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

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

B. À PÉRIMÈTRE CONSTANT, UNE HAUSSE DES CRÉDITS DU PROGRAMME 345 « SERVICE PUBLIC DE L'ÉNERGIE » LIÉE À LA SOLIDARITÉ AVEC LES ZONES NON INTERCONNEXTÉES (ZNI) AU TERRITOIRE MÉTROPOLITAIN

Le programme 345 « Service public de l'énergie » a été créé par la loi n° 2015-1785 du 29 décembre 2015 de finances pour 2016 afin de porter les dépenses liées au secteur de l'énergie financées jusqu'en 2015 par l'ancienne contribution au service public de l'électricité (CSPE) qui n'ont pas été rassemblées dans le compte d'affectation spéciale « Transition énergétique ».

En 2020, le programme est marqué par un important changement de périmètre puisque les crédits du chèque énergie, qu'il portait depuis 2017, sont transférés au programme 174 « Énergie, climat et après-mines ».

En conséquence, le programme retracera en 2020 2,7 milliards d'euros de crédits contre 3,3 milliards d'euros de crédits en 2020. Ses principaux postes de dépenses sont les suivants :

- la solidarité avec les zones non interconnectées (ZNI) au réseau métropolitain, pour un montant de près de plus 1,76 milliard d'euros en 2020, en forte augmentation de 165,8 millions d'euros (+ 10,4 % par rapport à 2019) ;

- la protection des consommateurs en situation de précarité énergétique, qui représentera seulement 32,9 millions d'euros en 2020 contre 909,1 millions d'euros en 2019 en raison du transfert du chèque énergie au programme 174;

- le soutien à la cogénération, pour un montant de 748,5 millions d'euros en 2020, soit une augmentation de 22,6 millions d'euros (+ 3,1 % par rapport à 2019) ;

- les intérêts versés à Électricité de France sur la dette contractée à son égard en raison de l'absence de compensation d'une partie des charges de service public supportées au titre du soutien à la production d'électricité à partir de sources renouvelables, en baisse de 21,9 millions d'euros (- 35,0 %) en 2020 à 40,7 millions d'euros ;

- la subvention versée au médiateur national de l'énergie, qui augmente légèrement de 204 000 euros (+ 4,3 %) à 5,0 millions d'euros en 2019 ;

- pour la deuxième année, des dépenses liées à la fermeture de la centrale de Fessenheim. Ces dépenses s'élèveront à 77 millions d'euros en 2020, le Gouvernement ayant réaffirmé à plusieurs reprises que la plus vieille centrale nucléaire de France fermerait ses portes au cours du quinquennat.

Crédits inscrits au programme 345 « Service public de l'énergie »
en 2020 (CP)

(en euros)

 

2018
(exécuté)

2019
(LFI)

2020
(PLF)

Variation 2019-2020

01- Solidarité avec les zones non interconnectées au réseau métropolitain

1 516 242 177

1 594 851 079

1 760 696 129

+ 10,4 %

02- Protection des consommateurs en situation de précarité énergétique

669 467 680

909 167 607

32 872 957

-

03- Soutien à la cogénération

698 949 021

725 871 151

748 514 928

+ 3,1 %

05- Frais de support

87 220 196

62 613 832

40 724 800

- 35,0 %

06- Médiateur de l'énergie

4 796 000

5 000 000

5 000 000

-

07- Fermeture de la centrale de Fessenheim

-

91 000 000

77 000 000

- 15,4 %

08- Contentieux

   

9 000 000

+ 100 %

Total programme

2 976 675 074

3 319 360 538

2 673 808 814

- 19,4 %

Source : projet annuel de performances annexé au projet de loi de finances pour 2020

1. La péréquation tarifaire en faveur des consommateurs des zones non interconnectées (ZNI) représentera 1,76 milliard d'euros en 2020, une somme en forte hausse de + 10,4 % par rapport à 2019 dont la croissance régulière devrait être mieux maîtrisée

Les coûts de production d'électricité en Corse ainsi que dans les départements, régions et territoires d'outre-mer sont sensiblement supérieurs à ceux de la métropole continentale.

Au nom de la solidarité nationale, les consommateurs de ces zones non interconnectées (ZNI) bénéficient d'une péréquation tarifaire : les surcoûts des opérateurs historiques des ZNI - EDF Systèmes énergétiques insulaires (EDF SEI), Électricité de Mayotte (EDM) et Eau et Électricité de Wallis-et-Futuna (EEWF) - font l'objet d'une compensation par l'État.

En 2020, cette péréquation tarifaire représentera près de 1 594,6 millions d'euros, soit une augmentation de 165,8 millions d'euros (+ 5,8 %) par rapport à 2019.

Selon la Commission de régulation de l'énergie qui a déterminé cette somme dans sa délibération du 11 juillet 2019 susmentionnée, cette augmentation s'explique « par la mise en service de nouveaux moyens de production renouvelables dans ces territoires et par la hausse des prix à terme observés sur le marché des combustibles fossiles et du CO2 ».

Sur cette somme, 693,7 millions d'euros correspondent aux surcoûts générés par la production d'électricité à partir des installations appartenant aux opérateurs historiques, à savoir EDF Système énergétiques insulaires (EDF SEI), Électricité de Mayotte (EDM) et Eau et électricité de Wallis-et-Futuna (EEWF)15(*).

La péréquation financière vient également financer pour 1 067,0 millions d'euros en 2020, contre 911,9 millions d'euros en 2019, soit une somme en forte hausse de 155,1 millions d'euros (+ 17,0 %) les surcoûts d'achat d'électricité dans le cadre de contrats conclus entre les producteurs tiers et les opérateurs historiques, qu'ils relèvent de l'obligation d'achat (arrêtés tarifaires et appels d'offre) ou du gré à gré16(*).

Ces nouveaux surcoûts s'expliquent par le développement de la filière biomasse (nouvelles centrales en Guyane ou premières conversions de tranches charbon), de parcs éoliens en Guadeloupe et à la Martinique ainsi que d'installations photovoltaïques issues des appels d'offres.

Surcoûts de production et d'achat d'électricité dans les zones
non interconnectées bénéficiant du dispositif de péréquation tarifaire en 2020

Zone

Surcoût de production de l'opérateur historique en millions d'euros

Surcoût
d'achat à des producteurs tiers en millions d'euros

Total en millions d'euros

Corse

134,2

149,1

283,3

Guadeloupe

105,2

292,6

397,8

Martinique

113,3

207,3

320,6

Guyane

147,4

41,8

189,2

Réunion

44,8

376,1

420,9

Saint Pierre et Miquelon

24,2

0,0

24,2

Îles bretonnes

2,7

0,1

2,8

Mayotte

115,3

0,0

115,3

Wallis et Futuna

6,5

0,0

6,5

Total

693,6

1 067,1

1 760,7

Source : Commission de régulation de l'énergie (CRE)

Alors que les dépenses relatives à la péréquation en faveur des ZNI tendent à augmenter rapidement, la CRE défend deux propositions qui permettraient de les limiter à l'avenir et dont votre rapporteur spécial considère qu'elles devraient rapidement être appliquées.

La première consisterait à revoir à la baisse le taux de rémunération des capitaux investis dans les actifs de production d'électricité dans les ZNI, qui avait été fixé à 11 % en 2006.

Un taux aussi élevé ne se justifie plus, dans la mesure où les coûts de financement ont considérablement diminué depuis 2006, avec la mise en place d'un cadre de régulation (CRE) qui assure une couverture raisonnable des risques. Selon la CE, un projet d'arrêté devrait prochainement prévoir « une modulation de ce taux de rémunération en fonction du respect par l'installation d'un régime de production optimisé, corollaire d'un dimensionnement adapté », ce qui constituerait un progrès important.

Il paraît également indispensable de veiller au bon dimensionnement des installations construites dans les ZNI. Exemples parmi d'autres, la construction d'un cycle combiné de 250 MW dans les environs d'Ajaccio, qui était envisagée par la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) 2015 de la collectivité territoriale de Corse, paraît nettement surdimensionnée, un cycle combiné de 120 MW étant amplement suffisant pour répondre à la demande locale.

2. Un soutien à la cogénération au gaz naturel en hausse de 3,1 % à 748,5 millions d'euros

On appelle « cogénération » la production combinée de chaleur et d'électricité par des installations fonctionnant au gaz naturel. Ce processus permet d'atteindre des rendements énergétiques globaux supérieurs à ceux obtenus via la production séparée de chaleur (chaudières) et d'électricité (centrales électriques) et de générer ainsi des économies d'énergie primaire. La chaleur produite est généralement utilisée par injection dans un réseau de chaleur ou pour un processus industriel.

Pour soutenir la cogénération au gaz naturel, l'État oblige EDF et les entreprises locales de distribution d'électricité à conclure des contrats d'obligation d'achat ou de complément de rémunération avec les installations de cogénération à haute performance énergétique de moins de 12 MW.

En contrepartie, il compense aux distributeurs d'électricité l'intégralité des surcoûts générés par ces mécanismes de soutien.

L'État apporte également un soutien transitoire aux installations de cogénération de plus de 12 MW.

Au total, l'ensemble des soutiens de l'État à la cogénération au gaz naturel représenteront en 2020 748,5 millions d'euros, en hausse de 3,1 % par rapport à 2019.

3. Le médiateur de l'énergie bénéficiera d'une stabilité de ses crédits en 2020

Le médiateur national de l'énergie est une autorité publique indépendante (API) créée par la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l'énergie, dont les missions sont déterminées par les articles L. 122-1 à L. 122-5 du code de l'énergie.

Doté de la personnalité morale et de l'autonomie financière, il est chargé d'informer les consommateurs sur leurs droits en matière d'énergie17(*) et de proposer des solutions amiables aux litiges qui les opposent aux entreprises du secteur énergétique18(*).

Le budget du médiateur national de l'énergie en 2020 sera de 5,0 millions d'euros (AE=CP), soit le même montant qu'en 2019.

Cette stabilité de ses crédits était nécessaire car son activité est en forte hausse depuis deux ans. 16 934 litiges ont ainsi été traités en 2018, soit 16 % de plus qu'en 2017. Environ 5 500 de ces litiges ont été déclarés recevables et 5 806 médiations menées à leur terme. Dans 86 % des cas, les opérateurs se sont rangés à l'avis du médiateur, ce qui tend à prouver que cette API présente une réelle utilité, dans un contexte où les questions énergétiques prennent de plus en plus d'importance.

4. 77 millions d'euros seront versés à EDF en 2020 au titre de la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim

La fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim donnera lieu à une indemnisation d'Électricité de France (EDF) par l'État.

La formule de calcul de cette indemnisation prévue par le projet de protocole sur lequel devront s'accorder les deux parties s'appuie sur plusieurs paramètres qui seront connus ultérieurement, en particulier l'évolution du prix de l'électricité.

Elle repose sur deux composantes.

La première composante de cette indemnisation est une part fixe initiale qui correspond à l'anticipation des coûts liés à la fermeture de la centrale (dépenses de reconversion du personnel, de démantèlement, de taxe Installation nucléaire de base-IBN et de « post-exploitation »).

Un montant de 446 millions d'euros en autorisations d'engagement (AE) a été prévu à ce titre par la loi de finances rectificative pour 2016, tout en sachant que plus la signature du protocole d'indemnisation sera rapprochée de la fermeture de la centrale, moins ce montant sera élevé.

Cette composante fait l'objet de plusieurs versements, dont le premier, en 2019, était de 91 millions d'euros. Sur ce montant, 10 millions d'euros seront consacrés au contrat de développement territorial du territoire de Fessenheim, sous le pilotage du délégué interministériel à la fermeture de Fessenheim.

Le deuxième versement, prévu pour 2020 par l'action 05 du présent programme 345, représentera 77 millions d'euros.

La seconde composante est une part variable donnant lieu le cas échéant à des versements ultérieurs, reflétant le préjudice relatif au manque à gagner pour EDF jusqu'en 2041. Celui-ci serait déterminé en fonction des prix de marché constatés et de la production constatée sur parc du palier 900 MW d'EDF hormis Fessenheim.


* 15 La compensation dont bénéficient les opérateurs historiques est calculée 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.

* 16 Ces 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.

* 17 Sont concernées toutes les formes d'énergie domestiques telles que l'électricité, le gaz naturel, le gaz pétrole liquéfié (GPL) en bouteille ou en citerne, le fioul, le bois et les réseaux de chaleur.

* 18 À cet effet, il gère le service d'information Énergie-Info qui comprend un centre d'appels et un site internet dédié.