Auteur moral

France. Ministère de la transition écologique et solidaire

Auteur secondaire

Résumé

<p class="MsoBodyText" style="text-align:justify;line-height:110%"><span style="font-size:12px;"><span arial="" style="font-family:">Le Comité de gestion des charges de services public de l'électricité (ci-après « le Comité ») a pour vocation<span style="letter-spacing:-2.25pt"> </span>d'éclairer les citoyens et les parlementaires sur les engagements pluriannuels pris par l'Etat au titre des<span style="letter-spacing:.05pt"> </span>charges<span style="letter-spacing:-.1pt"> </span>de<span style="letter-spacing:-.1pt"> </span>services<span style="letter-spacing:-.05pt"> </span>public<span style="letter-spacing:-.05pt"> </span>de<span style="letter-spacing:.05pt"> </span>l'énergie,<span style="letter-spacing:-.05pt"> </span>dans<span style="letter-spacing:-.05pt"> </span>les<span style="letter-spacing:-.05pt"> </span>secteurs<span style="letter-spacing:-.2pt"> </span>de<span style="letter-spacing:.05pt"> </span>l'électricité<span style="letter-spacing:-.1pt"> </span>et<span style="letter-spacing:-.1pt"> </span>du gaz. <span style="letter-spacing:-.05pt">Dans</span><span style="letter-spacing:-.3pt"> </span><span style="letter-spacing:-.05pt">son</span><span style="letter-spacing:-.25pt"> </span><span style="letter-spacing:-.05pt">quatrième</span><span style="letter-spacing:-.3pt"> </span><span style="letter-spacing:-.05pt">rapport</span><span style="letter-spacing:-.55pt"> </span><span style="letter-spacing:-.05pt">annuel,</span><span style="letter-spacing:-.2pt"> </span><span style="letter-spacing:-.05pt">outre</span><span style="letter-spacing:-.2pt"> </span><span style="letter-spacing:-.05pt">l'analyse</span><span style="letter-spacing:-.35pt"> </span>prospective<span style="letter-spacing:-.3pt"> </span>des<span style="letter-spacing:-.3pt"> </span>charges<span style="letter-spacing:-.25pt"> </span>de<span style="letter-spacing:-.35pt"> </span>métropole<span style="letter-spacing:-.15pt"> </span>continentale<span style="letter-spacing:-.2pt"> </span>qui<span style="letter-spacing:.05pt"> </span>est<span style="letter-spacing:-.1pt"> </span>le<span style="letter-spacing:.05pt"> </span>coeur<span style="letter-spacing:.05pt"> </span>de<span style="letter-spacing:.05pt"> </span>son travail, le<span style="letter-spacing:-.1pt"> </span>Comité<span style="letter-spacing:.05pt"> </span>:</span></span><span arial="" style="font-family:"><o:p></o:p></span></p>

Editeur

Ministère de la Transition Écologique et de la Cohésion des Territoires

Descripteur Urbamet

ressources naturelles ;énergie ;électricité ;gaz naturel ;métropole ;économie ;impact ;dépense publique ;méthodologie du projet

Descripteur écoplanete

méthane ;méthodologie

Thème

Ressources - Nuisances

Texte intégral

Rapport annuel du Comité de gestion des charges de service public de l?électricité (CGCSPE) n°4 Exercice 2021 1 Table des matières Synthèse .......................................................................................................................................................... 3 Introduction..................................................................................................................................................... 7 A. Contexte ............................................................................................................................................. 7 B. Périmètre du rapport ......................................................................................................................... 8 C. Contenu du rapport............................................................................................................................ 8 II. Crise de l?énergie et charges de service public de l?énergie : boucliers tarifaires exceptionnels et évolution du périmètre traditionnel ............................................................................................................... 9 1. Bouclier tarifaire sur le gaz naturel .............................................................................................. 14 2. Bouclier tarifaire sur l?électricité .................................................................................................. 15 III. Chiffrage des engagements en métropole continentale .................................................................. 16 A. Approche méthodologique .............................................................................................................. 16 1. Notion d?engagement ................................................................................................................... 16 2. Principe général des compensations de l?Etat relatives aux contrats de soutien ........................ 18 3. Principe du calcul des charges de service public de l?énergie ...................................................... 19 B. Hypothèses centrales utilisées ........................................................................................................ 19 1. Déploiement et sorties de capacités pour les EnR électriques .................................................... 20 2. Déploiement des installations de production de biométhane injecté ......................................... 22 3. Scénarios de prix de marché......................................................................................................... 23 C. Impact financier des engagements pris à fin 2021 ......................................................................... 25 1. Engagements totaux ..................................................................................................................... 25 2. Chroniques de dépenses .............................................................................................................. 31 IV. Les charges de service public de l?énergie relatives aux zones non-interconnectées (ZNI) .................... 36 A. Les spécificités des zones non interconnectées françaises ............................................................. 36 1. Le périmètre du code de l?énergie ............................................................................................... 36 2. Justifications du recours à des dispositions spécifiques ............................................................... 36 3. Des dispositions qui assurent la cohésion sociale et territoriale ................................................. 37 B. Mécanismes de soutien et évaluation des charges de SPE dans les ZNI ........................................ 38 1. Les trois types d?instruments de soutien ...................................................................................... 38 2. Le financement d?actions de maîtrise de la demande .................................................................. 38 3. Spécificité d?une évaluation prospective des charges de SPE en ZNI par rapport à la métropole 39 4. Evolution des charges de SPE en ZNI ............................................................................................ 39 C. Illustration avec le cas de l?île de la Réunion .................................................................................. 40 1. Chiffrage des charges induites (scénarios « fourchette basse » et « fourchette haute ») ........... 40 2 2. Un engagement de l?Etat sur un horizon de temps au-delà de la PPE ......................................... 41 3. Analyse du CGCSPE sur la sensibilité de l?évaluation ................................................................... 41 V. Programme de travail du Comité .......................................................................................................... 43 A. S?agissant des zones non interconnectées ...................................................................................... 43 B. S?agissant de la prochaine édition du rapport annuel .................................................................... 43 ANNEXE 1 - Rappels sur le fonctionnement du Comité et la méthodologie de ses travaux ......................... 44 A. Missions, composition et travaux du Comité de gestion ................................................................ 44 B. Remarques sémantiques et méthodologiques ............................................................................... 46 1. Remarque sémantique sur l?acronyme CSPE ................................................................................ 46 2. Remarque sur le périmètre des charges de service public de l?énergie ........................................ 47 3. Remarque méthodologique sur le calcul des charges à compenser ............................................. 47 C. Présentation des différents mécanismes de soutien et des charges engendrées ......................... 49 1. Présentation des différents types de mécanismes de soutien aux EnR ....................................... 49 2. Historique des charges ................................................................................................................. 53 ANNEXE 2 ? Méthodologie de calcul du coût évité ....................................................................................... 56 ANNEXE 3 ? Table des figures ....................................................................................................................... 57 3 Synthèse Le Comité de gestion des charges de services public de l?électricité (ci-après « le Comité ») a pour vocation d?éclairer les citoyens et les parlementaires sur les engagements pluriannuels pris par l?Etat au titre des charges de services public de l?énergie, dans les secteurs de l?électricité et du gaz. Dans son quatrième rapport annuel, outre l?analyse prospective des charges de métropole continentale qui est le coeur de son travail, le Comité : ? Prend acte des premiers effets de la crise de l?énergie sur les charges de service public de l?énergie. Si l?impact de cette crise est modéré sur les volumes et les demandes de raccordements de projets, il est significatif pour les prix de l?énergie qui conditionnent l?évaluation de ces charges ; ? Evoque les mesures de soutien aux consommateurs que le gouvernement a mis en place dès 2021 et inscrites à l?article 181 de la loi de finances initiale 2022 et qui relèvent du mécanisme des charges de SPE (compensations de fournisseurs sur le gaz et l?électricité) ; ? Revient sur les résultats des évaluations qui ont été faites concernant l?île de La Réunion dans le cadre de l?avis du Comité sur le volet budgétaire de l?étude d?impact de la Programmation Pluriannuelle de l?Energie. Le Comité tient à souligner la différence entre : ? les travaux budgétaires de la Commission de régulation de l?énergie (CRE) dans ses délibérations relatives à l?évaluation des charges de service public de l?énergie portant sur le montant des charges au titre de l?année précédente, de l?année en cours et de l?année suivante et donnant lieux à des versements financiers entre l?Etat et les opérateurs ; ? et les travaux prospectifs menés par le Comité de gestion des charges de service public de l?électricité, portant sur des horizons de temps plus lointains. L?évaluation des charges effectuée annuellement dans les délibérations de la CRE s?appuie sur des hypothèses de prix de marché plus dynamiques, prenant en compte les effets à court et moyen terme de la crise sanitaire et économique, alors que l?évaluation des charges réalisée dans le présent rapport s?appuie sur des scénarios retenus dans le cadre d?un exercice prospectif comportant une plus grande part d?incertitudes, s?agissant notamment de l?évolution des prix de gros à long terme. Le Comité rappelle que l?évolution des prix de marché est par nature difficile à anticiper. En pratique, ces prix s?avèrent très volatils et connaissent régulièrement des retournements de tendances. Il est ainsi nécessaire de rester prudent quant à l?extrapolation de tendances de court terme au regard d?estimations sur des périodes longues. Néanmoins, le Comité prend acte de l?augmentation des prix de gros de l?énergie à un niveau inédit sur les marchés à terme depuis les débuts de la crise de l?énergie, qui conduit à des révisions drastiques des charges budgétaires pour les années proches, comme le présente les délibérations de la CRE du 13 juillet1 et du 3 novembre 20222. Le Comité note également que cette situation peut amener à des résiliations anticipées de contrats de soutien public, comme cela a pu être constaté par la CRE dans ces délibérations, affectant de ce fait l?estimation des charges sur le long terme. 1 https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Decision/evaluation-des-charges-de-service-public-de-l-energie-pour-2023 2 https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Decision/reevaluation-des-charges-de-service-public-de-l-energie-pour-2023 4 Ces réflexions ont amené le Comité à compléter sa grille de lecture, en conservant d?une part les scénarios de prix de marché utilisés jusqu?à présent pour permettre la comparaison pluriannuelle et, d?autre part, à y adjoindre deux nouveaux scénarios fondés sur une approche « tendancielle » prenant pour hypothèse sur la période 2022-2024 les prix de marché observés pour les années 2022-2024 lors du mois de décembre 2021 et distincts sur la période 2025-2048 : - l?un revenant à des niveaux de prix identiques à ceux du scénario 56 de la PPE 2019-2028. Ce scénario est appelé « PPE 56 haut » ; - et l?autre, appelé « scénario haut » supposant que le prix observé pour l?année 2024 en décembre 2021 (prix moyen pour une production en base de 90¤/MWh) se maintient à l?horizon de l?évaluation. Ces hypothèses mériteront d?être réinterrogées dans les prochains travaux du Comité. Les principales conclusions du chiffrage des engagements du soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération en métropole continentale ressortant des évaluations du Comité sont les suivantes : ? Le coût total des engagements pris par l?État entre le début des années 2000 et fin 2021 en matière de dispositifs 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, est compris entre 119 et 192 Mds¤ jusqu?en 2048 selon le scénario de prix de marché. ? Sur ces montants, l?essentiel concerne le soutien aux filières électriques (EnR et cogénération au gaz naturel) qui génèrent entre 105 à 174 Mds¤ d?engagements à fin 2021, soit environ 90 % du total. Les filières pesant le plus dans le montant sont le photovoltaïque pré-moratoire (entre 35 et 38 Mds¤), l?éolien terrestre (entre 12 et 44 Mds¤), l?éolien en mer (entre 18 et 28 Md¤) et le photovoltaïque post- moratoire (entre 13 et 25 Mds¤). Ces quatre filières représentent plus de 75 % du soutien total aux filières électriques en métropole continentale. ? Le Comité souligne que les sommes mobilisées ne correspondent pas à des volumes de production équivalents et révèlent donc des coûts de soutien unitaires différents. Ainsi, le photovoltaïque pré- moratoire présente un coût unitaire de soutien pour l?État entre 437 ¤/MWh et 464 ¤/MWh quand le coût unitaire de soutien de l?éolien terrestre se situe entre 13¤/MWh et 46 ¤/MWh et celui du photovoltaïque post-moratoire entre 33 ¤/MWh et 62 ¤/MWh. ? Le reste à payer total des engagements pris avant fin 2021 dans le scénario « PPE 56 haut » (100Mds¤) est significativement plus faible que dans le scénario « PPE 56 » (123Mds¤) bien que ces scénarios diffèrent uniquement sur la période 2022-2024. ? Le Comité rappelle la forte sensibilité de l?évaluation prévisionnelle des engagements aux différentes hypothèses, s?agissant en particulier : - Des prix de marché de l?énergie, très volatils par nature et extrêmement difficiles à prédire en pratique, en particulier à long terme ; - Du productible des installations, les filières de production concernées dépendant très largement des conditions météorologiques (ensoleillement, vent, hydraulicité), par nature incertaines et pouvant fortement varier d?une année sur l?autre. 5 ? 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 et à la cogénération en métropole d?environ 14,3 Mds¤, soit de l?ordre de 12 % des engagements restant à payer. Dans le cadre de ce rapport, le Comité de gestion des charges de service public de l?énergie revient en quatrième partie sur l?évaluation des charges de SPE dans les zones non interconnectées (ZNI3), plus particulièrement celle relative à l?Ile de La Réunion, ayant fait l?objet d?un avis du Comité en 2021. Les zones non interconnectées, insulaires pour leur majorité, ont des coûts de production de l?électricité supérieurs à ceux de métropole continentale en raison de leur isolement géographique. Ces surcoûts sont compensés par les charges de service public de l?énergie. Ces dernières représentent en moyenne environ 2,1 Mds¤ annuels sur les charges constatées de 2019, 2020 et 2021, c?est-à-dire environ 27 % des charges de service public de l?énergie sur ces trois années. S?agissant des charges de SPE en ZNI, les engagements de l?Etat portent sur l?intégralité du parc de production, y compris des installations pilotables chargées d?assurer l?équilibre offre-demande. Une évaluation prospective des charges en ZNI nécessite ainsi d?évaluer les moyens de production qui seront appelés pour satisfaire la demande électrique. Afin de déterminer ce programme d?appel, une connaissance complète du parc de production à l?horizon de l?estimation est nécessaire. Dans une ZNI, les charges de SPE qui seront générées par des engagements passés dépendent donc sensiblement des choix futurs de politique énergétique. L?évolution prospective des charges de SPE revient donc à estimer, d?une part, le coût complet de production du système électrique du territoire et, d?autre part, les coûts évités liés à la vente de l?électricité au tarif réglementé de vente. Les charges de service public liées au projet de PPE de La Réunion qui seront à payer sur la période 2021- 2050 s?élèvent à : ? 5,5 Mds¤ sur la période 2021-2028, dont 1,3 à 1,4 Md¤ de charges variables, quel que soit le scénario PPE retenu (différentes trajectoires de puissance installée EnR) ; ? 5,8 Mds¤ (« fourchettes basses) ou 7 Mds¤ (« fourchettes hautes ») sur la période 2029-2050, auxquels devront s?ajouter les charges variables des moyens pilotables, qui seront moins élevées dans le cas du scénario « fourchettes hautes » par rapport à celui « fourchettes basses » du fait de l?appel moins important des centrales thermiques. Les charges annuelles de service public d?électricité devraient augmenter entre 2021 et 2028 pour atteindre environ 742 M¤/an (scénario « fourchettes basses ») ou 746 M¤/an (scénario « fourchettes hautes »). Cette augmentation sera principalement portée par (i) la conversion des centrales d?Albioma fonctionnant au charbon à la biomasse et (ii) la conversion de la centrale de Port Est d?EDF PEI au bioliquide qui entrainent à la fois de nouveaux investissements et une hausse des coûts variables de fonctionnement liée aux prix prévisionnels des combustibles. Le Comité tient donc à souligner la forte sensibilité de l?évaluation prévisionnelle des engagements engendrés par le projet de PPE aux différentes hypothèses, s?agissant en particulier : 3 Les ZNI sont la Corse, la Guadeloupe, la Guyane, la Martinique, Mayotte, la Réunion, Saint-Barthélemy, Saint-Martin, Saint- Pierre-et-Miquelon, Wallis-et-Futuna et les îles bretonnes de Molène, d'Ouessant, de Sein et l?île anglo-normande de Chausey. La Nouvelle Calédonie et la Polynésie française, par leurs statuts particuliers, ne sont pas considérées comme des ZNI. 6 - de la part production du tarif de vente (PPTV), très volatile par nature car dépendante notamment des prix de marché de l?électricité en métropole qui sont extrêmement difficile à prédire en pratique, en particulier à long terme ; - du coût des combustibles très volatils par nature et impactant grandement la part variable des coûts de production à la Réunion. Dans ses prochains rapports et avis, le Comité envisage d?approfondir : ? l?évaluation des charges dans les zones non interconnectées (ZNI) au fur et à mesure que les études d?impacts des nouvelles PPE élaborées par territoire seront publiées, afin d?émettre un avis sur le volet concernant les charges de service public de l?énergie ; ? en plus du chiffrage des engagements pris au cours de l?année, des prévisions d?engagement sur cinq ans ; ? au travers de l?audition des acteurs de ces filières, l?analyse des effets sur les charges de service public de l?énergie de l?évolution des dispositifs de financement associés aux énergies renouvelables, dans le contexte de crise. 7 Introduction A. Contexte La loi relative à la modernisation et au développement du service public de l?électricité (loi n°2000-108 du 10 février 2000) a introduit la notion de service public de l?électricité, ainsi que celle des charges nécessaires à son financement. Le code de l?énergie définit ainsi des obligations assignées aux entreprises du secteur de l?électricité (article L.121-1 et suivants) qui assurent certaines missions du service public. Il assigne également des obligations de service public aux entreprises du secteur du gaz (articles L.121-32 et suivants). En application du code de l?énergie (articles L.121-6 et L.121-35), l?État compense ces entreprises pour les charges de service public de l?électricité et du gaz liées : ? au soutien public au développement des énergies renouvelables (EnR) ; ? au soutien à la cogénération au gaz naturel (production d?électricité et de chaleur utile) ; ? au soutien à l?effacement de consommation ; ? à la mise en oeuvre de la péréquation tarifaire pour l?électricité dans les zones non interconnectées (ZNI) ; ? aux dispositifs sociaux (hors chèque énergie). L?inscription budgétaire de la compensation de ces charges s?appuie sur l?évaluation établie annuellement par la Commission de régulation de l?énergie (CRE). Dès lors qu?une part substantielle de ces charges, notamment en matière de production d?énergie renouvelable, relève de contrats de long terme, le suivi de ces dépenses et l?évaluation prévisionnelle des engagements contractés à ce titre revêtent une importance particulière. A titre d?illustration, un contrat signé en 2021 peut en effet engendrer des charges jusqu?à 20 ans après la mise en service de l?installation. Le Comité de gestion des charges de service public de l?électricité a été institué par la loi du 18 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) avec pour mission le suivi et l?analyse prospective de l?ensemble des charges de service public de l?électricité. La création du Comité visait à instaurer un lieu d?échange et de travaux sur les charges de service public de l?électricité et leurs implications en matière de finances publiques, dans un objectif d?information des citoyens et des parlementaires. À cette fin, le Comité réalise chaque année une évaluation des engagements pris par l?État au titre des charges de service public de l?énergie et une projection de l?évolution prévisible de ces engagements dans le futur. Le Comité rend par ailleurs des avis sur les volets budgétaires des études d?impacts des programmations pluriannuelles de l?énergie (PPE) élaborées par le Gouvernement en métropole continentale et co-élaborées avec les collectivités territoriales pour les zones non interconnectées (ZNI)4. Le présent document constitue le quatrième rapport annuel du Comité et porte sur l?exercice 2021. 4 Afin de prendre en compte leurs spécificités, les ZNI font à ce jour l?objet de programmations pluriannuelles de l?énergie distinctes. C?est le cas de la Corse, la Guadeloupe, la Guyane, la Martinique, Mayotte, la Réunion, Saint-Pierre-et-Miquelon et Wallis-et-Futuna. 8 B. Périmètre du rapport Le présent rapport porte, pour la métropole continentale, comme l?année précédente, à la fois sur les charges liées aux mécanismes de soutien aux énergies renouvelables électriques et à la cogénération au gaz naturel, et sur les charges liées au soutien à l?injection de biométhane. Depuis le rapport annuel précédent, et en cohérence avec la réforme du financement des charges de service public de l?énergie qui ne distingue plus les charges liées à l?électricité, au gaz ou au biométhane, le Comité a décidé d?étendre ses travaux au soutien à la production de biométhane injecté, qui présente des enjeux comparables aux énergies renouvelables électriques. Ce rapport poursuit également les travaux d?analyse sur les charges de service public de l?énergie liées aux contrats dans les zones non interconnectées (ZNI). Ces dernières, qui présentent des caractéristiques distinctes, sont approfondies dans le cadre de ce rapport. De plus, le rapport présente les résultats des évaluations qui ont été faites concernant l?île de La Réunion dans le cadre de l?avis du Comité sur le volet budgétaire de l?étude d?impact de la Programmation Pluriannuelle de l?Energie5. Le présent rapport ne traite pas de l?évolution des charges de service public de l?énergie prévues par le code de l?énergie qui ne sont pas liées à des engagements de long terme contractualisés par l?Etat ou les opérateurs, comme la compensation des surcoûts des opérateurs pour la mise en oeuvre de dispositifs sociaux ou le soutien à l?effacement de consommation. Ces charges sont évaluées annuellement par la Commission de régulation de l?énergie. Il convient de préciser que, dans ce rapport, le Comité s?intéresse à l?ensemble des engagements pris avant le 31 décembre 2021. Toutefois, pour ce rapport et au regard du contexte particulier lié à la crise dans le domaine de l?énergie, le Comité présente en partie II un éclairage sur les mesures nouvelles liées à la crise énergétique impactant les charges de service public de l?énergie en 2022 et 2023. Enfin, le Comité rappelle que les politiques publiques sous-jacentes aux charges de service public de l?énergie objets de ses travaux méritent d?être éclairées à la lumière de considérations et d?enjeux plus larges, notamment en matière de maîtrise de la demande, de diversification du mix de production d?énergie ou de développement économique. Ces enjeux ne font pas partie du périmètre d?étude du Comité et ne sont par conséquent pas traités dans ses rapports annuels. C. Contenu du rapport A la suite de la présente partie introductive, ce rapport va, dans une deuxième partie (II), apporter un éclairage sur les mesures nouvelles liées à la crise énergétique impactant les charges de service public de l?énergie, reprises dans le cadre des boucliers tarifaires sur le gaz et l?électricité. Le rapport présente ensuite, dans une troisième partie (III), une estimation des charges correspondant aux engagements pris par l?Etat au 31 décembre 2021. Enfin dans la dernière partie (IV), le rapport définit et précise le périmètre et le contexte relatif aux charges de SPE en ZNI, ainsi que la complexité des modélisations prospectives afférentes au travers de l?illustration du cas de l?île de la Réunion. Les annexes offrent un rappel des missions et de la composition du Comité de gestion, ainsi que des précisions méthodologiques ou explications détaillées sur les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables et leur financement. 5 Avis du Comité de gestion des charges de service public de l?électricité sur le volet budgétaire de l?étude d?impact de la Programmation pluriannuelle de l?énergie de la Réunion, finalisé le 10 décembre 2021 (https://www.ecologie.gouv.fr/comite- gestion-des-charges-service-public-lelectricite). 9 II. Crise de l?énergie et charges de service public de l?énergie : boucliers tarifaires exceptionnels et évolution du périmètre traditionnel La deuxième partie de l?année 2021 a été caractérisée par l?émergence d?une crise énergétique mondiale, particulièrement marquée sur le continent européen. Dans ce contexte, les prix des énergies fossiles ont connu une hausse généralisée entraînant avec eux les prix de l?électricité sur les marchés européens. Les origines de cette crise sont multiples. Tout d?abord, la reprise économique intervenue à l?issue de la récession liée à la pandémie de Covid-19 a entraîné une hausse de la demande d?énergie sans augmentation de l?offre. Cette situation a engendré des tensions sur l?approvisionnement en énergie. D?autre part, la situation a été rendue sensible par des stocks (gaz et hydraulique) faibles à l?issue de l?hiver 2020-2021 et par des facteurs géopolitiques (suspension de la mise en service du gazoduc Nordstream2, concurrence mondiale pour l?accès aux ressources de gaz naturel liquéfié). Cette situation a ainsi conduit à une forte augmentation du prix du gaz, entraînant celui du charbon et du CO2 sur le marché des quotas européens, d?où une forte augmentation du prix de l?électricité sur les marchés. Un facteur supplémentaire a amplifié cette crise avec le recours accru aux centrales thermiques sur la fin d?année 2021, en raison d?une production plus faible des énergies bas carbone en Europe (éolien) et en France (moindre disponibilité du parc nucléaire). Depuis, l?invasion de l?Ukraine par la Russie a exacerbé les tensions et suscité une nouvelle hausse du prix des énergies sur les marchés de gros et par contagion sur les marchés de détail. Cette situation exceptionnelle explique les mesures prises par le gouvernement dans l?objectif de limiter les impacts négatifs sur l?économie française et sur le pouvoir d?achat des ménages. Il s?agit notamment de mesures relatives au gaz naturel et à l?électricité, vulgarisées sous le terme de « boucliers tarifaires ». Dans ce chapitre, seront présentés : ? un état des lieux synthétique des marchés de l?énergie en France ; ? les mesures prises par le gouvernement au regard de la hausse des prix de gros. 10 A. Synthèse de la situation récente des marchés de gros et de détail de l?énergie en France Le secteur de l?énergie connait depuis 2021 une forte hausse des prix, notamment s?agissant des marchés de gros au niveau européen6. Ce constat est vrai sur chacun des marchés considérés. Ainsi, concernant la hausse du prix du gaz naturel, trois séquences sont à considérer dans cette évolution : ? une forte volatilité marquée par des périodes répétées de baisse des prix (années 2016, 2017, 2019 et 2020) par rapport au niveau de 2011 ; ? une baisse continue des prix entre 2019 et 2020 pour atteindre un record de prix bas à -80% en mai 2020 (4.6¤/MWh) par rapport à 2011 (23¤/MWh) ; ? une augmentation continue des prix sur l?année 2021 pour atteindre un niveau de plus de 87¤ /MWh7 en octobre et 113 ¤/MWh8 en décembre 2021.9 En Europe, le marché de gros du gaz a connu à partir du second semestre 2021 une crise d?approvisionnement majeure, qui se poursuit en 2022, du fait principalement des incertitudes pesant sur l?approvisionnement depuis la Russie et de sa dégradation progressive. Concernant le marché de gros de l?électricité, le prix est traditionnellement volatil en fonction des tendances saisonnières. Il ne s?agit cependant pas du seul paramètre à prendre en compte pour la question de la hausse des prix Le niveau des prix était compris entre 40 et 50 ¤ par MWh10 en moyenne annuelle sur la période 2011 ? 2019, avant de connaitre une chute à 32 ¤/MWh en 2020 au cours de la crise sanitaire. Ensuite, sous l?influence de la hausse des prix du gaz, du charbon, du pétrole et du marché des certificats CO2, la tendance à la hausse s?accélère au cours de l?année 2021 afin d?aboutir à un niveau de prix moyen de 245 ¤/MWh11 en décembre 2021 et de 94 ¤/MWh12 sur l?année 2021, tout en observant des pics réguliers à plus de 300 ¤/MWh et jusqu?à atteindre 407,5 ¤/MWh13 à la clôture le 22 décembre 2021. Du fait du rôle majeur du gaz dans la production d?électricité, les tensions sur les prix de gros du gaz se répercutent directement sur les prix de l?électricité. Pour mémoire en effet, le principe de formation des prix dans le marché européen de l?électricité est fondé sur la méthode du coût marginal de production. Ce mécanisme permet d?optimiser le fonctionnement du système électrique européen, en faisant à chaque instant appel au moyen de production le moins cher à l?échelle de la plaque européenne, au bénéfice de l?ensemble des consommateurs. La plupart des marchés de l?électricité sur le plan mondial s?appuie sur ce type de mécanisme. Les prix de l?électricité de court terme (marché dit « spot ») et à terme sont déterminés principalement par les coûts marginaux du dernier moyen de production mobilisé pour répondre à la demande, le plus cher à cet instant. Ils dépendent principalement des prix des combustibles (notamment du gaz), du carbone et de 6 Article de sciences po : hausse des prix des énergies en Europe. Quelles évolutions ? Quelles explications ? Et quelles conséquences pour les consommateurs et les politiques de transition écologique ?, Andreas Rüdinger, octobre 2021 7 8 Pour le prix du gaz TTF, produit à terme annuel « Y+1 » en moyenne mensuelle 9 Le prix au PEG day-ahead a culminé à 183 ¤/MWh le 21 décembre 2021 10 11 12 13 Pour le produit à terme annuel dit « base future Y+1 » 11 la disponibilité du parc nucléaire (arrêts de tranche, indisponibilités, etc) ainsi que du niveau de tension offre-demande. Les marchés étant interconnectés à l?échelle européenne, c?est donc le prix du dernier moyen appelé sur l?ensemble de l?espace interconnecté qui va établir le prix de marché. Or, bien souvent, ce moyen de production est une centrale au gaz. Ainsi, le prix du gaz devient un déterminant majeur dans la formation des prix de gros de l?électricité pour l?Europe et donc pour la France. Cette évolution à la hausse des prix de l?énergie s?explique par les éléments suivants : ? une hausse de la demande mondiale liée à une reprise économique après la crise sanitaire, plus rapide que prévue ; ? des niveaux de stockage de gaz dans les réseaux et les terminaux européens au début de l?hiver 2021 beaucoup plus bas qu?à la normale, en raison de la période de chauffe anormalement longue (en avril 2021), puis des difficultés d?approvisionnement afférentes au gaz ; ? des raisons techniques ayant pu perturber la production ou les livraisons de gaz courant 2021 (blocage canal de Suez, opérations de maintenance sur des plateformes en mer) ; ? en 2022, l?invasion russe de l?Ukraine entrainant une réduction drastique des volumes de gaz importés depuis la Russie et l?abandon du gazoduc Nord Stream 2. Toutes ces hausses des marchés de gros produisent de nombreux impacts sur les marchés de détail et pour les consommateurs en France. Le périmètre des boucliers tarifaires institués par la loi de finances initiale pour 2022 se limitant aux consommateurs particuliers, seuls les marchés de détails à destination de ces consommateurs sont étudiés. D?autres mesures ont été prises par le Gouvernement en faveur des consommateurs professionnels, mais elles ne sont pas financées par les charges de service public de l?énergie. - Le marché de détail du gaz pour les particuliers Les hausses observées depuis 2021 font suite à deux années marquées par une baisse des prix quasi continue, et notamment en lien avec la diminution des coûts d?approvisionnement lors de la crise sanitaire. Pour mémoire, il existe deux grandes familles d?offres sur le marché de détail du gaz naturel : - les tarifs réglementés de vente (« TRVg »), en extinction (les consommateurs ne peuvent plus y souscrire depuis le 8 décembre 2019), qui représentent à fin 2021 environ 26% des sites et 7% de la consommation ; - les offres de marché, à prix variable (éventuellement indexées sur les TRVg) ou à prix fixe. Le 30 septembre 2021, le Premier ministre a annoncé le gel des TRV du gaz à leur niveau TTC du mois d?octobre14. Ce gel a évité une hausse de 21,2% HT au 1er novembre et de 20,8% HT au 1er décembre 2021. La CRE publie, chaque mois, les barèmes applicables pour les tarifs réglementés de vente de gaz naturel d?Engie, tenant compte des mesures exceptionnelles de gel prises par le gouvernement. Pour 2023, la loi de finances intègre la poursuite d?un bouclier tarifaire qui limitera à 15% la hausse des tarifs du gaz pour les particuliers. 14 Le décret n°2021-1380 du 23 octobre 2021 a gelé le niveau des tarifs réglementés de vente de gaz naturel d?ENGIE à compter du 1er novembre 2021. La loi de finances pour 2022 prévoyait que la période de gel s?étendait jusqu?au 30 juin 2022, cette échéance pouvant être modifiée par arrêté conjoint des ministres chargés de l'économie et de l?énergie. L?arrêté du 25 juin 2022 a reporté cette date au 31 décembre 2022. 12 Fig. 1 : Tableau et graphique relatifs à l?évolution des TRVg (Source : élaboré sur la base de données CRE et MTE/DGEC) - Le marché de détail de l?électricité pour les particuliers Pour mémoire, il existe deux grandes familles d?offres sur le marché de détail de l?électricité : - les tarifs réglementés de vente (« TRVe »), qui représentent à fin 2021 environ 70% des sites et 72% de la consommation du secteur résidentiel ; - les offres de marché, à prix variable (éventuellement indexées sur les TRVe) ou à prix fixe. Avec l?envolée des prix sur le marché de gros, il n?y a pas eu d?évolution immédiate marquée sur les tarifs de vente aux particuliers pour différentes raisons : - du fait que les consommateurs sont en partie approvisionnés par l?ARENH15, la composante « coût d?approvisionnement sur le marché de gros » est restreinte comparée à celle des TRVg. Ainsi, selon la Commission de régulation de l?énergie, pour le tarif réglementé de vente de l?électricité du mois de mars 2021, la part du « coût d?approvisionnement en énergie hors 15 L?ARENH, accès régulé à l?électricité nucléaire historique permet aux fournisseurs alternatifs de disposer d?électricité cédée par EDF à un prix régulé représentatif des coûts du parc électronucléaire français, fixé à 42 ¤/MWh en 2021, cf. Code de l?énergie, article L.336-1 et suivants. 13 ARENH » ne représentait que 8% du tarif TTC et celle liée au complément en approvisionnement consécutif à l?écrêtement de l?ARENH de l?ordre de 5% du tarif TTC ; - la méthode de calcul et d?ajustement du tarif réglementé prend en compte une moyenne lissée sur 24 mois des prix de marché de gros ; - les fournisseurs alternatifs vont généralement privilégier des contrats à terme, réputés plus stables, pour un complément d?approvisionnement hors ARENH afin de sécuriser leur coûts plusieurs mois à l?avance ; - de très nombreuses offres de marché sont indexées sur les tarifs réglementés. Dans ce contexte d?incertitude et de hausse des prix de l?énergie, le gouvernement a décidé de mettre en place différentes mesures afin de protéger les consommateurs et l?ensemble des acteurs du secteur de l?énergie, notamment une mesure instituant le bouclier tarifaire à partir du 1er février 2022. Fig. 2 : Tableau relatif à l?évolution des TRVe et graphique relatif à l?évolution des prix de marché, contrat annuel à terme 2022 (Source : élaboré sur la base de données CRE et MTE/DGEC) B. Les mesures prises par le gouvernement : notion de bouclier tarifaire Face à la forte hausse du prix des énergies au niveau mondial, le gouvernement a mis en place plusieurs mesures de soutien aux consommateurs. Les dépenses relatives aux boucliers tarifaires sont portées sur une action spécifique du programme 345 de la mission "Ecologie, développement et mobilité durables" du budget général de l?État, l?action 17 « mesures exceptionnelles de protection des consommateurs ». Ces dépenses de bouclier portées par le programme 345 relatives au gaz et à l?électricité relèvent des charges de service public de l?énergie (SPE), puisque des compensations suivant les mécanismes des charges de SPE sont prévues au profit des fournisseurs appliquant le bouclier. Celles relatives aux carburants ont été également inscrites au programme 345 sur la première partie de l?année 2022, mais ne relèvent pas des charges de SPE. 14 1. Bouclier tarifaire sur le gaz naturel Le gouvernement a mis en place un bouclier tarifaire gelant les tarifs réglementés de vente du gaz (TRVg) toutes taxes comprises à leur niveau du mois d?octobre 2021 tout d?abord jusqu?au 30 juin 2022, puis, en vertu des possibilités offertes par la loi de finances pour 2022, jusqu?au 31 décembre 2022. Cette mesure concerne les fournisseurs historiques fournissant aux TRVg et les fournisseurs proposant des offres indexées sur les TRVg et destinées aux particuliers et aux petites copropriétés éligibles aux TRVg. L?extension aux offres à prix fixes (et autres offres), elles aussi désormais touchées par la crise du fait de sa durée, a été entérinée pour toutes les nouvelles offres à partir du 1er septembre 2022 par la loi de finances rectificative de juillet 2022. Outre le gel des TRVg, l?article 181 de la loi de finances pour 2022, prévoit une compensation par l?Etat, au titre des charges de service public de l?énergie, des pertes que les fournisseurs subiraient, diminuées des recettes supplémentaires perçues dans le cadre du rattrapage prévu à l?issue de la période de gel. La loi de finances pour 2022 prévoit que ces dispositions constituent des charges imputables aux obligations de service public au sens des articles L.121-35 et L.121-36 du code de l?énergie, sous le contrôle de la Commission de régulation de l?énergie (CRE). Le montant des pertes des fournisseurs dépend fortement de l?évolution des prix de marché. Au regard des cours actuels, le niveau des TRVg non gelés jusqu?à fin 2022 devrait être sensiblement supérieur à celui d?octobre 2021, ce qui laisse peu de marge de manoeuvre pour le rattrapage. Par dérogation au mécanisme habituel des charges de service public de l?énergie, des acomptes ont été versés aux fournisseurs de moins de 500 000 clients en compensation du gel des tarifs réglementés de vente de gaz naturel conformément aux dispositions prises en lois de finances pour 2022 et aux délibérations correspondantes de la CRE16. Par décret du 9 avril 2022, le Gouvernement a étendu le bouclier tarifaire aux résidents de HLM et de copropriétés ainsi qu?aux ménages dont le système de chauffage est alimenté par un réseau de chaleur consommant du gaz, soit environ 5 millions de logements17. Cette aide s?appliquera uniquement aux logements pour lesquels les charges sont récupérables, soit environ 40% du parc social. Ne sont notamment pas concernés les logements pour lesquels le prix de l?énergie est compris dans les redevances (résidences sociales, foyers, EHPAD, ?). Au regard des consommations potentiellement concernées, soit environ 40 TWh en volume annuel, et de la référence de TRV avant blocage calculée par la CRE et qui dépend du prix du gaz sur les marchés, le montant total de l?aide pourrait être de l?ordre 1 à 2 Mds d?euros sur cette période. Comme pour les consommateurs résidentiels individuels, la prolongation de ce dispositif jusqu?à fin 2022 a été décidée. Seul le bouclier sur les sites particuliers dont l?offre est au tarif règlementé de vente ou indexé sur un tarif règlementé de vente est défini par la loi de finances initiales pour 2022 comme une charge de service public de l?énergie. Ces dépenses ? hormis l?avance aux petits fournisseurs ? sont calculées et payées au titre de 2021 et 2022 selon les modalités prévues par le code de l?énergie. Le bouclier copropriétés/HLM/réseaux de chaleur prend la forme d?un dispositif de guichet opéré par l?agence de service des paiements avec des calendriers d?instruction des demandes et de paiements propres et définies par le décret du 9 avril 2022 précité. Il a vocation à être prolongé sur toute l?année 2023. 16 Délibérations n°2022-36 du 27 janvier 2022 et n°2022-371 du 3 novembre 2022. 17 Décret n° 2022-514 du 9 avril 2022 relatif à l'aide en faveur de l'habitat collectif résidentiel face à l'augmentation du prix du gaz naturel 15 Le gouvernement a également annoncé dès septembre 2022 la prolongation du bouclier tarifaire au premier semestre 2023, qui limitera à 15% la hausse des tarifs du gaz pour les ménages. 2. Bouclier tarifaire sur l?électricité Le bouclier tarifaire sur l?électricité est un ensemble de mesures qui concerne la plupart des consommateurs : ? une baisse de taxes (TICFE) au minimum communautaire, pour tous les consommateurs sauf ceux qui bénéficient déjà de taux réduits ou d?une exonération (très gros consommateurs) ; ? une livraison supplémentaire de 20 TWh d?ARENH sur l?année 2022 à compter du 1er avril 2022, pour tous les consommateurs ; ? un blocage de la hausse des tarifs réglementés de vente (TRVe) à +4 % TTC en moyenne du 1er février 2022 au 31 janvier 2023 pour tous les consommateurs éligibles 18 (résidentiels, microentreprises, tous consommateurs en Corse et outre-mer). Sans les dispositions du « bouclier tarifaire », les hausses du TRVe calculées par la CRE auraient été de 35,4 % TTC pour les tarifs bleus résidentiels et de 35,9 % TTC pour les tarifs bleus professionnels pour le mouvement tarifaire du 1er février 2022. En application de l?article 181 de la loi de finances pour 2022, les pertes de recettes supportées par EDF à la suite du gel des tarifs résidentiels devront faire l?objet d?un rattrapage sur l?exercice tarifaire suivant, à compter du 1er février 2023. Afin que tous les fournisseurs puissent répercuter à leurs clients les effets du blocage des TRVe, l?article 181 prévoit une compensation par l?Etat, au titre de la compensation des charges de service public de l?énergie, des pertes que les fournisseurs subiraient, diminuées des recettes supplémentaires perçues au titre du rattrapage prévu à l?issue de la période de gel. Cette compensation s?applique à tous les types d?offres de marché des fournisseurs, mais uniquement pour leurs offres à destination des clients résidentiels. Dans ce contexte, un acompte a été versé avant le 1er mai aux fournisseurs d?électricité de moins d?un million de clients résidentiels, pour un montant total de 131 M¤. Le périmètre des charges de SPE se limite à cette seule compensation (la mesure « ARENH » et la mesure fiscale détaillées ci-dessus n?étant pas inclues dans le calcul des charges par la CRE). Comme pour le gaz, le bouclier tarifaire sur l?électricité est prolongé en 2023, avec une limitation de la hausse des tarifs pour les consommateurs éligibles à 15%. De plus, le bouclier est également étendu, dans des formes similaires à celles retenues pour le gaz, à l?habitat collectif à compter du 1er juillet 2022 et pour toute l?année 2023. 18 Un dispositif de compensation des pertes a en outre été mis en place pour permettre aux fournisseurs qui souhaitent geler leurs offres de marché aux clients résidentiels de le faire. 16 III. Chiffrage des engagements en métropole continentale Il convient de rappeler que les chiffrages présentés ci-après ne concernent pas l?ensemble des charges de service public de l?énergie puisqu?ils se concentrent sur les impacts financiers des engagements pris par l?État au titre du soutien aux énergies renouvelables (électriques et gazières) et à la cogénération en métropole continentale. Ce poste est celui qui impacte le plus le montant total des charges de services publics de l?énergie. Il représente historiquement l?essentiel des charges de service public de l?énergie : 63,6% au titre des charges constatées en 2021 et 76,8 % au titre des charges constatées en 2020 mais évolue fortement dans un contexte de crise des prix de gros : les charges prévisionnelles annuelles relatives au soutien aux énergies renouvelables (électriques et gazières) et à la cogénération en métropole continentale sont devenues négatives, c?est-à-dire qu?elles correspondent à des recettes pour l?Etat, de l?ordre de - 3,3 Mds¤ au titre de 2022 (pour un total de -0,6 Md¤ hors charges liées aux gels tarifaires19) et de - 3,6 Mds¤ au titre de 2023 (pour un total de -0,9 Md¤ hors charges liées aux gels tarifaires) selon l?évaluation annuelle réalisée par la Commission de régulation de l?énergie en juillet 202220, réestimées à - 11,3 Mds¤ au titre de 2022 (pour un total de - 8,5 Mds¤ hors charges liées aux gels tarifaires) et à - 19,2 Mds¤ au titre de 2023 (pour un total de -16,5 Mds¤ hors charges liées aux gels tarifaires) selon la réévaluation réalisée par la Commission de régulation de l?énergie en novembre 202221. Les chiffrages présentés dans cette partie n?intègrent pas les charges de service public de l?énergie relatives aux zones non interconnectés (ZNI) ni à d?éventuelles mesures en réaction à la crise des prix de l?énergie comme le bouclier tarifaire. A. Approche méthodologique L?ensemble des évaluations budgétaires présentées dans cette partie sont issues des travaux de modélisation réalisés par les services de la Commission de régulation de l?énergie et du Ministère de la transition énergétique, sur le fondement d?hypothèses discutées au sein du Comité. Les grands principes de calcul sont présentés ci-après. 1. Notion d?engagement Les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération au gaz naturel garantissent aux producteurs une rémunération de l?énergie produite sur le long terme, en les couvrant face au risque d?évolution des prix sur les marchés de l?électricité ou du gaz. Ils traduisent ainsi un engagement pluriannuel de l?État, au travers des opérateurs assujettis aux obligations de service public de l?énergie, dans la politique 19 Le « total hors charges liées aux gels tarifaires » correspond au périmètre traditionnel des CSPE, soit le soutien aux ENR, qui devient globalement négatif, et les charges « positives » du soutien en ZNI, à l?effacement et des frais divers, indépendamment donc des mesures exceptionnelles de gels tarifaires. 20 Chiffres issus de la délibération de la CRE du 13 juillet 2022 relative à l?évaluation des charges de service public de l?énergie pour 2023. 21 Chiffres issus de la délibération de la CRE du 3 novembre 2022 relative à la réévaluation des charges de service public de l?énergie pour 2023. 17 de soutien aux énergies renouvelables. Le Comité retient comme point de départ des engagements pluriannuels : - la date de demande complète de contrat22 dans le cadre des arrêtés tarifaires ; - la date de désignation des lauréats par le ministre chargé de l?énergie dans le cadre des procédures concurrentielles. Les engagements chiffrés dans la suite du rapport correspondent aux charges induites par les demandes complètes de contrats (guichets ouverts) faites avant le 31 décembre 2021, ainsi que celles induites par les contrats ? déjà signés ou non ? des lauréats aux appels d?offres désignés avant la même date. La réception d?une demande de contrat dans le cadre d?un arrêté tarifaire ou la désignation d?un lauréat à un appel d?offres suffisent en principe à constituer une obligation potentielle de l?État envers un tiers, quand bien même cette obligation ne sera concrétisée qu?à l?issue d?évènements ultérieurs qui ne relèvent pas du contrôle de l?État. En effet, les projets s?exposent, dans leur mise en oeuvre, à des délais de mise en service et, dans certains cas, à un risque de non-réalisation. Les délais de mise en service sont encadrés dans les arrêtés tarifaires et les cahiers des charges des appels d?offres. Par exemple, les délais suivants sont prévus pour les appels d?offres : ? pour les appels d?offres « photovoltaïque », les délais maximaux de mise en service sont désormais de 30 mois ; ? pour l?appel d?offres « éolien terrestre », les délais maximaux de mise en service sont de 36 mois ; ? pour l?appel d?offres « petite hydroélectricité », les délais maximaux de mise en service sont de 54 mois. Dans le contexte actuel de hausse du coût des matières premières, de difficultés d?approvisionnement et de hausse des taux d?intérêt, l?ensemble de ces délais ont été repoussés, durant l?été 2022, de 18 mois pour les installations éoliennes, photovoltaïques et hydroélectriques, lauréates d?anciens appels d?offres, dont la mise en service intervient entre le 1er septembre 2022 et le 31 décembre 202423. Dans ces exemples, en cas de retard de mise en service, la durée du contrat de soutien est diminuée de la durée du retard. Par ailleurs, depuis 2011 et les premiers appels d?offres photovoltaïques24, un taux de non-réalisation de l?ordre de 30 % a pu être constaté. Le Comité retient un taux de chute de 10 à 20 % selon les filières et les typologies de projets, dans la mesure où les conditions de candidature en matière de maturité des projets (détention préalable des autorisations par exemple) ont été durcies au fil du temps. Dans le cadre de l?évaluation de l?impact financier (encours) des engagements pluriannuels, le Comité prend en compte ces deux phénomènes et s?appuie donc sur une vision réaliste des mises en service effectives des installations. 22 Les textes réglementaires encadrant les guichets ouverts (arrêtés tarifaires) prévoient que la demande complète de contrat sécurise, sous réserve de la complétude du dossier et de l?éligibilité de l?installation, le droit au contrat d?achat ou de complément de rémunération pour le producteur. On considère ainsi l?État engagé dès lors que cette demande a été déposée. 23 Ce report de date butoir n?a pas été pris en compte dans les estimations du présent rapport. Il convient toutefois de souligner que ce décalage dans le temps n?affecterait qu?à la marge les engagements totaux induits sur la durée des contrats. 24 Il est ici fait référence aux vagues dites « CRE1 », « CRE2 » et « CRE3 », respectivement lancées en 2011, 2013 et 2014- 2015. 18 Toutefois, il convient de noter que pour les appels d?offres, l?engagement maximum de l?État correspond au volume total désigné par le ministre (sans taux de chute). Pour les guichets ouverts, il s?agit de l?ensemble des contrats attribués au cours de l?année, y compris ceux qui n?aboutiront pas à une mise en service. Dans les deux cas, les montants calculés et présentés ci-après correspondent donc à un engagement « probable » de l?État et non à un engagement maximum que pourrait devoir honorer l?État si tous les projets étaient in fine mis en service. 2. Principe général des compensations de l?Etat relatives aux contrats de soutien Les mécanismes de soutien assurent aux producteurs une rémunération sécurisée et stable de l?énergie produite. Cette énergie est valorisée sur les marchés de l?énergie (soit par un acheteur obligé/organisme agréé dans le cadre du dispositif d?obligation d?achat soit par le producteur lui-même ou un agrégateur dans le cadre du dispositif de complément de rémunération) et le montant de cette valorisation vient schématiquement se déduire des montants compensés par l?Etat. Le montant des engagements financiers de l?Etat est donc sensible à l?évolution des prix de marché : lorsque les prix de marché augmentent, les charges à payer pour ces installations diminuent25 et inversement. Des hypothèses de prix de marché sont donc nécessaires pour évaluer l?impact financier des engagements. Les annexes 1 et 2 du présent rapport précisent plus en détail le fonctionnement des différents mécanismes de soutien existants, les charges engendrées par ces dispositifs et les modalités de compensation des charges. Fig. 3 : Représentation schématique de la dépendance aux prix de marché des engagements de l?Etat Par ailleurs, la production des installations soutenues présente généralement un profil différent d?une production en base (production constante tout au long de l?année). La valorisation moyenne de l?énergie produite par les différentes filières s?éloigne donc d?une simple moyenne arithmétique de prix spot ou d?un produit « Calendaire Base » sur les marchés à terme. Les scénarios d?évolution de prix de marché retenus par le Comité prennent en compte ce phénomène (notion de « prix captés » par une installation ou une filière) ainsi que les effets sur les prix de marché de la trajectoire de diversification du mix énergétique en développant les énergies renouvelables selon le rythme prévu par la programmation pluriannuelle de l?énergie en vigueur. Néanmoins, il convient de souligner que l?évolution des prix de marché est par nature 25 Le « soutien » de l?Etat peut même devenir négatif (i.e. bénéfice net pour l?Etat) lorsque les prix de marché excèdent le tarif de référence prévu par le contrat. 19 difficile à anticiper, comme le montre le contexte actuel particulièrement volatil, et que les scénarios retenus par le Comité sont donc particulièrement hypothétiques mais déterminent au premier ordre les évaluations présentées dans ce rapport. Le Comité rappelle enfin que les acheteurs obligés/organismes agréés (pour l?obligation d?achat) ou producteurs (pour le complément de rémunération) sont tenus de faire certifier leurs capacités de production dans le cadre du mécanisme de capacité lequel rémunère la disponibilité de ces capacités. Les revenus ainsi tirés du marché de capacité sont déduits des charges à compenser dans la majorité des cas, exception faite des contrats de complément de rémunération pour les lauréats d?appels d?offres. Si la part de capacité valorisable est faible pour le photovoltaïque, celle-ci peut représenter des montants importants pour des filières comme l?éolien terrestre ou l?hydroélectricité. Il convient donc de tenir également compte d?hypothèses d?évolution du prix de la capacité à long terme pour le chiffrage des engagements (explicitées dans la sous-partie B suivante). 3. Principe du calcul des charges de service public de l?énergie Les engagements, tels que définis ci-dessus, correspondent à la somme des charges induites par les contrats de soutien sur leur durée, le plus souvent 15 ou 20 ans. Si les modalités de la compensation annuelle des charges de service public de l?énergie aux opérateurs supportant ces charges peuvent différer selon le type de contrat ? obligation d?achat ou complément de rémunération ? (cf. annexes 1 et 2 pour plus de détails), le principe général de calcul reste le même. Dans le cadre des travaux du Comité, l?estimation des charges se fait selon la formule suivante : ???????  ¤? ? ??????é  ??? ? ???????????? ???26 ? !"???# $ %??????????& '????é é&?????( ¤/???? $ %??????????& '????é ??????é  ¤/???27 + L?estimation des engagements nécessite donc de prendre des hypothèses pour l?ensemble de ces paramètres, dont les principales sont présentées dans la section suivante. B. Hypothèses centrales utilisées Les différents paramètres influant sur les charges à compenser sont assortis d?incertitudes plus ou moins importantes. À titre d?exemple, les niveaux de tarif sont déjà connus pour la totalité des engagements et peuvent évoluer dans une fourchette limitée du fait d?éventuelles indexations. A l?inverse, les prix de marché ainsi que les mises en services effectives des installations faisant l?objet d?un engagement de l?Etat sont beaucoup plus incertains. Les hypothèses retenues pour ces paramètres sont précisées dans les paragraphes suivants. 26 Heures équivalent pleine puissance, ou MWh produits par MW installé. 27 Le terme « valorisation marché capacité » intègre une hypothèse de ratio de certification par filière. 20 1. Déploiement et sorties de capacités pour les EnR électriques Parc ayant généré des charges de service publique de l?énergie en2021 Le tableau ci-dessous dresse un état des lieux du parc ayant généré des charges de service public de l?énergie en 2021. Les installations dont le contrat de soutien est arrivé à échéance courant 2021 ainsi que les résiliations anticipées à l?initiative des producteurs ayant eu lieu avant août 2022 ne sont pas intégrées dans ce total. Filière MW en service et soutenus Solaire pré-moratoire28 3 674 Solaire post-moratoire 8 097 Eolien terrestre 15 387 Eolien en mer - Biomasse & biogaz 1 192 Cogénération au gaz naturel 3 077 Hydraulique29 1 107 Autres électriques 248 TOTAL 32 781 Fig. 4 : Parc en service soutenu à fin 2021 par filière Sorties prévisionnelles de capacité liées aux contrats arrivés à échéance Les sorties prévisionnelles liées aux contrats arrivés à échéance sont présentées par filière dans le tableau ci-dessous. Seules les années 2022 à 2030 sont présentées dans le tableau ci-dessous pour les sorties de capacité, bien que l?ensemble des sorties sur toute la durée de calcul des engagements (horizon 2048) soient prises en compte. La période représentée est marquée par l?arrivée des premières sorties notables de contrat, s?agissant notamment des premiers contrats éoliens terrestres en guichet ouvert de 15 ans. 28 La filière solaire pré-moratoire désigne l?ensemble des installations bénéficiant d?un contrat de soutien antérieur au décret moratoire du 9 décembre 2010 suspendant l'obligation d'achat relative aux installations photovoltaïques (contrats dits « S01 », « S06 », « S10 » et « S10B »). 29 S?agissant de l?hydroélectricité, l?essentiel du parc installé sur le territoire (environ 20 GW) relève du régime des concessions et ne bénéficie pas d?un mécanisme de soutien (obligation d?achat ou complément de rémunération). Le parc soutenu représente quant à lui environ 2 GW de capacité installée. 21 Filière 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Solaire pré-moratoire 0 0 0 -1 -1 -2 -10 -60 -203 Solaire post-moratoire 0 0 0 0 0 0 0 -2 -4 Eolien terrestre -721 -774 -868 -1458 -1339 -830 -898 -567 -1008 Eolien en mer 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Biomasse & biogaz -4 -67 -29 -49 -31 -20 -43 -39 -52 Centrale au gaz naturel -122 -138 -271 -318 -352 -207 -176 -316 -308 Hydraulique -1 -46 -222 -698 -9 -12 -59 -46 -20 Autres électriques -9 -71 -33 -55 -47 -11 0 -29 -106 TOTAL -857 -1095 -1423 -2579 -1779 -1082 -1187 -1059 -1701 Fig. 5 : Chronique prospective des sorties prévisionnelles de capacité par filière en MW installés Sorties anticipées de capacité à l?initiative des producteurs Dans sa délibération annuelle du 13 juillet 202230, la CRE a pu constater que certains producteurs (pour une puissance installée cumulée de 1,3 GW) ont choisi de résilier leur contrat d?achat ou de complément de rémunération avant sa date d?échéance pour bénéficier des hauts niveaux de prix de gros de l?électricité. Depuis, le rythme des résiliations anticipées s?est fortement accéléré : à fin août 2022, ce phénomène concerne 3,4 GW d?installations31. Ces sorties de contrat concernent principalement les filières éolienne et hydraulique mais touchent la plupart des filières de production. Les contrats concernés sont principalement ceux : ? arrivant à échéance à un horizon de temps où les producteurs peuvent se couvrir sur les marchés à terme ; ? et qui ne prévoyaient pas de pénalités en cas de résiliation anticipée à l?initiative du producteur (en particulier, certains contrats ne prévoient pas le remboursement par les producteurs de l?ensemble du soutien perçu depuis la date de prise d?effet du contrat). Le Comité prend acte de cette observation et le volume représenté par ces installations a été retiré du total de chaque filière présenté ci-dessus ainsi que de l?ensemble des analyses du rapport. Par ailleurs, dans ses estimations, le Comité n?intègre pas d?hypothèse d?éventuelles futures résiliations anticipées, très dépendantes des futures évolutions des prix de gros. Mises en services futures liées aux engagements pris au 31 décembre 2021 Les données prospectives présentées dans le tableau ci-dessous concernent les installations bénéficiant d?un engagement de l?Etat à fin 2021 mais n?étant pas encore mise en service. Elles sont présentées par filière pour l?ensemble des énergies renouvelables électriques et pour la cogénération au gaz naturel. 30 Délibération de la Commission de régulation de l?énergie du 13 juillet 2022 relative à l?évaluation des charges de service public de l?énergie pour 2023. 31 Dans la délibération de la CRE du 3 novembre 2022 relative à la réévaluation des charges de service public de l?énergie pour 2023, la CRE indique que les résiliations anticipées enregistrées à fin septembre 2022 représentent une puissance installée cumulée de 3,7 GW. 22 Filière 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Solaire pré-moratoire 0 0 0 0 0 0 0 Solaire post-moratoire 2179 1387 1516 323 0 0 0 Eolien terrestre 661 1505 3731 2173 83 0 0 Eolien en mer 480 1107 450 0 992 0 580 Biomasse & biogaz 15 57 30 4 0 0 0 Centrale au gaz naturel 10 218 339 0 0 0 0 Hydraulique 34 30 26 38 26 4 0 Autres électriques 3 0 29 0 37 0 0 TOTAL 3381 4305 6122 2538 1138 4 580 Fig. 6 : Chronique prospective des mises en service (en MW installés) correspondant aux engagements existants à fin 2021 par filière Les mises en service des nouvelles capacités bénéficiant d?un engagement de l?État antérieur au 31 décembre 2021 devraient s?échelonner jusqu?en 2028, correspondant à l?année de mise en service estimée du parc éolien en mer au large de Dunkerque (lauréat désigné en 2019). Si cette hypothèse est assortie d?une incertitude particulière, il convient de rappeler qu?un décalage dans le temps n?affecterait qu?à la marge les engagements totaux induits sur la durée du contrat. 2. Déploiement des installations de production de biométhane injecté A fin 2021, l?ensemble des installations de production de biométhane injecté faisant l?objet d?un soutien de l?Etat bénéficie d?un contrat d?obligation d?achat sécurisé dans le cadre d?un guichet ouvert. L'estimation de la production de biométhane dans le cadre du dispositif d'obligation d'achat a été réalisée sur la base des informations transmises par les fournisseurs de gaz naturel dans le cadre du bilan des contrats d'achat mentionné à l'article 10 de l'arrêté du 13 décembre 2021 fixant les conditions d?achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel. Le taux de réalisation des projets pour lesquels un contrat a été signé a été estimé sur la base : - des données disponibles sur l'avancement des projets de méthanisation, notamment : o les données sur la réalisation des études de faisabilité sur le raccordement à un réseau de gaz naturel ; o les données sur l'avancée des démarches relatives aux installations classées pour la protection de l?environnement (ICPE) ; - ainsi que de la distribution historique des délais de réalisation d'un projet de méthanisation en fonction de son degré d'avancement, de sa taille, et du niveau de complexité de la procédure ICPE. Le Comité retient une hypothèse de taux de réalisation entre 60% et 80% selon les arrêtés tarifaires concernés. Un taux de montée en régime des nouvelles installations de méthanisation, à hauteur de 35 % de la capacité la première année de fonctionnement, 90 % la deuxième et 95 % les années suivantes, a également été retenu sur la base de l'historique des installations déjà mises en service. La perspective d?une révision du tarif d?achat du biométhane a favorisé une très forte accélération des signatures de contrats pour des projets de production de biométhane sur 2019-2020, avant la publication du nouvel arrêté tarifaire le 24 novembre 2020. 922 contrats ont été signés en 2019 et 2020, soit 88 % du volume total de contrats à fin 2021. L?année 2021 se caractérise par un rythme de signature de contrat beaucoup plus faible : seul 31 contrats ont été signés. 23 Les hypothèses d?injection présentées ci-après tiennent compte de la forte accélération observée sur les années 2019 et 2020. Fig. 7 : Evolution des engagements liés au biométhane injecté au 31 décembre 2021 NB : la durée des contrats de soutien est de 15 ans pour le biométhane injecté 3. Scénarios de prix de marché Le Comité rappelle la forte dépendance des chiffrages présentés dans ce rapport aux scénarios de prix de marché, pour l?électricité et le gaz. Il est donc fondamental d?expliciter les scénarios retenus dans le cadre d?un exercice prospectif de calcul des charges de service public de l?énergie, a fortiori dans la mesure où l?incertitude sur l?évolution des prix de marché est importante, en particulier à très long terme. Dans le présent rapport, le Comité retient à nouveau les deux scénarios utilisés dans ses précédents rapports annuels notamment dans un souci de comparaison des chiffrages d?une année sur l?autre. Pour rappel, il s?agit des trajectoires utilisées dans les évaluations économiques de la PPE 2019-2028. Elles distinguent un scénario où le prix moyen de l?électricité est de 56 ¤/MWh en 2028 (« scénario PPE 56 ») et une variante où le prix moyen est de 42 ¤/MWh en 2028 (« scénario PPE 42 »). L?hypothèse de prix de marché est par ailleurs constante au-delà de 2030. Pour le gaz, ces deux scénarios supposent un prix constant à respectivement 25 et 15 ¤/MWh. Face à la forte augmentation des prix de l?énergie observée depuis l?été 2021, le Comité a également retenu deux nouveaux scénarios pour tenir compte des prix observés sur les marchés à terme de l?électricité et du gaz : - Un scénario dit « PPE 56 haut » qui suppose un prix annuel moyen sur la période 2022-2024 correspondant à la moyenne des prix de marché observée pour ces années lors du mois de décembre 2021 sur les marchés à terme (256 ¤/MWh en 2022, 122 ¤/MWh en 2023 et 90 ¤/MWh en 2024). Sur la période 2025-2050 ce scénario suppose des prix identiques à ceux du scénario 56 de la PPE 2019-208. Ce scénario permet d?appréhender l?impact d?une forte variation des prix de l?énergie de courte durée sur les charges de service public de l?énergie. 24 - Le second scénario introduit par le Comité dans le présent rapport est le « scénario haut » qui est identique au « scénario PPE 56 haut » sur la période 2022-2024 mais suppose que le prix observé pour l?année 2024 en décembre 2021 (90 ¤/MWh) se maintient à l?horizon de l?évaluation. Ce scénario permet d?évaluer les charges de service public de l?énergie en cas de hausse durable des prix de l?énergie. Fig. 8 : Scénarios d?évolution des prix de gros de l?électricité et du gaz Les scénarios retenus tiennent également compte de prix de vente « captés » en moyenne pour les filières solaire, éoliennes terrestre et en mer32. Pour l?ensemble des scénarios, la différence entre les prix de vente 32 Les prix de vente « captés » par les différentes filières tiennent compte de la répartition des heures de production de chacune des technologies, qui n?est pas homogène sur l?année : à titre d?exemple, le prix « capté » par les installations photovoltaïques est formé sur les heures d?ensoleillement. 0 50 100 150 200 250 300 ¤ /M W h Hypothèse de prix de marché de l'électricité en base Scénario 42 - élec base Scénario 56 - élec base Scénario haut - élec base Scénario 56 haut - élec base 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 ¤ /M W h Hypothèse de prix de marché du gaz Scénario 42 - gaz Scénario 56 - gaz Scénario haut - gaz Scénario 56 haut - gaz 25 « captés » et l?hypothèse de prix moyen du marché de l?électricité en base s?appuie sur les scénarios de prix utilisés dans les évaluations économiques de la PPE 2019-2028. ¤courants / MWh Scénario PPE 42 Scénario PPE 56 Scénario PPE 56 haut Scénario haut 2022 2030+ 2022 2030+ 2022 2030+ 2022 2030+ Prix de marché électricité (base) 40 44 43 62 256 62 256 90 Prix de vente solaire 35 30 38 48 224 48 224 65 Prix de vente éolien terrestre 35 34 39 51 227 51 227 72 Prix de vente éolien en mer 36 37 40 55 234 55 234 77 Prix de marché gaz 15 15 25 25 87 25 87 28 Fig. 9 : Scénarios d?évolution des prix de gros de l?électricité et du gaz et prix captés par les différentes filières renouvelables S?agissant du prix des garanties de capacité, le Comité retient les prix observés lors de l?enchère du 23/06/2022 pour les années de livraison 2022, 2023 et 2024 et une trajectoire suivant l?inflation à partir du prix de 2024, soit 20 011 ¤/MW33. Le Comité retient une hypothèse normative d?inflation de 2 % par an qui s?applique par ailleurs aux indices utilisés dans le cadre de l?indexation d?une partie du tarif de soutien prévu par la majorité des dispositifs de soutien. C. Impact financier des engagements pris à fin 2021 Le présent paragraphe expose l?estimation par le Comité des engagements de l?État au 31 décembre 2021 au titre du soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération en métropole continentale, suivant les hypothèses présentées ci-dessus. 1. Engagements totaux Les graphiques suivants présentent, pour les engagements à fin 2021 et par filière : - l'évaluation des montants de soutien globaux par filière (paiements passés et charges induites restant à payer) ; - l?évaluation de l?énergie totale produite sur la durée des contrats ; - l?évaluation du coût unitaire moyen du soutien en ¤/MWh sur la durée des contrats : ce montant ne correspond pas à un coût de production mais au coût pour les finances publiques de chaque MWh produit et soutenu incluant l?ensemble des sommes déjà versées. 33 Le comité fait l?hypothèse que, bien que le mécanisme de capacité sous sa forme actuelle ait été autorisée par la Commission européenne jusqu?en 2026, les capacités de production continueront à bénéficier d?une rémunération capacitaire jusqu?en 2048. 26 27 NB : s?agissant de la filière biométhane injecté, il convient de noter que les chiffres présentés sur le graphique ci- dessus correspondent à une quantité d?énergie (TWh) sous forme de gaz alors que pour les autres filières il s?agit d?une quantité d?énergie (TWh) sous forme d?électricité. 28 M¤ (euros courants) Paiements passés à fin 2021 Scénario haut Scénario PPE 56 haut Scénario PPE 56 Scénario PPE 42 Reste à payer Reste à payer Reste à payer Reste à payer Solaire pré-moratoire 20 119 15 232 15 875 17 035 17 381 Solaire post-moratoire 4 560 8 672 13 279 16 596 20 197 Eolien terrestre 11 609 875 14 316 23 648 32 249 Eolien en mer 0 18 245 23 759 24 419 28 202 Biomasse & biogaz 4 286 7 526 9 876 12 032 13 175 Centrale au gaz naturel 5 732 4 830 6 292 8 658 9 021 Hydraulique 1 769 470 1 748 2 892 3 529 Autres électriques 373 831 1 119 1 366 1 513 TOTAL EnR électriques et cogénération 48 447 56 680 86 263 106 646 125 267 Biométhane injecté 650 12 386 12 763 13 209 14 754 TOTAL toutes filières 49 097 69 603 99 730 122 620 142 904 Fig. 10 : Graphiques et tableau relatifs à l?évaluation de l?impact financier des engagements existants à fin 2021 Analyse des résultats Le coût total des engagements pris par l?État entre le début des années 2000 et fin 2021 en matière de dispositifs 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, est compris entre 119 et 192 Mds¤ selon le scénario de prix de marché. Sur ces montants, l?essentiel concerne le soutien aux filières électriques (EnR et cogénération au gaz naturel) qui génèrent entre 105 à 174 Mds¤ d?engagements à fin 2021, soit environ 90 % du total. Les filières pesant le plus dans le montant sont le photovoltaïque pré-moratoire (entre 35 et 38 Mds¤), l?éolien terrestre (entre 12 et 44 Mds¤), l?éolien en mer (entre 18 et 28 Md¤) et le photovoltaïque post-moratoire (entre 13 et 25 Mds¤). Ces quatre filières représentent plus de 75 % du soutien total aux filières électriques en métropole continentale. Le soutien à la filière biométhane injecté représente 13 à 15 Mds¤ d?engagements à fin 2021, soit entre 8 % et 11 % du soutien global. La majorité des engagements (entre 59 % et 74 %) reste encore à payer. Le Comité estime ainsi entre 70 et 143 Mds¤ les montants à compenser aux acheteurs 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 à 49 Mds¤. Le Comité souligne que les sommes mobilisées ne correspondent pas à des volumes de production équivalents et révèlent donc des coûts de soutien unitaires différents. Ainsi, le photovoltaïque pré- moratoire présente un coût unitaire de soutien pour l?État entre 437 ¤/MWh et 464 ¤/MWh quand le coût unitaire de soutien de l?éolien terrestre se situe autour entre 13¤/MWh et 46 ¤/MWh et celui du photovoltaïque post-moratoire entre 33 ¤/MWh et 62 ¤/MWh. 29 Remarques sur le photovoltaïque pré-moratoire L?article 225 de la loi n° 2020-1721 du 29 décembre 2020 de finances pour 2021 instaure un dispositif visant à réduire les tarifs d?achat de l?électricité applicables à certaines installations photovoltaïques pré- moratoire. Ce dispositif repose, d?une part, i) sur un principe général de réduction des tarifs applicables à ces installations et, d?autre part, ii) sur un mécanisme visant à réviser les nouvelles conditions tarifaires d?un producteur, à sa demande, s?il démontre que la réduction tarifaire est susceptible de remettre en cause sa viabilité économique (appelé « clause de sauvegarde »). Pour tenir compte de ce dispositif, le Comité a intégré à ses chiffrages des hypothèses, à titre conservatoire, s?agissant des tarifs d?achat applicables. Ces hypothèses conduisent à une réduction des charges de service public de l?énergie de 1,885 Mds¤ sur l?ensemble de la durée d?étude. Il convient toutefois de noter que cette estimation est très incertaine dans la mesure où l?instruction des clauses de sauvegarde par la CRE est encore en cours. Remarques sur la filière du biométhane injecté Les engagements à fin 2021 pour le soutien au biométhane injecté sont estimés entre 12 et 15 Mds¤, soit un niveau environ équivalent aux estimations de l?année passée (les engagements à fin 2020 s?élevaient entre 11 Mds et 13 Mds¤). En effet, le nombre de nouvelles demandes de contrats déposées en 2021 pour la filière biométhane injecté est relativement faible. La perspective de la révision à la baisse du niveau de soutien (cf. B.2) semble avoir conduit à une forte accélération des demandes de contrats en 2019 et 2020. Le dynamisme de développement de la filière sur cette période devrait conduire au dépassement de l?objectif de production fixé par la PPE à l?horizon 2023, à savoir une production annuelle de 6 TWh de biométhane. Fig. 11 : Graphique relatif au rythme de développement de la filière biométhane injecté Sensibilité des résultats à la variation des prix de marché Le montant des engagements de l?Etat, et en particulier le reste à payer, dépend sensiblement des hypothèses de prix de marché retenues. Cette sensibilité est d?autant plus forte pour les filières dont les tarifs de soutien sont relativement proches des prix de marché. A ce titre, le reste à payer relatif à la filière solaire pré-moratoire est relativement stable indépendamment du scénario retenu (-12 % dans le scénario haut par rapport au scénario 42) alors que le reste à payer relatif aux filières éoliennes et hydraulique passe 30 respectivement de 32,2 Mds¤ et 3,5 Mds¤ dans le scénario 42 à 0,9 Md¤ et 0,5 Md¤ dans le scénario haut (représentant respectivement une baisse de 97% et de 87%). Pour apprécier la sensibilité de ces chiffrages aux variations de marché, le Comité a également évalué l?élasticité du montant des restes à payer au titre des engagements passés à une évolution de 10 ¤/MWh à la hausse ou à la baisse des prix de marché de l?énergie sur l?ensemble de la période (2022 à 2048), en effectuant une simple translation vers le haut ou vers le bas du scénario 56. M¤ (euros courants) Reste à payer Scénario 56 Delta +10/-10 ¤/MWh sur le prix de marché Solaire pré-moratoire 17 035 370 Solaire post-moratoire 16 596 2 583 Eolien terrestre 23 648 6 577 Eolien en mer 24 419 2 372 Biomasse & biogaz 12 032 915 Centrale au gaz naturel 8 658 345 Hydraulique 2 892 497 Autres électriques 1 366 112 Biométhane 13 209 1 544 Total 119 856 15 315 Fig. 12 : Analyse de sensibilité à la variation des prix de marché du reste à payer 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 et à la cogénération en métropole continentale d?environ 15,3 Mds¤, soit de l?ordre de 13 % des engagements restant à payer. Il convient de noter que le montant du reste à payer évolue dans le sens inverse des évolutions de prix de marché. Remarque sur le scénario haut Si le scénario haut se concrétisait et que les prix de l?énergie se maintenaient à un niveau élevé (voire plus élevé) sur la durée, certaines installations génèreraient un montant de charges total négatif sur l?ensemble de la durée de leur contrat. Le Comité souhaite toutefois souligner le caractère incertain de ces recettes. En effet, une installation bénéficiant d?un soutien négatif sur l?ensemble de la durée de son contrat pourrait décider de résilier de manière anticipée ce dernier34 . Ces potentielles sorties anticipées génèrent une forte incertitude sur l?évaluation des engagements de l?Etat dans un contexte de prix de l?énergie élevés. De plus, certains contrats de complément de rémunération prévoient un plafonnement des sommes dont est redevable le producteur, au niveau des sommes déjà perçues depuis le début du contrat de soutien. Ce plafonnement n?est toutefois pas pris en compte dans l?évaluation du présent rapport. L?article 38 de la loi de finances rectificative pour 2022 devrait toutefois atténuer les impacts de ce plafonnement en prévoyant un déplafonnement des montants dont est redevable le producteur dès lors que ses revenus excèdent ceux 34 Il convient de noter que certains contrats prévoient des indemnités à verser par le producteur en cas de résiliation anticipée à son initiative mais d?autres non. Dans le premier cas, le producteur pourrait être tout de même amené à résilier son contrat s?il estime que les revenus additionnels provenant d?une vente sur le marché dépassent le montant des indemnités à verser. 31 qu?il aurait pu percevoir à un prix de l?électricité « seuil » qui sera fixé ultérieurement par arrêté des ministres chargés de l?énergie et du budget. 2. Chroniques de dépenses Les travaux du Comité se concentrent en premier lieu sur l?estimation des engagements totaux, c?est-à-dire sur la durée des contrats de soutien. Les chroniques de dépenses sur les prochaines années détaillées ci- après sont donc présentées à titre informatif. En particulier, le Comité tient à souligner l?écart naturel entre les chiffres affichés pour les premières années (2022 et 2023) et ceux de la délibération de la CRE relative à l?évaluation des charges de service public de l?énergie pour 2023 du 13 juillet 2022 et a fortiori à ceux de la délibération du 3 novembre 2022 portant réévaluation des charges pour 2023. Ces derniers s?appuient notamment sur des hypothèses de prix de marché plus dynamiques et intègrent un niveau de détail plus important sur les modalités de compensation des charges pour ces années. Les graphiques suivants détaillent ainsi, selon les mêmes hypothèses que précédemment et en se concentrant sur les scénarios «PPE 56 », « PPE 56 haut » et « haut », l?évolution prévisionnelle des charges au titre des engagements pris à fin 2021 pour les cinq prochaines années, puis jusqu?en 2048 (fin des derniers contrats engagés au 31 décembre 2021). La chronique jusqu?en 2048 met en évidence l?effet sur le volume de charges de service public, autour de 2030, de la fin des contrats photovoltaïques antérieurs au moratoire. Les charges résiduelles après 2044 correspondent aux dernières années de contrat pour le parc éolien en mer au large de Dunkerque. Evolution prévisionnelle des charges au titre des engagements pris à fin 2021 pour les cinq prochaines années 32 Fig. 13 : Chronique prospective à horizon 2026 des charges correspondant aux restes à payer pour les engagements pris jusqu?à fin 2021 pour les scénarios PPE 56, PPE 56 haut et haut Le Comité rappelle que les chroniques ci-dessus sont particulièrement sensibles aux hypothèses d?années de mises en service retenues. Bien que celles-ci n?affectent qu?à la marge les engagements totaux, les retards de déploiement pourraient décaler une part non négligeable des montants à compenser dans le temps, par exemple pour l?éolien en mer. 33 Evolution prévisionnelle des charges au titre des engagements pris à fin 2021 jusqu?en 2048 Fig. 14 : Chronique prospective à horizon 2048 des charges correspondant aux restes à payer pour les engagements pris jusqu?à fin 2021 pour le scénario 56 Le reste à payer des engagements pris avant fin 2021 dans le scénario PPE 56 se traduit par des charges annuelles qui : - croîtront entre 2022 et 2025 d?environ 7,2 à 8,7 Mds¤ (scénario PPE 56), sous l?effet de la mise en service de projets déjà engagés et en particulier des projets éoliens en mer ; - avant de connaitre une baisse notable, d?environ 36 % entre 2029 et 2032 (de 7,6 à 5,2 Mds¤), 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 1,8 Mds¤, et (ii) de l?arrivée à échéance progressive des contrats éoliens terrestres ; - décroîtront moins fortement entre 2033 et 2039 (entre 3 Mds¤ et 4 Mds¤ 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. 34 Fig. 15 : Chronique prospective à horizon 2048 des charges correspondant aux restes à payer pour les engagements pris jusqu?à fin 2021 pour le scénario PPE 56 haut Le reste à payer total des engagements pris avant fin 2021 dans le scénario PPE 56 haut est significativement plus faible que dans le scénario PPE 56 bien que ces scénarios diffèrent uniquement sur la période 2022- 2024. En effet celui-ci passe de 123 Mds¤ dans le scénario PPE 56 à 100 Mds¤ dans le scénario PPE 56 haut (baisse de 19%). Ce résultat s?explique surtout par le montant des charges au titre de l?année 2022 qui sont de l?ordre de -5,4 Mds ¤ dans le scénario haut alors qu?ils sont de +7,2 Mds¤ dans le scénario PPE 56. Sur l?ensemble de la période 2022-2024, les charges totales sont de l?ordre de +2,1 Mds¤ dans le scénario PPE 56 haut alors qu?elles sont de +22,9 Mds¤ dans le scénario PPE 56. Fig. 16 : Chronique prospective à horizon 2048 des charges correspondant aux restes à payer pour les engagements pris jusqu?à fin 2021 pour le scénario haut 35 Le reste à payer total des engagements pris avant fin 2021 dans le scénario haut se distingue de celui des scénarios PPE 56 et PPE 56 haut par une baisse des charges sur la période 2025-2048 : ? sur la période 2025-2030, le montant annuel des charges s?établit entre 5,3 Mds¤ et 5,8 Mds¤ alors qu?il s?établit entre 6,9 Mds¤ et 8,7 Mds¤ dans les scénarios PPE 56 et PPE 56 haut ; ? sur la période 2033-2039, le montant des charges annuel s?établit entre 2,1 Md¤ et 3,5 Mds¤ alors qu?il s?établit entre 3,1 Mds¤ et 4,9 Mds¤ dans les scénarios PPE 56 et PPE 56 haut ; ? sur l?ensemble de la période 2025-2048, le reste à payer total dans le scénario haut diminue de 30,1 Mds¤ par rapport aux scénarios PPE 56 et PPE 56 haut. Cette somme correspond donc à la différence de reste à payer dans le scénario haut par rapport au scénario PPE 56 haut et représente une baisse de 31%. Le Comité rappelle que s?ajouteront à ces différentes chroniques les montants induits par les nouveaux contrats engagés à compter du 1er janvier 2022 et nécessaires à l?atteinte des objectifs de la programmation pluriannuelle de l?énergie35. Les engagements complémentaires à ceux déjà pris à fin 2018, ont fait l?objet d?un chiffrage dans l?avis du Comité sur le projet de PPE publié à l?été 201936 qui estimait que les nouveaux engagements nécessaires à l?atteinte des objectifs 2028 se situeraient entre 21 et 61 Mds¤ sur l?ensemble de la durée des contrats de soutien (sur la base des scénarios de prix PPE 42 et PPE 56). 35 Une nouvelle programmation pluriannuelle de l?énergie doit par ailleurs être adoptée en 2023. 36 Avis du Comité de gestion des charges de service public de l?électricité sur le volet budgétaire de l?étude d?impact de la Programmation Pluriannuelle de l?Energie de métropole continentale. https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/DGEC_Avis-CGCSPE-PPE2019.pdf 36 IV. Les charges de service public de l?énergie relatives aux zones non-interconnectées (ZNI) Les caractéristiques spécifiques des charges de SPE en zones non-interconnectées (ZNI), et la diversité des zones concernées, ne permettent pas à ce jour au Comité de réaliser une évaluation similaire à celle qui est présentée dans ce rapport pour la métropole continentale. Un premier outil a été développé à l?occasion de l?examen du volet budgétaire de la Programmation Pluriannuelle de l?Energie de la Réunion, pour lequel le Comité a rendu un avis le 10 décembre 2021. Cette partie consacrée aux ZNI permet ainsi d?illustrer l?évaluation des charges de SPE en ZNI au travers du cas de l?île de la Réunion et met en évidence certains aspects qualitatifs afin d?expliquer la situation dans ces zones. A. Les spécificités des zones non interconnectées françaises 1. Le périmètre du code de l?énergie Le code de l?énergie prévoit que la Corse, la Guadeloupe, la Guyane, la Martinique, Mayotte, la Réunion, Saint-Pierre-et-Miquelon et Wallis-et-Futuna font l?objet d?une PPE distincte par territoire qui est co- élaborée entre le représentant de l?État et le Président de la Collectivité régionale ou territoriale. Les autres zones non interconnectées au réseau métropolitain continental, à l?exception de Saint-Martin et Saint-Barthélemy, font l?objet d?un volet annexé à la PPE nationale. Saint-Martin et Saint-Barthélemy ne sont pas couverts par les dispositions du code de l?énergie mais le droit de l?énergie applicable à la date de leur prise de compétence continue de s?appliquer. Ces territoires possèdent la compétence relative à l?énergie et celle-ci fait l?objet de conventions avec l?Etat, signées en 2020 pour Saint-Barthélemy et en 2021 pour Saint-Martin. La Nouvelle-Calédonie et la Polynésie française ne sont, quant à elles, pas couvertes par les dispositions du code de l?énergie. 2. Justifications du recours à des dispositions spécifiques En raison de leur isolement géographique, les zones non interconnectées, insulaires pour leur majorité, ont des coûts de production de l?électricité sensiblement supérieurs à ceux de métropole. Ces surcoûts sont justifiés par plusieurs facteurs : une part encore importante de production d?origine fossile, le nombre réduit d?acteurs des filières énergétiques limitant l?efficacité et le nombre de projets susceptibles d?être lauréats des procédures d?appel d?offres, ainsi que la taille réduite des systèmes électriques qui limite la réalisation d?économies d?échelle. Ces surcoûts sont compensés par l?intermédiaire des charges de service public de l?énergie. Très différents de la métropole continentale, ces territoires présentent certains traits caractéristiques communs. Le coût de production de l?électricité y est plus élevé et des spécificités techniques sont à prendre en compte, telles que : - des réseaux de petite dimension, faiblement maillés, et non secourus par des connexions à d?autres réseaux voisins, posant des enjeux de sûreté de l?alimentation électrique ; - la capacité de ces petits réseaux à accueillir des productions variables : le seuil de déconnexion en est la traduction ; 37 - la problématique du développement des dispositifs de charge pour les véhicules électriques et hybrides rechargeables ainsi que le développement de véhicules propres dans les flottes publiques ; - un plafonnement de la quote-part du schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR) mise à la charge du gestionnaire du réseau a été instauré pour favoriser le développement des énergies renouvelables. Ces territoires n?en sont pas moins très différents les uns des autres et ils ne présentent pas le même cadre juridique. Les objectifs fixés par la loi LTECV du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte sont spécifiques à chaque territoire : - pour la Corse et les îles bretonnes : objectif métropolitain ; - pour Wallis et Futuna : 30 % d?énergie renouvelable en 2030 et autonomie énergétique en 2050 ; - pour tous les autres territoires : 50 % d?énergie renouvelable en 2020 et autonomie énergétique en 2030. Enfin, ces territoires ont des ressources et des potentiels différents en termes de géothermie, de biomasse (bagasse par exemple), d?hydraulique, de solaire et d?éolien, ainsi que des dynamiques démographiques et économiques contrastées. 3. Des dispositions qui assurent la cohésion sociale et territoriale La France a fait le choix de la péréquation tarifaire37, c?est-à-dire d?assurer un même niveau de tarifs de l?électricité dans les ZNI qu?en métropole malgré des coûts de production très supérieurs dus notamment au caractère insulaire de certains territoires, à leurs contraintes géographiques, aux limites de leurs infrastructures portuaires et routières et aux orientations politiques locales qui imposent le recours à des solutions technologiques spécifiques. Ce principe de solidarité nationale repose sur deux instruments : - la compensation des charges de service public de l?énergie ; - la compensation des charges de distribution d?électricité par l?intermédiaire du fonds de péréquation de l?électricité. L?absence de marché de l?électricité constitue une autre spécificité des ZNI. Il n?y a ainsi pas d?offres de marché pour la fourniture d?électricité, uniquement des tarifs réglementés de vente (TRV) proposés par les fournisseurs historiques (EDF SEI, EDM à Mayotte, EEWF à Wallis-et-Futuna). Toutefois, la production est ouverte à la concurrence : des producteurs tiers (Albioma, Voltalia, EDF PEI, Akuo, etc.) vendent de l?électricité au fournisseur historique. Ainsi, pour l?île de La Réunion, les coûts de production d?électricité atteignent 267 ¤/MWh en 2021. La moyenne dans les ZNI se situe à 271 ¤/MWh. A titre de comparaison, en métropole le coût d?approvisionnement en énergie et en garantie de capacité utilisé dans le calcul du tarif réglementé de vente d?électricité est en 2021 de 55.5¤/MWh38 39. 37 Suivant article L.121-5 du code de l?énergie. 38 Ce montant est calculé de façon à couvrir le coût d?approvisionnement en énergie et en capacité des opérateurs concurrents d?EDF. Il ne reflète donc pas parfaitement l?ensemble des coûts de production du parc électrique métropolitain, en particulier, le coût des installations soutenues. 39 Délibération de la CRE du 14 janvier 2021 portant proposition des tarifs réglementés de vente d?électricité https://www.cre.fr/content/download/23274/292851 38 B. Mécanismes de soutien et évaluation des charges de SPE dans les ZNI 1. Les trois types d?instruments de soutien Trois mécanismes de soutien existent aujourd?hui pour soutenir le développement de la production d?électricité dans les ZNI : ? Les arrêtés tarifaires, ou guichets ouverts, qui ouvrent pour toute installation éligible un droit à bénéficier d?un soutien, prenant la forme d?un tarif en ¤/MWh injecté. Ce soutien se matérialise par un contrat d?obligation d?achat avec l?opérateur historique. Ce tarif est constant sur la durée du contrat (une part de celui-ci peut cependant être indexée sur l?inflation ou d?autres indices). Cet instrument est adapté aux filières pour lesquelles les coûts sont suffisamment connus et homogènes d'un projet à l'autre comme les filières photovoltaïque et éolien. ? Les procédures de mise en concurrence, qui prennent la forme d?appels d?offres et où le soutien est attribué aux seuls lauréats de ces procédures, qui bénéficient, comme pour les arrêtés tarifaires, d?un contrat d?obligation d?achat avec l?opérateur historique. ? Les contrats de gré-à-gré : ces contrats spécifiques aux ZNI sont conclus, après validation par la CRE, entre le porteur de projet et l?opérateur historique. Les filières concernées sont notamment la biomasse, la géothermie et la production thermique (diesel, charbon). Ils sont également applicables pour les projets de stockage ou de maîtrise de la demande en énergie (MDE). Aujourd?hui, environ 40 moyens de production d?électricité dans les ZNI bénéficient d?un contrat de gré-à-gré. La compensation d?une installation soutenue en gré-à-gré est constituée d?une part fixe qui couvre les charges de capital et les charges fixes d?exploitation et d?une part variable qui couvre les charges variables d?exploitation. Cette part variable est versée proportionnellement à la production constatée du moyen de production. 2. Le financement d?actions de maîtrise de la demande Le code de l?énergie prévoit que les actions de maîtrise de la demande en énergie puissent être prises en charge par les charges de SPE dans la limite des surcoûts de production qu?elles permettent d?éviter. En janvier 2019, la CRE a approuvé un important plan d?aide à l?investissement de 5 ans (période 2019- 2023) pour favoriser la maîtrise de la consommation d?électricité dans les ZNI (travaux d?isolation des bâtiments, d?installation de chauffe-eaux solaires, de mise en place de climatiseurs ou d?éclairage performants, etc.). Ce programme représente un investissement de 650 M¤. Sur la durée vie des équipements installés (entre 20 et 30 ans), une réduction de plus de 1,7 Md¤ des charges de service public qui financent la péréquation tarifaire est attendue. L?accent est mis sur les clients en situation de précarité : 28 % des aides leur sont destinées, soit plus de 180 M¤ sur 5 ans. Une fois déployées, les actions ainsi engagées devraient engendrer des économies d?énergie d?environ 1120 GWh/an, près de 10 % de la consommation d?électricité de ces territoires. La réduction des émissions de gaz à effet de serre sera d?environ 750 000 tonnes de CO2 par an soit une baisse de plus de 8 % des émissions liées à la production d?électricité dans ces territoires. 39 3. Spécificité d?une évaluation prospective des charges de SPE en ZNI par rapport à la métropole En métropole, l?essentiel des charges de SPE est engendré par des engagements pris par l?État au titre du soutien aux énergies renouvelables (électriques et gaz). Les charges de SPE dépendent notamment de la production des installations soutenues qui peut être estimée relativement simplement dans la mesure où celle-ci dépend essentiellement de la disponibilité technique des installations. En effet, compte tenu de leur faible coût variable, les installations d?énergie renouvelable produisent au maximum de leur disponibilité technique. S?agissant des charges de SPE en ZNI, les engagements de l?Etat portent sur l?intégralité du parc de production y compris des installations pilotables chargées d?assurer l?équilibre offre-demande. Les charges de SPE engendrées par ces installations dépendent de leur disponibilité technique mais également du programme d?appel du gestionnaire de réseau. Une évaluation prospective des charges en ZNI nécessite ainsi d?évaluer les moyens de production qui seront appelés pour satisfaire la demande électrique. Afin de déterminer ce programme d?appel, une connaissance complète du parc de production à l?horizon de l?estimation est nécessaire. Dans une ZNI, les charges de SPE qui seront générées par des engagements passés dépendent donc sensiblement des choix futurs de politique énergétique. L?évolution prospective des charges de SPE revient donc, d?une part, à estimer le coût complet de production du système électrique du territoire et, d?autre part, les coûts évités liés à la vente de l?électricité au tarif réglementé de vente. 4. Evolution des charges de SPE en ZNI Selon la délibération de la CRE du 13 juillet 2022 portant sur l?évaluation des charges de service public de l?énergie, les surcoûts prévisionnels compensés à travers les charges de service public de l?énergie en ZNI (hors dispositifs sociaux) s?élèvent à 2 478 M¤ au titre de l?année 2023, répartis en 748,1 M¤ sur la sous- action « transition énergétique » et 1 729,9 M¤ sur la sous-action « mécanismes de solidarité ». Fig. 17 : Graphique relatif aux surcoûts dans les ZNI 40 C. Illustration avec le cas de l?île de la Réunion40 1. Chiffrage des charges induites (scénarios « fourchette basse » et « fourchette haute ») Le Comité considère qu?il y a lieu de mettre en évidence l?ensemble des charges induites par la réalisation du parc cible de la PPE ce qui suppose, d?une part, de prendre en compte les charges induites par le développement de nouveaux moyens sur la durée de leur contrat et d?autre part d?intégrer les charges résultant des engagements passés. L?évaluation réalisée en 2021 à l?occasion de l?avis du Comité sur le volet budgétaire de l?étude d?impact de la PPE de la Réunion, et qui ne prend donc pas en considération la crise notamment liée au conflit en Ukraine, estime les charges de service public liées au projet de PPE qui seront à payer sur la période 2021- 2050 s?élèvent à : ? 5,5 Mds¤ sur la période 2021-2028 quel que soit le scénario, dont 1,3 à 1,4 Md¤ de charges variables ; ? 5,8 Mds¤ (« fourchette basse) ou 7 Mds¤ (« fourchette haute ») sur la période 2029-2050, auxquels devront s?ajouter les charges variables des moyens pilotables, qui seront moins élevées dans le cas du scénario « fourchette haute » par rapport à celui « fourchette basse » du fait de l?appel moins important des centrales pilotables. Les charges fixes déjà engagées et restant à payer au titre d?engagements passés représentent au total 8,3 Mds¤ de charges à payer entre 2021 et 2050, quel que soit le scénario, dont : ? 3,7 Md¤ liés aux centrales à charbon converties à la biomasse en 2023 ? et 1,9 Md¤ liés à la centrale d?EDF PEI convertie à la biomasse liquide. Les charges qui seront engagées avec la mise en service de nouveaux moyens de production représentent au total 1,6 Mds¤ (« fourchette basse) ou 2,8 Mds¤ (« fourchette haute ») de charges à payer jusqu?à la fin des contrats, en 2047. Les charges variables des différents moyens de production hors ENR non-pilotable ou de petite taille représentent 1,4 Mds¤ (« fourchette basse) ou 1,3 Mds¤ (« fourchette haute ») à payer sur la période 2021- 2028 (inclus). Le montant engagé dans le scénario « fourchette haute » est plus important que celui du scénario « fourchette basse » puisque les charges des nouvelles obligations d?achats sont engagées sur l?ensemble de la durée de vie des installations. Ces installations complémentaires conduisent à un surcoût de l?ordre de 1,2 Md¤. En contrepartie, l?énergie produite par ces nouvelles installations vient réduire l?appel des moyens pilotables et ainsi les charges liées à la part variable des contrats de gré à gré (notamment des centrales biomasse d?Albioma et de la centrale de Port Est exploitée par EDF PEI). Ainsi, en 2028, les charges variables sont diminuées d?environ 54 M¤ sur l?année (environ 144 M¤ de charges variables contre 198 M¤ pour le scénario « fourchette basse »), soit de 25 % par rapport au scénario « fourchette basse » du fait de leur moindre sollicitation. 40 Ce chapitre se réfère à l?avis du Comité de gestion des charges de service public de l?électricité sur le volet budgétaire de l?étude d?impact de la Programmation pluriannuelle de l?énergie de la Réunion, du 10 décembre 2021, disponible en intégralité sur https://www.ecologie.gouv.fr/comite-gestion-des-charges-service-public-lelectricite 41 Les charges annuelles de service public d?électricité devraient augmenter entre 2021 et 2028 pour atteindre environ 742 M¤/an (scénario « fourchette basse ») ou 746 M¤/an (scénario « fourchette haute »)41. Cette augmentation sera principalement portée par : ? la conversion des centrales d?Albioma fonctionnant au charbon à la biomasse ; ? la conversion de la centrale de Port Est d?EDF PEI au bioliquide qui entrainent à la fois de nouveaux investissements et une hausse des coûts variables de fonctionnement liée aux prix prévisionnels des combustibles. 2. Un engagement de l?Etat sur un horizon de temps au-delà de la PPE Le Comité tient à souligner que la mise en oeuvre de la PPE engage l?Etat sur un horizon de temps qui dépasse celui de la PPE. Le graphique ci-dessous présente ainsi la chronique des coûts de production engagées par le projet de PPE à long terme. Les charges variables et les coûts évités ne sont pas représentés sur ce graphique. Fig. 18 : Chronique des coûts de production engagées par le projet de PPE de la Réunion 3. Analyse du CGCSPE sur la sensibilité de l?évaluation La dépendance des charges de SPE de la Réunion aux variations du prix des combustibles évolue avec la composition du parc de production. En 2021, le parc de production est composé d?une part importante de centrales thermiques fonctionnant au fioul et au charbon. Par conséquent, une augmentation de 10% du prix du fioul et du charbon se traduit par une augmentation de, respectivement, 7,9 M¤ (+1,4%) et de 7,2 M¤ (+1,2%) des charges de SPE. Dans la mesure où le contenu carbone du mix est élevé, le coût de 41 Les charges constatées pour la Réunion au titre de 2021 s?élèvent à environ 630 M¤. 42 production dépend significativement des variations du prix des permis d?émission de CO2. Une variation de l?ordre de 10¤/tCO2 engendre une hausse des charges de SPE de 19,7 M¤ (+3,4%). La réalisation du parc cible de la PPE modifiera la dépendance actuelle des coûts de production aux évolutions du prix des combustibles. En 2028, compte tenu de la conversion de l?essentiel des centrales fonctionnant aux énergies fossiles, les charges de SPE ne dépendront quasiment plus des prix du fioul, du charbon et des permis d?émission de CO2 mais du prix de la biomasse solide et liquide. Une augmentation de 10% du prix de la biomasse solide et liquide se traduit par une augmentation respective de 13,9 M¤ (+1,9%) et de 11,0 M¤ (+1,5%) des charges de SPE. Le Comité tient donc à souligner la forte sensibilité de l?évaluation prévisionnelle des engagements engendrés par le projet de PPE aux différentes hypothèses, s?agissant en particulier : - de la part production du tarif de vente (PPTV), très volatile par nature car dépendante notamment des prix de marché de l?électricité en métropole qui sont extrêmement difficile à prédire en pratique, en particulier à long terme ; - du coût des combustibles très volatils par nature et impactant grandement la part variable des coûts de production à la Réunion. 43 V. Programme de travail du Comité A. S?agissant des zones non interconnectées Les ZNI font l?objet de programmations pluriannuelles de l?énergie (PPE) distinctes par territoire. Celles-ci sont en cours de révision. A l?instar de la PPE de l?île de la Réunion42, le Comité rendra ses avis sur les volets budgétaires des différentes études d?impact des PPE par ZNI, au fur et à mesure de leur publication. Les charges de SPE dans les ZNI impliquent de prendre en compte ? en plus des contrats d?obligation d?achat comme pour la métropole continentale ? des cadres de soutien particuliers. La difficulté additionnelle de modélisation, notamment induite par les contrats de gré-à-gré souvent complexes comme indiqué dans la partie IV, a conduit le Comité à les écarter de ses chiffrages dans un premier temps. Le Comité a choisi d?expliciter dans ce rapport des éléments sur le chiffrage de la Programmation Pluriannuelle de l?Energie de La Réunion et d?inclure à terme, dans son rapport annuel, les chiffrages des engagements pris par l?État dans ces territoires. B. S?agissant de la prochaine édition du rapport annuel En plus des prévisions de l?année en cours et de l?année suivante estimées dans cette édition du rapport, le Comité prévoit d?intégrer, dans son prochain rapport, des prévisions d?engagements sur une période quinquennale. Le prochain rapport annuel pourra ainsi contenir, en plus du chiffrage des engagements pris au cours de l?année 2022, des prévisions d?engagements pour les années 2023 à 2027. Dans un contexte marqué par de profonds bouleversements dans le secteur de l?énergie, le Comité souhaite mener des auditions des acteurs afin d?appréhender leur perception de l?évolution des dispositifs de financement associés aux énergies renouvelables et à leurs impacts sur les finances publiques. Cette démarche permettra au Comité d?apporter sa contribution aux réflexions menées en ce sens et d?éclairer les parlementaires et les citoyens sur les conséquences en matière de charges de service public de l?énergie des mesures gouvernementales liées au soutien aux énergies renouvelables, alors que se dessinent des échéances programmatiques importantes pour le pays : Stratégie française sur l'énergie et le climat (SFEC), constituée de la première loi de programmation quinquennale sur l?énergie et le climat (LPEC), qui sera elle- même déclinée par la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC 3e édition), le Plan National d?Adaptation au Changement Climatique (PNACC 3e édition) et la Programmation pluriannuelle de l?énergie (PPE 2024- 2033). 42 Qui a fait l?objet de la publication d?un avis du CGCSPE en décembre 2021 : https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/Avis%20CGCSPE%20PPE%20R%C3%A9union.pdf 44 ANNEXE 1 - Rappels sur le fonctionnement du Comité et la méthodologie de ses travaux A. Missions, composition et travaux du Comité de gestion Les missions du Comité de Gestion des Charges de Service Public de l?Electricité (CGCSPE) sont encadrées par le code de l?énergie (article L.121-28-1) qui précise : « Le Comité de gestion des charges de service public de l'électricité a pour mission le suivi et l'analyse prospective de l'ensemble des charges de service public de l'électricité. A ce titre : a) Il assure un suivi semestriel des engagements pluriannuels pris au titre des charges de service public de l'électricité, notamment dans le cadre des contrats mentionnés aux articles L. 314-1 et L. 314-18 et des appels d'offres et procédures de mise en concurrence prévus aux articles L. 271-4 et L. 311-10 ; b) Il estime, tous les ans, au regard du cadre réglementaire et du comportement des acteurs, l'évolution prévisible de ces engagements sur une période de cinq ans ; c) Il assure le suivi des charges de service public de l'électricité et établit, au moins une fois par an, des scénarios d'évolution des charges de service public à moyen terme ; d) Il donne un avis préalable sur le volet de l'étude d'impact mentionnée au dernier alinéa de l'article L. 141-3, consacré aux charges de service public de l'électricité ; » Au titre de sa première mission, le Comité apporte donc un éclairage sur les engagements financiers pluriannuels pris par l?Etat lors de la désignation des lauréats des appels d?offres ou la signature des contrats d?obligation d?achat ou de complément de rémunération dans le cadre des arrêtés tarifaires. Ces missions permettent d?informer la représentation nationale ainsi que les citoyens des engagements de long terme de l?Etat pour le soutien des énergies renouvelables et des sommes décaissées annuellement dans le cadre de cette mission. Le Comité est placé auprès du ministre chargé de l?énergie. Le code de l?énergie (article D. 121-34) prévoit qu?il comprend : 1° Un député et un sénateur ; 2° Un représentant de la Cour des comptes, désigné par le premier président de la Cour des comptes ; 3° Un représentant de la Commission de régulation de l'énergie désigné par le président du collège de la Commission de régulation de l'énergie ; 4° Un représentant du ministre chargé de l'énergie ; 5° Un représentant du ministre chargé de l'économie ; 6° Un représentant du ministre chargé du budget ; 45 7° Un représentant du ministre chargé des outre-mer ; 8° Trois personnalités nommées par le ministre chargé de l'énergie en raison de leurs qualifications, notamment économiques, sociales, environnementales et techniques dans les domaines des énergies renouvelables, des zones non interconnectées ou de la protection des consommateurs. Mme GASSIN, Mme THIEBAULT et M. FAUVRE, en tant que personnalités qualifiées, le directeur Ddu développement des marchés et de la transition énergétique de la CRE, le directeur général de l?énergie et du climat ou son représentant, la directrice générale de la concurrence, de la consommation et de la répression des fraudes ou son représentant, la directrice du budget ou son représentant et le directeur général des outre-mer ou son représentant ont été nommés membres du Comité de gestion des charges de service public de l?électricité par arrêtés du 13 avril 2017 et du 17 septembre 2021. M. TROESCH, conseiller maître honoraire à la Cour des comptes désigné par le premier président de la Cour des comptes, a été associé aux travaux menés par le Comité en 2019. Le Comité est présidé par Mme GASSIN depuis septembre 202143. Mme THIEBAULT et le directeur du développement des marchés et de la transition énergétique de la CRE sont vice-présidents. Le secrétariat général du Comité est assuré par la Direction générale de l?énergie et du climat (DGEC) du ministère de la transition énergétique (MTE). Pour la mise en oeuvre de ses missions, le Comité peut s?appuyer sur des analyses établies par la CRE. Le travail du Comité doit permettre d?éclairer auprès du public et des parlementaires les enjeux liés à la connaissance des charges de service public de l?énergie dans le cadre de la transition énergétique et du développement des énergies renouvelables. L?analyse de l?évolution des charges de service public de l?énergie sur le moyen ou long terme est en effet complexe à plusieurs titres : ? le système électrique est en pleine transformation du fait de la transition énergétique ; ? il est difficile d?anticiper les évolutions des prix de marché de gros de l?électricité et du gaz, comme le montre la crise actuelle ; ? l?analyse doit être menée à horizon 20 ans, correspondant à la durée de la plupart des dispositifs de soutien. Le Comité s?est réuni pour la première fois en octobre 2017, puis 5 fois au cours de l?année 2018, 8 fois en 2019, 3 fois en 2020, 9 fois en 2021 (dont deux séances dédiées à l?examen de la PPE de la Réunion) et 4 fois en 2022. Le Comité a rendu son deuxième rapport annuel à l?été 2020 et son troisième rapport annuel en septembre 2021, ainsi qu?un avis spécifique sur le volet budgétaire de l?étude d?impact de la Programmation pluriannuelle de l?énergie de la Réunion le 10 décembre 2021. Les travaux du Comité ont repris à partir de début 2022 pour rédiger son quatrième rapport annuel. 43 Par arrêté de la ministre de la transition écologique en date du 17 septembre 2021 modifiant l'arrêté du 13 avril 2017 portant nomination au comité de gestion des charges de service public de l'électricité 46 B. Remarques sémantiques et méthodologiques 1. Remarque sémantique sur l?acronyme CSPE Depuis la réforme entrée en vigueur en 2016, l?acronyme CSPE est équivoque. Selon le contexte, il peut renvoyer soit à la notion de contribution au service public de l?énergie (ancien modèle de contribution destinée à un emploi direct ou depuis 2016 la nouvelle taxe intérieure sur la consommation finale d?électricité qui a repris en droit la dénomination « contribution au service public de l?électricité »), soit aux charges de service public elles-mêmes. Afin de clarifier ce point, le Comité recommande de parler respectivement de « l?ancienne CSPE », pour le régime existant jusque 2015, et de « TICFE » pour la taxe intérieure sur la consommation finale d?électricité ayant désormais repris en droit la dénomination « contribution au service public de l?électricité ». L?acronyme « CGCSPE », ou une désignation in extenso, sera utilisé pour désigner le Comité de gestion des charges de service public de l?énergie. A titre subsidiaire, il convient de noter que, formellement, le Comité de gestion est saisi uniquement au titre des charges de service public de l?électricité et que c?est par extension qu?il peut s?intéresser aux charges de service public du gaz. La réforme de la contribution au service public de l?électricité (CSPE) issue de la LFR pour 2015 et la suppression du compte d?affectation spéciale « Transition énergétique » au 1er janvier 2021 prévue par la LFI pour 2020 Le financement des compensations des charges de service public de l?énergie a été modifié en profondeur dans le cadre des lois de finances successives depuis la loi de finances rectificative pour 2015 (loi du 29 décembre 2015.) La contribution au service public de l?électricité, acquittée par les consommateurs sur les factures d?électricité qui historiquement finançait les charges du service public de l?électricité, n?est plus liée au financement des énergies renouvelables du secteur électrique. Le cadre juridique de la contribution a été réformé. Il s?agit désormais d?une taxe intérieure sur la consommation finale d?électricité dont le produit revient directement au budget général de l?Etat. Son taux est resté fixé à 22,5 ¤/MWh depuis le début de la mise en oeuvre de la réforme des charges du service de l?énergie en 2016. Il a été exceptionnellement ramené aux minima possibles suivant la législation européenne au titre des années 2022 puis 2023. De même, concernant le secteur du gaz, la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel n?est plus liée aux charges de service public du gaz et son produit revient désormais au budget général de l?Etat. La contribution au tarif spécial de solidarité gaz a été supprimée. Le financement de l?ensemble des charges de service public de l?énergie est assuré par le budget de l?Etat. Il résulte de cette réforme que l?évolution du coût du soutien au développement des énergies renouvelables électriques et gazières n?a plus d?impact direct sur la facture du consommateur d?électricité, mais sur le budget de l?Etat. Il convient de noter qu?une augmentation des prix de l?électricité sur les marchés de gros se traduit par une augmentation de la facture d?électricité des consommateurs et par une diminution du coût des mécanismes de soutien aux énergies renouvelables, supporté par le contribuable (et vice-versa dans le cas d?une diminution des prix de l?électricité sur les marchés). Il en est de même pour le gaz. Plus spécifiquement : * De 2016 à 2020 : le financement des charges de soutien au développement des énergies renouvelables électriques, au biométhane injecté et à l?effacement était assuré par l?Etat depuis le compte d?affectation spéciale « Transition énergétique » (CAS TE), qui était alimenté par des taxes sur les produits énergétiques 47 les plus émetteurs de gaz à effet de serre : taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (qui s?applique notamment aux carburants fossiles essence et diesel) et taxe intérieure de consommation sur le charbon. Le financement des charges de service public de l?énergie liées à la péréquation tarifaire avec les zones non interconnectées, à certains dispositifs sociaux et au soutien public à la cogénération au gaz naturel, est assuré directement depuis le budget général de l?Etat (programme 345 « Service public de l?énergie »). *A partir de 2021 : l?article 89 de la loi de finances pour 2020 supprime le compte d?affectation spéciale « Transition énergétique » à compter du 1er janvier 2021. Les dépenses jusqu?à présent exécutées sur ce CAS et financées par une fraction de la TICPE et de la TICC sont désormais à la charge du budget général. Toutes les charges de service public de l?énergie évaluées par la CRE sont réunies dans un unique programme composé de ces charges, le programme 345 « Service public de l?énergie » dans son nouveau périmètre. 2. Remarque sur le périmètre des charges de service public de l?énergie Les charges de service public de l?énergie comprennent : - les charges évaluées dans le cadre de ce rapport, c?est-à-dire les engagements de long terme sur le soutien aux énergies renouvelables électriques, à la cogénération au gaz naturel et au biométhane injecté ; - mais également certaines des charges en ZNI liées à des engagements de long terme, non évaluées dans le présent rapport ; - ainsi que d?autres charges non liées à des engagements de long-terme contractualisés (péréquation tarifaire dans les ZNI, dispositifs sociaux, « gels » des TRV électricité et gaz à partir de l?exercice des charges mené par la CRE en 2022?). Dans les ZNI, les surcoûts de production et d?achats supportés par l?opérateur du service public de l?électricité, désigné par la loi suivant les territoires44, par rapport au coût de production pris en compte dans le tarif réglementé de vente, sont couverts au titre de la péréquation tarifaire par les compensations de charges de service public de l?énergie. Dans sa délibération du 13 juillet 2022, la CRE a évalué le montant des charges de service public de l?énergie dans les ZNI liées au soutien aux énergies renouvelables à 2 192,0 M¤ au titre de 2021 (constaté) 2 549,2 M¤ au titre de 2022 (re-prévision) et 2 478,0 M¤ au titre de 2023 (prévision initiale). 3. Remarque méthodologique sur le calcul des charges à compenser Les charges de service public de l?énergie évaluées par le Comité au titre des années futures correspondent à des montants prévisionnels des charges imputables aux missions de service public de l?énergie incombant aux opérateurs au titre des différentes années considérées. 44 Electricité de Mayotte, Eau et Electricité de Wallis et Futuna, et EDF SEI dans les autres territoires. 48 Le code de l?énergie (articles R. 131-30 à R. 131-32) prévoit que la CRE évalue annuellement le montant des charges à compenser pour l?année suivante. Par exemple, pour les charges à compenser en 2023, ce montant correspond globalement : - au montant prévisionnel des charges au titre de l?année suivante (CP?23) ; - augmenté ou diminué de la régularisation de l?année 2021, correspondant à : o l?écart entre les charges constatées au titre de 2021 (CC21) et les charges prévisionnelles mises à jour au titre de cette même année (CP??21) ; o l?écart entre les charges prévisionnelles à compenser en 2021 notifiées aux opérateurs (CP21 et les contributions recouvrées pour 2021 (CR21)) ; - augmenté ou diminué de la mise à jour de la prévision de l?année 2022, correspondant à : o l?écart entre la mise à jour de la prévision de charges au titre de l?année 2022 (CP??22) et les charges initialement prévues au titre de cette même année (CP?22) ; o l?écart entre les charges prévisionnelles à compenser en 2022 notifiées aux opérateurs (CP22) et la prévision de recouvrement au titre de 2022 (CR?22) ; - augmenté ou diminué des charges constatées au titre des années antérieures. Les opérateurs peuvent en effet déclarer des charges au titre des années antérieures qui ne pouvaient être prises en compte lors des déclarations de charges précédentes : il s?agit de reliquats ; - augmenté ou diminué des intérêts prévus aux articles L. 121-19-1 et L. 121-41 du code de l?énergie, calculés opérateur par opérateur, par application du taux de 1,72 % à la moyenne du déficit ou de l?excédent de compensation constaté l?année précédente ; - augmenté du montant prévisionnel des frais de gestion de la Caisse des dépôts et consignations, au vu de la déclaration prévue au III de l?article R. 121-30 du code de l?énergie : ce montant comprend l?écart constaté entre les frais prévisionnels et les frais effectivement exposés au titre de l?année 2021 ; - augmenté du montant prévisionnel des frais de gestion et d'inscription au registre national des garanties d'origine supportés par Powernext pour la mise aux enchères prévue à l'article L. 314-14-1 du code de l?énergie, arrêté dans les conditions précisées au IV de l'article R. 121-30 : ce montant comprend l?écart constaté entre les frais prévisionnels et les frais effectivement exposés au titre de l?année 2021. Fig. 19 : Formule de calcul des charges à compenser en 2023 (source CRE) 49 Fig. 20 : Illustration du calcul des charges à compenser en 2023 selon la délibération annuelle du 13 juillet 2022 (source CRE) Il convient donc de distinguer les charges induites au titre d?une année N des charges à compenser pour cette même année, ces dernières intégrant les différents termes de régularisation explicités ci-dessus. C. Présentation des différents mécanismes de soutien et des charges engendrées 1. Présentation des différents types de mécanismes de soutien aux EnR Les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables électriques et gazières, ainsi qu?à la cogénération au gaz naturel, garantissent aux producteurs une rémunération sur le long terme de l?énergie produite, en complément de la valeur de marché de cette énergie. Ils sont adaptés au niveau de coût et de risque de chaque filière et couvrent les producteurs contre l?évolution des prix de marché. Le surcoût qui en résulte est supporté par les opérateurs en charge de l?achat de l?énergie ainsi produite ou du versement du complément de rémunération. Il est compensé par l?État au titre des charges de service public de l?énergie. Afin de gagner en efficience et de se conformer au cadre européen, notamment aux lignes directrices de la Commission européenne concernant les aides d?État à la protection de l?environnement et à l?énergie pour la période 2014-2020, les mécanismes de soutien ont évolué au fil des années. Ils se distinguent selon deux critères : leurs modalités d?attribution d?une part et la forme du soutien attribué d?autre part. Modalités d?attribution du soutien Il existe deux modalités d?attribution principales du soutien aux énergies renouvelables électriques et gazières ainsi qu?à la cogénération au gaz naturel : 50 - des « guichets ouverts », ouvrant un droit à bénéficier d?un soutien pour toute installation éligible. Dans un guichet ouvert, le volume de projets pouvant bénéficier du soutien n?est pas explicitement limité, cependant le prix proposé est calibré de manière à s?assurer que le volume de projets soit en phase avec les objectifs de la PPE. Ce type de soutien est aujourd?hui limité aux plus petites installations ; - des procédures de mise en concurrence, sous la forme d?appels d?offres ou de dialogues concurrentiels, où le soutien est attribué aux seuls lauréats de ces procédures. Forme du soutien attribué Les modalités de rémunération peuvent prendre deux formes : l?obligation d?achat ou le complément de rémunération, dont le niveau du tarif de référence vise à couvrir les coûts des installations tout en leur assurant une rentabilité normale. L?obligation d?achat Dans le cadre de l?obligation d?achat, tout kilowattheure (kWh) injecté sur le réseau public est acheté à un tarif d?achat, fixé à l?avance (soit par un arrêté tarifaire, soit par le candidat dans le cadre d?une procédure concurrentielle), par un acheteur obligé (EDF, entreprise locale de distribution), un organisme agréé ou l?acheteur de dernier recours qui se charge de sa mise sur le marché et assume les responsabilités qui y sont associées (responsabilité d?équilibre notamment). Ce dispositif, prévu par le code de l?énergie (articles L. 314-1 à L. 314-13), vise essentiellement les installations de petites tailles. Les charges de service public de l?énergie couvrent les surcoûts supportés par les acheteurs obligés/organismes agréés/acheteur de dernier recours correspondant à la différence entre le coût d?achat de cette électricité et la valeur de sa vente sur les marchés (appelée usuellement « coût évité »), suivant la valeur de marché de l?énergie acquise et des garanties de capacité. Les charges de service public couvrent également, depuis début 2017, les frais de gestion occasionnés pour les acheteurs obligés. Ils recoupent, notamment, la gestion contractuelle et financière, les frais d?accès au marché pour la vente de l?énergie et des garanties de capacité, ainsi que les coûts des écarts associés45. Le complément de rémunération Le mécanisme du complément de rémunération46 diffère de l?obligation d?achat car il place les producteurs directement face au marché de gros de l?électricité et aux signaux de prix de court terme. Il prévoit en effet que les producteurs d?énergie renouvelable commercialisent leur production directement sur les marchés et qu?un complément de rémunération vienne compenser l?écart entre les revenus tirés de cette vente et un tarif de référence. Ce dernier est fixé selon le type d?installations dans le cadre d?un arrêté tarifaire ou dans le cadre d?une procédure de mise en concurrence. Ce dispositif vise à intégrer les producteurs au fonctionnement des marchés, tout en leur garantissant une rémunération raisonnable et relativement prévisible sur le long terme. 45 Les acteurs des marchés de l?électricité (énergie et capacité) sont tenus d?équilibrer leurs périmètres en assurant l?égalité entre volumes apportés et volumes soutirés. En cas d?écart sur les volumes apportés par rapport à ce qui était anticipé (par exemple une production renouvelable différente de celle anticipée du fait de variations climatiques), le responsable du périmètre d?équilibre doit compenser les écarts en réglant les volumes correspondants, ce qui a un coût. 46 Prévu par le code de l?énergie (articles L.314-18 à L314-27). 51 Le complément de rémunération consiste en une prime proportionnelle à l?électricité produite, de laquelle peut être déduite une valorisation forfaitaire de l?énergie et des garanties de capacité, et à laquelle peut être ajoutée une prime de gestion également proportionnelle à l?énergie produite : Ce complément de rémunération peut être qualifié de prime variable, ou ex post, dans la mesure où le montant s?ajuste pour compenser la différence entre un niveau de tarif de référence Te et un revenu marché de référence de l?électricité M0, en prenant également en compte la valorisation de la capacité. Les modalités de calcul de ces différentes composantes du complément de rémunération sont définies dans le cadre des différents arrêtés tarifaires ou procédures de mise en concurrence. La composante de gestion et la déduction de la valorisation des garanties de capacité ne sont, en général, pas explicites pour les contrats conclus à l?issue d?une procédure de mise en concurrence. Ces éléments sont intégrés dans l?offre de prix du producteur. Le complément de rémunération est versé par EDF Obligation d?Achat (« EDF OA ») et compensé par l?État au titre des charges de service public de l?énergie. Il convient de noter que le complément de rémunération peut également être négatif en cas de prix de marché de référence supérieur au tarif de de référence : dans ce cas, ces montants doivent être reversé par le producteur à EDF OA et sont ensuite déduits des charges compensées par l?Etat à EDF OA. Synthèse Les deux schémas de synthèse suivants permettent d?illustrer : - la manière dont ces deux modalités de soutien engendrent des charges ; - les flux physiques et financiers qui résultent de la mise en oeuvre de ces modalités entre l?Etat ;l?opérateur qui exerce une mission de service public et le producteur. 52 Fig. 21 : Comparaison du surcoût compensé dans le mécanisme d?obligation d?achat (OA) et du complément de rémunération (CR) (source CRE) Fig. 22 : Comparaison du mécanisme d?obligation d?achat avec le mécanisme de complément de rémunération (source CRE) Le tableau ci-dessous résume les dispositifs de soutien applicables aujourd?hui pour une nouvelle installation souhaitant bénéficier d?un soutien de l?Etat. 53 Modalité d?attribution Guichet ouvert Procédure concurrentielle Forme du soutien Obligation d?achat Complément de rémunération Obligation d?achat Complément de rémunération Eolien en mer Tous projets Eolien terrestre Moins de 6 éoliennes et à caractère citoyen ou contraint en hauteur Tous les autres projets PV au sol > 500 kW (avec un maximum fixé à 30 MW pour certains types de terrains) PV sur bâtiments < 500 kW > 500 kW Autoconsommation < 100 kW (tarif + prime à l?investissement) 500 kW ? 10 MW Biogaz méthanisation < 500 kW 500 kW ? 5 MW Biogaz STEP < 500 kW 500 kW ? 5 MW Biogaz déchets (ISDND) < 500 kW 500 kW ? 5 MW Petite hydroélectricité < 500 kW 500 kW ? 1 MW 1 MW ? 4,5 MW Biomasse47 UIOM Géothermie48 Biométhane injecté < 25 GWh PCS Tous projets à partir de fin 2022 Fig. 23 : Tableau synoptique des modalités d?attribution et des formes de soutien des dispositifs de soutien aux nouvelles installations EnR électriques et gaz 2. Historique des charges En raison de circonstances de fait exceptionnelles (hausse significative des prix de gros prévisionnels et contexte exceptionnel de crise affectant de manière substantielle les marchés de l?énergie), l?évaluation des charges pour 2023 réalisée par la CRE dans sa délibération annuelle du 13 juillet 2022 a fait l?objet d?une réévaluation dans sa délibération du 3 novembre 2022. Cette sous-partie détaille le montant des charges à compenser évalué dans le cadre de ces deux exercices. S?agissant des charges au titre de 2023 : - les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération au gaz naturel en métropole continentale représentent, dans l?évaluation de la CRE de juillet 2022, un montant négatif de charges de service public de l?énergie (-3,48 Mds¤, dont -3,59 Mds¤ de charges pour l?éolien terrestre) du fait de la hausse des prix de gros à terme. Ces chiffres ont été réévalués dans la délibération de novembre 2022, à -19,09 Mds¤ (dont -12,77 Mds¤ de charges pour l?éolien terrestre) ; - les charges liées aux dispositifs de soutien aux énergies renouvelables électriques en ZNI représentent, quant à elles, un montant positif de 748,1 M¤ et n?ont pas fait l?objet d?une réévaluation dans la délibération de novembre 2022 ; 47 Il n?existe désormais plus de cadre de soutien à la production d?électricité à partir de biomasse, la programmation pluriannuelle de l?énergie pour la période 2019-2028 se concentrant sur la production de chaleur. 48 Le soutien à la filière géothermie a été abrogé par un arrêté du 11 mai 2021. 54 Fig. 24 : Répartition des charges de service public de l?énergie prévisionnelles au titre de 2023 (Source : délibération de la CRE du 13 juillet 2022) Fig. 255 : Répartition des charges de service public de l?énergie prévisionnelles au titre de 2023 (Source : délibération de la CRE du 3 novembre 2022) Le chiffrage présenté dans la figure 25 ci-dessus fera l?objet d?une re-prévision en juillet 2024 avant d?être revu une dernière fois en 2025 sur la base des charges effectivement constatées. Entre 2021 et 2023 (selon les chiffres, s?agissant des charges au titre de 2023, de la délibération de la CRE de novembre 2022), les charges liées au soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération au gaz 55 naturel en métropole continentale sont en particulier passées de 3,89 Mds¤ à -19,09 Mds¤, soit une baisse de -22,98 Mds¤. Concernant la filière photovoltaïque, il convient de noter la forte disparité entre les coûts des installations photovoltaïques, selon qu?elles bénéficient d?un dispositif de soutien antérieur au moratoire ou non et selon leurs tailles et caractéristiques. Fig. 26 : Evolution des charges de service public de l?énergie au titre d?une année pour le soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération au gaz naturel en métropole continentale en prenant en compte pour 2022 et 2023 l?évaluation des charges par la CRE issue de sa délibération de juillet 2022 Fig. 27 : Evolution des charges de service public de l?énergie au titre d?une année pour le soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération au gaz naturel en métropole continentale en prenant en compte pour 2022 et 2023 la réévaluation des charges par la CRE issue de sa délibération de novembre 2022 56 ANNEXE 2 ? Méthodologie de calcul du coût évité Pour évaluer les surcoûts liés aux contrats d?achat, la CRE calcule le coût évité par ces contrats, c?est-à-dire la valorisation qui peut être faite de la production soutenue. Elle s?appuie pour cela sur plusieurs de ses délibérations méthodologiques relatives à l?évaluation du coût évité. En particulier, la délibération du 16 mai 2019 prévoit que les prévisions de charges pour l?année en cours (mise à jour de la prévision initiale) et l?année suivante (prévision initiale) sont réalisées sur la base des prix de gros à terme constatés entre le 15 et le 30 avril de l?année en cours. Dans le cas d?EDF OA, la valorisation de l?énergie est différenciée selon une part dite « quasi-certaine » et une part « aléatoire », visant à prendre en compte la possibilité pour EDF de procéder à des ventes à terme d?une partie des volumes. Le graphique ci-dessous représente ces blocs sur une année. Le coût évité prévisionnel de la part quasi-certaine est évalué à partir de moyennes de prix de produits à terme observés sur EEX (European Energy Exchange), pour différents blocs de production : ruban de base, production supplémentaire premier trimestre (Q1), production supplémentaire des mois de novembre (M11) et décembre (M12). Le calcul du coût évité prend également en compte la valorisation des garanties de capacité attachées à la production lors de sessions d?enchères organisées par EPEX Spot. Fig. 28 : Représentation de la répartition entre part quasi-certaine et part aléatoire dans le calcul du coût évité (source CRE) 57 ANNEXE 3 ? Table des figures Fig. 1 : Tableau et graphique relatifs à l?évolution des TRVg (Source : élaboré sur la base de données CRE et MTE/DGEC) _______________________________________________________________________________ 12 Fig. 2 : Tableau relatif à l?évolution des TRVe et graphique relatif à l?évolution des prix de marché, contrat annuel à terme 2022 (Source : élaboré sur la base de données CRE et MTE/DGEC) _______________________ 13 Fig. 3 : Représentation schématique de la dépendance aux prix de marché des engagements de l?Etat ______ 18 Fig. 4 : Parc en service soutenu à fin 2021 par filière _______________________________________________ 20 Fig. 5 : Chronique prospective des sorties prévisionnelles de capacité par filière en MW installés ___________ 21 Fig. 6 : Chronique prospective des mises en service (en MW installés) correspondant aux engagements existants à fin 2021 par filière _________________________________________________________________________ 22 Fig. 7 : Evolution des engagements liés au biométhane injecté au 31 décembre 2021 ____________________ 23 Fig. 8 : Scénarios d?évolution des prix de gros de l?électricité et du gaz ________________________________ 24 Fig. 9 : Scénarios d?évolution des prix de gros de l?électricité et du gaz et prix captés par les différentes filières renouvelables ______________________________________________________________________________ 25 Fig. 10 : Graphiques et tableau relatifs à l?évaluation de l?impact financier des engagements existants à fin 2021 _________________________________________________________________________________________ 28 Fig. 11 : Graphique relatif au rythme de développement de la filière biométhane injecté __________________ 29 Fig. 12 : Analyse de sensibilité à la variation des prix de marché du reste à payer ________________________ 30 Fig. 13 : Chronique prospective à horizon 2026 des charges correspondant aux restes à payer pour les engagements pris jusqu?à fin 2021 pour les scénarios PPE 56, PPE 56 haut et haut ______________________ 32 Fig. 14 : Chronique prospective à horizon 2048 des charges correspondant aux restes à payer pour les engagements pris jusqu?à fin 2021 pour le scénario 56 _____________________________________________ 33 Fig. 15 : Chronique prospective à horizon 2048 des charges correspondant aux restes à payer pour les engagements pris jusqu?à fin 2021 pour le scénario PPE 56 haut _____________________________________ 34 Fig. 16 : Chronique prospective à horizon 2048 des charges correspondant aux restes à payer pour les engagements pris jusqu?à fin 2021 pour le scénario haut ___________________________________________ 34 Fig. 17 : Graphique relatif aux surcoûts dans les ZNI _______________________________________________ 39 Fig. 18 : Chronique des coûts de production engagées par le projet de PPE de la Réunion _________________ 41 Fig. 19 : Formule de calcul des charges à compenser en 2023 (source CRE) _____________________________ 48 Fig. 20 : Illustration du calcul des charges à compenser en 2023 selon la délibération annuelle du 13 juillet 2022 (source CRE) _______________________________________________________________________________ 49 Fig. 21 : Comparaison du surcoût compensé dans le mécanisme d?obligation d?achat (OA) et du complément de rémunération (CR) (source CRE) _______________________________________________________________ 52 Fig. 22 : Comparaison du mécanisme d?obligation d?achat avec le mécanisme de complément de rémunération (source CRE) _______________________________________________________________________________ 52 Fig. 23 : Tableau synoptique des modalités d?attribution et des formes de soutien des dispositifs de soutien aux nouvelles installations EnR électriques et gaz ____________________________________________________ 53 Fig. 24 : Répartition des charges de service public de l?énergie prévisionnelles au titre de 2023 (Source : délibération de la CRE du 13 juillet 2022) ________________________________________________________ 54 Fig. 25 : Répartition des charges de service public de l?énergie prévisionnelles au titre de 2023 (Source : délibération de la CRE du 3 novembre 2022) _____________________________________________________ 54 Fig. 26 : Evolution des charges de service public de l?énergie au titre d?une année pour le soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération au gaz naturel en métropole continentale en prenant en compte pour 2022 et 2023 l?évaluation des charges par la CRE issue de sa délibération de juillet 2022 ______________________ 55 Fig. 27 : Evolution des charges de service public de l?énergie au titre d?une année pour le soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération au gaz naturel en métropole continentale en prenant en compte pour 2022 et 2023 la réévaluation des charges par la CRE issue de sa délibération de novembre 2022 ________________ 55 Fig. 28 : Représentation de la répartition entre part quasi-certaine et part aléatoire dans le calcul du coût évité (source CRE) _______________________________________________________________________________ 56 58