N° 148
SÉNAT
SESSION ORDINAIRE DE 2018-2019
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Enregistré à la Présidence du Sénat le 22 novembre 2018 |
AVIS
PRÉSENTÉ
au nom de la commission des affaires économiques (1) sur le projet de loi de finances , ADOPTÉ PAR L'ASSEMBLÉE NATIONALE , pour 2019 ,
TOME II
ÉCOLOGIE, DÉVELOPPEMENT ET MOBILITÉ DURABLES (ÉNERGIE)
Par M. Daniel GREMILLET,
Sénateur
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(1) Cette commission est composée de : Mme Sophie Primas , présidente ; Mme Élisabeth Lamure, MM. Daniel Gremillet, Alain Chatillon, Martial Bourquin, Franck Montaugé, Mmes Anne-Catherine Loisier, Noëlle Rauscent, M. Alain Bertrand, Mme Cécile Cukierman, M. Jean-Pierre Decool , vice-présidents ; MM. François Calvet, Daniel Laurent, Mmes Catherine Procaccia, Viviane Artigalas, Valérie Létard , secrétaires ; M. Serge Babary, Mme Anne-Marie Bertrand, MM. Yves Bouloux, Bernard Buis, Henri Cabanel, Mmes Anne Chain-Larché, Marie-Christine Chauvin, Catherine Conconne, MM. Roland Courteau, Pierre Cuypers, Marc Daunis, Daniel Dubois, Laurent Duplomb, Alain Duran, Mmes Dominique Estrosi Sassone, Françoise Férat, M. Fabien Gay, Mmes Michelle Gréaume, Annie Guillemot, MM. Xavier Iacovelli, Jean-Marie Janssens, Joël Labbé, Pierre Louault, Michel Magras, Jean-François Mayet, Franck Menonville, Jean-Pierre Moga, Mme Patricia Morhet-Richaud, M. Robert Navarro, Mme Sylviane Noël, MM. Jackie Pierre, Michel Raison, Mmes Évelyne Renaud-Garabedian, Denise Saint-Pé, M. Jean-Claude Tissot . |
Voir les numéros :
Assemblée nationale ( 15 ème législ.) : 1255 , 1285 , 1288 , 1302 à 1307 , 1357 et T.A. 189
Sénat : 146 et 147 à 153 (2018-2019)
AVANT-PROPOS
Mesdames, Messieurs,
L'examen du projet de loi de finances pour 2019 s'inscrit dans un contexte de mobilisation légitime des Français contre la hausse des taxes sur l'énergie .
Votre commission n'a pas attendu cette année pour tirer le signal d'alarme : depuis le premier relèvement de la trajectoire de taxe carbone voté fin 2015, elle dénonce l'absence de véritables mesures de compensation. L'an dernier, avec la double accélération décidée par le Gouvernement, qui portait à la fois sur la trajectoire carbone et sur la convergence - à la hausse - des fiscalités de l'essence et du diesel, elle avait encore alerté sur l'explosion de la fiscalité énergétique et prédit que les Français n'en mesureraient tous les effets que lorsque les prix de l'énergie remonteraient. Nous y sommes, et sans doute pour longtemps car tout indique que nous entrons dans une période durable de pétrole cher .
C'est heureux pour la planète, car un pétrole cher incite à la modération, mais avec la hausse de la taxe carbone subie dans le même temps, c'est la double peine !
L'ampleur du phénomène peut bien sûr s'appréhender au travers des grandes masses : d'ici à 2022, ce sont bien 46 milliards d'euros supplémentaires hors TVA 1 ( * ) qui seront prélevés sur la richesse nationale au titre de la fiscalité énergétique - 33,9 milliards de taxe carbone supplémentaire et 12,1 milliards de rattrapage sur le diesel -, soit en moyenne 9,2 milliards de pression fiscale nouvelle par an sur la période 2 ( * ) . Ces chiffres figuraient du reste très explicitement l'an dernier dans les documents budgétaires 3 ( * ) .
Mais au-delà de ces montants toujours un peu abstraits, votre rapporteur entend rappeler des réalités très concrètes, qui touchent nos concitoyens dans leur quotidien : en 2018, 30 % des Français ont restreint leur consommation de chauffage pour limiter leurs dépenses énergétiques ; depuis le début de l'année, le tarif réglementé du gaz a progressé de 24 % pour les ménages chauffés au gaz ; le prix du fioul a augmenté dans les mêmes proportions puisque fin octobre, il fallait compter près de 250 euros supplémentaires pour remplir une cuve de 1 000 litres ; enfin, pour un ménage consommant 45 litres de carburant par semaine, la hausse intervenue en deux ans équivaut à environ un Smic à l'année.
Cette fiscalité paraît d'autant plus injuste que son produit n'est que très partiellement destiné au financement de la transition énergétique et qu'elle poursuit avant tout un objectif de rendement budgétaire . Sur les 37,7 milliards d'euros de taxe intérieure sur la consommation des produits énergétiques (TICPE) brute attendus en 2019, seuls 7,2 milliards financeront directement les énergies renouvelables, soit moins d'un cinquième 4 ( * ) . Et sur les 7,2 milliards de hausse de la TICPE prévus entre 2017 et 2019, 82 % iront au seul budget de l'État .
L'an dernier, le Gouvernement avait présenté deux mesures de compensation : un premier élargissement de la prime à la conversion ainsi que la généralisation du chèque énergie, dont il annonçait par ailleurs la revalorisation du montant moyen pour 2019. Même avec les annonces nouvelles de cette année, dont le coût budgétaire et fiscal est estimé par le Gouvernement lui-même à 585 millions, le compte sera très loin d'y être : selon les calculs de votre rapporteur, il restera à la charge des Français environ 3,5 milliards d'euros de pression fiscale supplémentaire en 2018 et à nouveau près de 3 milliards supplémentaires en 2019 au titre de leurs dépenses d'énergie 5 ( * ) .
Si la surprime à la conversion et l'élargissement du chèque énergie vont malgré tout dans le bon sens, votre rapporteur fait deux observations : non seulement l'essentiel des mesures ne bénéficiera pas aux classes moyennes mais une partie d'entre elles revient à faire compenser par d'autres - les collectivités territoriales, les entreprises ou les fournisseurs d'énergie - l'effet des décisions prises par l'État .
En disant préférer taxer la pollution plutôt que le travail, le Gouvernement oublie que les Français ne se déplacent pas pour le plaisir de polluer mais, notamment, pour se rendre au travail ; avec ces taxes supplémentaires, le travail paie donc moins . Quant au bénéfice environnemental d'une telle politique, votre rapporteur s'interroge : se fonde-t-on sur l'analyse du coût environnemental complet du remplacement d'un véhicule déjà amorti par une voiture neuve ? Compare-t-on les coûts complets du thermique et de l'électrique sur l'ensemble du cycle de vie, de la fabrication au recyclage ?
Pour assurer la soutenabilité de la fiscalité énergétique dans un contexte de prix mondiaux de l'énergie durablement élevés, votre rapporteur proposera le gel des taxes à leur niveau de 2018 ainsi que le maintien du taux réduit pour le gazole non routier .
Votre commission a par ailleurs adopté quatre mesures pour redistribuer ou réorienter une partie du produit de la fiscalité énergétique et faire en sorte que la transition énergétique soit à la fois plus efficace, plus juste et plus solidaire : un doublement du montant du chèque énergie lorsqu'il est utilisé pour financer des travaux de rénovation ; une aide aux consommateurs précaires contraints de changer leur chaudière en raison d'un changement de gaz distribué dans le nord de la France ; une nouvelle ligne budgétaire pour indemniser et accompagner la fermeture des quatre dernières centrales à charbon d'ici à 2022 ; enfin, un abondement du fonds chaleur de l'Ademe pour soutenir les énergies renouvelables thermiques.
Sur le plan du budget, votre commission souligne que malgré le dynamisme des dépenses de soutien aux énergies renouvelables (EnR) (7,3 milliards, +7,8 %) et le poids des engagements déjà pris - 121 milliards d'euros courants fin 2017 à payer jusqu'en 2045, hors engagements nouveaux -, la cible des 23 % d'EnR visée en 2020 ne sera sans doute pas atteinte tandis que le bilan industriel reste décevant . Pour repositionner la France dans la chaîne de valeur, votre rapporteur suggère de rééquilibrer les soutiens au profit des EnR thermiques, d'investir dans les filières innovantes et de renforcer les critères environnementaux dans les mécanismes de soutien pour favoriser, indirectement, les industries françaises et européennes.
Cette année encore, votre commission regrette que les mécanismes d'autorisation budgétaire actuels ne permettent pas au Parlement de consentir à l'impôt de façon éclairée : sans loi de programmation, le Parlement en est réduit à approuver, sans pouvoir l'influer, la tranche annuelle d'engagements pluriannuels qui résultent d'un décret, portant programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), à l'élaboration duquel il est très peu associé.
À l'exception des dépenses liées à l'après-mines, qui déclinent logiquement pour des raisons démographiques, les dépenses de solidarité progresseront elles aussi , pour assurer la péréquation tarifaire avec les zones non interconnectées (1,6 milliard, +11,8 % depuis 2017), avec la nécessité d'éviter des surcapacités, et pour protéger les consommateurs en situation de précarité énergétique (794 millions annoncés, +8,4 %), même si la dépense réelle dépendra du taux d'utilisation effectif du chèque énergie : même dans les hypothèses optimistes du Gouvernement, le chèque énergie toucherait en réalité à peine plus de personnes en 2019 que les anciens tarifs sociaux, d'où l'intérêt de son extension annoncée à 2 millions de bénéficiaires supplémentaires.
Enfin, le resserrement du crédit d'impôt transition énergétique (CITE) devrait théoriquement faire refluer les dépenses fiscales en 2019 , à environ 2 milliards ; en réalité, le surcroît de commandes de fenêtres observé jusqu'à la suppression du crédit d'impôt augmentera la dépense d'au moins 400 millions sur 2018 et 2019. De nouvelles dépenses seront éligibles en 2019 sous conditions de ressources mais la transformation du CITE en prime, promise l'an dernier, est reportée à 2020 et ne devrait concerner, contrairement à l'engagement présidentiel, que les ménages les plus modestes.
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Au cours de sa réunion du 14 novembre 2018, la commission des affaires économiques a émis un avis favorable sur les programmes 174 et 345 de la mission « Écologie, développement et mobilité durables » et sur les comptes d'affectation spéciale « Transition énergétique » et « Financement des aides aux collectivités pour l'électrification rurale » sous la double réserve : - du gel de la fiscalité énergétique à son niveau de 2018, en première partie ; - de l'adoption de ses amendements, en seconde partie. |
I. COMPTE D'AFFECTATION SPÉCIALE « TRANSITION ÉNERGÉTIQUE » : MALGRÉ DES DÉPENSES DE SOUTIEN ÉLEVÉES, LE DÉVELOPPEMENT DES ÉNERGIES RENOUVELABLES RESTE EN DEÇÀ DES OBJECTIFS ET DÉCEVANT SUR LE PLAN INDUSTRIEL
Depuis la budgétisation de la contribution au service public de l'électricité (CSPE) opérée fin 2015, les charges qu'elle finançait, augmentées de la reprise de la dette contractée auprès d'EDF au titre du soutien passé à l'électricité renouvelable qui ne lui avait pas été compensé (5,9 milliards d'euros), ont été réparties entre un compte d'affectation spéciale et un programme budgétaire :
- le compte d'affectation spéciale (CAS) « Transition énergétique » (7,3 milliards d'euros en 2019) finance les aides à l'électricité renouvelable, à l'injection de biométhane et à l'effacement de consommation électrique ainsi que le remboursement du capital de la dette due à EDF et, depuis l'an dernier, des projets d'interconnexions pour solder le « contentieux » avec la Commission européenne sur la CSPE au titre de l'année 2016 ;
- le programme 345 « Service public de l'énergie » (3,2 milliards en 2019) couvre quant à lui des charges disparates : solidarité avec les territoires 6 ( * ) et avec les consommateurs en situation de précarité énergétique 7 ( * ) , intérêts liés au défaut de compensation à EDF, soutien à la cogénération et budget du Médiateur de l'énergie et, depuis 2017, dépenses liées à la fermeture de Fessenheim, pour laquelle des premiers crédits de paiement seront décaissés en 2019.
Depuis 2017, tout lien d'affectation entre ces charges et le produit de la CSPE a été supprimé 8 ( * ) : ce dernier est entièrement reversé au budget général , pour un montant (7,8 milliards) qui excède largement les charges financées par le programme 345, tandis que les dépenses du CAS sont couvertes par une fraction des taxes intérieures de consommation sur les énergies fossiles 9 ( * ) (7,2 milliards sur les 17 milliards de TICPE brute perçue par l'État et les 37,7 milliards de TICPE brute totale perçue en 2019 10 ( * ) ) et, depuis l'an dernier mais pour une part marginale, par les revenus tirés de la mise aux enchères des garanties d'origine de l'électricité renouvelable (33 millions).
En 2019, les dépenses de soutien aux énergies renouvelables au titre du présent ou du passé 11 ( * ) continueront de progresser fortement , quoi qu'à un rythme inférieur aux années précédentes : + 7,8 % comparées à la dépense mise à jour pour 2018, à environ 7,3 milliards d'euros, après une hausse de 14,6 % l'an dernier par rapport aux dépenses constatées sur 2017. Neutralisées des variations de l'annuité de remboursement versée à EDF, les dépenses progresseront même de 11,1 % en 2019, contre une hausse de 7,4 % entre 2017 et 2018.
Cette progression des dépenses , que la remontée des prix des marchés et la baisse des coûts ne parviendra qu'à freiner, tient à la fois à la poursuite de l'augmentation des capacités installées et au poids des engagements passés , souscrits dans le cadre de contrats garantissant des prix très élevés sur des durées allant jusqu'à vingt ans, et pour des volumes de production parfois très faibles : l'an dernier 12 ( * ) , la Commission de régulation de l'énergie (CRE) avait ainsi estimé que 94 % des 34,4 milliards d'euros de charges prévisionnelles sur les cinq prochaines années 13 ( * ) étaient d'ores et déjà engagées ; les deux tiers du soutien public actuel résultaient de décisions prises avant 2011 et en 2023, 84 % des charges tiendraient encore aux dépenses engagées avant 2017.
En mars dernier 14 ( * ) , la Cour des comptes soulignait, sur la base des prévisions de la CRE, que les engagements pris jusque fin 2017 représenteront 121 milliards , en euros courants, entre 2018 et l'échéance des contrats et que la charge annuelle culminera à près de 7,2 milliards en 2025 avant de ne diminuer significativement qu'après 2030 pour s'éteindre, sans engagements nouveaux, à l'horizon 2045.
Malgré ces dépenses, il est désormais probable que la France n'atteindra pas l'objectif des 23 % d'énergies renouvelables visé en 2020 ; sur le plan industriel, le bilan n'apparaît pas non plus à la hauteur des subventions versées .
Enfin, si la budgétisation des charges a constitué un premier progrès, elle est notablement insuffisante pour permettre au Parlement de consentir à l'impôt de façon éclairée : sans loi de programmation, ce dernier en est réduit à approuver, sans pouvoir l'influer, la tranche annuelle d'engagements pluriannuels résultant des décisions prises par le Gouvernement dans le cadre d'un décret portant programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) à l'élaboration duquel il est très insuffisamment associé.
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Compte d'affectation
spéciale
|
Autorisations d'engagement
|
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2017 |
2018 |
2019 |
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|
764 - Soutien à la transition énergétique |
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|
Soutien aux énergies renouvelables électriques |
5 630 300 000
4 581 000 000
|
5 424 947 056
5 006 000 000
|
5 261 909 997
+5,1 % |
|
Soutien à l'effacement de consommation électrique |
0 |
17 900 000
37 000 000
|
45 000 000
+21,6 % |
|
Soutien à l'injection de biométhane |
49 900 000
32 800 000
|
99 470 167
63 900 000
|
132 090 003
+106,7 % |
|
Fonds d'interconnexion |
- |
0 |
1 400 000 |
|
765 - Engagements financiers liés à la transition énergétique |
|||
|
Désendettement vis-à-vis des opérateurs supportant des charges de service public de l'électricité |
1 228 000 000 |
1 622 000 000 +32,1 % |
1 839 000 000 +13,4 % |
|
Remboursements et dégrèvements de CSPE (ancien) |
0 |
0 |
- |
|
Remboursements d'anciens plafonnements de CSPE |
75 000 000 |
20 000 000 -73,3 % |
0 |
|
Total |
6 983 200 000
5 916 800 000
|
7 184 317 223
6 748 900 000
|
7 279 400 000
+7,8 % |
Sources : projets annuels de performances des projets
de loi de finances pour 2018 et 2019
et délibération
n° 2018-156 du 12 juillet 2018 de la Commission de régulation
de l'énergie
A. UNE HAUSSE DES DÉPENSES DE SOUTIEN AUX ÉNERGIES RENOUVELABLES PORTÉE PAR LE DÉVELOPPEMENT DES FILIÈRES MAIS MODÉRÉE PAR LA REMONTÉE DES PRIX DE MARCHÉ
L'évolution des dépenses de soutien aux énergies renouvelables, qui consistent à financer la différence entre le tarif d'achat ou le tarif de référence du complément de rémunération et le prix de marché 17 ( * ) , dépend de trois variables :
- le niveau du tarif garanti au producteur , qui est fixé pour chaque filière par arrêté, pour les petites installations éligibles au soutien attribué « en guichet ouvert », ou par le producteur à l'issue d'une procédure de mise en concurrence, pour les installations de taille plus importante ;
- le volume d'énergie produit , qui dépend notamment des capacités installées et, s'agissant des énergies intermittentes, des conditions météorologiques ;
- le prix de marché de l'énergie , qui peut être très volatil.
En 2019, la poursuite du développement des filières continuera de jouer à la hausse, même si la remontée des prix de l'électricité sur les marchés de gros permettra d'en modérer l'ampleur : les charges de soutien aux énergies renouvelables électriques devraient ainsi atteindre 5,2 milliards d'euros , soit une hausse de 5 % sur un an et de 20 % sur trois ans, dont près de 2,9 milliards pour la filière photovoltaïque et 1,5 milliard pour la filière éolienne.
|
Charges
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
Évolution sur 1 an |
Évolution sur 2 ans |
Évolution sur 3 ans |
|
Soutien aux EnR électriques |
4 369,0 |
4 531,0 |
4 957,1 |
5 203,1 |
+5 % |
+15 % |
+19 % |
|
dont photovoltaïque |
2 694,1 |
2 774,4 |
2 738,4 |
2 878,9 |
+5 % |
+4 % |
+7 % |
|
dont éolien |
1 008,7 |
1 108,4 |
1 430,3 |
1 486,2 |
+4 % |
+34 % |
+47 % |
|
dont autres EnR |
666,2 |
648,2 |
788,4 |
838,0 |
+6 % |
+29 % |
+26 % |
|
Total EnR électriques
|
4 369,0 |
4 582,1 |
5 010,2 |
5 261,8 |
+5 % |
+15 % |
+20 % |
|
dont coûts de gestion de l'année précédente |
- |
50,1 |
48,9 |
49,5 |
|||
|
dont frais d'études |
- |
1 |
5 |
9,2 |
Source : commission des affaires économiques, d'après les projets annuels de performances
1. Les énergies renouvelables électriques : un développement dynamique qui reste très concentré sur l'éolien et le photovoltaïque
En 2019, les capacités installées continueront de progresser , en métropole comme dans les zones non interconnectées, confirmant la dynamique antérieure 18 ( * ) :
- sur le deuxième trimestre 2018, la progression du parc aura été de 575 MW (+35 % par rapport au deuxième trimestre 2017, réalisés à 97 % par les filières solaire et éolienne) et de 2 805 MW sur une année glissante, ce qui constitue un record en termes de puissance raccordée sur douze mois consécutifs ;
- la puissance cumulée des projets en développement atteint 16 575 MW au 30 juin 2018 (+12 % sur les douze derniers moins), dont 55 % pour l'éolien terrestre, 20 % pour le solaire, 18 % d'éoliennes en mer, 6 % d'hydraulique et 1 % de bioénergies.
Ce développement concernera aussi bien les installations sous obligation d'achat 19 ( * ) que celles bénéficiant d'un complément de rémunération, qui poursuivra son déploiement - passant de 0,2 million d'euros en 2017 à 34,4 millions en 2018 et 197,1 millions en 2019 -, surtout dans l'éolien terrestre, où 160 MW par mois devraient être raccordés en tarif d'achat contre 139 MW en complément de rémunération 20 ( * ) .
À l'inverse, la remontée des prix de marché de gros de l'électricité et du gaz déjà observée depuis fin 2016 et qui devrait se confirmer entre 2018 et 2019 devrait freiner la hausse des dépenses, qui y sont très sensibles : l'an dernier, la CRE rappelait qu'une baisse de 1 €/MWh des prix de gros se traduit par une hausse des surcoûts de plus de 50 millions d'euros.
En 2019, le photovoltaïque représentera encore plus de 55 % des coûts de soutien (à 2,9 milliards d'euros) pour seulement 19,4 % de la production soutenue (11,5 TWh sur 59,1 TWh) en raison du poids des contrats passés bénéficiant de tarifs d'achat très élevés 21 ( * ) , tandis que l'éolien comptera pour environ 29 % des aides (1,5 milliard) mais pour plus de 56 % de la production (33,4 TWh). Grâce à ses coûts très compétitifs, la filière hydraulique est aussi très bien placée (3,3 % du surcoût total pour 10,7 % de la production aidée).
|
Production soutenue
|
Surcoût
|
Part
|
Part
|
|
|
Éolien |
33,4 |
1 486,2 |
56,5 % |
28,6 % |
|
Photovoltaïque |
11,5 |
2 878,9 |
19,4 % |
55,3 % |
|
Hydraulique |
6,3 |
172,7 |
10,7 % |
3,3 % |
|
Biomasse |
3,7 |
346,3 |
6,3 % |
6,7 % |
|
Biogaz |
2,5 |
274,6 |
4,2 % |
5,3 % |
|
Incinération d'ordures ménagères |
1,6 |
19,5 |
2,7 % |
3,7 % |
|
Géothermie |
0,1 |
25,0 |
0,2 % |
4,8 % |
|
Petites installations |
0,0 |
0,0 |
- |
- |
|
Bagasse/biomasse |
0,0 |
0,0 |
- |
- |
|
Total |
59,1 |
5 203,1 |
Source : CRE, délibération n° 2018-156 du 12 juillet 2018
Malgré la baisse continue observée sur les derniers appels d'offres 22 ( * ) , les prix d'achat moyens de l'électricité photovoltaïque restent notablement plus élevés que ceux des autres filières, à plus de trois fois ceux de l'éolien ou deux fois ceux de la biomasse ou du biogaz.
L'explication est encore à trouver du côté des engagements passés : les tarifs d'achat garantis pour le solaire photovoltaïque jusqu'au moratoire de 2010 représenteront un surcoût de l'ordre de 480 euros/MWh, soit 38,4 milliards en cumulé et encore 30 % de l'ensemble des charges annuelles liées aux énergies renouvelables en 2018, pour un productible annuel de 4 TWh, soit environ 0,7 % de la production électrique française .
Dans une moindre mesure, la mise en service, à partir de 2021 ou 2022, des six premiers parcs d'éoliennes en mer devrait aussi faire remonter le surcoût moyen de l'éolien , même si la renégociation des tarifs opérée cette année permettra d'en limiter l'effet : sur les 40,7 milliards de soutien public estimés par la CRE, le Gouvernement évalue à 15 milliards d'euros l'économie liée à la renégociation des tarifs, qui passeront de 203 euros/MWh à 142 euros/MWh. En raison du déport des coûts de raccordement sur le tarif d'utilisation du réseau, pour 1,2 milliard, et de la gratuité décidée pour l'utilisation ou l'occupation du domaine public, qui entraînera une perte de recettes publiques de l'ordre de 360 millions, votre rapporteur estime plutôt l'économie « réelle » à un peu plus de 13 milliards , pour un coût de soutien public après renégociation de l'ordre de 27 milliards sur vingt ans.
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Tarif d'achat prévisionnel moyen 23 ( * ) |
Évolution par rapport au tarif constaté en 2017 |
Hypothèse de développement du parc sous
contrat d'achat
|
|
|
Photovoltaïque |
294 €/MWh |
-9,8 % |
1 330 MW |
|
Biogaz |
156 €/MWh |
+6,0 % |
70 MW |
|
Biomasse |
140,6 €/MWh |
nc |
170 MW |
|
Éolien |
89,4 €/MWh |
+1,4 % |
4 080 MW |
|
Hydraulique |
76,3 €/MWh |
nc |
30 MW |
|
Centrales d'incinération |
57,8 €/MWh |
nc |
-50 MW |
Source : CRE, annexe 1 de la délibération n° 2018-156 du 12 juillet 2018, à partir des hypothèses fournies et justifiées par EDF
Enfin, s'il importe de soutenir la filière émergente de l'éolien flottant pour ne pas manquer le train de l'industrialisation de cette technologie, une vigilance particulière devra être portée sur une baisse significative des coûts avant un déploiement plus significatif soutenu par la puissance publique, comme souligné par la Cour des comptes en mars 2018 : ainsi, les quatre projets lauréats de l'appel à projets lancé par l'Ademe en 2015 pour l'éolien flottant pourraient bénéficier, en plus des soutiens du plan des investissements d'avenir (PIA), d'un contrat d'achat de 220 euros/MWh sur vingt ans, soit un coût total pour les finances publiques d'environ 1,7 milliard pour une puissance installée inférieure à 100 MW, et une production estimée de 370 GWh par an, soit environ 0,07 % de la production électrique française.
Depuis 2017, sont aussi financées au titre du soutien aux énergies renouvelables électriques :
- les charges des opérateurs liées à la conclusion et à la gestion des contrats d'obligation d'achat et de complément de rémunération, qui sont globalement stables (49,5 millions d'euros anticipés pour 2019 contre 50,1 millions constatés en 2017) ;
- les études techniques, juridiques et financières préalables au lancement des appels d'offres et, à compter de 2018, ainsi que les dépenses de contentieux qui pourraient en résulter, dont le coût doublera presque en 2019 (9,2 millions contre 5 millions prévus en 2018).
2. L'injection de biométhane dans les réseaux : un nouveau doublement des volumes attendu en 2019
Même si les volumes de biométhane injecté sont encore faibles (408 GWh en 2017, soit moins de 1 % des 465 TWh de gaz consommés en France 24 ( * ) ), le nombre d'installations, les capacités installées et la production progresse à un rythme très soutenu : le nombre de sites d'injection est ainsi passé de 17 en 2015 à 63 en juillet 2018, la capacité maximale installée a progressé de 279 GWh en 2015 à 791 GWh en mars 2018 et le volume injecté devrait à nouveau doubler en 2018 et être multiplié par dix par rapport à 2015 .
Parmi les 49 installations raccordées au 31 mars 2018 25 ( * ) , on comptait 39 installations agricoles , 7 sites de valorisation des boues de stations d'épuration des eaux usées et 3 installations de stockage de déchets non dangereux. 403 projets étaient en file d'attente , pour une capacité maximale de 8 746 GWh par an, et trois régions concentraient 50 % des capacités installées : Grand Est, Hauts-de-France et Île-de-France 26 ( * ) .
Le soutien à l'injection de biométhane dans les réseaux
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2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2023 |
2030 |
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Obligation d'achat biométhane
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7,1 |
18,6 |
32,9
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99,4
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132,1 |
- |
- |
- |
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Quantité injectée
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0,08
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0,2
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0,4
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0,8
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1,7 |
2,5
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8
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40
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Sources : projet annuel de performance annexé au projet de loi de finances pour 2019, CRE, délibérations des 13 juillet 2017 et 12 juillet 2018 et programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE)
Sans retard dans la mise en service des installations, qui ont souvent conduit à actualiser les prévisions à la baisse ces dernières années, le coût du soutien public devrait lui aussi plus que doubler entre 2018 et 2019 , à 132,1 millions d'euros, pour compenser le surcoût du biométhane par rapport au prix moyen du gaz fossile 27 ( * ) , qui reste important malgré la hausse des prix de marché.
Au-delà des tarifs d'achat accessibles en guichet ouvert ou à l'issue d'appels d'offres qui sont financés par le CAS, le biométhane injecté bénéficie aussi, depuis 2017, d'une réduction de 40 % de ses coûts de raccordement aux réseaux de distribution et de transport de gaz (mécanisme dit de « réfaction tarifaire », financé par les autres consommateurs de gaz dans les tarifs d'utilisation du réseau) ainsi que des aides de l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), au travers du fonds déchets, qui finance les équipements de traitement spécifique du digestat, et du fonds chaleur, pour l'injection proprement dite dans les réseaux. En 2017, 27 nouveaux projets ont ainsi été subventionnés par l'Ademe, à hauteur de 15 % en moyenne.
Il reste qu'il sera difficile d'atteindre les objectifs ambitieux fixés par la loi « Transition énergétique » et déclinés dans la première programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) - 10 % de gaz renouvelable en 2030 et 8 TWh dès 2023.
Enfin, selon une étude récente commandée par la filière 28 ( * ) , les coûts de production du biométhane pourraient baisser d'environ 30 % d'ici 2025 à 2030 , pour être compris entre 65 euros et 85 euros/MWh. Cette même étude s'est aussi livrée à un recensement des services à la collectivité ou « externalités positives » du biométhane, qu'elle évalue entre 55 et 85 euros/MWh : bénéfices énergétiques (énergie non variable et stockable, renforcement de l'indépendance énergétique, etc.), environnementaux (réduction des émissions de gaz à effet de serre, réduction des pollutions des nappes phréatiques, création de dynamiques d'économie circulaire sur des territoires ruraux, etc.) et économiques (création d'emplois, réduction des coûts de traitement des biodéchets, etc.).
3. L'effacement de consommation électrique : les appels d'offres se poursuivront en 2019 pour développer les capacités
Afin d'encourager le développement de l'effacement de consommation électrique, deux types d'actions ont été mises en oeuvre :
- l'ouverture progressive de l'ensemble des mécanismes de marché aux effacements , à stricte parité avec des capacités de production, qu'il s'agisse de participer au mécanisme d'ajustement, aux services systèmes, au mécanisme de capacité ou d'échanger des volumes d'effacements entre acteurs de marché sur le marché de l'énergie, au même titre que des volumes de production ;
- un soutien public au développement de l'effacement par l'organisation d'appels d'offres réguliers, d'abord sur le fondement de la loi « Nome » 29 ( * ) puis de la loi « Transition énergétique » pour atteindre les objectifs de développement fixés par la PPE - 6 GW en 2023 et 5 GW en 2018, alors que le gisement est aujourd'hui estimé à 2,7 GW 30 ( * ) - et par la mise en place, non effective à ce jour, d'un soutien spécifique aux effacements produisant des économies d'énergies significatives 31 ( * ) .
Initialement prévus pour 2017 mais reportés dans l'attente d'une approbation par la Commission européenne, finalement intervenue en février 2018, les premiers appels d'offres ont permis de soutenir un volume de 733 MW - mais très en deçà du volume visé de 2 200 MW -, pour une rémunération de 11,2 millions d'euros , qui s'ajoutent aux appels d'offres précédents conclus sous l'empire de la loi « Nome ».
Après une dépense réévaluée pour 2018 à 37 millions d'euros, la dépense pour 2019 devrait croitre à 45 millions , avec un nouvel appel d'offres ouvert pour 2 500 MW.
4. Un fonds d'interconnexion pour solder le « contentieux CSPE » avec la Commission européenne
En complément de la suppression du lien d'affectation entre la CSPE 32 ( * ) et le CAS mis en oeuvre à compter de 2017, la Commission européenne a exigé de la France des mesures pour compenser, au titre de l'année 2016, la taxation des énergies renouvelables importées alors que ces dernières ne bénéficiaient pas des mécanismes de soutien français.
Le montant perçu à ce titre ayant été arrêté à 42,7 millions, il a été décidé, pour « solder » le contentieux, d' allouer un montant équivalent à un projet d'interconnexion d'intérêt commun 33 ( * ) : c'est le projet Celtic de ligne de courant continu de 700 MW entre le Finistère et le sud de l'Irlande qui a été retenu. Ce projet, déclaré d'intérêt commun européen, devrait permettre permettra d'évacuer les surplus d'énergies renouvelables vers le continent. Les crédits inscrits en 2019 (1,4 million) serviront à financer les études sous-marines et les procédures en cours.
5. Un échéancier de remboursement qui permettra de solder la dette due à EDF d'ici fin 2020
Faute d'assumer politiquement le coût croissant pour les consommateurs des subventions aux énergies renouvelables électriques, les Gouvernements successifs se sont refusés, à partir de 2009, à relever le montant de la CSPE au niveau des charges qu'elle devait financer 34 ( * ) . Depuis 2003, la part du soutien aux énergies renouvelables électriques dans les charges de service public est ainsi passée de 10 % (à 0,2 milliard d'euros) à 68 % (à 5,3 milliards) sans que la hausse mécanique de la CSPE, bien qu'importante, ne suive la même dynamique (3 € par an et par MWh à partir de 2011, plafonné à 22,5 €/MWh en 2016). Il en a résulté un défaut de compensation pour l'acheteur obligé EDF 35 ( * ) à hauteur de près de 5,8 milliards d'euros .
En 2016, l'État s'est engagé auprès d'EDF sur un calendrier de remboursement avec des annuités croissantes jusqu'en 2019, conduisant à l' apurement total de la dette fin 2020 pour un coût total, intérêts compris, de près de 6,2 milliards .
Ce calendrier a depuis été respecté, tant pour le remboursement du principal que des intérêts de la dette. Conformément à l'échéancier, EDF sera donc remboursé, en 2019, à hauteur d' 1,84 milliard au titre du principal (+13,4 % par rapport à l'an dernier) et de 62,5 millions au titre des intérêts (qui baissent logiquement en fonction du capital restant dû, à 28,3 %).
Comme l'an dernier, votre rapporteur s'étonne toujours que le remboursement du principal et le paiement des intérêts associés soient scindés entre le CAS, pour le principal, et le programme 345, pour les intérêts . Si le Gouvernement justifie cette répartition en assimilant les intérêts à des frais de fonctionnement, la présentation budgétaire gagnerait en clarté et en cohérence à voir ces deux charges regroupées au sein du CAS, dès lors qu'il ne peut être contesté que les intérêts ainsi acquittés sont liés au financement de la transition énergétique.
En outre, le CAS retrace ou retraçait jusqu'à présent deux autres dépenses au titre des engagements financiers liés à la transition énergétique :
- les remboursements et dégrèvements de CSPE à reverser, le cas échéant, au budget général s'il s'avérait que les trop perçus correspondants conduisaient à dépasser la prévision de recettes inscrite au CAS ; cette ligne n'a plus lieu d'être à compter de 2018 en raison de l'affectation non plus de pourcentages mais de montants de taxes affectées ;
- et les remboursements liés aux anciens plafonnements de CSPE sur les consommations des années 2015 et antérieures, pour laquelle 20 millions sont encore inscrits en 2018.
* 1 Qui représente environ 300 millions de recettes supplémentaires chaque année du fait de la hausse de la TICPE sur laquelle elle est prélevée.
* 2 Sans compter les 980 millions supplémentaires liés à la suppression du taux réduit sur le gazole non routier (GNR) prévue cette année.
* 3 Évaluations préalables des articles du projet de loi de finances pour 2018, article 9, p. 70.
* 4 Votre rapporteur rappelle par ailleurs que depuis 2017, le budget général de l'État est abondé par une autre taxe, la contribution au service public de l'énergie (CSPE), dont les deux tiers du produit finançaient jusque-là directement, pour environ 5 milliards, les énergies renouvelables. En d'autres termes, l'État renonce à environ 7 milliards de TICPE pour financer les énergies renouvelables mais récupère 5 milliards de CSPE précédemment destinés au même usage.
* 5 Pour le détail du calcul, se reporter au II du présent rapport.
* 6 Péréquation tarifaire électrique avec les zones non interconnectées.
* 7 Chèque énergie, pour l'essentiel.
* 8 À la demande de la Commission européenne, qui jugeait que la CSPE perçue sur l'électricité importée mais finançant uniquement l'électricité renouvelable française était assimilable à un droit de douane incompatible avec les traités car favorisant les produits nationaux.
* 9 Taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE, ex-TIPP) et, résiduellement, taxe intérieure de consommation sur le charbon (TICC) pour 1 million.
* 10 Dont le produit est donc ainsi réparti : 17 milliards pour l'État, 12,3 pour les collectivités territoriales, 7,2 milliards pour le CAS « transition énergétique » et 1,2 pour l'Agence de financement des infrastructures de transport de France (AFITF).
* 11 Financement de projets nouveaux et tranche annuelle des subventions versées aux projets existants sous contrats d'achat ou de complément de rémunération, pour le présent ; remboursement du défaut de compensation à EDF et engagements pris auprès de la Commission européenne au titre de l'année 2016, pour le passé.
* 12 CRE, délibération n° 2017-169 du 13 juillet 2017.
* 13 Incluant les dépenses de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération.
* 14 Cour des comptes, enquête sur le soutien aux énergies renouvelables, mars 2018.
* 15 Charges constatées par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) au titre de 2017.
* 16 Charges prévisionnelles mises à jour par la CRE au titre de 2018.
* 17 Dans le cas d'un contrat d'obligation d'achat, l'acheteur obligé est compensé pour la différence entre le coût d'achat de l'énergie et le coût qui lui est évité par l'acquisition de cette énergie sur le marché ; dans le cas du complément de rémunération, où le producteur commercialise directement son énergie sur le marché, c'est l'écart entre le revenu tiré de cette vente et le niveau de rémunération de référence qui est compensé par le versement d'une prime.
* 18 Panorama de l'électricité renouvelable au 30 juin 2018, RTE, SER, Enedis et ADEeF.
* 19 À l'exception des centrales d'incinération.
* 20 CRE, annexe 1 de la délibération n° 2018-156 du 12 juillet 2018, à partir des hypothèses fournies et justifiées par EDF en métropole continentale.
* 21 En 2014, la CRE rappelait que le parc photovoltaïque installé à fin 2013 représenterait le quart des 100 milliards de surcoûts cumulés entre 2014 et 2025.
* 22 Encore attestée par le résultat de l'appel d'offres multi-technologique annoncé le 6 novembre 2018 : alors qu'étaient mis en concurrence les grandes centrales solaires au sol et les projets éoliens terrestres, l'ensemble des projets lauréats sont des centrales solaires photovoltaïques, plus compétitives que les projets éoliens déposés ; au total, 202,5 MW ont été attribués, pour un prix moyen de 54,94 euros par MWh.
* 23 Les tarifs d'achat prévisionnels moyens et les hypothèses de développement sont ceux retenus par EDF en métropole continentale.
* 24 Source : Bilan gaz 2017, GRTgaz.
* 25 À rapporter aux 592 unités de méthanisation en France au 31 décembre 2017.
* 26 Sources : Panorama du gaz renouvelable 2017, GRTgaz, Tableau de bord : biométhane injecté dans les réseaux de gaz, service de la donnée et des études statistiques (SDES), mai 2018, et site injectionbiomethane.fr.
* 27 En 2017, le prix moyen d'achat du biométhane injecté était de 100 euros/MWh PCS (pouvoir calorifique supérieur) contre un prix moyen du gaz naturel sur les marchés français de 18 euros/MWh PCS.
* 28 Source : Renforcer la compétitivité de la filière biométhane française, cabinet Enea, synthèse, octobre 2018.
* 29 Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité.
* 30 Selon les réponses du Gouvernement au questionnaire budgétaire de votre rapporteur.
* 31 Ce dispositif, défini par décret en mars 2017, requérant toujours l'approbation de la Commission européenne au titre de son contrôle des aides d'État.
* 32 Et la TICGN.
* 33 Le renforcement des interconnexions facilitant l'importation d'énergies renouvelables étrangères.
* 34 À défaut d'arrêté ministériel, le montant unitaire de la CSPE était automatiquement reconduit d'une année sur l'autre puis, à compter de 2011, majoré d'au plus 3 euros par MWh et par an sur la base du montant proposé par la CRE.
* 35 Les autres acheteurs obligés (entreprises locales de distribution et Électricité de Mayotte) ayant été compensés en priorité et pour l'intégralité de leurs charges.