE LA DETTE DE L'ÉTAT À L'ÉGARD D'EDF

1. Une stabilité des dépenses de soutien aux EnR ne permettant pas d'atteindre les objectifs fixés
a) Les énergies renouvelables électriques

Les producteurs d'électricité à partir d'EnR bénéficient, à travers un mécanisme de guichet ouvert ou une procédure de mise en concurrence, de l'obligation d'achat19(*) ou du complément de rémunération20(*) selon la puissance de l'installation.

Le surcoût résultant de la mise en oeuvre de ces dispositifs, c'est-à-dire la différence entre la rémunération de référence et la valeur de marché de l'énergie produite21(*), est compensé aux opérateurs22(*).

Dans sa délibération du 11 juillet 201923(*), la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a évalué son montant à 5,04 Mds d'euros en 2020 : ce niveau est stable par rapport à 2019 et en augmentation de 9 % (+ 406 M€) par rapport à 2018.

La CRE impute cette « hausse contenue » des charges induites par les EnR électriques au développement limité de l'éolien terrestre, compte tenu de difficultés dans la délivrance d'autorisations environnementales, ainsi qu'à la hausse anticipée des prix de marché.

Charges
(en M€)

Constatées
en 2018

Prévues
pour 2019*

Prévues
pour 2020

Évolution
à 1 an

Évolution
à 2 ans

ENR électriques

4 638,50

5 036,60

5 044,50

0 %

9 %

Dont photovoltaïque

2 691,50

2 962,60

2 933,5

-1 %

9 %

Dont éolien

1 196,80

1 317,6

1 320,60

0 %

10 %

Source : délibération n° 2019-172 du 11 juillet 2019 (*mises à jour par la CRE)

Dans cette délibération24(*), on constate que l'énergie photovoltaïque concentre 58,28 % du surcoût (2 931,7 M€) et 20,42 % de la production (12,7 TWh), alors que l'énergie éolienne représente 26,02 % du surcoût (1 308,9 M€) et 55,79 % de la production (34,7 TWh) : cette situation s'explique par le fait que l'énergie photovoltaïque a bénéficié par le passé de tarifs d'achat très élevés, conduisant à la formation d'une « bulle » avant le moratoire de 2010.

Si le tarif d'achat prévisionnel (288,8 €/MWh) est en baisse pour cette énergie par rapport à l'année passée (- 3,12 %), il n'en demeure pas moins supérieur à ceux des autres énergies renouvelables, qui s'établissent entre 77,9 €/MWh pour l'hydraulique et 162,2 €/MWh pour le biogaz.

 

Production soutenue

Surcoût induit

Tarif d'achat

prévisionnel moyen25(*)

Évolution par rapport au prix 20182

Installation en 2019 et 20202

Photovoltaïque

12,7 TWh

20,42 %

2 931,7 M€

58,28 %

288,8 €/MWh

- 3,12 %

+ 430 MW

Éolien

34,7 TWh

55,79 %

1 308,9 M€

26,02 %

91,1 €/MWh

+ 2,82 %

- 500 MW

Hydraulique

6,5 TWh

10,45 %

150,2 M€

2,99 %

77,9  €/MWh

+ 2,37 %

+ 105 MW

Biomasse

4,1 TWh

6,59 %

346,0 M€

6,88 %

140,7 €/MWh

+ 1,96%

+ 75 MW

Biogaz

2,5 TWh

4,02 %

261,3 M€

5,19 %

162,2 €/MWh

+ 5,60 %

+ 36 MW

Incinération

1,7 TWh

2,73 %

7,5 M€

0,15 %

60,7 €/MWh

+ 5,38%

- 10 MW

TOTAL

62,2 TWh

100 %

5 030,4 M€26(*)

100 %

Source : délibération n° 2010-172 du 11 juillet 2019 et annexe 1

Sous l'effet des dispositifs de soutien précités notamment, le parc de production d'électricité renouvelable a crû de 2 558 MW en un an en France métropolitaine, portant ainsi la puissance totale à 52 225 MW.

Pour autant, cet effort ne permet pas d'atteindre les objectifs fixés : ainsi, les projets installés et en cours de développement représentent 75 % de la cible basse de la PPE et 68,5 % de la cible haute27(*).

Le rapporteur invite à ne pas relâcher l'effort de soutien aux EnR et partage le principe d'en renforcer l'efficience identifié par la CRE (voir encadré) ; dans cette perspective, il estime prioritaire d'introduire le critère du « bilan carbone » dans les procédures de mise en concurrence, adopté à l'initiative de la commission des affaires économiques du Sénat à l'occasion de la loi « Énergie-Climat » (Article 30).

Interrogé sur ce point, le Gouvernement a indiqué que cette mise en oeuvre interviendrait « dès le second semestre 2020 ».

L'efficience des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables

Lors de son audition, la CRE a fait part au rapporteur de son point de vue sur les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables.

Le niveau de soutien public apporté par les appels d'offres portant sur l'éolien terrestre et en mer, le photovoltaïque, la biomasse et l'hydraulique lui paraît suffisant ; la CRE estime que les procédures de mise en concurrence permettent d'attribuer un niveau de soutien cohérent dès lors que la pression concurrentielle est suffisante.

Selon elle, les limites à l'atteinte des objectifs de la PPE résident davantage dans la capacité des entreprises à développer des projets au rythme souhaité ainsi que dans l'existence d'éventuelles barrières règlementaires.

En outre, la CRE identifie des leviers pour optimiser le coût de ces dispositifs :

- la généralisation des procédures d'appels d'offres pour l'éolien terrestre et le biométhane et la diminution du soutien public à l'éolien en mer si les coûts réels sont inférieurs aux coûts escomptés ;

- la mise en oeuvre d'appels d'offres spécifiques pour les productions d'énergie renouvelable innovantes, tels que le « contrat d'expérimentation » visé à l'article 33 de la loi relative à l'énergie et au climat ;

- la prise en compte de l'analyse du cycle de vie des projets et de la provenance du matériel, à travers l'intégration dans les appels d'offres du critère du « bilan carbone » prévu à l'article 30 de la loi précitée ;

- le renouvellement des installations non dès l'échéance du contrat d'achat mais à l'issue d'une durée d'exploitation de 20 ans, de manière à bénéficier plus longtemps de l'investissement public et à limiter de surcroît son impact environnemental.

b) Le soutien à l'injection de biométhane

Les producteurs de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel disposent d'une obligation d'achat, accessible par le biais d'un guichet ouvert voire d'un appel d'offres si les capacités de production sont en deçà des objectifs fixés par la PPE28(*), dont le surcoût est lui aussi compensé29(*).

La CRE30(*) prévoit une hausse en un an de 105 % des charges liées au biométhane (+ 127,4 M€), du fait du doublement des quantités injectées dans les réseaux (3 TWh contre 1,7 TWh en 2019) et du nombre d'installations (281 contre 135 en 2019).

En dépit du relèvement de la production de biométhane à 3 TWh en 2020, l'objectif fixé à l'horizon 2023 par l'actuel projet de PPE (8 TWh) ou celle en cours de révision31(*) (6 TWh) apparaît hors de portée.

Charges
(en M€)

Constatées
en 2018

Prévues
pour 2019*

Prévues
pour 2020

Évolution
à 1 an

Évolution
à 2 ans

Biométhane

55,0

121,1

248,5

+ 105 %

+ 352 %

Source : délibération n° 2019-172 du 11 juillet 2019 (*mises à jour par la CRE)

Dans le même ordre d'idées, le rapporteur observe que la promesse d'une revalorisation à hauteur de 350 M€ des crédits du Fonds chaleur renouvelable de l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), comme le prévoit le projet de PPE, n'est que partiellement tenue.

En effet, le financement de ce fonds est assuré en 2020, non par un abondement de la subvention pour charges de service public de l'Ademe32(*) mais par un « recyclage » d'anciens crédits, de l'aveu même du Gouvernement.

Dans ce contexte, il est à craindre que les objectifs de développement de la chaleur et du froid renouvelables ne soient pas atteints, l'Ademe estimant de surcroît ses moyens humains insuffisants (voir encadré).

C'est pourquoi le rapporteur juge nécessaire d'abonder de 40 M€ le Fonds chaleur renouvelable.

Quel bilan pour le Fonds chaleur renouvelable ?

À l'occasion de son audition par le rapporteur, le Directeur général délégué de l'Ademe a dressé le bilan du Fonds chaleur renouvelable, qui soutient la production et les réseaux de distribution de chaleur et de froid à travers des appels à projets nationaux - Biomasse, Chaleur, Industrie, Agriculture, Tertiaire (BCIAT) notamment - et régionaux.

Entre 2009 et 2018, 4 813 opérations ont été soutenues dans ce cadre, pour une aide moyenne de 3,59 €/MWh et un montant total de 1,9 Md d'euros, portant la production d'énergie renouvelable à 27,7 TWh/an. Ces aides ont d'abord bénéficié aux réseaux de chaleur (38 %), au bois (20,1 %), à la géothermie (8,2 %), au biogaz (4,5 %) et au solaire (4,3 %), la part des appels à projets BCIAT étant de 19,9 %. Sur cette période, les crédits alloués annuellement ont tous été consommés à l'exception de l'année 2014.

Le rapporteur constate que, selon l'Ademe, « le rythme des projets sur les dernières années, s'il progresse, n'est pas encore suffisant pour atteindre les objectifs de la PPE, ce qui nécessiterait 7 à 9 TWh supplémentaires par an, contre 2,6 TWh en 2018 », l'agence précisant que « ceci découle, à la fois, de la concurrence accrue du gaz dont le prix a fortement baissé depuis 2013, obérant la rentabilité des projets renouvelables et incitant certains acteurs à l'attentisme, et d'un niveau de financements publics insuffisant. »

Par ailleurs, il observe que la mise en oeuvre concrète de ces objectifs peut se heurter à des difficultés de gestion liées à la diminution des moyens humains de l'Ademe, dont le plafond d'emplois sera de 858 ETPT en 2020 contre 878 en 2019.

c) Les effacements de consommation

S'agissant des effacements de consommation, un dispositif d'appel d'offres33(*) a été institué si les capacités sont en deçà des objectifs fixés par la PPE ou du bilan prévisionnel de RTE.

Compte tenu de l'appel d'offres « Effacement 2020 », le CRE a prévu une hausse en un an de 535 % (+ 33,7 M€) des charges afférentes.

Les années 2018 et 2019 ont pourtant été décevantes en matière d'effacements, seuls 733 puis 600 MW ayant été retenus ; le Gouvernement explique ce résultat mitigé par l'exclusion des groupes électrogènes et l'institution d'un plafond de rémunération34(*).

L'année 2020 n'inversa pas cette tendance, même si 770 projets sont prévus pour un total de 770 MW.

Par ailleurs, le niveau actuel des effacements (2,95 GW) est encore loin d'atteindre les objectifs prévus pour 2023 dans l'actuel PPE (6 GW) et celle en cours de révision35(*) (4,5 GW).

Charges
(en M€)

Constatées
en 2018

Prévues
pour 2019*

Prévues
pour 2020

Évolution
à 1 an

Évolution
à 2 ans

Effacements

9,4

6,3

40

+ 535 %

+ 326 %

Source : délibération n° 2019-172 du 11 juillet 2019 (*mises à jour par la CRE)

d) Le fonds d'interconnexion « Celtic »

Par une note du 23 novembre 2016, la France a pris l'engagement auprès de la Commission européenne de rembourser un montant de 42,7 M€, correspondant au coût pour 2016 d'un mécanisme de soutien aux énergies renouvelables considéré comme contraire au droit européen.

Pour ce faire, elle alloue une subvention à RTE pour le projet d'interconnexion « Celtic », une ligne de courant continue de 700 MW entre le Finistère et le sud de l'Irlande, évaluée à 20,3 M€ en 2020.

Le rapporteur relève que les crédits accordés à ce projet passent de 1,4 à 20,3 M€ en un an, soit une multiplication par 14, que le Gouvernement justifie par une hausse des dépenses d'études.

2. Une baisse des dépenses de remboursement de la dette de l'État à l'égard d'EDF conforme à l'échéancier établi

De 2009 à 2014, les recettes de la CSPE ne couvraient pas les charges de service public de l'électricité : il en a résulté un déficit de compensation pour EDF, de 5,8 Mds d'euros pour le principal et 389,1 M€ pour les intérêts.

Ce déficit s'est constitué sous l'effet de la hausse du soutien aux EnR, passant de 1 532,6 à 4 199,6 Mds d'euros36(*), et du maintien du montant de la CSPE, une majoration de cet impôt de 3 € par an et MWh n'étant finalement intervenue qu'en 2011.

Un échéancier37(*) a été défini pour le remboursement de la dette de l'État à l'égard d'EDF : en 2020, 896,8 M€ sont prévus au principal (- 51,2 % par rapport à 2019) et 40,6 pour les intérêts (- 35,02 %), permettant ainsi d'envisager un apurement de cette dette fin 2020.


* 18 Loi n° 2015-1786 du 29 décembre 2015 de finances rectificative pour 2015 (Article 5).

* 19 Depuis la loi n° 2000-108 du 10 février 2010 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, dans le cas de l'obligation d'achat, le producteur d'électricité vend l'électricité injecté sur le réseau public à un acheteur obligé (EDF ou les entreprises locales de distribution) et selon un tarif d'achat fixé à l'avance (Article L. 314-1 du code de l'énergie).

* 20 Depuis la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, le complément de rémunération permet au producteur d'électricité de commercialiser directement son énergie sur le marché, tout en bénéficiant d'une prime (versée par EDF) compensant l'écart entre le prix de vente et un tarif de référence (Article L. 314-18 du code de l'énergie).

* 21 Aussi ce surcoût est-il susceptible de varier à la hausse en cas d'augmentation de la rémunération de référence ou du niveau de production et de baisse du prix de l'électricité.

* 22 Outre la compensation des surcoûts précités, le soutien aux EnR électriques finance :

- des charges des opérateurs liées à la conclusion et à la gestion des contrats d'obligation d'achat (54,7 M€ en 2020) ;

- des dépenses relatives aux études techniques, juridiques et financières préalables au lancement des appels d'offres ainsi qu'aux éventuels contentieux (19,2 M€ en 2020).

* 23 Délibération n° 2019-172 du 11 juillet 2019 (version modifiée le 30 octobre 2019).

* 24 Délibération n° 2019-172 du 11 juillet 2019 (version initiale publiée le 11 juillet 2019).

* 25 Selon les déclarations d'EDF pour la France métropolitaine.

* 26 Les modifications introduites par la CRE entre la première et la seconde version de la délibération expliquent que le montant des charges diffère légèrement (5 030,4 Mds ici contre 5044,5 plus haut).

* 27 RTE, Panorama de l'électricité renouvelable au 30 juin 2019, p. 7 et 10.

* 28 Le premier dispositif a été institué par la loi n° 2003-8 du 3 janvier 2003 relative au marché du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie et le second par l'ordonnance n°2016-411 du 7 avril 2016 portant diverses mesures d'adaptation dans le secteur gazier : dans les deux cas, le producteur bénéficie d'un tarif d'achat pour le biométhane injecté dans les réseaux de la part du fournisseur de gaz naturel (Articles L. 446-2 et L. 446-5 du code de l'énergie).

* 29 Parmi les autres dispositifs de soutien figurent le « fonds déchets » (pour le traitement du digestat) et le « fonds chaleur » (pour l'injection du biométhane), gérés par l'Ademe.

* 30 Annexe 1 aux délibérations n° 2018-156 du 12 juillet 2018 et n° 2019-172 du 11 juillet 2019.

* 31 En outre, le projet de décret prévoit des cibles haute et basse entre 14 et 22 TWh en 2028.

* 32 Dont la subvention pour charges de service public, qui relève du programme 181 de la mission Écologie, est stable avec 594,8 M€ en 2020 contre 595,3 en 2019.

* 33 Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte a modifié le cadre fixé par la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité : depuis lors, le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité (RTE) est tenu de conclure un contrat rémunérant les lauréats de l'appel d'offres dans les conditions fixées par ce dernier (Article L. 271-4 du code de l'énergie).

* 34 30 € / MW pour les effacements inférieurs à 1 MW et 35€ / MW pour ceux supérieurs.

* 35 Par ailleurs, le projet de décret prévoit un objectif de 6,5 GW en 2028.

* 36 Annexe 7 de la délibération n° 2019-172 du 11 juillet 2019.

* 37 Arrêtés des 13 mai et 2 décembre 2016.