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COMMUNICATION A LA COMMISSION D’ENQUETE DU SENAT
sur le coût réel de l’électricité afin d’en déterminer l’imputation aux
différents agents économiques
Article
L.. 132-4 du code des juridictions financières
La contribution au
La contribution au
La contribution au
La contribution au
service public de
service public de
service public de
service public de
l’él
l’él
l’él
l’électricité (CSPE)
ectricité (CSPE)
ectricité (CSPE)
ectricité (CSPE) :
Suite
Suite
Suite
Suites données aux observations de
s données aux observations de
s données aux observations de
s données aux observations de
la Cour dans
la Cour dans
la Cour dans
la Cour dans le
le
le
le rapport public 2011
rapport public 2011
rapport public 2011
rapport public 2011
Juin 2012
Sommaire
AVERTISSEMENT
......................................................................................
5
RESUME
.......................................................................................................
7
CHAPITRE I
- EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA
CSPE
............................................................................................................
13
I
- La CSPE avant le 1er janvier 2011
......................................................
13
A - Rappel historique
................................................................................
13
B - La CSPE dans le rapport public 2011
.................................................
16
II
- Evolution des règles concernant la CSPE depuis le 1erjanvier 2011
......................................................................................................................
19
A - Evolution des modalités de fixation du montant annuel de la CSPE .. 20
B - Evolution des tarifs et des règles de calcul des charges couvertes par la
CSPE
.........................................................................................................
24
CHAPITRE II EVOLUTIONS CONSTATEES DE LA CSPE
EN 2010
......................................................................................................................
49
I
- Evolution globale des charges et des recettes
en 2010
.......................
49
II
- Evolution des différents types de charges en 2010 par rapport à 2009
......................................................................................................................
51
A - Les charges dues aux contrats d’achat en métropole
..........................
51
B - Les charges dues à la péréquation tarifaire dans les zones non
interconnectées
.........................................................................................
54
C - Les charges dues aux dispositions sociales
.........................................
56
III
- Comparaisons des prévisions de la commission de régulation de
l’énergie
et des réalisations en 2010
..........................................................
56
CHAPITRE III PREVISIONS D’EVOLUTION DE LA CSPE
2011-
2020
..............................................................................................................
59
I
- Les prévisions par type de production
................................................
59
A - Les charges liées aux énergies renouvelables
.....................................
60
B - Les charges liées à la cogénération
.....................................................
66
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La contribution au service public de l’électricité (CSPE) – juin 2012
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COUR DES COMPTES
C - Les charges liées à la péréquation tarifaire en dans les zones non
interconnectées
.........................................................................................
67
D - Les charges dues aux dispositions sociales
.........................................
69
E - Divers
..................................................................................................
70
II
- Les prévisions globales de recettes
et de dépenses
...........................
72
III
- La situation d’EDF
............................................................................
75
A - Les charges de CSPE d’EDF
..............................................................
75
B - La CSPE dans les comptes d’EDF
......................................................
76
C - Les demandes d’EDF en matière de CSPE
.........................................
77
CONCLUSION GENERALE
....................................................................
83
ANNEXES
...................................................................................................
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Avertissement
Le présent rapport a été élaboré pour répondre à une demande de
la commission d’enquête du Sénat « sur le coût réel de l’électricité afin
d’en déterminer l’imputation aux différents agents économiques », dont la
réunion constitutive a eu lieu le 21 février 2012.
Le président de la commission d’enquête, le sénateur Ladislas
Poniatowski, et le rapporteur, le sénateur Jean Desessard, ont demandé,
par un courrier en date du 21 mars, que
« la Cour complète l’information
du Sénat »
en application de l’article L. 132-4 du code des juridictions
financières. La Cour est invitée à adresser à la commission «
une
contribution tendant à actualiser les analyses et effectuer le suivi des
recommandations qui ont été faites par la Cour à l’occasion de son
rapport annuel 2011 en ce qui concerne la contribution au service public
de l’électricité (CSPE)
». La commission ayant prévu d’adopter son
rapport le 20 juin 2012, elle a souhaité que la contribution de la Cour leur
parvienne avant le 6 juin. A titre exceptionnel, le Premier Président a
donné son accord à la réalisation de ce rapport dans ce délai
particulièrement bref.
Le contrôle a été notifié à la direction générale de l’énergie et du
climat (DGEC), à EDF et à la Commission de régulation de l’énergie
(CRE) par des courriers datés du 30 mars.
L’enquête de la Cour a reposé sur des questionnaires adressés à
ces entités et des entretiens avec leurs représentants. Malgré des délais
très contraints, ces derniers ont pu être respectés grâce aux diligences des
institutions auxquelles le contrôle a été notifié et à la brièveté des délais
de contradiction des constatations provisoires (15 jours) qu’elles ont
respectée.
Le présent rapport a été délibéré, le 1
er
juin 2012, par la
deuxième chambre de la Cour des comptes, présidée par M. Levy,
président de chambre, et composée de MM. Camoin, Paul, de Gaulle,
Claude
Martin,
Mousson,
conseillers
maîtres,
ainsi
que
de
Mme Pappalardo,
conseillère maître, rapporteur, et de M. Dupuy,
conseiller maître, contre-rapporteur.
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COUR DES COMPTES
Il a ensuite été examiné et approuvé le 5 juin 2012 par le comité
du rapport public et des programmes de la Cour des comptes, composé de
MM.
Migaud,
premier
président,
Bénard,
procureur
général,
Descheemaeker, Bayle, Bertrand, rapporteur général du comité, Mme
Froment-Meurice, MM. Durrleman, Levy, Lefas et Briet, présidents de
chambre.
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Résumé
La CSPE est un supplément de prix du kilowatt-heure payé par le
consommateur d’électricité qui vise à compenser trois types de charges
imposées aux producteurs d’électricité, c’est-à-dire, pour l’essentiel, à
EdF :
-
les surcoûts dus à l’obligation d’achat de l’électricité issue de la
cogénération et des énergies renouvelables, sur l’ensemble du
territoire ;
-
les surcoûts de production dûs à la péréquation tarifaire dans les
« zones
non
interconnectées »
(ZNI),
c'est-à-dire
essentiellement les DOM-TOM et la Corse ;
-
les coûts des dispositifs sociaux en faveur des personnes en
situation de précarité.
Trois points sont examinés dans le présent rapport :
-
les recommandations formulées par la Cour dans son rapport
public annuel de janvier 2011 ;
-
l’évolution des règles relatives à la CSPE depuis l’insertion de
janvier 2011, c'est-à-dire les suites données à cette insertion ;
-
les prévisions d’évolution de la CSPE d’ici 2020.
I
-
Les recommandations formulées par la Cour
dans son rapport de 2011
La Cour constatait que le fait que le taux de la CSPE soit resté
inchangé depuis 2004, à 4,5 €/MWh, ne permettait plus de couvrir les
surcoûts imposés aux producteurs d’électricité. A fin 2010, le déficit
cumulé atteignait 2,8 Md€ et pesait sur le fonds de roulement d’EDF.
Tout en constatant que la LFI pour 2011 permettait de relever
significativement le taux de la CSPE, la Cour formulait quatre
recommandations :
-
Maîtriser les facteurs de croissance des charges de service
public de l’électricité, au premier rang desquelles figure le
système de l’obligation d’achat, à des tarifs trop attractifs,
fonctionnant « à guichet ouvert »
, notamment pour la filière
photovoltaïque ;
-
S’interroger sur l’opportunité de continuer à soutenir des
filières
qui
ne
figurent
pas
parmi
les
priorités
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COUR DES COMPTES
gouvernementales en matière de politique énergétique, comme
la cogénération
;
-
Remettre à plat le dispositif d’ensemble afin d’en rendre le
fonctionnement plus lisible et d’en clarifier le statut fiscal
; la
Cour considérait en particulier que la CSPE, qualifiée par le
Conseil d’Etat « d’imposition innommée » (décisions du
13 mars 2006), est un
quasi-impôt dont le taux, et, au-delà, les
conditions de prélèvement, devraient faire l’objet d’une
autorisation périodique et d’un contrôle du Parlement
;
-
Réexaminer le financement du soutien au développement des
énergies renouvelables et des autres charges du service public
de l’électricité, par le consommateur d’énergie
(et non par le
consommateur d’électricité uniquement).
II
-
Evolution des règles relatives à la CSPE depuis
l’insertion de la Cour
Cette évolution a concerné à la fois les règles et les méthodes :
-
de fixation des recettes, c'est-à-dire du taux de la CSPE
supporté par les consommateurs d’électricité,
-
de calcul des dépenses, c'est-à-dire des charges à couvrir par la
CSPE.
a) Evolution des règles concernant les recettes
En ce qui concerne les recettes, deux modifications législatives
1
ont permis l’augmentation de la contribution supportée par le
consommateur, en laissant la commission de régulation de l’énergie
proposer un taux sur une base objective de couverture des charges et en
prévoyant qu’en l’absence de décision du ministre, cette proposition
s’appliquerait « par délégation » du législateur mais avec un plafond
d’augmentation de 3 €/MWh et par an.
Le supplément de prix que constitue la CSPE passe ainsi de
4,5 €/MWh en 2010, chiffre inchangé depuis 2004, à 10,5 € en juillet
2012 soit une hausse de 133 % en 18 mois.
1
Dont l’une prise à l’occasion de la loi de finances du 29 décembre 2010, autrement
dit avant la publication du rapport de la Cour mais pendant sa phase de contradiction.
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RESUME
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Compte tenu du plafonnement des hausses et de la croissance très
rapide des dépenses, il faudra sans doute cependant attendre 2017 pour
que les déficits cumulés par EDF soient résorbés.
A titre indicatif, il est intéressant de noter que le chiffre de
10,5 €/MWh qui sera atteint en juillet 2012 se compare à un chiffre de
35,9 €/MWh, supporté par les ménages allemands, pour un but
équivalent.
b) Evolution des règles concernant les dépenses
En matière de dépenses, les principales évolutions des règles ont
affecté les obligations d’achat imposées aux producteurs d’électricité en
métropole :
1 - La principale mesure a conduit à limiter le tarif d’achat de
l’électricité photovoltaïque
-
en ne l’appliquant plus à guichet ouvert aux installations qui
dépassent 100 kW,
-
en révisant à la baisse les tarifs d’achat pour les installations de
puissance inférieure à 100 kW.
En revanche, les engagements pris antérieurement envers les
producteurs d’électricité photovoltaïque seront honorés et se traduisent
par un accroissement des dépenses au fur et à mesure de l’entrée en
fonctionnement des installations agréées précédemment.
2 - En dépit des réserves de la Cour sur l’intérêt limité du soutien
apporté à la cogénération, les textes concernés n’ont pas été modifiés.
Dans la mesure toutefois où ils restreignent le bénéfice de
l’obligation d’achat aux nouvelles installations de puissance inférieure ou
égale à 12 MW ou aux installations anciennes ayant fait l’objet d’une
rénovation significative, l’arrivée à terme de nombreux contrats d’achats
devrait conduire à une division par trois de la puissance concernée entre
2010 et 2014.
3 - Les charges liées aux tarifs sociaux sont orientées à la hausse
du fait d’un meilleur niveau de prestations couvertes et de l’automaticité
du versement du tarif de première nécessité (décret du 6 mars 2012). En
volume, elles restent de second ordre par rapport aux autres types de
charges.
4 - La commission de régulation de l’énergie a mis en place une
nouvelle méthode de calcul du coût évité pour les obligations d’achat à
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compenser par la CSPE, qui atténue fortement le poids de la volatilité des
prix du marché.
5 - Enfin, sans modifier le tarif d’achat mais en lui préférant la
méthode des appels d’offres qui permet de s’en éloigner, 2011 a été
marqué par le lancement d’un appel à projets pour 3000 MW d’éolien en
mer ; 1928 MW ont été retenus pour un prix d’achat très supérieur aux
tarifs antérieurs (20 c€/KWh contre 13 c€/KWh) qui n’avaient pas permis
jusque là de développer cette forme de production d’électricité.
c) les recommandations qui n’ont pas eu de suite
Si les recommandations de la Cour ont été suivies en ce qui
concerne les conditions d’achat de l’énergie photovoltaïque et le taux de
la CSPE, il n’en a pas été de même sur deux points :
- le statut de la CSPE n’a pas été modifié alors que la Cour y
voyait un « quasi impôt » ;
- les charges financées par la CSPE continuent de peser sur le
consommateur d’électricité seulement ; ce sujet ne semble pas avoir fait
l’objet d’une réflexion spécifique.
III
-
Les prévisions d’évolution des charges à
couvrir d’ici 2020
1°) Les scénarios d’évolution des charges à couvrir par la CSPE,
élaborés par les principaux acteurs, anticipent, à règlementation
constante, des dépenses à couvrir en 2020 comprises entre 8,8 Md€
(EDF) et 10,9 Md€ (CRE) en 2020 contre 2,7 Md€ en 2010, soit une
multiplication par 3,5 environ par rapport à 2010 et par un peu plus de 2
par rapport à la prévision actuelle de la CRE pour 2012 (4,3 Md€).
Le scénario le plus bas est celui d’EDF pour deux raisons :
-
EDF fait une estimation plus limitée du développement de
l’éolien en mer alors que la DGEC et la CRE font leurs
estimations sur la base des objectifs fixés par le gouvernement ;
-
EDF anticipe une hausse plus forte que les autres du prix du
marché par rapport auquel est calculé le coût évité des
obligations d’achat, donc de moindres charges couvertes par la
CSPE.
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RESUME
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2°) Les principales augmentations des dépenses à couvrir
concernent :
-
les énergies renouvelables en métropole, avec des dépenses
multipliées par plus de 10, passant de 707 M€ en 2010 à
quelque 7,5 Md€ en 2020 dans les prévisions de la CRE ;
-
les
charges
de
péréquation
au
profit
des
zones
non
interconnectées,
hors
énergies
renouvelables,
avec
un
doublement qui les fait passer de 802M€ en 2010 à 1,9 Md€ en
2020 dans les estimations de la CRE ;
-
le soutien au développement de l’électricité produite à partir de
la bagasse dans les mêmes zones, qui passe de 168 M€ en 2010
à plus de 600 M€ en 2020 pour la CRE.
En ce qui concerne les dispositifs à vocation sociale, les charges à
couvrir tripleraient mais resteraient, à règlementation constante, à un
niveau relativement modeste de l’ordre de 189 M€.
3°) Si les augmentations se poursuivent au rythme actuel, le déficit
cumulé supporté par EDF devrait disparaître vers 2017, après s’être
stabilisé à plus de 4 Md€ entre 2012 et 2014.
Avec ces hypothèses, la contribution demandée au consommateur
d’électricité devrait doubler par rapport au niveau de 2012 pour dépasser
sensiblement 20 €/MWh en 2020.
IV
-
Conclusion
Plusieurs pistes de réflexions pourraient être explorées pour limiter
l’impact, sur les consommateurs d’électricité, de cette forte progression
de la CSPE dans les années à venir :
-
l’élargissement du financement des énergies renouvelables par
les consommateurs d’énergie, et pas seulement par les
consommateurs d’électricité, à travers la fiscalité par exemple ;
-
l’utilisation d’autres sources de recettes ayant pour origine la
production d’électricité (par exemple le produit de la future
vente aux enchères des quotas d’émissions) ;
-
la révision des règles d’exonération actuelles.
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COUR DES COMPTES
Des pistes de travail sont également ouvertes et devraient être
approfondies pour limiter certains inconvénients du système actuel
d’obligation d’achat, en incitant à optimiser la production des énergies
renouvelables et en augmentant la liquidité et la transparence du marché.
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Chapitre I
Evolution des règles concernant la
CSPE
I
-
La CSPE avant le 1er janvier 2011
A - Rappel historique
La contribution au service public de l’électricité (CSPE), mise à la
charge des consommateurs d’électricité, a été instituée par
l’article 38 de
la loi du 3 janvier 2003
relative aux marchés du gaz et de l'électricité et
au service public de l'énergie. Elle vise à assurer, comme le prévoit la loi
organisant le service public de l’électricité, une compensation publique
spécifique des charges correspondant aux missions de service public
assurées dans un cadre non monopolistique. Pour ce type de charges, le
décret du 28 janvier 2004
identifie trois catégories distinctes de surcoûts
compensables dans les domaines de la production et de la fourniture
d’électricité :
-
les surcoûts des fournisseurs historiques (EDF et les ELD
2
) liés
à une obligation d’achat ou aux appels d’offres en métropole
continentale, qui font l’objet d’une compensation intégrale ;
2
ELD : entreprise locale de distribution
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COUR DES COMPTES
-
les surcoûts des producteurs et des fournisseurs EDF SEI et
Electricité de Mayotte (EDM) liés à la péréquation tarifaire et
aux surcoûts des obligations d’achat dans les zones non
interconnectées (ZNI), également intégralement compensés ;
-
les surcoûts des fournisseurs historiques liés aux dispositifs
sociaux, compensés intégralement pour la tarification de
première nécessité, mais seulement partiellement - à hauteur de
20 % des charges liées à cette tarification - pour la participation
des fournisseurs au dispositif institué en faveur des personnes
en situation de précarité.
En résumé, le montant de la CSPE, arrêté annuellement par le
ministre chargé de l’énergie, sur proposition de la commission de
régulation de l’énergie (CRE), est calculé de sorte qu’il couvre en
principe l'ensemble des charges de service public ainsi que les frais de
gestion exposés par l’organisme gestionnaire, la Caisse des dépôts et
consignations.
Dès
2003
, la CSPE a été encadrée par une limitation d’assiette et
par deux plafonds :
-
l'électricité produite par un producteur pour son propre usage
n'est prise en compte pour le calcul de la contribution qu'au
delà de 240 millions de kilowattheures par an ;
-
le montant de CSPE ne peut excéder 500 000 € par site de
consommation ;
-
la contribution applicable à chaque kilowattheure ne peut
dépasser 7 % du tarif de vente du kWh
3
, soit, au tarif en vigueur
en août 2010, 5,58 € par MWh.
La loi de finances rectificative pour
2004
a apporté deux
modifications significatives au nouveau mécanisme :
-
les surcoûts relatifs aux mécanismes d’appels d’offres ou
d’obligation d’achat ont cessé d’être appréciés par rapport aux
coûts d'investissement et d'exploitation évités à EDF ou aux
distributeurs non nationalisés
4
(DNN). Ils sont désormais
calculés « par référence aux prix de marché de l'électricité » ;
-
les entreprises de transport ferroviaire ou de transports
collectifs urbains interconnectés (SNCF, RATP notammment)
bénéficient désormais du plafonnement à 500 000 €, à l’origine
3
Tarif correspondant à une puissance de 6kVA sans effacement ni horosaisonnalité
4
En général appelés actuellement « entreprises locales de distribution » (ELD)
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
15
prévu par site de consommation et destiné aux entreprises
industrielles fortement dépendantes de l’énergie électrique.
La loi du 13 juillet
2005
a ajouté un nouveau plafonnement, à
hauteur de 0,5 % de la valeur ajoutée, pour les sociétés industrielles
consommant plus de 7 GWh d'électricité. Par ailleurs, les modalités
d’évaluation des coûts évités pour les distributeurs non nationalisés
(DNN) ont été à nouveau modifiées : la référence aux prix de marché est
remplacée par celle des tarifs de cession réglementés appliqués par EDF,
à due proportion de l’électricité acquise dans ces conditions.
Enfin, la loi du 7 décembre
2006
a alourdi les charges financées
par la CSPE : le budget du médiateur de l’énergie entre désormais dans
son périmètre ; elle a également prévu que la CSPE pouvait contribuer à
financer
le
tarif
réglementé
transitoire
d’ajustement
du
marché
(TaRTAM) institué par cette même loi.
Un mécanisme complexe de compensation mixte faisait porter in
fine le coût de ce tarif sur les principaux producteurs d’électricité
d’origine nucléaire et hydraulique (EDF et GDF-Suez) et, dans une
moindre mesure, sur les consommateurs d’électricité, via la CSPE, dans
la limite de 0,55 €/MWh, sans que le niveau de la CSPE puisse dépasser
4,5 €/MWh. Ce dispositif a disparu en 2011 avec la fin du TaRTAM,
sachant qu’en outre le montant de la CSPE nécessaire pour la couverture
des charges, hors financement du TaRTAM, dépasse 4,5 €/MWh depuis
2009 ; la CSPE n’a donc contribué au financement du TaRTAM qu’en
2007 et 2008.
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COUR DES COMPTES
Les charges de service public
supportées par les fournisseurs historiques d’électricité
EDF, EDM (Mayotte) et les ELD
Surcoûts dus au soutien
à la cogénération et aux
énergies renouvelables
(contrats antérieurs à 11 février
2000, obligation d’achat, appels
d’offres)
Surcoûts de production
dans les ZNI dus à la
péréquation tarifaire
(Corse, DOM, Mayotte, Saint Pierre
et Miquelon, îles bretonnes)
Coûts dus aux
dispositions sociales
(tarification de 1ère nécessité,
gratuité des mises en service,
remises sur les interventions pour
impayés et versements au FSL)
Une partie des charges TaRTAM
(0,55 €/MWh au maximum sans porter la
CSPE au-delà de 4,5 €/MWh)
Le budget du médiateur de
l’énergie
La CSPE
finance
B - La CSPE dans le rapport public 2011
Le chapitre du rapport public de 2011 consacré à la CSPE était la
première analyse approfondie de la Cour portant sur ce dispositif institué
par l’article 38 de la loi du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et
de l’électricité et au service public de l’énergie. Pour leurs travaux, les
rapporteurs de la Cour disposaient donc des comptes de 2003 à 2009 et
des estimations pour 2010 et les exercices suivants.
En résumé, la
principale conclusion
de la Cour consistait à relever
que
le taux annuel de la CSPE, resté inchangé depuis 2004, n’était
plus suffisant
pour couvrir les charges de service public de l’électricité.
Elle constatait que le déficit structurel de compensation qui en résultait
(estimé à 1,6 Md€ en 2009) pesait sur le fonds de roulement d’EDF.
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
17
Tout en constatant que la loi de finances pour 2011 (article 37)
avait modifié les modalités de fixation de la CSPE, facilitant son
augmentation et conduisant à un relèvement significatif de cette
contribution
au
1
er
janvier
2011,
la
Cour
faisait
quatre
recommandations
:
-
maîtriser les facteurs de croissance des charges de service
public de l’électricité, au premier rang desquelles figure le
système de l’obligation d’achat, à des tarifs trop attractifs,
fonctionnant « à guichet ouvert
», notamment pour la filière
photovoltaïque ;
-
s’interroger sur l’opportunité de continuer à soutenir des
filières
qui
ne
figurent
pas
parmi
les
priorités
gouvernementales en matière de politique énergétique, comme
la cogénération ;
-
remettre à plat le dispositif d’ensemble afin d’en rendre le
fonctionnement plus lisible et d’en clarifier le statut fiscal
; la
Cour considérait en particulier que la CSPE, qualifiée par le
Conseil d’Etat « d’imposition innommée » (décisions du
13 mars 2006), est
un quasi-impôt dont le taux et, au-delà, les
conditions de prélèvement, devraient faire l’objet d’une
autorisation périodique et d’un contrôle du Parlement
;
-
réexaminer le financement du soutien au développement des
énergies renouvelables
et des autres charges du service public
de l’électricité,
par le consommateur d’énergie
(et non par le
consommateur d’électricité uniquement).
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18
COUR DES COMPTES
Dans leurs réponses, les ministres chargés de l’énergie, de
l’économie et du budget ne contestaient pas le constat fait par la Cour sur
l’évolution des charges et la nécessité de faire disparaître le déficit
supporté par EDF. En revanche, leurs réponses sont moins favorables à
certaines recommandations de la Cour :
-
concernant les
formules d’achat à « guichet ouvert »
, les
ministres de l’économie et de l’énergie distinguent
les filières
déjà matures et proches des prix de marché (hydraulique et
éolien) des filières moins matures (photovoltaïque) pour
lesquelles le guichet ouvert sans régulation dynamique n’est
effectivement pas la solution la plus pertinente en raison du
niveau élevé des tarifs et de l’évolution rapide des coûts de
production ;
cela explique les décisions prises en 2010
concernant l’achat de l’électricité photovoltaïque qui repose
désormais sur un système d’appel d’offres sur des volumes
prédéterminés, le dispositif d’obligation d’achat à guichet
ouvert n’étant plus réservé qu’aux installations de puissance
inférieure à 100 kWc ;
-
au-delà de la volatilité des prix des éléments utilisés dans les
calculs (prix de marché de l’électricité, du pétrole et du gaz) et
malgré les mesures de maîtrise des charges (prises en 2010 en
matière de photovoltaïque),
il existe
des tendances de fond à la
croissance des charges de service public
: d’une part, le
développement des énergies renouvelables pour atteindre les
objectifs du Grenelle de l’environnement ; d’autre part, les
facteurs démographiques et l’accroissement tendanciels des
investissements dans les zones non interconnectées (ZNI).
Concernant ce dernier point, les ministres indiquent qu’une
mission a été confiée à l’inspection générale des finances et au
conseil général de l’économie, de l’industrie, de l’énergie et des
technologies
(CGEIET)
visant
à
juguler
les
charges
correspondantes
et
à
les
inscrire
dans
une
démarche
d’excellence environnementale ;
-
aucune réponse ne traite le sujet de la
cogénération ;
-
seul le ministre du budget s’exprime sur la
nature juridique et
la gouvernance
de la CSPE, précisant qu’il partage l’analyse
de la Cour : «
au vu des enjeux budgétaires et financiers, le
Parlement devrait être en mesure de contrôler le dispositif et
son équilibre »
;
-
enfin,
le financement par le consommateur des charges du
service public de l’électricité,
particulièrement celles liées aux
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
19
énergies renouvelables, est revendiqué comme un progrès de la
réforme de 2003, apportant «
une garantie d’automaticité, de
lisibilité et de simplicité
». Le ministère chargé de l’écologie
indique qu’il «
doit être préservé afin que l’ensemble des coûts
complets de la production d’électricité soient internalisés dans
les prix de vente, principe également en vigueur pour les autres
énergies
». Les ministres chargés de l’économie et de l’énergie
ajoutent que, de leur point de vue, «
il est vertueux et équitable
que le coût complet de production de l’électricité, y compris le
coût lié au développement des énergies renouvelables, soit
internalisé dans le prix de vente
». Enfin le ministre du budget,
constatant que l’alternative à ce mode de financement par le
consommateur serait un financement par l’impôt, se dit
défavorable à cette recommandation et cite une étude du Trésor
qui aurait montré que «
la CSPE a un impact moins négatif sur
l’économie que la majorité des impôts car [elle] pèse sur un
type de bien (…) pour lequel il existe des possibilités de
substitution
».
A l’inverse EDF fait remarquer que le rattrapage du déficit passé
de la CSPE va avoir lieu alors que le coût de l’augmentation du soutien
aux énergies renouvelables va lui-même croître du fait de leur montée en
puissance et que
ces hausses qui sont extrinsèques au fonctionnement
d’EDF devront s’ajouter aux hausses tarifaires nécessaires pour
permettre le financement du bon fonctionnement et de la pérennisation de
l’outil industriel d’EDF
. Aussi, d’après elle, l’ensemble ne pourra
qu’
avoir un effet préjudiciable à l’image d’EDF auprès du consommateur
final
. Il serait donc équitable que
le financement du soutien au
développement des énergies renouvelables fasse l’objet d’un réexamen
pour que l’effort ne soit pas supporté par les seuls consommateurs
d’électricité, mais partagé par l’ensemble des consommateurs d’énergie.
II
-
Evolution des règles concernant la CSPE
depuis le 1
er
janvier 2011
Plusieurs évolutions législatives intervenues depuis le 1
er
janvier
2011 ont modifié les modalités de fixation du montant unitaire annuel de
la CSPE. La réglementation a fait évoluer certains tarifs d’achat de la
production issue des énergies renouvelables, ainsi que les dispositifs
sociaux. Enfin, la commission de régulation de l’énergie a fait évoluer ses
méthodes de calcul du coût évité par les énergies renouvelables.
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20
COUR DES COMPTES
A - Evolution des modalités de fixation du montant
annuel de la CSPE
1 -
Les principes jusqu’à fin 2010
Chaque année N, le montant prévisionnel des charges de service
public au titre de l’année suivante (N+1) est évalué par la commission de
régulation de l’énergie à partir des éléments déclarés par les fournisseurs
historiques pour l’année N-1 (transmission d’une comptabilité appropriée
dont les règles sont fixées par la commission de régulation de l’énergie)
avant le 31 mars N, et à partir des indications d’évolution prévisionnelle
de ces éléments pour l’année N+1 (voir annexe 3).
Les charges prévisionnelles au titre de l’année N+1 sont ensuite
augmentées (ou diminuées) de la différence entre le montant des charges
effectivement constatées au cours des années antérieures (N-1 et avant) et
le montant des contributions recouvrées au titre de ces mêmes années ;
s’y ajoutent les frais de gestion de la Caisse des dépôts et consignations
(CDC) au titre de l’année à venir (N+1); est enfin déduit le montant des
produits financiers que la CDC a réalisés dans sa gestion (N-1).
La CSPE théorique évaluée par la commission de régulation de
l’énergie pour l’année N+1 doit permettre de couvrir le total des charges
N+1 obtenu. L’assiette prévisionnelle des kWh contributeurs est évaluée
par la commission de régulation de l’énergie à partir des données de
consommation prévisionnelles fournies par RTE, EDF SEI et Electricité
de Mayotte, en tenant compte des exonérations et plafonnements en
vigueur.
Avant le 15 octobre de l’année N, la commission de régulation de
l’énergie adresse ses propositions au ministre, à qui il revient d’arrêter les
charges et la contribution pour l’année N+1 avant le 31 décembre de
l’année N. La commission de régulation de l’énergie notifie ensuite à
chaque opérateur les charges retenues le concernant pour l'année N+1.
Les propositions de la commission de régulation de l’énergie se
présentent sous deux formes :
-
le montant total des charges à couvrir par la CSPE au titre de
N+1 et du rattrapage des déficits des années N-1 et
précédentes ;
-
le taux unitaire de la CSPE pour l’année N+1, calculé en
divisant le montant des charges par le montant prévisionnel de
kWh consommés soumis à contribution.
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
21
A défaut d’arrêté fixant la CSPE de l’année N+1 avant le
31 décembre de l’année N, l’article 5 de la loi du 10 février 2000
prévoyait que c’était le montant de la CSPE de l’année précédente qui
était automatiquement reconduit.
2 -
La pratique
Dans la pratique, le ministre chargé de l’énergie n’a pas pris
l’arrêté fixant la CSPE de 2006 à 2010. Le taux unitaire de la CSPE, fixé
en 2004 et 2005 à 4,5 €/MWh, a donc été reconduit depuis 2006 jusqu’à
2010 inclus. Il était alors inférieur au plafond légal de 7 % du tarif de
vente du kWh (5,58 € par MWh pour le tarif en vigueur en août 2010).
Le taux de la contribution unitaire fixé par défaut à 4,5 €/MWh
depuis 2004 n’a plus permis, à partir de 2009, de couvrir intégralement
les charges réellement supportées par les opérateurs, provoquant
l’apparition d’un déficit à la charge d’EDF, les autres opérateurs étant
intégralement compensés
5
.
3 -
Les évolutions législatives
L’article 37 de la
loi de finances pour 2011
6
a modifié les
modalités de fixation de la CSPE :
-
en supprimant le plafond de 7 % du prix de l’énergie du tarif
6kVA Base (soit 5,58 €/MWh fin 2010) ;
-
en prévoyant qu’en l’absence de décision du ministre avant le
31 décembre de l’année N, la proposition de la commission de
régulation de l’énergie s’appliquerait par délégation du
législateur ;
-
en limitant, dans le cas ci-dessus, l’augmentation possible de la
contribution unitaire d’une année sur l’autre à 3 €/MWh ;
-
en fixant à 550 000 € (au lieu de 500 000 €) le montant du
plafond de la CSPE due par site et en prévoyant l’actualisation
annuelle de ce montant
7
.
5
En effet, le déficit de compensation constaté en 2007 et 2008 s’explique par un écart
important entre les
prévisions et le résultat constaté et non par un défaut d’arrêté
puisque la contribution unitaire proposée par la CRE pour ces deux années était
inférieure à 4,5 €/MWh.
6
Loi de finances pour 2011, n° 2010-1657, du 29 décembre 2010.
7
Ce plafond est actualisé chaque année dans une proportion égale au taux
prévisionnel de croissance de l’indice des prix à la consommation hors tabac associé
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22
COUR DES COMPTES
Une nouvelle modification législative a été introduite par l’article
56 de la
loi de finances rectificative pour 2011 du 29 juillet 2011
8
qui
prévoit que «
l’augmentation du montant de la contribution peut être
échelonnée sur un an
», lorsque le montant est fixé par arrêté du
ministre .
En outre, par dérogation aux dispositions du code de l’énergie, cet
article a fixé le niveau de la contribution applicable à chaque kWh à
0,009 € jusqu’au 30 juin 2012, puis 0,0105 € du 1
er
juillet au 31 décembre
2012.
Fixation de la contribution unitaire
Depuis le 1
er
août 2011, l’article L. 121-13 du code de l’énergie,
relatif à la fixation de la contribution unitaire de CSPE, est rédigé de la
manière suivante :
«
Le ministre chargé de l’énergie fixe chaque année ce montant par
un arrêté pris sur proposition de la Commission de régulation de l’énergie.
L’augmentation du montant de la contribution peut être échelonnée sur un
an.
A défaut d’arrêté fixant le montant de la contribution due pour une
année donnée avant le 31 décembre de l’année précédente, le montant
proposé par la commission de régulation de l’énergie en application de
l’alinéa précédent entre en vigueur le 1
er
janvier, dans la limite toutefois
d’une augmentation de 0,003 €/kWh par rapport au montant applicable
avant cette date
».
4 -
Conséquences
Ces évolutions législatives ont permis de débloquer la situation
antérieure en contournant la nécessité d’une décision explicite du ministre
pour faire augmenter le montant de la contribution unitaire.
En conséquence, la CSPE a évolué significativement depuis ces
modifications, puisqu’elle a subi un doublement en 8 mois et une
progression de 133 % en 18 mois.
au projet de loi de finances de l’année. Par délibération du 2 février 2012, la CRE a
fixé ce plafond à 559 350 € pour 2012.
8
Loi de finances rectificative pour 2011 n° 2011-900 du 29 juillet 2011
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
23
Tableau n° 1 : Historique des valeurs de la contribution unitaire
de la CSPE
Année
Contribution unitaire
proposée par la CRE (€/MWh)
Contribution unitaire
appliquée au 1
er
janvier (€/MWh)
2002 *
3
3
2003
3,3
3,3
2004
4,5
4,5
2005
4,5
4,5
2006
4,5
4,5
1
2007**
3,4
4,5
1
2008**
4,26
4,5
1
2009
5,8
4,5
1
2010
6,5
4,5
1
2011
12,9
7,5
puis 9 à partir du 31 juillet
2
2012
13,7
9 puis 10,5 à partir du 1
er
juillet
3
Source : commission de régulation de l’énergie
* contribution unitaire du FSPPE (fonds du service public de la production
d’électricité créé en 2000)
** Pour 2007 et 2008, la contribution unitaire inclut une part liée au financement des
charges TaRTAM de 0,55€ en 2007 et de 0,23€ en 2008
1 : par reconduction de la contribution unitaire de l’année précédente en application
du 12
ème
alinéa de l’article 5 de la loi du 10 février 2000
2 :
par l’augmentation de 3 €/MWh conformément à l’article L. 121-13 du code de
l’énergie, augmentation à 9 €/MWh le 31 juillet 2011 conformément à l’article 56 de
la loi de finance rectificative pour 2011 (loi de finances rectificative 2011).
3 :
augmentation à 10,5 €/MWh le 1
er
juillet 2012 conformément à la loi de finances
rectificative 2011.
Cette augmentation a pris deux formes différentes :
-
au 1
er
janvier 2011, on a appliqué le deuxième alinéa de
l’article
l.121-13,
en
l’absence
d’arrêté
du
ministre.
L’augmentation a été plafonnée à 3 €/MWh comme le
prévoient les textes, la contribution unitaire passant donc de 4,5
à 7,5 €/MWh, montant qui reste inférieur à la proposition de la
commission de régulation de l’énergie de 12,9 €/MWh ;
-
au 1
er
août 2011, la décision a été prise sous une forme
dérogatoire aux textes en vigueur, puisque c’est une décision
législative qui a anticipé l’augmentation qui aurait dû avoir lieu
au 1
er
janvier 2012, mais en l’échelonnant en deux temps
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24
COUR DES COMPTES
(comme le permettent désormais les textes quand la décision est
ministérielle) : de 7,5 €/MWh à 9 €/MWh au 31
er
juillet 2011 et
de 9 €/MWh à 10,5 €/MWh au 1
er
juillet 2012.
A titre de comparaison, on peut noter qu’en 2011, le surcoût lié
uniquement aux énergies renouvelables, en Allemagne, s’élevait à
3,59c€/kWh (soit 35,9 €/MWh) pour le consommateur final, soit 15 % du
prix de l’électricité payé par les ménages allemands.
Les deux évolutions législatives successives entrées en
vigueur en 2011 ont facilité l’augmentation de la contribution
unitaire de la CSPE à partir de cet exercice. Toutefois, malgré une
croissance rapide, la contribution unitaire est restée inférieure à
celle qui aurait permis de combler complètement, avant la fin
2012, le déficit accumulé pendant les années antérieures, du fait
du plafonnement prévu par les textes
pour éviter les chocs
préjudiciables au système et affectant le pouvoir d’achat des
français
9
.
Le prolongement de cette augmentation dans le temps
devrait permettre de rétablir à terme l’équilibre entre les recettes
et les charges de CSPE, en limitant, dans un premier temps, la
croissance du déficit supporté par EDF et, dans un second temps,
en le résorbant, comme le souhaitait la Cour dans son insertion au
rapport public de 2011.
B - Evolution des tarifs et des règles de calcul des
charges couvertes par la CSPE
L’évolution des conditions de fixation des recettes de CSPE a été
accompagnée de plusieurs modifications des tarifs d’achats et des règles
de calcul de certaines charges à couvrir; certaines vont dans le sens d’une
augmentation, d’autres d’une diminution des coûts.
9
Réponse, en date du 21 janvier 2011, du ministre de l’économie, des finances et de
l’industrie et du ministre chargé de l’industrie, de l’énergie et de l’économie
numérique à l’insertion de la Cour consacrée à la CSPE dans le rapport public de
2011.
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
25
1 -
Les conditions d’achat de la production d’électricité
renouvelable
a)
Le cas de l’électricité photovoltaïque (PV)
Les modifications qui ont l’effet le plus significatif sur l’évolution
des charges de service public concernent les conditions d’achat de la
production d’électricité photovoltaïque
10
.
Face
à
l’évolution
très
rapide
des
projets
d’installations
photovoltaïques, le niveau des tarifs a été revu à la baisse à deux reprises
en 2010
et l’obligation d’achat a été suspendue par décret le 10 décembre
2010, à l’exception des plus petits projets (moins de 3kWh) et des projets
les plus avancés.
Tableau n° 2 : Evolution du tarif de l’électricité photovoltaïque en
2010
c€/kWh
Installations
Intégrées au bâti
Installations
intégrées
simplifiées au
bâti
Autres installations
Arrêté 10 juillet
2006
55 c€
indexé/inflation*
métropole : 30 c€
indexé/inflation*
Corse, départements d’outre-mer : 40 c€
indexé/inflation
Arrêtés 12 et 15
janvier 2010
58 ou 50 c€ selon
l’usage du
bâtiment
si <250kWc
42 c€ si <250kWc
métropole : 31,4 c€
+ modulation 0 à 20 % selon
l’ensoleillement local
Corse, départements d’outre-
mer : 40c€
Arrêté 31 août
2010
58 c€, 51 c€ et 44
c€ selon l’usage du
bâtiment si
<250kWc
37 c€ si <250kWc
métropole : 27,6 c€
+ modulation 0 à 20 % selon
l’ensoleillement local
Corse, départements d’outre-
mer : 35,2 c€
Source : site Internet du ministère chargé de l’énergie (DGEC)
* en 2009, en métropole, ces tarifs s’élevaient à 60,1c€ pour l’intégré au bâti
et 32,8c€ dans les autres cas
10
L’objet de ce rapport n’étant pas d’analyser la politique de soutien à la production
d’électricité photovoltaïque, il ne comporte aucun commentaire sur les conditions
dans lesquelles ont été mises en place les mesures de soutien et la nouvelle régulation,
ni sur leurs conséquences économiques, financières et industrielles.
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COUR DES COMPTES
Par
arrêté du 4 mars 2011
, un nouveau cadre de régulation a été
défini et mis en place :
-
les installations de moins de 100 kW
continuent à bénéficier
du tarif d’achat régulé, en vigueur à la date de dépôt de la
demande de raccordement, mais ces tarifs sont globalement
revus à la baisse. Le dispositif est résumé dans le tableau ci-
dessous ;
Les tarifs sont globalement revus à la baisse, plus significativement
pour les plus grandes installations que pour les plus petites (seuils
de 9 et 36 kW), pour les entreprises que pour les particuliers,
l’intégration au bâti continuant à être privilégiée.
La notion de « guichet ouvert » est tempérée par l’adaptation
trimestrielle des tarifs en fonction du volume de demandes de
raccordement déposées le trimestre précédent. Si les demandes
dépassent les objectifs fixés (25 MW par trimestre pour chacune
des deux catégories, résidentiel/non résidentiel), le tarif est revu à
baisse (de 2,5 % jusqu’à 9,5 % par trimestre)
11
.
11
Si l’objectif de 25 MW par trimestre n’est pas atteint, le tarif fait tout de même
l’objet d’une décote qui est annulée dans le cas où moins de 5MW serait raccordés.
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27
Tableau n° 4 : Régulation des tarifs d’achat de l’électricité
photovoltaïque des petits projets depuis le 4 mars 2011 (métropole
+ zones non interconnectées)
Catégorie
Cible
Type installation
Tarif
achat au
4/3/11
€/MWh
Evolution
trimestrielle
des tarifs
Toitures
résidentielles
100
MW/an
(25 MW
/trimestre)
Résidentiel
Intégré au
bâti
0-9 kW
464
Le tarif
d’achat
évolue chaque
trimestre en
fonction du
volume de
projets
déposés
9-36 kW
402
Intégration
simplifié
au bâti
0-36 kW
303.5
36-100
kW
288.5
Toitures non
résidentielles
80-100
MW/an
(25 MW/
trimestre)
Enseignemen
t ou santé
< 100 KW
Intégré au
bâti
0-9 kW
402
9-36 kW
402
Intégration
simplifié
au bâti
0-36 kW
303.5
36-100
kW
288.5
Autres
bâtiments
<100 kW
Intégré au
bâti
0-9 kW
352
Intégration
simplifié
au bâti
0-36 kW
303.5
36-100
kW
288.5
Source : commission de régulation de l’énergie
-
pour les installations de puissance comprise
entre 100 kW et
250 kW
, les projets sont sélectionnés par appel d’offres
simplifié (sélection uniquement sur le critère prix) ;
-
pour les installations de
puissance supérieure à 250 kW
, on
applique une procédure d’appel d’offres classique (sélection sur
la
base
de
plusieurs
critères
de
choix :
prix,
impact
environnemental, contribution à la R&D, faisabilité et délai de
réalisation).
Pour les appels d’offres simplifiés, le délai de mise en service est
de 18 mois. Pour les installations de puissance supérieures à 250 kW, le
délai de mise en service est de 24 mois.
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28
COUR DES COMPTES
La sélection des appels d’offres est faite dans la limite d’un total
annuel de 500 MW de électricité photovoltaïque installé (métropole +
zones non interconnectées), dont 200 MW a priori réservés aux « petits »
projets qui ont droit au tarif. L’objectif visé est de suivre le rythme de
développement de 500 MW par an qui était sous-jacent à l’objectif initial
de la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) pour 2020.
Pour les projets de moins de 100kW, la
mise en oeuvre du
dispositif
de tarifs dégressifs a ralenti leur rythme de développement, qui
est toutefois resté relativement élevé par rapport aux objectifs, les tarifs
étant encore attractifs, semble-t-il. L’objectif des 25 MW/trimestre pour
les bâtiments résidentiels et surtout pour les bâtiments hors résidentiel a
été dépassé sur les 4 premiers trimestres d’application, ce qui a conduit à
réduire les tarifs d’achats tous les trimestres, comme le montrent le
graphique et le tableau ci-dessous.
Tableau n° 5 :
Installations<100kW : suivi de la nouvelle
régulation de l’électricité photovoltaïque
Source : EDF
* La baisse que l'on constate entre T2 2011 et T3 2011 est en partie due au fait que
les installations ayant subi le moratoire en décembre 2010 ont fait leur demande de
raccordement en masse au T2 2011.
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29
Tableau n° 6 : Deux exemples d’évolution des tarifs de l’électricité
photovoltaïque pour les projets <100 kW
Tarif achat en
€/MWh
T2-2011
T3-2011
T4-2011
T1-2012
T2-2012
pour un
particulier
<9KW
464
425.5
406.3
388
370.6
Installation
intégration
simplifiée hors
résidentiel<36
kW
303.5
274.6
248.5
224.9
203.5
Source : commission de régulation de l’énergie
-
pour les projets de puissance comprise
entre 100 kW et
250 kW
, un appel d’offres a été lancé, constitué de sept
périodes successives de candidature, dont les dates limites de
dépôt des offres sont réparties entre le 20 janvier 2012 et le 30
juin 2013, pour une puissance cumulée de 300 MWc. Sont
closes les deux premières périodes : la première, close le 20
janvier 2012, qui portait sur 120 MWc, et la deuxième, close le
31 mars 2012, avec un objectif de 30 MWc ;
-
seuls les résultats de la première période de candidature sont
connus :
pour
un
objectif
de
120
MW,
345 dossiers
(représentant une puissance de 68 MW) ont été déposés et la
commission de régulation de l’énergie a proposé de retenir 218
dossiers, représentant une puissance de 45 MW pour un prix
d'achat moyen de 229 €/MWh (lauréats désignés par le ministre
le 22 mars 2011). Est ouverte la troisième période (dépôt des
offres avant le 30/06/2012) avec un objectif de 30 MWc ;
-
pour les installations de
puissance supérieure à 250 kW
, un
appel d’offres a été lancé à l’été 2011, avec une date limite de
remise des offres fixée au 8 février 2012. L'objectif de
puissance recherchée était de 450 MWc. 425 dossiers ont été
reçus dans les délais ; 316 ont été déclarés complets.
L'instruction des dossiers par la commission de régulation de
l’énergie est en cours. La commission de régulation de
l’énergie devrait rendre son avis au ministre avant le 23 juin
2012.
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30
COUR DES COMPTES
L’ensemble de ce dispositif vise à sensiblement ralentir le
développement des capacités photovoltaïques raccordées au réseau. En
2011, en effet, la mission de concertation confiée aux inspecteurs des
finances Charpin et Trink estimait que la « trajectoire tendancielle », en
l’absence d’intervention, était de + 1,5 GW/an entre 2010 et 2020, soit
une capacité installée totale de 17 GW en 2020, alors que la « trajectoire
PPI » visait seulement une capacité installée de 5,4 GW en 2020.
Les mesures prises en 2011 ont eu deux effets distincts :
-
le
moratoire
et la gestion qui en a été faite
ont eu pour
conséquence de faire perdre le bénéfice de l’obligation d’achat
aux anciennes conditions tarifaires à 3400 MW de projets parmi
les 6400 MW alors en file d’attente. Sur les 3 000 MW restants,
environ la moitié (1 350 MW) étaient encore en file d’attente de
raccordement en fin d’année 2011. Les projets qui ont quitté la
file d’attente en 2011 ont été très majoritairement raccordés au
réseau (1 300 MW), et quelques uns abandonnés (380 MW).
Les installations devront toutes être achevées au plus tard le 10
juin 2012 pour ne pas perdre le bénéfice de l’obligation d’achat
aux anciennes conditions tarifaires. Comme la plupart des
projets restants sont relativement bien avancés dans la file
d’attente, ils seront en grande majorité réalisés dans les temps.
Au total, les projets relevant de la réglementation antérieure
sont réalisés avec un pourcentage de « perte » beaucoup plus
faible que prévu ;
-
les
conditions tarifaires moins favorables et dégressives
ralentissent le développement des nouveaux projets. Toutefois,
l’hypothèse de projets engagés pour 2012 retenue par EDF dans
ses estimations s’élève encore à 1 GW, soit le double de
l’objectif cible de 500 MW.
Les
augmentations
de
puissances
installées
en
électricité
photovoltaïque en 2011 et 2012 sont le cumul de ces deux évolutions et
restent donc élevées. A partir de 2013, les différents acteurs estiment que
l’objectif de 500 MW supplémentaire par an devrait être respecté.
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
31
Par ailleurs, le
calcul du coût évité par les installations
photovoltaïques
fait l’objet, pour la première fois en 2012, d’un
traitement particulier. A la suite des préconisations inscrites dans le
rapport Charpin-Trink, la commission de régulation de l’énergie a mis en
place une nouvelle méthode de calcul des coûts évités pour l’acheteur
obligé :
-
les
coûts
évités
par
l’électricité
photovoltaïque
étaient
jusqu’alors calculés à partir d’une moyenne arithmétique
mensuelle du prix spot sur le marché de gros de l’électricité
multipliée par la production d’électricité photovoltaïque
achetée pendant le mois correspondant. Cette méthode ne
permettait pas de prendre en compte les spécificités de la
production photovoltaïque, à savoir : un profil particulier de la
production journalière (discontinuité jour/nuit) ; un effet
saisonnier (volumes de production supérieurs en été). Par
ailleurs, le prix de marché appliqué pour le calcul du coût évité
était celui du mois de la facturation, or la production facturée
pouvait concerner les 12 mois précédents ;
-
la commission de régulation de l’énergie utilise dorénavant
13
,
pour le calcul des coûts évités de l’année N, un prix moyen
mensuel de l’électricité calculé sur la base des prix spot
horaires constatés sur le marché de gros pondérés par les profils
de production photovoltaïque, qui sont horo-saisonniers.
Cette nouvelle méthode de calcul permet de déterminer un niveau
de coût évité par l’électricité photovoltaïque en accord avec les périodes
de production théorique, le photovoltaïque permettant de produire
uniquement le jour, lorsque les prix spot sont les plus élevés sur le
marché de gros.
La prise en compte de prix spot horaires associés à un profil de
production horaire induit une augmentation du coût unitaire évité car les
prix de marché sont en moyenne plus faibles la nuit que le jour, et donc
une réduction du coût des charges liées à l’électricité photovoltaïque.
Ainsi, pour 2009, par rapport à la méthode précédente, le coût unitaire
évité calculé sur une base horaire aurait été en moyenne de 49,1 €/MWh
sur l’année 2009, au lieu de 43 €/MWh, et il aurait induit une baisse des
charges dues au photovoltaïque de l’ordre de 1,5 %.
13
A compter des charges constatées 2011
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32
COUR DES COMPTES
L’objet de ce rapport n’étant pas d’analyser la politique
de soutien au PV, il ne comporte aucun commentaire sur les
conditions dans lesquelles ont été mises en place les mesures de
soutien et la nouvelle régulation, ni sur leurs conséquences
économiques, financières et industrielles.
On
constate
simplement
que,
comme
la
Cour
le
recommandait dans son insertion, le tarif d’achat de l’électricité
photovoltaïque n’est plus appliqué à « guichet ouvert » pour les
installations qui dépassent 100 kW et que, pour les autres projets,
les tarifs ont sensiblement diminué et continueront à le faire tant
que les objectifs fixés ne seront pas respectés trimestriellement ;
son développement est donc désormais mieux régulé, même si le
rythme de développement des projets relevant du « guichet
ouvert » reste soutenu et supérieur aux objectifs sur les 4 premiers
trimestres d’application du nouveau dispositif.
Toutefois, les capacités engagées avant le moratoire,
installées dans les années 2009 à 2012, et bénéficiant donc des
tarifs d’achat élevés antérieurement en vigueur, continueront à
peser sur les charges financées par la CSPE pendant la durée de
leurs contrats, c'est-à-dire 20 ans.
b)
Les autres énergies renouvelables
14
Le cas de la biomasse et du biogaz
Les tarifs d’achat de l’électricité produite à partir de la biomasse
ont évolué de manière différente selon le mode de production utilisé :
-
le tarif de l’électricité produite par
combustion de biomasse
(d’origine végétale ou animale) a légèrement diminué entre
2009 et 2011 ;
-
toutefois, l’appel d’offres de 2010 et les arrêtés tarifaires du 28
décembre 2009 et du 27 janvier 2011 n’auront pas d’effet avant
l’année 2013 compte tenu des délais de réalisation et de mise en
service des installations (estimés entre deux et trois ans) ;
14
Voir tableau de l’évolution des tarifs en annexe 4
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33
Tableau n° 7 :
Evolution du tarif de l’électricité produite par
combustion de la biomasse
Arrêtés
Tarif
Prime
Tarif 2002
Biomasse végétale : 4,9 c€/kWh
biomasse animale : 4,5 à 5 c€/kWh
Prime à l’efficacité énergétique : 0 à 1,2 c€
prime à l’efficacité énergétique : 0 à 0,3 c€
28
décembre
2009
4,5 c€/kWh
Prime selon critères de puissance,
ressources utilisées, efficacité énergétique :
8 à 13 c€
27 janvier
2011
4,34 c€/kWh
Prime selon critères de puissance,
ressources utilisées, efficacité énergétique :
7,71 à 12,53 c€
Source : site Internet du ministère chargé de l’écologie (DGEC)
-
le tarif de l’électricité produite à partir du
biogaz,
qui avait déjà
sensiblement augmenté en 2006, a été légèrement relevé en
2011 ;
Evolution du tarif de l’électricité produite à partir de biogaz
Date des arrêtés
Tarif selon la
puissance
Prime à l’efficacité
énergétique
10 juillet 2006
7,5 à 9 c€/kWh
entre 0 et 3 c€/kWh
19 mai 2011
8,121 à 9,745 c€/kWh
entre 0 et 4 c€/kWh
Source : site Internet du ministère chargé de l’énergie (DGEC)
-
le tarif de l’électricité produite à partir de la
méthanisation
a
très sensiblement augmenté en 2011.
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COUR DES COMPTES
Tableau n° 8 : Evolution du tarif de l’électricité produite par
méthanisation
Date des arrêtés
Tarif selon la puissance
Prime à l’efficacité énergétique
10 juillet 2006
7,5 à 9 c€/kWh
entre 2 et 5 c€/kWh
19 mai 2011
11,19 à 13,37 c€/kWh
entre 0 et 4 c€/kWh
+ prime pour traitement d’effluents
d’élevage : entre 0 et 2,6 c€/kWh
Source : site Internet du ministère chargé de l’écologie (DGEC)
L’ensemble de ces évolutions a pour objectif de faciliter le
développement de la production d’énergie à partir de biomasse,
notamment par méthanisation, qui reste relativement faible en France,
surtout en comparaison avec la situation en Allemagne, alors que cette
activité peut être intéressante pour les agriculteurs et aider à régler
d’autres problèmes, notamment en matière de pollution par les élevages.
Elle présente également un intérêt pour la valorisation des déchets et des
ordures ménagères.
Le cas de la petite hydraulique
Seule la petite production hydraulique (installation d’une puissance
inférieure à 12MW) bénéficie de l’obligation d’achat. Il n’y a pas eu
d’évolution récente du tarif d’achat de la petite production hydraulique
depuis l’arrêté du 1
er
mars 2007 qui a augmenté le tarif d’achat, dans des
proportions variables selon les installations.
En revanche, l’arrêté du 14 mars 2011 a précisé les conditions
auxquelles les contrats venant à expiration pourraient être renouvelés
15
.
Le mois d’octobre 2012 voit l’arrivée à échéance des contrats d’achats
signés en 1997 pour une durée de quinze ans (contrats dits H97). Les
exploitants ont donc le choix entre deux possibilités :
-
obtenir un nouveau contrat d’achat dans le cadre d’une
rénovation ; si celle-ci respecte les montants d’investissements
fixés par l’arrêté du 14 mars 2011, l’installation est réputée
mise en service pour la première fois et peut donc bénéficier du
15
Investissements cumulés sur une période de 5 ans de 1000€/kW installé pour une
puissance installée >300kW ; de 800€/kW pour une puissance installée <100kW ;
entre ces deux seuils interpolations linéaires.
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35
tarif d’achat en vigueur au moment du renouvellement
(actuellement celui du 1
er
mars 2007). Toutefois, un nouvel
arrêté tarifaire semble attendu depuis quelques mois pour
préciser notamment le traitement des contrats actuels qui
viennent à expiration ;
-
vendre leur production sur le marché, directement ou via une
plate-forme d’agrégation.
On note que la commission de régulation de l’énergie n’est pas
saisie pour avis
16
des arrêtés relatifs à la rénovation et ne peut donc pas
s’assurer que le tarif d’achat en vigueur entraîne une rémunération
normale au regard de l’investissement de rénovation consenti.
Tableau n° 9 : Evolution du tarif de l’électricité produite par la
petite hydraulique
Date des arrêtés
Tarif
durée contrat : 20 ans
Prime
25 juin 2001
5,49 à 6,1 c€/kWh
selon la puissance
prime entre 0 et 1,52c€/kWh
en hiver selon la régularité de la
production
1
er
mars 2007
6,07 c€/kW
prime entre 0,5 et 1,68 c€/kWh
en hiver selon la régularité de la
production
Source : site Internet du ministère chargé de l’écologie (DGEC)
Le cas de l’éolien
Les tarifs d’achat de l’électricité d’origine éolienne n’ont pas été
modifiés depuis l’arrêté du 17 novembre 2008
17
, qui avait lui-même repris
ceux du 10 juillet 2006 :
-
éolien terrestre : en 2012, le tarif s’élève à 8,5 c€/kWh pendant
10 ans, puis entre 2,9 et 8,5 c€/kWh pendant 5 ans selon les
16
La commission de régulation de l’énergie est toutefois invitée à participer aux
groupes de travail avec l’ensemble des parties prenantes préalablement à la rédaction
des arrêtés tarifaires.
17
8,2 c€/kWh pendant 10 ans, puis entre 2,8 et 8,2 c€/kWh pendant 5 ans selon les
sites.
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COUR DES COMPTES
sites, compte tenu de l’indexation annuelle du tarif prévue par
l’arrêté ;
-
éolien en mer : 13 c€/kWh pendant 10 ans, puis entre 3 et
13 c€/kWh pendant 10 ans selon les sites
Toutefois, en matière d’éolien en mer, l’année 2011 a été marqué
par le lancement d’un appel à projet, pour un total de 3 000 MW (mais
seulement 1 928 MW ont été retenus), dont le prix d’achat (environ
23 c€/kWh en 2020 sur la base de la délibération de la commission de
régulation de l’énergie du 5avril 2012
18
) sera sensiblement supérieur au
tarif d’achat existant, qui n’avait pas permis jusqu’à présent de
développer cette forme de production d’électricité en France.
Le cas de la géothermie
Il y a pas eu d’évolution depuis la forte augmentation des tarifs
d’achat de l’électricité produite par la géothermie et objet de l’arrêté du
23 juillet 2010, tant en métropole que dans les départements d’outre-mer
(DOM).
Tableau n° 10 : Evolution du tarif de l’électricité d’origine
géothermique
Date des arrêtés
Tarif
Prime à l’efficacité énergétique
10 juillet 2006
métropole : 12 c€/kWh
départements d’outre-
mer : 10 c€/kWh
métropole + départements
d’outre-mer :
entre 0 et 3 c€/kWh
23 juillet 2010
métropole : 20 c€/kWh
départements d’outre-
mer : 13 c€/kWh
métropole : entre 0 et 8 c€/kWh
département d’outre-mer : entre 0
et 3 c€/kWh
Source : site Internet du ministère chargé de l’écologie (DGEC)
18
D’après la délibération de la CRE du 5 avril 2012, le surcoût de l’éolien en mer sera
de 160 €/MWh par rapport au prix de marché de 66,5 €/MWh. Le prix d’achat sera
donc de 226,5 €/MWh en 2020, soit un prix d’achat moyen de 202 €/MWh en 2011.
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
37
En 2010-2011, les tarifs d’achat des différentes formes d’électricité
renouvelable ont fait l’objet d’une analyse générale qui a conduit à des
ajustements plus ou moins importants, souvent à la hausse (biogaz et
méthanisation notamment) mais parfois aussi à la baisse (PV,
combustion de la biomasse). Ces modifications sont faites en fonction de
l’évolution des coûts de production et des priorités gouvernementales qui
peuvent également intégrer des objectifs relevant d’autres politiques que
la politique énergétique (politique industrielle, politique agricole,
politique de protection de l’environnement…). Compte tenu des
puissances prévues pour les différentes formes d’électricité renouvelable
et du niveau des tarifs qui ont été relevés, l’ensemble tant globalement
vers un objectif de maîtrise de la croissance des coûts.
Ces modifications, dont les conséquences sont encore peu visibles dans
les charges de 2010 et 2011, seront plus sensibles à l’avenir et doivent
être prises en compte dans les estimations à moyen terme.
2 -
Les conditions d’achat de l’électricité produite
en cogénération
Les charges résultant des contrats d’achat de l’électricité produite
par cogénération constituent depuis l’origine et jusqu’en 2011 le premier
poste des charges de service public de l’électricité liées à l’obligation
d’achat en métropole (6,4 Md€ entre 2003 et 2010, soit 43 % des charges
de CSPE).
Le tarif d’achat de cette électricité produite en cogénération
n’a pas évolué depuis l’arrêté du 31 juillet 2001
: il est partagé entre
une prime fixe et une rémunération variable, proportionnelle au nombre
de kWh produits.
La
prime
fixe
rémunère
notamment
la
sécurité
d’approvisionnement et impose à l’installation de fonctionner en continu
à sa puissance maximale au cours de l’hiver.
La rémunération variable est bâtie sur une logique de coût de
combustible évité, en faisant l’hypothèse que la cogénération se substitue
à une centrale à cycle combiné au gaz ; elle est donc indexée sur le prix
du gaz naturel (tarif GDF-Suez). Suivant les prix du gaz, ce mode de
calcul conduit à une rémunération unitaire comprise entre 8 et 13 c€/kWh
(prime fixe incluse), très élevée en comparaison des prix de marché de
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COUR DES COMPTES
l’électricité. L’intérêt de ces centrales est de coupler la production
d’électricité à un débouché pour la chaleur coproduite, permettant ainsi
d’atteindre des efficacités énergétiques voisines de 80 % alors qu’une
centrale thermique classique ne dépasse pas les 60 % d’efficacité.
Les conditions économiques de ces contrats se sont révélées très
avantageuses et la filière s’est développée au-delà des prévisions initiales.
Les conditions d’achat de l’électricité ont été si favorables que, souvent,
les producteurs, désireux d’étendre leur parc pour en profiter, ont consenti
un fort rabais sur le prix de vente de la chaleur au consommateur,
détournant donc l’intérêt du dispositif qui ne visait à l’origine qu’à éviter
le gaspillage de l’énergie « fatale », sous-produit de la production
d’électricité.
Aussi
plusieurs dispositions législatives ont-elles cherché à
restreindre l’application de l’obligation d’achat à la cogénération
:
d’une part la loi du 10 février 2000
19
a restreint le bénéfice de l’obligation
d’achat aux nouvelles installations de puissance inférieure ou égale à
12 MW ; d’autre part, l’article 33 de la loi du 9 août 2004
20
a limité à
«
une seule fois
» la possibilité pour une installation de bénéficier d’un
contrat d’obligation d’achat en matière de cogénération. La très grande
majorité des contrats, conclus entre 1997 et 1999 pour une durée de
12 ans, sont arrivés à échéance entre 2009 et 2011 et ne devraient donc
pas être reconduits.
Le coût de la cogénération aurait donc dû diminuer rapidement.
Cependant un
décret pris en 2005
21
a instauré un dispositif au
terme duquel «
est considéré comme mise en service pour la première fois
une installation existante ayant fait l’objet d’investissements de
rénovation dont le montant et la nature correspondent, pour la filière
considérée, aux critères fixés par arrêté du ministre chargé de
l’énergie
», ce qui permet donc de bénéficier d’un
renouvellement des
contrats d’achat
et de contourner les dispositions introduites par voie
législative un an plus tôt.
L’arrêté du 14 décembre 2006 relatif à la rénovation des
installations de cogénération d’électricité et de chaleur a fixé les
conditions d’application du décret de 2005, pour la cogénération, à un
19
Article 10 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000, relative à la modernisation et au
développement du service public de l’électricité
20
Loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz
et aux entreprises électriques et gazières
21
Décret n° 2005-1149 du 7 décembre 2005 relatif à la rénovation des installations de
production d’électricité sous obligation d’achat et modifiant le décret n°2001-410 du
10 mai 2001
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
39
niveau relativement faible, puisqu’il suffit d’un niveau d’investissement
égal à la moitié, voire le tiers de l’investissement initial
22
, pour obtenir le
renouvellement d’un contrat aux mêmes conditions tarifaires que pour
une nouvelle installation, créant donc un effet d’aubaine.
Dans ces conditions, d’après la commission de régulation de
l’énergie, un peu plus de la moitié des installations de puissance
inférieure ou égale à 12 MW arrivées au terme de leur contrat d’achat
optent pour la rénovation. Compte-tenu de la sortie des installations de
plus de 12 MW (2,4 GW sur les 4,7 GW sous obligation d’achat avant
2010) t du très faible flux de nouvelles installations entrant dans le
dispositif (3 à 5 par an), la capacité de production du parc devrait être de
2 700 MW en fin 2012, et tendre vers 1500 MW fin 2014.
La recommandation de la Cour qui s’interrogeait sur
l’opportunité de continuer à soutenir l’électricité produite par
cogénération,
filière qui ne figure pas parmi les priorités
gouvernementales,
n’a fait l’objet d’aucun commentaire des
ministres dans leurs réponses et n’a donné lieu à aucune
modification des conditions d’achat de cette filière qui continue
donc à peser sur les comptes de la CSPE alors que les contrats
d’achat auraient dû pratiquement tous disparaitre en 2013.
Toutefois
le
dispositif
actuel
qui
s’applique
à
la
cogénération devrait conduire à une division par 3 de la puissance
installée bénéficiant des tarifs d’achat entre 2010 et 2014.
3 -
Obligation d’achat en métropole : modification de la méthode
de calcul du coût évité
Comme on le verra ultérieurement, une part importante des écarts
entre prévisions et réalisations en matière de CSPE est due à la volatilité
des prix de référence, c'est-à-dire des prix du marché, qui sont utilisés
pour faire les calculs de charges liées à l’obligation d’achat (contrat
d’achat en application d’un tarif d’achat ou résultant d’un appel d’offres)
en métropole.
22
Il faut que le cumul des investissements sur 3 ans soit au moins égal à 350 €/kW
installé au début de la période de rénovation, avec une formule d’actualisation de ce
montant.
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40
COUR DES COMPTES
Ces charges sont le résultat de la différence entre :
-
le coût d’achat, correspondant aux versements effectués par les
acheteurs obligés (essentiellement EDF) en faveur des
producteurs (d’énergies renouvelables ou de cogénération)
conformément aux tarifs d’achat en vigueur ou aux prix de
vente issus d’un appel d’offres ;
-
le coût évité à ces acheteurs, c'est-à-dire le coût de l’électricité
qu’ils auraient achetée s’ils n’avaient pas été soumis à
l’obligation d’achat.
En application des dispositions de la loi du 10 février 2000
23
, le
coût évité est déterminé en
référence au prix de marché
24
, mais la
détermination de ce dernier n’est pas évidente.
Jusqu’à une délibération de la commission de régulation de
l’énergie du 25 juin 2009, les charges prévisionnelles au titre de l’année
N+1 étaient calculées, l’année N, en référence aux prix observés l’année
N sur les marchés à terme pour une livraison l’année N+1, alors que les
charges constatées de l’année N+1, calculées en N+2, l’étaient en
référence aux prix du marché
spot
day-ahead
25
constatés a posteriori
.
Cette différence de méthodes entre le calcul des charges
prévisionnelles au titre d’une année et celui des charges constatées au titre
de la même année, associée à la forte volatilité des prix spot, a eu un
impact sur la trésorerie d’EDF et a provoqué de fortes variations de la
contribution unitaire nécessaire pour couvrir les charges, avec un impact
sur les consommateurs.
23
Article 5 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000
23
relative à la modernisation et au
développement du service public de l’électricité
24
Sauf pour les ELD (entreprises locales de distribution), pour lesquels il est calculé
par référence aux tarifs de cession et aux prix de marché, à proportion de leurs achats
respectifs à ces conditions.
25
Le prix
day-ahead
est le prix des produits spot ou au comptant livrés au maximum
le lendemain de leur achat (prix fixé en J pour J+1) ; fixé tous les jours sur EPEX Spot
(bourse d’échange), il reflète l'équilibre de court terme entre l'offre et la demande.
C’est un prix horaire qui possède une forte volatilité en raison des variations
imprévues concernant aussi bien l'offre (arrêt intempestif d'une centrale, par exemple)
que la demande (température plus basse que prévu, par exemple).
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
41
Tableau n° 11 : Prix moyen pondéré par les volumes d’achat
utilisé pour le calcul du coût évité par les obligations d’achat
d’EDF en métropole
€/MWh
Prévisionnel
Constaté
2002
24,9
22,1
2003
24,9
28,9
2004
28,2
28,6
2005
35,0
50,5
2006
47,2
55,1
2007
63,6
45,3
2008
68,6
66,4
2009
77,8
44,7
2010
54,5
47,9
2011
54,6
2012
56,8
Source : commission de régulation de l’énergie
Ainsi, les charges constatées au titre de 2007 se sont révélées
supérieures de plus de 480 M€ aux charges prévisionnelles au titre de
l’obligation d’achat en métropole du fait de l’écart entre le prix de
référence utilisé pour les prévisions et celui constaté pour le calcul des
réalisations. A l’inverse, pour les mêmes raisons, les charges constatées
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42
COUR DES COMPTES
au titre de 2006 ont été inférieures de plus de 150 M€ à celles qui avaient
été prévues, pour la part correspondant à l’obligation d’achat.
Par une délibération du 25 juin 2009, la commission de régulation
de l’énergie a donc modifié les références de prix de marché utilisées
pour le calcul du coût évité des contrats sans différenciation
horosaisonnière
26
(92 % des contrats d’obligation d’achat) conclus par
EDF en métropole, en distinguant :
-
le coût évité par la production considérée comme « quasi
certaine », pour laquelle les estimations prévisionnelles comme
les résultats constatés seront calculés en utilisant les prix des
produits à terme. En pratique cela signifie que les résultats
constatés sont calculés avec le même « prix de marché » que
celui qui a été utilisé pour les estimations, quel que soit ce qui
s’est passé sur les marchés pendant l’année considérée ;
-
le coût évité par la production qui n’est pas certaine (aléatoire) :
il continue d’être calculé en utilisant les prix
spot
réellement
constatés pendant l’année (prix
day-ahead « France » sur
EPEX SPOT).
Pour chaque filière, les coefficients de puissance quasi-certaine,
puissance disponible à tout instant sur la période de temps considérée
avec une probabilité de l’ordre de 90 %, ont été arrêtés par la commission
de régulation de l’énergie pour les années 2010, 2011 et 2012 (voir
tableau ci-dessous). Ils devront ensuite être régulièrement actualisés. En
2010, le volume de production quasi-certaine (environ 11 TWh)
représente environ un tiers de la production sous obligation d’achat.
26
Certaines
installations
bénéficient
de
contrats
d’achat
à
différenciation
horosaisonnière, ce qui signifie que la rémunération du producteur par EDF dépend du
moment où il produit son électricité. Il s’agit essentiellement de production
hydraulique et de cogénération. Pour ces contrats, le mode de calcul du coût évité, en
référence aux prix du marché, n’a pas changé.
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
43
Tableau n° 12 : Coefficient de puissance quasi certaine
de 2010 à 2012
Cogénération
Biogaz/biomasse/
incinération
Eolien
Hydraulique
Autres*
Hiver
80 %
80 %
15 %
20 %
0 %
Eté
0 %
50 %
5 %
10 %
0 %
Source : délibération de la commission de régulation de l’énergie du 25 juin 2009
* Photovoltaïque, géothermie
et autres (divers et petites installations)
Ce nouveau calcul du coût évité pour les obligations d’achat en
métropole continentale change l’exposition au risque d’EDF qui
demandait son application : si EDF n’avait pas été soumise à l’obligation
d’achat et à ses tarifs réglementés, elle aurait acheté autant que possible
l’électricité correspondante à l’avance, donc « à terme » sur le marché de
gros. Elle n’aurait en effet pas pris le risque de l’acheter au dernier
moment à un prix « spot » très volatil.
La nouvelle hypothèse reflète donc mieux le coût évité. Elle réduit
l’exposition au risque de l’acheteur comme celle des consommateurs.
EDF n’a plus désormais à se couvrir contre ce risque d’évolution du prix
du marché spot, sachant que, de toute façon, le montant définitif de la
CSPE sera calculé à partir du montant pris en compte dans les prévisions.
A titre d’illustration, la simulation de l’application de cette
méthode à l’année 2007 aurait fait apparaître un écart entre coût évité
prévisionnel et coût évité constaté dix fois moins élevé que la méthode
précédente.
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44
COUR DES COMPTES
Tableau n° 13 : Coût évité : simulation des méthodes pour 2007
M€
Méthode avant la
délibération du
25/06/2009
Nouvelle méthode
Coût évité prévisionnel 2007
1 575,0
1 448,5
Coût évité constaté 2007
1 157,8
1 405,8
Différence
- 417,2
- 42,7
Source : commission de régulation de l’énergie
Cette nouvelle méthode de calcul du coût évité pour les
obligations d’achat en métropole continentale, qui réduit donc
sensiblement la part de volatilité attachée à l’évolution des prix du
marché, sera appliquée pour la première fois pour le calcul des
charges constatées au titre de 2012, après une période de
transition en 2010 et 2011.
4 -
Les charges de service public dans les zones non
interconnectées
Les tarifs d’achat dans les zones non interconnectées (ZNI) ont peu
évolué depuis 2010, à l’exception de :
-
la
géothermie
: l’arrêté tarifaire du 23 juillet 2010 a augmenté
de 30 € le prix du MWh (130 €/MWh vs 100 €/MWh dans
l’arrêté du 10 juillet 2006) et maintient la prime à l’efficacité
énergétique entre 0 et 30 €/MWh. L’installation Bouillante 1 en
Guadeloupe a été rénovée et bénéficie désormais du nouveau
tarif d'achat
27
;
-
le
photovoltaïque
: l’arrêté du 4 mars 2011 unifie les tarifs
applicables dans les départements d’outre-mer et en métropole,
à la différence des arrêtés antérieurs. Il provoque une
diminution significative des tarifs applicables et donc une
27
En métropole, l’installation géothermique de Soultz-sous-Forêts a conclu un contrat
d’achat et bénéficie de ce tarif. L’impact sur la CSPE est toutefois minime.
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
45
baisse des charges de CSPE générés par les nouveaux MW
installés.
Il n’y a eu aucune modification concernant la
bagasse
au cours des
trois dernières années. Le dernier arrêté tarifaire en date est celui du 20
novembre 2009 qui, afin d’encourager l’utilisation de la bagasse, énergie
compétitive dans les dans les zones non interconnectées, a créé une prime
variable complémentaire de 13 €/tonne de canne pour les installations
existantes et a arrêté le tarif d’achat de l’énergie fournie à partir de la
bagasse dans les installations nouvelles en fonction de leur taille mais
son
impact financier ne s’est répercuté qu’en 2011
. La commission de
régulation de l’énergie a évalué l’impact financier de la « prime-bagasse »
pour les installations existantes à environ 33.8 M€, qui s’ajoutent aux
surcoûts liés aux contrats d’achat de production d’électricité à partir de
cette source d’énergie
28
. Les évolutions futures seront liées aux
éventuelles mises en service de nouveaux moyens de production pouvant
fonctionner à la bagasse. Ainsi, sont actuellement prévus 15 MW en
Guadeloupe, 34 MW à La Martinique et 46 MW à la Réunion.
On rappelle que dans les zones non interconnectées, les surcoûts de
l’obligation d’achat sont calculés par rapport à la part de la production
dans les tarifs réglementés de vente.
En ZNI, l’application de la nouvelle régulation sur le PV
va provoquer une baisse de la croissance des charges générées par
les nouvelles installations, limitant de fait la hausse des charges de
CSPE.
En revanche, les modifications concernant la production
d’électricité utilisant la bagasse, qui résultent de l’arrêté du 20
novembre 2009, ont commencé à se faire sentir dès les résultats
constatés en 2010 et ont un impact notable sur les charges en ZNI.
5 -
Les tarifs sociaux
Le tarif de première nécessité (TPN) est entré en vigueur le
1
er
janvier 2005
29
. Il devrait bénéficier à toute personne titulaire d’un
28
Annexe 1 de la délibération
de la CRE en date du 7 octobre 2010
portant
proposition relative aux charges de service public de l’électricité et à la contribution
unitaire pour 2011
.
29
Décret n° 2004-325 du 8 avril 2004 relatif à la tarification spéciale de l’électricité
comme produit de première nécessité
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46
COUR DES COMPTES
contrat de fourniture d’électricité dont le foyer a des ressources annuelles
inférieures ou égales au plafond ouvrant droit à la couverture maladie
universelle (CMU) complémentaire
30
. Ce tarif consiste en une réduction
de 40 à 60 % par rapport au tarif réglementé de vente en fonction de la
composition du foyer, dans la limite de 100 kWh par mois (soit en
moyenne 95 € TTC de réduction annuelle, environ 15 % de la facture en
moyenne). En outre, il donne droit (décret du 26 juillet 2006) à la gratuité
de la mise en service et à un abattement de 80 % sur les interventions
pour impayés. Ces pertes de recettes et frais supplémentaires font l’objet
d’une compensation financée par la CSPE, au profit des opérateurs
concernés (2,3 % de la CSPE en 2010).
En outre, les charges supportées du fait du tarif de première
nécessité donnent la possibilité aux opérateurs de bénéficier d’une
compensation en cas de participation au dispositif en faveur des
personnes en situation de précarité. Cette compensation peut s’élever
jusqu’à 20 % des charges dues au titre du TPN, dans la limite du concours
financier de l’opérateur au fonds de solidarité pour le logement (arrêté du
24 novembre 2005).
Plusieurs évolutions récentes vont avoir un impact sur le montant
de la compensation versé à ce titre :
-
le
décret 2012-309 du 6 mars 2012
relatif à l’
automatisation
des procédures d’attribution des tarifs sociaux de l’électricité
et du gaz naturel
a pour objectif de simplifier l’attribution de
ces tarifs. Il a étendu le bénéfice du tarif de première nécessité
de manière automatique, sauf refus, à tous les ayant droit à la
CMU-complémentaire alors qu’auparavant les bénéficiaires
devaient en faire la demande exprès en complétant une
attestation qui leur était envoyée. Le nombre de bénéficiaires,
qui était de 642 000 fin 2010, devrait donc sensiblement
augmenter puisque les ayants droit sont estimés entre 1,5 et
2 millions de foyers. La commission de régulation de l’énergie
considère toutefois que la procédure, bien que simplifiée par
rapport à la situation précédente, reste encore trop complexe,
en
raison du nombre d’acteurs qu’elle fait intervenir et des
nombreux flux d’information qui transitent entre eux
31
. Elle ne
30
648 €/mois pour un célibataire, 1 360 €/mois pour un couple avec 2 enfants
31
La commission de régulation de l’énergie considère que cette procédure génère des
surcoûts de gestion importants au regard du montant des réductions consenties (de
l’ordre de 8 % des charges prévisionnelles du tarif de première nécessité (TPN)). A
minima, pour simplifier la procédure, améliorer l’accessibilité de ce tarif et contribuer
à l’ouverture des marchés, la CRE considère que la mise en oeuvre de ce tarif devrait
être ouverte aux fournisseurs alternatifs, comme pour le tarif social du gaz. En effet,
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EVOLUTION DES REGLES CONCERNANT LA CSPE
47
prévoit donc pas que tous les ayants droit seront concernés dès
2012 (prévisions commission de régulation de l’énergie pour
2012 : environ 70 % des ayants droits estimés à 1,5 M, soit
1 076 000 clients concernés) comme EDF qui retient un
nombre de bénéficiaires
en 2012 égal à 1,1 million ;
-
l’arrêté du 23 décembre 2010
a revu à la
hausse de 10 points
le niveau des réductions de factures
que l’arrêté précédent du
5 août 2008 avait fixé à :
30 % pour 1 unité de consommation dans le foyer
bénéficiaire (UC) ;
40 % pour un nombre d’UC compris entre 1 et 2 ;
50 % pour un nombre d’UC supérieur ou égal à 2.
-
L’arrêté du 23 décembre 2010 a augmenté ces taux de
réduction de 10 points pour les faire passer à 40 à 60 % en
fonction du nombre d’unité de consommation, soit une
majoration de la réduction moyenne d’environ 16 € par an hors
taxes. Dans son avis, daté du 23 décembre 2010, la commission
de régulation de l’énergie avait évalué à 10 M€ les charges
supplémentaires
induites
par
la
revalorisation,
soit
+0,03€/MWh, à nombre de bénéficiaires constants (650 000).
En outre, l’effet cumulé de ces deux types d’évolution, qui
augmente le montant des charges au titre du tarif de première nécessité,
augmente aussi le montant possible de
compensation des concours
financiers versés par les opérateurs,
notamment
au fonds de solidarité
pour le logement (FSL). Ainsi, dans le cas d’EDF, pour un versement au
FSL de 22,3 M€ en 2009, seuls 11 M€ étaient compensés par la CSPE
(soit 20 % des 53 M€ de charges liées au TPN en 2009) ; si les charges du
TPN doublaient, la quasi-totalité du versement au fond de solidarité pour
le logement d’EDF serait compensée (pour un montant versé au fond de
solidarité pour le logement identique).
aujourd’hui, un client d’un fournisseur alternatif doit revenir chez le fournisseur
historique (EDF ou ELD) pour bénéficier du tarif de première nécessité.
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48
COUR DES COMPTES
_______________________CONCLUSIONS______________________
Si l’on fait la synthèse des évolutions récentes des textes
concernant la CSPE et que l’on se réfère aux recommandations de la
Cour dans son Rapport public 2011, on constate que :
- des progrès ont été faits pour maîtriser certains facteurs de
croissance des charges de service public de l’électricité, notamment pour
la filière photovoltaïque ;
- en revanche, aucune évolution des textes n’a été constatée
concernant la cogénération ;
- aucune modification n’est venue clarifier le statut fiscal de la
CSPE. Certes, pour 2012, l’augmentation de la contribution unitaire a
été votée directement par le Parlement, pour en permettre une
application anticipée dès la mi-2011 pour la moitié de cette
augmentation. Mais cette décision exceptionnelle n’a pas vocation à se
reproduire systématiquement ;
- comme l’indiquaient les réponses des ministres, aucune évolution
ne va dans le sens d’un réexamen du financement du soutien aux énergies
renouvelables et des autres charges de service public de l’électricité, par
le consommateur d’énergie ;
- en revanche, des modifications permettant des calculs plus
cohérents et allégeant le poids de la volatilité des prix de marché ont été
décidées par la commission de régulation de l’énergie en 2009 ;
- enfin, certaines évolutions vont dans le sens d’une augmentation
des charges, mais de manière limitée, notamment en matière de tarifs
sociaux.
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Chapitre II
Evolutions constatées de la CSPE
en 2010
En termes de résultats constatés, nous disposons aujourd’hui d’une
année supplémentaire, l’exercice 2010, par rapport aux données
disponibles et utilisées pour la rédaction du rapport public de 2011.
I
-
Evolution globale des charges et des recettes
en 2010
En 2010, les charges constatées au titre de l’année sont quasiment
stables (- 1,2 %) par rapport à celles de l’année précédente, qui étaient,
pour leur part, en très sensible augmentation par rapport à celles de
l’année précédente (+ 45 %).
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50
COUR DES COMPTES
Tableau n° 14 : CSPE : Evolutions constatées 2003 -2010
En M€
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009***
2010
2010/
2009
Contrats
d’achats*
1 004,8
1 102,1
815,2
878,4
1 183,4
882,5
1 563,6
1 574,4
+ 0,7 %
dont
cogénération*
803,8
838,4
676,6
713,2
803,4
828,8
950,6
823,1
- 13,4 %
dont EnR*
142,0
201,3
89,1
110,7
322,5
-4,9
561.1
706,7
+ 25,9 %
dont autres*
59,0
62,4
49,5
54,6
57,5
58,6
51,9
44,6
- 14,0 %
Péréquation
tarifaire**
409,9
431,2
564,2
661,5
762,3
897,1
1 056,6
1 018,3
- 3,6%
Dispositions
sociales
0
2,0
23,7
34,4
43,9
59,2
66,3
61,7
- 6,9 %
Total des
charges
constatées au
titre de l’année
(a)
1 414,7
1 535,3
1 403,1
1 574,3
1 989,5
1 838,8
2 686,5
2 654,5
- 1,2 %
Assiette
prévisionnelle
(en TWh)
442,2
380
378
369
383
384,1
391,0
375,1
- 4,1 %
Contribution
unitaire
appliquée
(€/MWh)
3,3
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
Recettes
constatées de
l’exercice(b)
1 219,1
1 654,6
1694,1
1 670,5
1 466,2
1694,2
1 655,5
1 935,8
+ 16,9%
Déficit de
l’année
(c = a-b)
196
-119
-291
-96
523
145
1 031
719
- 30 %
Source : commission de régulation de l’énergie
*
en
métropole
continentale,
donc
hors
zones
non
interconnectées
(ZNI)
** surcoûts de production + surcoûts dus aux contrats d’achat dans les dans les zones non
interconnectées et à Mayotte
*** La commission de régulation de l’énergie a ajouté les reliquats de charges 2009 qui ont été
déclarés par EDF en 2011 et non 2010
****hors frais de gestion de la Caisse des dépôts et consignations
Cette stabilité des charges de l’année 2010 par rapport à celles de
l’année 2009 est essentiellement le résultat de deux évolutions de sens
inverse :
-
une diminution de 13,4 % des charges liées aux contrats d’achat
de cogénération (- 127,3 M€), complétée par une faible
évolution à la baisse des coûts liés à la péréquation tarifaire
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EVOLUTIONS CONSTATEES
DE LA CSPE
EN 2010
51
dans les dans les zones non interconnectées (-1,4 %, soit
14,9 M€) ;
-
une forte augmentation de 26,6 % des charges liées aux contrats
d’achat d’énergies renouvelables en métropole (+ 146,8 M€).
En matière de recettes, le maintien de la contribution unitaire à
4,5 €/MWh, au lieu du montant de 6,5 €/MWh proposé par la commission
de régulation de l’énergie, conduit à un nouveau déficit de 968 M€, Pour
calculer le déficit à la fin de l’exercice 2010, il faut sommer les déficits et
y ajouter le déficit 2002 de 200 M€.
Le déficit cumulé est de 2 308 € fin
2010.
II
-
Evolution des différents types de charges en
2010 par rapport à 2009
A - Les charges dues aux contrats d’achat en métropole
1 -
La cogénération
Comme prévu, du fait de la sortie progressive des installations de
cogénération du dispositif tarifaire initial, les charges dues à la
cogénération ont recommencé à baisser (- 13,4 % soit – 127,3 M€) après
une année 2009 très « couteuse » du fait notamment de la prise en
compte, avec effet rétroactif au 1
er
janvier 2006, de la taxe intérieure sur
la consommation de gaz naturel (TICGN) dans la composante de
rémunération du gaz du tarif d’achat de cogénération
32
.
On constate que, pour les raisons rappelées précédemment, les
coûts liés à la cogénération restent très élevés et représentent encore plus
de 30 % des charges totales.
2 -
Les énergies renouvelables
Le
prix de marché
pris en compte pour calculer le coût évité
« réel » en 2010 (47,9 €/MWh) étant
supérieur à celui de 2009
(44,7 €/MWh), cette situation a réduit, dans les comparaisons 2009/2010,
l’impact de l’augmentation en 2010 des volumes achetés ainsi que celle
des prix unitaires d’achat pour certaines énergies renouvelables.
32
En application de l’article 135 de la loi de finances rectificative pour 2008 du 30
décembre 2008
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52
COUR DES COMPTES
Tableau n° 15 : Evolution des charges dues aux contrats d’achat
d’énergies renouvelables en métropole
En M€*
2007
2008
2009
2010
2010/2009
Eolien
158,8
80,9
319,2
344,1
+ 8 %
Photovoltaïque
1,1
7,8
54,3
208,9
+ 285 %
Hydraulique
111,3
-70
115,5
80,7
- 30 %
Géothermie
0
0
0
0
Biomasse
16,6
9,2
20,9
29,5
+ 41 %
Biogaz
10,1
4,3
25,1
30,0
+ 20%
Incinération ordures ménagères
24,6
-37
26,0
13,5
- 48 %
Total
322,5
-4,9
561,1
706,7
+ 26 %
Source : commission de régulation de l’énergie
*les charges intègrent des reliquats constatés 2 ou 3 ans après l’année considérée
L’essentiel de la progression des charges (+ 145,6 M€) est dû au
développement de
l’électricité photovoltaïque
dont le volume de
production augmente (multiplication par un facteur 4 environ) mais aussi
le coût d’achat unitaire du MWh (+ 5,1 %, de 515,8 €/MWh en 2009 à
542,4 €/MWh en 2010), en raison de l’accroissement du volume
d’installations intégrées au bâti, qui bénéficient un tarif supérieur aux
autres types d’installation. En 2010, la majorité des projets raccordés
étaient des projets en file d’attente éligibles à l’arrêté de 2006 ; la mise en
service de très nombreuses installations au tarif de 60c€/kWh sans
limitation de puissance masque l’effet des décisions prises au cours de
l’exercice visant à diminuer fortement le tarif d’achat et à réserver les
tarifs les plus élevés aux installations de plus faibles puissances.
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EN 2010
53
Tableau n° 16 : Achats d’énergies renouvelables en métropole :
évolution des volumes et des prix entre 2009 et 2010
En M€
2009
2010
Evolution
des charges
2010/2009
Volume
d’achat
(TWh)
Coût unitaire
d’achat
(€/MWh)
Volume
d’achat (TWh)
Coût unitaire
d’achat
(€/MWh)
Eolien
7,7
84,7
9,7
84,2
+ 8 %
Photovoltaïqu
e
0,1
515,8
0,4
542,4
+ 285 %
Hydraulique
6,0
60,8
6,6
60,2
- 30 %
Géothermie
Biomasse
0,4
94,4
0,6
98,4
+ 41 %
Biogaz
0,6
83,5
0,8
85,7
+ 20%
Incinération
ordures
ménagères
2,7
52,1
2,8
52,5
- 48 %
Prix de
marché
moyen
44,7 €/MWh
47,9 €/MWh
Source : commission de régulation de l’énergie
Les charges relatives à
l’éolien
augmentent de 24,9 M€ (+ 8 %)
par rapport à 2009 mais ce chiffre est un peu trompeur, le montant de
l’année 2009 ayant été augmenté par le report de 2008 sur 2009 de la
mise en service de plusieurs installations dans l’attente de la publication
d’un arrêté tarifaire intervenu en novembre 2008. Les résultats de l’année
2010 sont donc marqués par une sensible augmentation de la production
électrique éolienne (+ 26%, 7,7 TWh en 2009 ; 9,7 TWh en 2010) du fait
de la mise en service de nouvelles installations et parce que l’année 2010
a été particulièrement ventée.
La diminution de 30 % des charges de la
petite hydraulique
entre
2009 et 2010, malgré une progression de 10 % des volumes achetés
(grâce aux travaux de rénovation et à une hydraulicité favorable),
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COUR DES COMPTES
s’explique essentiellement par l’évolution du prix de marché de référence
plus faible en 2009.
Pour l
a biomasse et le biogaz
, leurs taux de progression sont dû
essentiellement à la forte progression des volumes achetés (+ 46 % pour
la biomasse, + 25 % pour le biogaz), même si ces derniers restent faibles
(0,6 TWh pour la biomasse ; 0,7 TWh pour le biogaz), confortée par
l’augmentation des coûts unitaires d’achat (+ 4 % pour la biomasse ;
+ 2,6 % pour le biogaz).
Enfin, la diminution des charges liées à
l’incinération d’ordures
ménagères
est uniquement due à l’augmentation du prix du marché entre
2009 et 2010, qui a plus que compensé l’augmentation de la production.
B - Les charges dues à la péréquation tarifaire dans les
zones non interconnectées
Les charges liées à la péréquation tarifaire en zones non
interconnectées restent globalement relativement stables (-1,4 %) mais
avec une répartition qui évolue : la part liée aux surcoûts de production
décroit (- 14,4 %) ; les coûts liés aux contrats d’achat augmentent
(+ 57,3 %).
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EN 2010
55
Tableau n° 17 : Péréquation applicable aux zones non
interconnectées : évolution des volumes et des prix
entre 2009 et 2010
En M€
2009**
2010
2010/2009
Volume
d’achat
(TWh)
Coût
unitaire
d’achat
(€/MWh)
charges
totales
(M€)
Volume
d’achat
(TWh)
Coût
unitaire
d’achat
(€/MWh)
Charges
totales
(M€)
Evolution des
charges
Total péréquation
1 033,2
1 018,3
- 1,4 %
Surcoût production
846,4
724,4
- 14,4 %
Contrats d’achat dt
186,8
293,9
+ 57,3 %
Eolien
0,1
98,7
5,2
0,09
88,8
3,8
- 27 %
Photovoltaïque
0,03
406,5
12,5
0,10
439,9
40,9
+ 227 %
Hydraulique
0,08
71,4
2,2
0,07
75,4
2,2
0 %
Géothermie
0,05
78,1
1,6
0,01
68,3
0,3
- 81 %
Biomasse
0,0
0
0
0
Biogaz
0,01
82,75
0,5
0,02
93,2
0,8
+ 60 %
Incinération
ordures ménagères
0,03
63,2
0,5
0,02
64,8
0,4
- 20 %
Interconnexion
0,28
79,4
10,4
0,34
72,6
10,5
+ 1 %
Bagasse/charbon
1,81
111,4
115,7
1,93
134,4
168,2
+ 45 %
Thermique
0,32
167,3
38,3
0,36
232,4
66,6
+ 74 %
Prix moyen de la
PPTV*
46,5 €/MWh
46 €/MWh
Source : commission de régulation de l’énergie
* Part production dans les tarifs de vente d’électricité
** Hors reliquats
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COUR DES COMPTES
Pour les différents contrats d’achat, les évolutions les plus notables
concernent :
-
la
bagasse charbon
dont le coût progresse de 45 % (115,7 M€
en 2009 ; 168,2 M€ en 2010) et qui représente 57 % des coûts
liés aux contrats d’achat en 2010 (62 % en 2009) du fait des
nouveaux investissements mais aussi de l’augmentation du prix
d’achat consécutive à l’introduction de la « prime bagasse » et à
la hausse des prix du charbon ;
-
l’électricité
photovoltaïque
dont le coût progresse de 227 %,
mais qui reste à une échelle encore modeste en volume comme
en coût (12,5 M€ en 2009 ; 40,9 M€ en 2010) ;
-
l’évolution constatée en 2010 de la répartition entre surcoûts de
production et contrats d’achat va s’accentuer à l’avenir avec le
changement de statut des installations d’EDF dans les zones
non interconnectées, qui ont été filialisées, ce qui provoque un
changement du type de coût supporté par EDF
33
, mais sans
conséquence sur le montant total.
C - Les charges dues aux dispositions sociales
En 2010, les charges liées à la mise en oeuvre des dispositions
sociales, notamment du tarif de première nécessité, ont diminué de 7 %.
Cette baisse est principalement due à la baisse du nombre des
bénéficiaires. Au 31 décembre 2010, 615 000 clients bénéficiaient de la
tarification de l’électricité comme produit de première nécessité, ce qui
représente une baisse de 35 % par rapport au 31 décembre 2009. Il
semble que beaucoup de nouveaux ayant-droits n’aient pas exercé leur
droit d’éligibilité. Par ailleurs, cette baisse fait suite à une augmentation
importante en 2009.
III
-
Comparaisons des prévisions de la
commission de régulation de l’énergie
et des réalisations en 2010
Si les résultats de l’année 2010 sont très proches de ceux de 2009,
les écarts entre résultats et prévisions sont sensibles (+ 19 %, 422 M€).
33
Les surcoûts de production d’EDF se transforment en surcoûts liés aux contrats
d’achat entre EDF et sa filiale
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EN 2010
57
Les principaux écarts entre les prévisions de la commission de
régulation de l’énergie et les réalisations en 2010 portent sur
les contrats
d’achat en métropole
(335 M€ sur un écart total de 422 M€), avec deux
explications complémentaires portant sur les deux principaux types de
contrats d’achat :
-
en matière de
cogénération,
les fortes variations du prix du
gaz, sur la base duquel le prix d’achat de l’énergie de la
cogénération est indexé, ont affecté les résultats de l’exercice ;
mais on retrouve également une persistance de la production de
la cogénération plus forte que prévue ;
-
en matière d’énergies renouvelables, l’essentiel de l’écart
(139 M€ sur 179 M€) s’explique par la
volatilité des prix de
marché
et son effet sur le calcul du coût évité. Le prix moyen
pondéré avait été estimé à 54,5 €/MWh, alors que le prix
constaté utilisé pour le calcul des réalisations n’est que de
47,9 €, ce qui augmente automatiquement les charges à
compenser par rapport à la prévision. Comme on l’a vu
précédemment, cet élément d’incertitude dans les prévisions va
bientôt disparaître pour la production quasi certaine.
Par ailleurs, d’autres hypothèses qui fondaient les estimations se
sont révélées inappropriées : elles portent surtout sur le
coût unitaire
d’achat moyen
plus que sur les volumes d’achat eux-mêmes, en
particulier pour l’électricité photovoltaïque (coût unitaire d’achat prévu à
574 €/MWh contre 542 €/MWh réalisé) et pour la biomasse
34
(coût
unitaire d’achat prévu à 113 €/MWh contre 98 €/MWh réalisé)
En ce qui concerne
les charges dues à la péréquation
dans les
zones non interconnectées, l’écart d’une centaine de millions entre les
prévisions (917,8 M€) et les réalisations (1 018,3 M€) s’explique pour les
deux tiers (+ 69 M€) par un écart sur les surcoûts de production du fait de
l’évolution des coûts des combustibles et pour un tiers (31 M€), par un
écart sur les contrats d’achat, notamment du fait d’un coût d’achat de
l’électricité produite par la bagasse/charbon supérieur aux prévisions.
34
Les prévisions des charges de biomasse sont faites par la commission de régulation
de l’énergie en tenant compte des appels d’offres lancés par le gouvernement. Il
s’avère in fine que le taux de réalisation actuel des appels d’offre dit CRE1, CRE2 et
CRE3 a été très faible (de l’ordre de 30 %). Les charges prévisionnelles s’appuyaient
sur des hypothèses plus optimistes.
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58
COUR DES COMPTES
_____________________CONCLUSIONS_______________________
L’année 2010, dont les résultats sont globalement proches de ceux
de 2009 (2 686 M€ en 2009 ; 2 654 M€ en 2010) avec un prix de marché
de l’électricité constaté relativement proche également de celui de
l’année précédente (46,5 €/MWh en 2009 ; 47,9 €/MWh en 2010), laisse
apparaître, toutefois, les évolutions suivantes, qui vont se prolonger dans
les années qui viennent :
- l’augmentation du coût lié à l’électricité photovoltaïque,
particulièrement en métropole (54 M€ en 2009 ; 209 M€ en 2010) ;
- les progrès, certes plus lents, des coûts liés à la biomasse (de
20,9 M€ à 29,5 M€) et au biogaz (de 25,1 M€ à 30 M€) ;
- l’augmentation des coûts liés aux contrats d’achat dans les zones
non interconnectées, en particulier du fait du développement de la
production d’électricité à partir de la bagasse/charbon (116 M€ en
2009 ; 168 M€ en 2010) ainsi que de celui, plus modéré, de l’électricité
photovoltaïque (12 M€ en 2009 ; 41 M€ en 2010).
L’essentiel des écarts entre prévisions et réalisations s’explique
par l’évolution du prix de marché, qui a été plus faible que prévu
(54,5 €/MWh) ; les nouvelles règles de calcul du coût évité arrêtées en
2009 vont faire en partie disparaître, à partir de 2012, ce facteur d’écart
entre charges prévisionnelles et constatées.
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Chapitre III
Prévisions d’évolution de la CSPE
2011-2020
Prévoir l’évolution de la CSPE jusqu’en 2020 suppose que l’on
fasse tout d’abord des prévisions par type de charges couvertes par la
contribution, chacun ayant sa propre logique de développement.
L’agrégation de ces prévisions permet ensuite d’avoir une vue
d’ensemble de l’évolution et, combinée à des prévisions sur les recettes,
d’examiner comment pourrait évoluer le déficit actuel supporté par EDF
et le coût total de la CSPE.
I
-
Les prévisions par type de production
La direction générale de l’énergie et du climat, la commission de
régulation de l’énergie et EDF ont chacune leur propre modèle de
prévision dont les périmètres sont légèrement différents pour certains
items, ce qui complique les comparaisons.
Ainsi :
-
le modèle prévisionnel de la direction générale de l’énergie et
du climat ne modélise pas les coûts associés à l’incinération, la
géothermie et la bagasse ; il ne distingue pas non plus les
charges énergies renouvelables en métropole et dans les zones
non interconnectées ;
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60
COUR DES COMPTES
-
la commission de régulation de l’énergie distingue les énergies
renouvelables
en
métropole
et
dans
les
zones
non
interconnectées; elle ne classe pas la bagasse dans les énergies
renouvelables
-
EDF, comme la commission de régulation de l’énergie,
distingue les énergies renouvelables en métropole et dans les
zones non interconnectées ; en revanche, elle classe la bagasse
dans les énergies renouvelables.
Par ailleurs, la prévision de l’évolution des charges couvertes par
la CSPE est un exercice difficile, les estimations étant, par nature, très
sensibles aux hypothèses retenues, notamment sur les quantités
d’électricité donnant lieu à obligation d’achat, sur les tarifs d’achat eux-
mêmes mais aussi sur l’écart entre ces tarifs et les prix du marché.
Ainsi, l’évolution du montant de la CSPE est très liée à l’évolution
des prix de marché de l’électricité qui sont eux-mêmes très volatils ; or il
n’existe aucune référence de marché à l’échéance 2020, les produits dits
« à terme » ne portant que sur 3 ou 4 ans au maximum.
A - Les charges liées aux énergies renouvelables
A l’horizon 2020, les estimations des charges liées aux énergies
renouvelables faites par la direction générale de l’énergie et du climat, la
commission de régulation de l’énergie et EDF mettent toutes en évidence
une hausse sensible de ces charges qui résulte de trois causes principales :
l’éolien en mer, la biomasse et l’électricité photovoltaïque. Cependant,
plusieurs différences dans les hypothèses retenues conduisent à des écarts
non négligeables entre les trois sources d’estimations.
Les écarts entre les résultats des trois estimations ont deux causes
principales : des différences de prévisions sur les quantités d’électricité
produites pour chaque forme d’énergies renouvelables ; des hypothèses
différentes sur l’évolution des prix du marché. En revanche, les trois
exercices de prévisions utilisent les tarifs d’achat prévus dans les textes
actuellement, c'est-à-dire qui baissent annuellement pour l’électricité
photovoltaïque
et qui sont indexés à la hausse pour les autres tarifs
35
.
35
Indexation du tarif en fonction de l’évolution de l’indice du coût horaire du travail
révisé dans les industries mécaniques et électriques et de l’indice des prix à la
production de l’industrie française depuis la parution des arrêtés tarifaires (les
coefficients d’indexation à appliquer sont définis dans les arrêtés tarifaires pour
chaque filière).
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PREVISIONS D’EVOLUTION DE LA CSPE 2011-2020
61
Tableau n° 18 : Comparaisons des estimations des charges liées
aux énergies renouvelables dans la CSPE
M€ courants
2010
2012
2020
CRE
DGEC*
CRE
EDF
DGEC*
CRE
EDF
PV
209
1 630
1 373
1 334
2 778
2 080
2 664
Biomasse
30
80
81
145
1 055
1 263
1 196
Biogaz
30
52
41
364
404
éolien terrestre
344
526
495
503
1 291
1 158
926
éolien en mer
0
0
0
2 340
2 572
1 172
Hydraulique
81
50
62
49
52
59
- 38
Géothermie
0
1
2
Incinération
déchets
13
- 2
- 4
- 20
- 31
Total
métropole
707
2 051
2 027
7 518
5 889
Energies
renouvelables et
zones non
interconnectées
48
172
215**
271
627**
Total EnR hors
bagasse
755
2 338
2 223
7 880
7 789
Bagasse
168
209
613
Total yc
bagasse
923
2 432
2 168
8 402
6 516
Source : ministère chargé de l’énergie, commission de régulation de l’énergie, EDF
*ministère chargé de l’énergie : les chiffres de la direction générale de l’énergie et du climat
agrègent les données métropole+ZNI par filière alors que ceux de la commission de
régulation de l’énergie et d’EDF distinguent les résultats des deux types de zones.
** EDF : ces montants comprennent les charges liées à la bagasse/charbon
NB : Les estimations annuelles entre 2010 et 2020 sont présentées dans les annexes 5, 6 et 7
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62
COUR DES COMPTES
1 -
Les hypothèses d’évolution des prix du marché
Une part importante des écarts entre les estimations de la direction
générale de l’énergie et du climat et de la commission de régulation de
l’énergie, d’une part, et d’EDF, d’autre part, s’explique par des
hypothèses différentes sur l’évolution des prix du marché, qui permet de
calculer
le coût évité
.
La direction générale de l’énergie et du climat et la commission
de régulation de l’énergie font leurs calculs sur la base d’une hypothèse
de
prix du marché
de 54€/MWh en 2013, qui était le prix de marché de
2013 en mars 2012, avec une progression de 3 % par an jusqu’en 2020
(incluant une inflation de 2 % par an). Soit un prix de 66.4€/MWh en
2020. Cette hypothèse, déterminante pour la prévision des charges de la
CSPE, est entachée de fortes incertitudes, en l’absence de références de
prix à cet horizon.
EDF, pour sa part, utilise ses travaux de gestion prévisionnelle
qui servent de base à ses scénarios de trajectoires financières : ils reposent
sur des perspectives d’évolution de l’offre et de la demande et du « prix
de gros » du marché de l’électricité, ensuite décliné par filière et par an.
Cela conduit EDF à retenir un coût évité, supérieur à celui de la direction
générale de l’énergie et du climat et de la commission de régulation de
l’énergie et réduit donc les coûts des charges des énergies renouvelables
par rapport aux estimations de la commission de régulation de l’énergie et
de la direction générale de l’énergie et du climat, à volume d’achat
identique.
Les charges liées aux énergies renouvelables sont très sensibles à
ce paramètre : ainsi, une augmentation de 12 €/MWh du prix de marché
en 2020 induit une baisse des charges d’environ 1 milliard d’euros, avec
l’hypothèse théorique que les objectifs de la programmation pluriannuelle
des investissements sont atteints.
Le prix de marché pour 2013 s’élève mi-mai à environ 49 €/MWh.
Sur la base de ce prix, les charges liées aux énergies renouvelables
calculées par la commission de régulation de l’énergie et la direction
générale de l’énergie et du climat augmentent d’environ 500 M€ en 2020.
2 -
Les écarts sur les quantités d’électricité produites
Aujourd’hui, le développement des énergies renouvelables en
matière d’électricité pour 2020 a pour objectif de permettre d’atteindre
une part de 23 % d’énergies renouvelables dans la consommation
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PREVISIONS D’EVOLUTION DE LA CSPE 2011-2020
63
d’énergie finale fixée à la France dans le cadre du « 3x20 » européen
36
. A
partir de cet objectif, la programmation pluriannuelle des investissements
(PPI) de production de l’énergie (en métropole) prévue par le code de
l’énergie décline les objectifs de développement par filière. Concernant
l’électricité, le Plan Nation d’Action en faveur des énergies renouvelables
pour 2009-2020 a fixé pour objectif que 27 % de la consommation finale
brute d’électricité soit produite à partir d’énergies renouvelables. Pour
atteindre ce pourcentage, les objectifs de développement à l’horizon 2020
des
énergies
renouvelables
électriques
dans
la
programmation
pluriannuelle des investissements sont :
-
25 000 MW d’éolien dont 19 000 MW d’éolien terrestre et
6 000 MW d’éolien en mer ;
-
5 400 MW d’électricité photovoltaïque ;
-
+ 2 300 MW d’électricité produite à partir de la biomasse ;
-
+ 3TWh et + 3 000 MW d’hydroélectricité.
La direction générale de l’énergie et du climat et la commission de
régulation de l’énergie ont établi un scénario théorique fondé sur
l’hypothèse structurante de l’atteinte des objectifs de la PPI fixés pour
2020, même si cette hypothèse semble peu réaliste pour certaines filières,
comme l’éolien terrestre et offshore. L’intérêt de cet exercice théorique
est qu’il donne un ordre de grandeur du coût de l’atteinte des objectifs
pour le consommateur d’électricité, même si celle-ci n’intervient qu’après
2020. En revanche les estimations d’EDF sont plus « prudentes » pour
certaines formes d’énergies renouvelables. Les principales différences
portent sur l’éolien en mer.
a)
Les estimations en matière d’éolien en mer
Les plus gros écarts entre les trois estimations concernent l’éolien
en mer.
En effet, les estimations de la direction générale de l’énergie et du
climat comme de la commission de régulation de l’énergie sont faites sur
la base du respect de l’objectif de 6 000 MW prévu par le Grenelle de
l’environnement d’ici 2020, par le biais d’appels d’offres. Les charges
36
Le « paquet énergie climat » voté par les pays européens en décembre 2008
comprend 3 objectifs à horizon 2020 : faire passer la part des énergies renouvelables
dans le mix énergétique européen à 20 % ; réduire les émissions de CO2 des pays de
l’Union de 20 % ; accroitre l’efficacité énergétique de 20 % d’ici 2020.
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64
COUR DES COMPTES
sont estimées à partir d’un tarif d’achat d’environ 202 €/MWh
37
et
l’hypothèse est faite que les premières éoliennes du premier appel
d’offres seront mises en service à compter de janvier 2017.
EDF,
en
revanche,
fait
une
estimation
plus
limitée
du
développement de l’éolien en mer, de
3 928 MW
en 2020. En effet, EDF
fait ses calculs sur la base de 2 appels d’offres : 1 928 MW retenus pour
le
premier appel d’offres dont les lauréats ont été désignés le 6 avril
2012, avec une entrée en service en 2018 ; 2 000 MW pour le second
appel d’offres et une mise en service à partir de 2020. En revanche, EDF
fait ses calculs avec un tarif moyen légèrement inférieur à celui utilisé par
la direction générale de l’énergie et du climat et la commission de
régulation de l’énergie.
Au total, du fait de ces écarts sur les hypothèses de volume
d’électricité produite qui sont, en outre, amplifiés par les hypothèses
différentes sur le coût évité, l’écart entre les prévisions de la commission
de régulation de l’énergie (2,6 Md€) et celles d’EDF (1,2 Md€) s’élève à
1,4 milliards en 2020.
b)
Les estimations en matière d’électricité photovoltaïque
Le Grenelle de l’environnement avait fixé pour objectif d’atteindre
1 100 MW de capacité installée en 2012 et 5 400 MW en 2020. Or,
l’objectif de 1 100 MW était déjà atteint fin 2010 et fin 2011, près de
2 800 MW étaient raccordés. L’hypothèse retenue par la
direction
générale de l’énergie et du climat
est que
8 100 MW
seront raccordés
en 2020, conformément à la trajectoire-cible fixée en 2011 d’un
raccordement de 500 MW par an. L’année 2012 sera toutefois impactée
par les projets en file d’attente, avec des perspectives de raccordement
évaluées entre 1 000 et 1 500 MW par an.
Pour sa part,
EDF
table sur une capacité installée d’électricité
photovoltaïque de
8 080 MW
, dont 3 100 MW relevant des tarifs en
vigueur avant le moratoire.
Quant aux estimations de la
commission de régulation de
l’énergie
, elles sont inférieures à celles de la direction générale de
l’énergie et du climat et d’EDF, puisqu’elle considère que si les objectifs
37
Ce prix d’achat résulte de la somme du prix de l’offre éolienne des projets retenus
et du prix du raccordement. Ces prix ne seront figés qu’à la date de signature du
contrat. Les modalités de leur évolution sont décrites dans le cahier des charges.
Ensuite, au cours de la vie du contrat, ils évolueront chaque année en fonction de
l’évolution de deux indices INSEE reflétant le coût de travail dans les entreprises du
secteur de l’énergie et les prix à la production de l’industrie française.
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65
de la programmation pluriannuelle des investissements seront bien
dépassés, la puissance facturée n’atteindra « que »
7 750 MW
dont 560
MW dans les zones non interconnectées.
Au total, les différences cumulées sur les volumes produits et le
coût évité par rapport au prix du marché conduisent à un écart d’environ
un tiers entre l’estimation la plus basse, celle de la commission de
régulation de l’énergie (2,1 Md€), et l’estimation la plus haute, celle de la
direction générale de l’énergie et du climat (2,8 Md€).
Au total, les estimations des charges liées à l’électricité
photovoltaïque de la direction générale de l’énergie et du climat et
d’EDF,
en
2020,
sont
relativement
proches,
aux
alentours
de
2,7 milliards, dont l’essentiel (1,6 Md€ par an) concerne des contrats qui
relèvent des anciennes réglementations (avant 2011).
Tableau n° 19 :
Comparaisons des estimations en matière
d’électricité photovoltaïque
en 2020
En 2020
DGEC
CRE
EDF
Puissances installées*
8 147 MW
7 750 MW
8 080 MW
Charges liées au PV
2 778 M€
2 080 M€
2 664 M€
Source : ministère chargé de l’énergie, commission de régulation de
l’énergie, EDF
* Pour la CRE, il s’agit de puissances facturées
3 -
Perspectives générales d’évolution des charges liées aux
énergies renouvelables
Compte tenu des périmètres différents des trois estimations, seules
celles de la commission de régulation de l’énergie et d’EDF sont
parfaitement comparables, quand on intègre les coûts liés à la
bagasse/charbon.
Dans les deux cas, on constate une progression très marquée de ces
charges : plus qu’un doublement entre 2010 et 2012, essentiellement dû à
l’électricité photovoltaïque
; une multiplication par 9 (pour EDF) ou par
7 (pour la commission de régulation de l’énergie) entre 2010 et 2020,
provoquée à la fois par les progrès de l’électricité photovoltaïque,
l’apparition de l’éolien en mer et le développement de la biomasse (yc.
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biogaz et bagasse), complété par la poursuite du développement de
l’éolien terrestre.
On constate une très sensible évolution de la répartition du poids
des différentes filières entre 2012 et 2020, avec une réduction du poids
relatif à l’électricité photovoltaïque entre 2012 et 2020 et une forte
progression de la biomasse-biogaz, ainsi que de l’éolien en mer, tandis
que le poids de l’éolien terrestre diminue progressivement.
Tableau n° 20 : Estimations énergies renouvelables commission de
régulation de l’énergie et EDF :
évolution du poids des filières (métropole)
2010
2012
2020
réalisations
CRE
estimations
CRE
estimations
EDF estimations
PV
29 %
67 %
28 %
45 %
Biomasse*
4 %
4 %
17 %
20 %
Biogaz
4 %
2 %
5 %
Eolien terrestre
49 %
24 %
15 %
16 %
Eolien en mer
0
0
34%
20 %
Hydraulique
12 %
3 %
1 %
- 1 %
Divers
2 %
Total
100 %
100 %
100 %
100 %
Source : commission de régulation de l’énergie et EDF
B - Les charges liées à la cogénération
Les écarts de prévision en matière de cogénération sont
relativement importants.
Les prévisions de la commission de régulation de l’énergie pour
2020 sont sensiblement en retrait par rapport à la situation actuelle, de
l’ordre de 50 % entre les estimations de 2012 et celles de 2020. Ces
estimations prolongent la tendance constatée et prévue depuis trois ans en
l’amplifiant. Elles reposent sur l’hypothèse que les contrats existants vont
à leur terme et qu’environ la moitié des contrats concernant des
installations de taille inférieure à 12 MW seront renouvelés après
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67
réalisation de travaux de rénovation (application des textes de 2006). Les
estimations de la direction générale de l’énergie et du climat sont du
même ordre de grandeur que celles de la commission de régulation de
l’énergie.
La direction générale de l’énergie et du climat prend pour
hypothèse qu’au moins 60 % des installations de moins de 12 M
choisiront de renouveler leur contrat, ce qui n’est pas très éloigné des
estimations de la commission de régulation de l’énergie.
Les estimations d’EDF sont sensiblement supérieures, avec un
écart de 35 % (114 M€) en 2020, basée sur l’hypothèse de travail d’un
renouvellement
important
des
contrats
après
investissements
de
rénovation.
Tableau n° 21 : Cogénération : estimations en M€ courants
2009
2010
2011
estimations
2012 estimations
2020 estimations
Réel
Réel
DGEC
CRE
DGEC
CRE
EDF
DGEC
CRE
EDF
950
823
856
705
737
709
772
289
326
440
Source : commission de régulation de l’énergie, EDF
Toutes ces estimations supposent qu’il n’y ait pas d’évolution de la
réglementation concernant la cogénération et qu’en particulier, il n’y ait
pas de décision de prolongation pour les installations supérieures à
12 MW dont les contrats s’éteignent peu à peu, comme prévu à l’origine.
C - Les charges liées à la péréquation tarifaire dans les
zones non interconnectées
On constate un écart non négligeable entre les estimations de la
commission de régulation de l’énergie et celles d’EDF en 2020, à la fois
pour les énergies renouvelables et pour les autres formes d’électricité,
mais ces chiffres ne recouvrent pas exactement les mêmes périmètres
pour les deux institutions. En outre, ils ne sont pas fondés sur des
hypothèses identiques de développement des moyens de production dans
ces zones.
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Tableau n° 22 : Charges dues à la péréquation tarifaire dans les
zones non interconnectées
M€ courants
2009
2010
2012 estimations
2020 estimations
réel
réel
DGEC
*
CRE
EDF
DGEC*
CRE
EDF
Energies
renouvelables
en zones non
interconnectées
dont
l’électricité
photovoltaïque
bagasse/charbon
138
12 116
216
41 168
381
154 209
215**
886
228 613
627**
Hors énergies
renouvelables
dont
thermique
surcoût
production
896
38 846
802
67 724
1 041
1002
84 703
1 130
292 838
1 538
1 938
1 199 703
1 208
778 430
Mayotte***
env 200
env 400
Total
1 033
1 018
1 382
1 545***
2 824
2 235***
Source : ministère chargé de l’énergie, commission de régulation de l’énergie et EDF
* la direction générale de l’énergie et du climat classe la bagasse dans la catégorie « hors
énergies renouvelables »
** EDF : y compris bagasse
*** sauf pour EDF, les chiffres énergies renouvelables et « hors énergies renouvelables »
intègrent les chiffres de Mayotte
Les estimations de la commission de régulation de l’énergie sont
supérieures, globalement, à celles d’EDF en 2020 tant en ce qui concerne
les charges liées aux énergies renouvelables que pour les autres types
d’énergies.
-
énergies renouvelables : les estimations d’EDF en 2020 sont
inférieures d’environ 30 % à celles de la commission de
régulation de l’énergie, qui prévoit une augmentation très
sensible des charges dont les deux causes essentielles sont la
progression de l’électricité photovoltaïque
(multiplication par
5,5 entre 2010 et les estimations pour 2020)
et celle de la
bagasse
, associée au charbon, (multiplication par 3,6).
L’essentiel de ce type de charge reste très nettement lié à
l’utilisation de la bagasse en 2020 ;
-
les autres énergies : l’écart est encore plus important (38 %)
concernant les autres formes d’énergies dont la progression
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estimée par la commission de régulation de l’énergie est très
forte (+ 142 % entre 2010 et les prévisions de 2020). Pour la
commission
de
régulation
de
l’énergie,
la
totalité
de
l’augmentation des coûts relève du
développement de
l’électricité d’origine thermique
. Il en est de même pour EDF,
mais dans de moindres proportions ; par ailleurs EDF prévoit
une quasi division par 2 des surcoûts de production.
Quels que soient les chiffres retenus, de la commission de
régulation de l’énergie ou d’EDF, les estimations convergent pour prévoir
une
très sensible progression des charges liées aux dans les zones non
interconnectées
, qui s’explique à la fois par une forte augmentation
prévisible de la demande d’électricité et par les incitations mises pour
encourager les investissements dans la production d’électricité dans ces
zones, notamment la prise en compte d’un taux de rémunération nominal
avant impôt de 11 % du capital investi dans des nouvelles installations ou
dans des rénovations
38
, alors que le taux de 7,25 % continue à s’appliquer
pour les investissements réalisés avant le 4 avril 2006, date de la
publication de l’arrêté du 23 mars 2006 fixant le taux de 11 %.
L’appétence des investisseurs depuis 2006 reste, malgré ce taux, limitée.
EDF réalise dans ce contexte la quasi-totalité des investissements
39
.
D - Les charges dues aux dispositions sociales
Les estimations faites sur la base des textes actuellement en
vigueur et d’un nombre de bénéficiaires du tarif de première nécessité en
2020 de 1,5 million conduisent à un doublement des charges dues aux
dispositions sociales. Leur montant reste donc très limité par rapport au
total des charges de la CSPE.
38
Arrêté du 23 mars 2006 relatif au taux de rémunération du capital immobilisé pour
les installations de production électrique dans les zones non interconnectées.
39
En termes de puissance, les autres producteurs réalisant en général des installations
de plus petites puissances.
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Tableau n° 23 : Estimations des charges liées aux dispositions
sociales (M€ courants)
2009
2010
2011 estimations
2012 estimations
2020
estimations
Réel
Réel
DGEC
CRE
DGEC
CRE
DGEC
CRE
66
62
75
48
92
98
184
189
Source : commission de régulation de l’énergie
Ces estimations pourraient être sous-estimées. En effet, compte
tenu des efforts pour lutter contre la précarité énergétique et de
l’augmentation prévisible du prix de l’électricité, les charges dues aux
dispositions sociales vont probablement sensiblement augmenter ;
toutefois, il n’est pas possible aujourd’hui d’estimer cette augmentation ni
ses conséquences sur la CSPE, qui seront fonction des décisions qui
seront prises en la matière et des modalités de financement retenues.
E - Divers
40
Les prévisions d’
EDF
font apparaître quelques items que l’on ne
retrouve pas dans les estimations de la commission de régulation de
l’énergie concernant :
-
le coût de la mise en oeuvre des installations retenues en
réponse à l’appel d’offres lancé en 2011 pour
l’alimentation en
électricité de la région Bretagne
: le surcoût de la production
de cette installation sera financé par la CSPE pour un montant
qu’EDF estime à 70 M€ à partir d’une mise en service en 2017.
La commission de régulation de l’énergie, pour sa part, estime
ce coût à 40 M€ (valeur juin 2012), avec une mise en service en
fin 2016. En outre, lorsque le marché de capacité sera
opérationnel, les recettes que le producteur tirera de la
40
Les tableaux de prévisions de la DGEC (voir annexe 6) font apparaître une ligne
« autres obligations d’achat » en métropole, dont le montant est le même en 2010 et
2020 (45 M€) malgré une diminution sensible en 2011 et 2012. Cette catégorie inclut
les contrats d’achat pour les centrales fonctionnant en mode dit « dispatchable », les
centrales thermiques à fourniture partiellement garantie ainsi que l’incinération.
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valorisation des certificats attachés au cycle combiné à gaz
viendront réduire la compensation financée par la CSPE ;
-
le
coût de gestion de l’obligation d’achat
, c'est-à-dire le coût
de gestion des différents contrats donnant droit à cette
obligation d’achat, dont le nombre a sensiblement augmenté
avec
le
développement
de
l’électricité
photovoltaïque
(200 000 contrats actuellement).
Tableau n° 24 :
Nombre de contrats gérés par EDF dans le cadre
de l’obligation d’achat
Nombre de
contrats
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Photovoltaïque
865
1 041
2 962
8 433
27 310
73 088
200 000
Autres filières
2 756
2 824
2 971
3 020
3 260
3 358
3 600
Total
3 621
3 865
5 933
11 453
30 570
76 446
203 600
Coût de gestion
annuel en M€
10,4
11,4
14,2
16,5
18,4
21,9
25,2
Source : EDF
A l’occasion de sa déclaration de charges de CSPE de 2011, EDF a
estimé
ses coûts de gestion de l’activité des obligations d’achats à
118 M€ entre 2005 et 2011. Ces coûts comprennent principalement des
coûts de main d’oeuvre et de système d’information. En 2011,
144 personnes
sont
dédiées
pour
gérer
l’ensemble
des
contrats
d’obligation d’achat, dont le nombre a fortement augmenté avec le
développement du photovoltaïque
41
.
EDF considère que le coût de gestion qui s’élève actuellement à
environ 25 millions pourrait atteindre 40 à 50 millions en 2020.Ce dernier
type de dépense n’est pas pris en compte actuellement dans le cadre de la
CSPE mais EDF souhaite qu’il le soit. La prise en compte de ces frais de
41
: En 2011, les coûts de gestion se décomposent de la manière suivante : 12,2 M€ de
charges de personnels ; 3,7 M€ de coûts directs d’achats externes liés à
l’administration des contrats ; 5,6 M€ de coûts indirects ; 3,7 M€ de coûts
informatiques.
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gestion, a priori fondé, pourrait toutefois s’avérer complexe et coûteuse
en termes de régulation. En effet, elle concernerait également les
entreprises locales de distribution (ELD) (environ 150) et supposerait
probablement la mise en place d’un dispositif de vérification des comptes
par la commission de régulation de l’énergie.
De même, les prévisions d’EDF examinées dans les paragraphes
précédents ne tiennent pas compte du coût du
portage du déficit
(voir ci-
dessous) dont EDF demande également la prise en charge par la CSPE.
Même si cette charge, contrairement à la gestion des contrats d’achat, ne
devrait pas être pérenne (elle disparaitra lorsque le déficit sera comblé),
elle affecterait cependant les charges jusqu’en 2016 ou 2017.
II
-
Les prévisions globales de recettes
et de dépenses
Tableau n° 25 : Comparaisons des estimations de la direction
générale de l’énergie et du climat, de la commission de régulation
de l’énergie et d’EDF en 2020
En M€
DGEC
CRE
EDF
Contrats d’achats*
8 214
7 844
6 329
dont cogénération
289
326
440
dont énergies
renouvelables
7 880*
7 518*
5 889*
dont autres
45
Péréquation tarifaire**
1 538
2 824
2 235
Dispositions sociales
184
189
189
Total des charges de
l’année
9 936
10 857
8 753
Source : DGEC, commission de régulation de l’énergie et EDF- pour plus de
détails voir les annexes 5, 6 et 7
* métropole hors zones non interconnectées, sauf pour les estimations des
énergies renouvelables de la direction générale de l’énergie et du climat
** surcoûts de production + surcoûts dû aux contrats d’achat dans les zones non
interconnectées et Mayotte, sauf pour la direction générale de l’énergie et du
climat (estimations ZNI hors énergies renouvelables, yc bagasse)
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73
Au total, les estimations de charges globales faites par la direction
générale de l’énergie et du climat, la commission de régulation de
l’énergie et EDF d’ici
2020
présentent donc quelques différences notables
et un
écart de 2,1 Md€
(16 %) entre le montant le plus élevé, celui de la
commission de régulation de l’énergie (10,9 Md€), et le plus faible, celui
d’EDF (8,8 Md€).
Les trois estimations reposent sur l’hypothèse que les textes actuels
concernant l’évolution de la contribution unitaire de CSPE continueront à
être appliqués à l’avenir. Par conséquent, la contribution augmenterait
rapidement dans un premier temps pour combler le déficit accumulé
depuis 2007 puis, plus lentement, pour suivre le rythme d’accroissement
des charges annuelles.
Du fait des différences entre les montants des charges prévues en
2020 par EDF, la direction générale de l’énergie et du climat et la
commission de régulation de l’énergie, si la première partie de l’évolution
est identique, jusqu’en 2015, date à laquelle le déficit cumulé devrait
commencer à se réduire, elle diffère ensuite, la commission de régulation
de l’énergie prévoyant une contribution unitaire de
26,4 € en 2020 alors
que le montant de CSPE estimé par EDF conduit à une contribution
inférieure de 4 à 5 euros.
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COUR DES COMPTES
Tableau n° 26 : Estimations des charges et des recettes de CSPE
€ courants
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
CRE
Charges de
l’année
2 686*
2 654
3 465
4 261
5 111
5 415
5 967
6 631
7 632
8 735
9 892
10 857
Contribution
4,5
4,5
8,1
9,7
13,5
16,5
19,5
19,5
19,5
20,4
23,4
26,4
Recettes de
l’année
1 656
1 936
3 074
3 707
5 130
6 358
7 614
7 707
7 787
8 226
9 532
10 857
Déficit de
l’année
1 031
719
391
547
-19
-943
-1647
-1076
-155
509
360
0
DGEC
Charges de
l’année
2 661
2 654
3 741
4 237
4 740
4 903
5 262
5 656
6 249
7 121
8 398
9 935
Contribution
4,5
4,5
8,1
9,7
13,5
16,5
18,6
15,3
16
18,2
21,2
24,2
Source : ministère chargé de l’énergie, commission de régulation de l’énergie
* y compris les reliquats
-
tous les chiffres sont en M€ courants sauf les lignes « contribution » qui sont en €/MWh
-
les chiffres en italique sont des estimations, les autres sont des réalisations
-
charges de l’année : il s’agit des charges liées à la production d’électricité de l’année considérée
-
le montant de la contribution est indiqué au 1
er
janvier de chaque année, sauf en 2011 et 2012 où
il s’agit du montant moyen, compte tenu de l’augmentation de la contribution à 9€ au 1
er
juillet
2011 et à 10,5 € au 1
er
juillet 2012.
En fin de période, il semble que la commission de régulation de
l’énergie fasse l’hypothèse que l’on maintiendra le montant de la
contribution unitaire, même lorsqu’il sera un peu supérieur au besoin
prévu par ses estimations (en 2016).
Ces prévisions ne tiennent compte ni des coûts de gestion des
contrats d’achat ni du coût du portage du déficit. EDF estime que
l’intégration des coûts de portage du déficit et des coûts de gestion des
contrats d’obligation d’achat nécessiterait un surplus de contribution
compris entre 3 et 4€/MWh en 2016 et 2017. En 2020, l’augmentation de
la contribution ne serait que d’une dizaine de c€/MWh, due au coût de
gestion des contrats d’achat.
Très grossièrement, on peut considérer que le déficit du dispositif
atteint son maximum en 2012, autour de 4 milliards, et reste stable à ce
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75
niveau pendant 3 ans (2012, 2013, 2014), avant de disparaître en deux ans
(2015 et 2016).
III
-
La situation d’EDF
A - Les charges de CSPE d’EDF
La répartition des charges de CSPE qui pèsent sur EDF est
résumée dans le tableau ci-après. La part des charges liées aux obligations
d’achat en métropole est la plus importante (61 % en 2010) et a tendance
à augmenter régulièrement ces dernières années, notamment du fait du
développement récent de l’électricité photovoltaïque.
Tableau n° 27 : principales composantes de la CSPE pour EDF
SA
En millions d’€
2009
2010
2011
Surcoûts des
Obligations
d’achat en
métropole
1 541
58 %
1 599
61 %
2 244
63 %
Autres (zones
non
interconnectées
et solidarité)
1 123
42 %
1 006
39 %
1 312
37 %
Total CSPE
EDF
2 664
2 605
3 556
Source : EDF – valeurs indiquées dans les comptes d’EDF
Les charges comptables sont connues lors de la clôture des
comptes. Ces charges à compenser sont certifiées par les commissaires
aux comptes. Pour 2010, leur montant est de 2605 M€.
Toutefois, dans sa délibération du 13 octobre 2011, la commission
de régulation de l’énergie a reconnu à EDF des charges à compenser pour
un montant de 2 539 M€. La différence provient, d’une part, d’écarts
méthodologiques de calcul des charges et, d’autre part, d’ajustements
réalisés par la commission de régulation de l’énergie. Une fois les charges
définitivement constatées par la commission de régulation de l’énergie,
EDF intègre dans sa comptabilité le montant correspondant.
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COUR DES COMPTES
En 2010, les charges supportées par EDF (2 539 M€) ont donc
représenté 95,7 % du montant total des charges 2010 de la CSPE
(2 654,5 M€), les autres charges étant supportées par les entreprises
locales de distribution (ELD) et Electricité de Mayotte.
Pour 2011, le montant des charges prévisionnelles calculées par la
commission de régulation de l’énergie est de 3 465 M€ (EDF, ELD et
Mayotte). Pour EDF seule, le montant prévisionnel calculé par la
commission de régulation de l’énergie est de 3 226 M€ (93 %). Le
montant comptable des charges d’EDF pour 2011 est de 3 556 M€.
B - La CSPE dans les comptes d’EDF
Les éléments de la CSPE, en recettes et en dépenses, se retrouvent
dans les comptes de l’entreprise. La situation à la fin de l’année 2011 est
la suivante :
-
dans le compte de résultat :
les
charges
de
service
public
exposées
sont
comptabilisées selon leur nature (achats d’énergie,
achats de combustibles pour les dans les zones non
interconnectées, etc.) ;
le montant total de la compensation des surcoûts
exposés, attendue au titre du mécanisme de la CSPE, est
comptabilisé en recette, sous forme de subvention
d’exploitation, dans le poste « autres produits et charges
opérationnels », pour 3 556 M€ en 2011 ;
l’impact des charges de service public est neutre au
niveau de l’EBITDA, puisque la subvention doit
compenser le surcoût des missions de service public
concernées. »
-
dans le tableau des flux de trésorerie :
les recettes perçues ne s’élèvent qu’à 2 547 M€
ce qui provoque une augmentation du besoin en fonds de
roulement de 1 009 M€ (soit 3 556 M€ - 2 547 M€) ;
-
au bilan
les charges supportées par EDF SA et non encore
remboursées par la CSPE sont enregistrées dans le fonds
de roulement sous «autres créances» pour 3 821 M€,
cumul des montants de charges supportées les années
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77
antérieures et non couvertes par des ressources de CSPE
(2 812 M€) et du « déficit » de 2011 (1 009 M€) ;
l’endettement
financier
net
augmente
à
due
concurrence ;
à fin 2012, le déficit prévisionnel enregistré dans le fond
de roulement serait compris entre 4,4 et 4,6 Md€.
Tableau n° 28 : Impact de la CSPE sur les états financiers
d’EDF SA
En millions d’€ courant
2009
2010
2011
prévisions
2012
prévisions
Compte de Résultat
Surcoûts/Manque à gagner
constatés
Subvention d’exploitation “autres
produits et charges opérationnels”
EBITDA
(2 664)
2 664
Neutre
(2 605)
2 605
Neutre
(3 556)
3 556
Neutre
Flux de trésorerie
Recettes perçues
Augmentation de BFR (variation
créance)
1 585
1 079
1 637
968
2 547
1 009
762
Bilan « autres débiteurs »
Créance (Charges – CSPE
facturée)
Dette (CSPE sur énergie livrée non
encore facturée)
1 844
(303)
2 812
(344)
3 821
(579)
4 583
Source : EDF
C - Les demandes d’EDF en matière de CSPE
Compte tenu de l’évolution des charges de service public de
l’électricité et des conditions de leur financement depuis la création de la
CSPE, EDF formule plusieurs demandes :
-
EDF demande
la couverture totale, sans décalage dans le
temps, des charges de service public
qu’elle supporte ;
-
la modification intervenue en 2011 sur le mode de décision et
de fixation du montant de la cotisation unitaire de CSPE lui
donne donc satisfaction, même si le rattrapage se fait
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COUR DES COMPTES
progressivement. Le déficit cumulé devrait donc cesser
d’augmenter en 2013 pour se résorber alors progressivement ;
-
EDF souhaite également le
remboursement rapide du déficit
cumulé ;
-
cet objectif devrait être atteint en 2017, grâce à la même
modification intervenue en loi de finances rectificatives 2010.
EDF attire en particulier l’attention sur le fait que ce déficit
crée une pression significative sur les ratios utilisés par les
agences de notation financière. En effet, le déficit actuel
représente environ 0,25 point de son ratio clé (dette
nette/excédent brut d’exploitation) qu’elle a annoncé vouloir
maintenir à un niveau inférieur à 2,5. Compte tenu de ses forts
besoins
d’emprunt,
pour
financer
ses
investissements
notamment, le maintien de sa note est un objectif majeur pour
EDF ;
-
EDF calcule le
coût de portage du déficit cumulé
qu’elle
supporte et en demande également le remboursement cette
créance pesant sur la trésorerie d’EDF. Au 31 décembre 2011,
le coût du portage du déficit calculé, avec un taux d’intérêt de
9,3 % (Wacc EDF nominal avant impôt), comme la somme des
intérêts capitalisés de chaque variation annuelle de la créance
depuis 2002, s’élevait à
957 M€
au 31 décembre 2011. EDF
considère que ces coûts de portage sont inhérents au dispositif
et ont donc vocation à être compensés en application du
principe de compensation intégrale des charges de service
public de l’électricité posé par l’article L. 121-6 du code de
l’énergie, même si l’article qui liste les charges couvertes par la
CSPE ne le cite pas explicitement. EDF a donc inscrit le
montant des coûts de portage supportés depuis l’origine du
dispositif dans sa déclaration de charges 2011 transmise au
régulateur le 31 mars 2012 ;
Si la demande d’EDF d’une prise en charge de ses frais financiers
ne parait pas économiquement infondée, cependant le taux
d’intérêt retenu par EDF est discutable. En effet, ce taux intègre le
risque lié à l’activité du groupe ; il serait donc plus pertinent de
retenir comme plafond, le taux d’intérêt auquel emprunte EDF, à
savoir de l’ordre de 5 % ;
-
enfin, EDF souhaite que les
coûts de gestion des contrats
d’achat
, dont le nombre progresse régulièrement et qui a très
fortement augmenté avec le développement de l’électricité
photovoltaïque (environ 200 000 contrats aujourd’hui), soit
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également compensé, avec le même raisonnement que pour le
remboursement du coût de portage du déficit. Ce coût de
gestion actuellement estimé à 20 M€ devrait atteindre 40 à
45 M€ par an d'ici 2020 d’après EDF.
Au-delà du problème du calcul exact des charges et de leur
remboursement, EDF considère que la croissance de la CSPE n
’est pas
soutenable pour le consommateur final d’électricité
. La conjonction de la
croissance de la CSPE et des autres composantes de la facture (coût de
production, coût d’acheminement) rendrait la hausse totale importante
pour le consommateur final. EDF souhaite donc que l’on trouve d’autres
mécanismes de financement de la CSPE.
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COUR DES COMPTES
_______________________CONCLUSIONS______________________
Malgré les écarts entre les prévisions de la DGEC, de la
commission de régulation de l’énergie et d’EDF, les principales
évolutions des charges couvertes par la CSPE sont faciles à identifier.
Entre 2010 et 2020 :
- en métropole, les dépenses liées à la cogénération devraient être
divisées au moins par 2, mais celles liées aux énergies renouvelables
devraient être multipliées par 10 si les objectifs fixés actuellement sont
respectés, les postes les plus importants étant ceux de l’éolien en mer, du
PV et de la biomasse. Concernant l’objectif de l’éolien en mer, toutefois,
même s’il est encore techniquement atteignable, l’hypothèse faite par
EDF que les deux tiers seront réalisés d’ici 2020 parait plausible et
réduit sensiblement la charge à supporter par la CSPE sur ce sujet (écart
de 1,4 Md€ avec la commission de régulation de l’énergie). Concernant
le PV, les écarts entre les prévisions de surcoûts sont sensibles (entre 700
et 600 M€), de même que pour l’éolien terrestre (écart de 500 M€ entre
DGEC et EDF).
- dans les zones non interconnectées, les estimations de la commission de
régulation de l’énergie sont également sensiblement plus fortes que celles
d’EDF (1 milliard), mais dans les deux cas la croissance des charges est
soutenue, notamment pour la bagasse-charbon et la production
thermique ;
- le prolongement des dispositifs actuels en matière de dispositions
sociales conduit à un doublement des charges d’ici 2020 mais leur
montant reste très modeste ; compte tenu de l’évolution à venir du coût de
l’électricité, il est probable que ce type de charges a vocation à
augmenter plus fortement.
Globalement, les hypothèses faites sur l’évolution du prix du
marché, et donc du coût évité, ont un impact très important sur les
montants estimés de CSPE dans les années à venir. Les hypothèses
différentes retenues par la DGEC et la commission de régulation de
l’énergie, d’une part, et par EDF, d’autre part, expliquent environ la
moitié (1 milliard) de l’écart total entre leurs estimations, les hypothèses
de prix du marché de la commission de régulation de l’énergie et de la
DGEC étant inférieures à celles d’EDF, ce qui augmente les surcoûts à
financer par la CSPE en métropole par rapport aux calculs d’EDF.
La DGEC, la commission de régulation de l’énergie et EDF ont
élaboré des scénarios basés sur des hypothèses différentes : celui de la
DGEC et d’EDF est fondé sur l’atteinte des objectifs de développement
des énergies renouvelables fixés par la PPI pour 2020 (modifiés par la
prise en compte des cibles annuelles de développement du parc
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81
photovoltaïque), le scénario d’EDF est fondé sur l’anticipation d’un
développement de l’éolien en mer en deçà des objectifs. En outre, le prix
de marché considéré par EDF pour valoriser le coût évité par les
énergies renouvelables en 2020 est sensiblement plus élevé que celui pris
en compte par la commission de régulation de l’énergie et la DGEC, ce
qui induit un montant de charges dues aux énergies renouvelables
nettement plus faible, toutes choses égales par ailleurs.
Malgré ces hypothèses différentes, on peut considérer qu’en 2020,
en application des textes actuellement en vigueur, des contrats déjà
passés et des estimations faites sur le développement des différents types
de charges de service public, les charges de service public de l’électricité
devraient être multipliées par 3,5 environ entre 2010 (réalisation) et 2020
et par un peu plus de 2 entre les prévisions de 2012 et celles de 2020.La
contribution unitaire devrait par conséquent au moins doubler entre
juillet 2012 (10,5 €/MWh) et 2020. Le déficit actuel supporté par EDF
devrait disparaître en 2017.
Cette évolution incite à ouvrir différentes pistes de réflexion sur les
possibilités de modification du mode de financement des charges
couvertes par la CSPE ainsi que d’évolution du dispositif d’obligation
d’achat, dans le cadre d’une réflexion globale sur l’évolution souhaitable
du prix de l’électricité et des différentes formes d’énergie.
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Conclusion générale
Au-delà du constat de la situation présente de la CSPE et des
évolutions envisagées à règlementation inchangée, deux séries de
réflexions mériteraient d’être approfondies.
1) Pistes de réflexion sur le coût et le financement des charges
de service public de l’électricité
La Cour recommandait dans son insertion au rapport public de
2011 de «
réexaminer le financement du soutien au développement des
énergies renouvelables et des autres charges de service public de
l’électricité,
par
le
consommateur
d’énergie
»,
et
non
le
seul
consommateur d’électricité. S’il n’y a pas eu de modification sur ce point
depuis la publication du rapport, il y a cependant un certain nombre de
travaux sur le sujet, alimentés notamment par EDF dont on a signalé
précédemment le souci de ne pas trop charger la facture payée par le
consommateur, déjà alourdie par l’augmentation d’autres coûts.
Deux arguments sont notamment mis en avant :
-
la politique de développement des EnR n’a pas uniquement des
objectifs énergétiques, mais a aussi des objectifs de politique
industrielle, de protection de l’environnement et de soutien à
l’agriculture notamment ;
-
les consommateurs d’électricité sont d’ores et déjà plus taxés
que les consommateurs d’autres formes d’énergies par des
taxes spécifiques (environ 20 % pour l’électricité, 9 % pour le
fuel et 0 % pour le gaz pour les ménages).
Aussi, certains réfléchissent-ils à la possibilité de répartir tout ou
partie de la charge sur l’ensemble des consommateurs d’énergie et pas
seulement sur les consommateurs d’électricité, par exemple sous forme
d’une
fiscalité nouvelle
spécifique qui pourrait porter également sur les
carburants.
Il faut toutefois noter que l’augmentation du prix des combustibles
fossiles ne facilite pas l’acceptabilité de ce type de mesure. Par ailleurs, le
développement des énergies renouvelables ne concerne pas seulement
l’électricité et les consommateurs participent également au financement
du développement de la production de chaleur (biogaz) et des
biocarburants.
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COUR DES COMPTES
D’autres formes de financement,
moins directement sensibles et
visibles pour le consommateur, pourraient également être envisagées, par
exemple l’affectation de tout ou partie des nouvelles recettes tirées du
secteur électrique comme celles provenant de la prochaine vente aux
enchères des quota d’émission de gaz à effet de serre, de la mise en
concurrence de l’attribution des concessions hydrauliques ou de
l’augmentation potentielle des recettes de TVA issue de hausses des prix
de l’électricité ;une autre possibilité serait d’augmenter le dividende versé
à l’Etat par EDF. Ces propositions auraient l’avantage d’affecter des
ressources complémentaires au financement des énergies renouvelables ;
elles auraient l’inconvénient, en ces temps de rigueur budgétaire, de
réduire les ressources potentielles de l’Etat pour maitriser la dette
publique.
Enfin, on constate que
les exonérations de CSPE,
qui profitent
actuellement uniquement aux gros consommateurs, donc aux entreprises,
représentent presque 20 % de la consommation d’électricité et ont
tendance à progresser tant en volume qu’en pourcentage. Sans que l’on
puisse, semble-t-il, mesurer dans quelle proportion, cette tendance va se
prolonger, l’augmentation de la contribution unitaire de CSPE rend plus
facile à atteindre le plafond de 550 k€ par site de consommation, même si
ce plafond est réévalué chaque année du montant de l’inflation, de même
que le plafonnement à 0,5 % de la valeur ajoutée des électro-intensifs.
Même sans faire d’hypothèse sur l’augmentation du nombre de TWh
exonérés, le doublement de la cotisation unitaire dans les années à venir
va provoquer au minimum un doublement du montant des exonérations,
qui vont passer d’environ 1 milliard à 2 milliards d’euros ; la charge
correspondante sera simultanément de fait reportée sur ceux qui ne
bénéficient pas de ces exonérations, autrement dit les ménages. Un
rééquilibrage entre les différents types de consommateurs pourrait être
examiné.
Toutes
ces
hypothèses
présentent
des
avantages
et
des
inconvénients qui doivent être appréciés dans un cadre plus global que
celui du financement de la CSPE et dans un contexte particulier marqué
notamment par :
-
la nécessité de réduire l’endettement public et une politique de
rigueur
budgétaire
qui
passe
en
particulier
par
une
augmentation de la pression fiscale ;
-
la situation de l’industrie française ;
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CONCLUSION GENERALE
85
-
le faible prix de l’électricité en France par rapport à ses voisins,
en particulier pour les ménages, et la forte consommation
d’électricité qui y est liée.
2) Pistes de réflexion sur le dispositif d’obligation d’achat des
énergies renouvelables
En ce qui concerne le dispositif d’obligation d’achat des EnR à un
tarif fixé par les textes, diverses réflexions portent sur ses inconvénients
et sur les possibilités d’y remédier.
Les décisions prises par la commission de régulation de l’énergie
en juin 2009, modifiant le mode de calcul du coût évité, en limitant la
volatilité du montant de la CSPE associée aux obligations d’achat en
métropole ont déjà corrigé partiellement un défaut majeur. Toutefois, ce
système de contrats d’achat à tarifs fixes, copié sur celui de l’Allemagne,
provoque plusieurs distorsions :
-
une incitation à produire qui est déconnectée de la valeur de la
production (valable surtout pour les énergies renouvelables
contrôlables à coûts marginaux de production non nuls) ;
-
une implantation des centrales sur le territoire en fonction de la
quantité de production espérée, sans tenir compte du profil de
production ;
-
une absence d’incitation à optimiser le profil de production (par
développement de stockage ou optimisation de la maintenance,
par exemple)
Par ailleurs, certains considèrent que le système de financement
actuel reposant sur l’achat de la production par EDF diminue la liquidité
et la transparence du marché, du fait du rôle prépondérant d’EDF, et qu’il
limite les possibilités de valorisation du caractère renouvelable de la
production directement auprès des consommateurs consentants.
Plusieurs pistes d’évolution pourraient être explorées pour
répondre à toute ou partie de ces défauts. On peut citer par exemple (voir
annexe 8) :
-
le passage d’un mécanisme de tarif d’achat à un mécanisme de
prime calculée ex post, sur le modèle des Pays-Bas qui
encourage le producteur d’EnR à valoriser au mieux son
électricité sur le marché et à produire au moment où c’est le
plus efficace, mais en lui assurant un revenu défini à l’avance
(voir annexe 9). Dans ce schéma, la rémunération du
producteur est duale : la prime vient compléter les revenus tirés
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COUR DES COMPTES
de la vente sur le marché. Ce système prépare l’intégration de
la production dans le marché (la « parité réseau ») ;
-
la vente de l’électricité verte sur le marché, avec le maintien
d’un acheteur obligé pour répondre aux besoins des petits
producteurs, ce qui assurerait une plus grande liquidité et
transparence du marché et une meilleure identification des
charges de production et de commercialisation liées aux EnR ;
-
le transfert de l’activité d’acheteur obligé au gestionnaire du
réseau de transport (GRT) qui est hors du champ concurrentiel.
Ces différentes pistes, dont les conséquences en termes
d’évolution du coût de la CSPE, ne sont pas faciles à chiffrer et qui ne
portent que sur une partie des charges de service public couvertes par la
CSPE, méritent un examen attentif de leurs bénéfices et de leurs
inconvénients dans une vision prospective de progression du volume des
EnR produites et une réflexion d’ensemble du rôle des différents acteurs.
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Annexes
Annexe 1
: lettre du 21 mars 2012 du président de la commission
d’enquête du Sénat et réponse du Premier président de la Cour des
comptes
Annexe 2
: chapitre consacré à la CSPE dans le rapport public annuel
2011 de la Cour des comptes
Annexe 3
: mécanisme d’évaluation des charges de CSPE (source
commission de régulation de l’énergie)
Annexe 4 :
les tarifs d’achat de l’électricité produite par les énergies
renouvelables et la cogénération (site Internet de la direction générale de
l’énergie et du climat)
Annexe 5 :
tableau des prévisions de la commission de régulation de
l’énergie pour 2009, 2010, 2011, 2012 et 2020 et des réalisations 2009 et
2010
Annexe 6 :
tableau des prévisions de la direction générale de l’énergie et
du climat 2010° 2020 pour les énergies renouvelables : évolution des
puissances installées, des volumes d’achat et du coût dans la CSPE par
filière : métropole + zones non interconnectées
Annexe 7 :
prévisions d’ensemble de la direction générale de l’énergie et
du climat
Annexe 8 :
Obligations d’achat : résumé des difficultés identifiées et
évolutions proposées – présentation de la direction générale du Trésor
Annexe 9
: dispositif d’obligation d’achat : mécanisme de prime calculée
ex-post (modèle des Pays-Bas)
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ANNEXES
89
Annexe 1
Lettre du 21 mars 2012 du président de la
commission d’enquête du Sénat et réponse du
Premier président de la Cour des comptes
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ANNEXES
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92
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Annexe 2
Chapitre consacré à la CSPE dans le rapport public 2011 de
la Cour des comptes
(pages 279 à 302)
La compensation des charges du
service public de l’électricité
_____________________
PRESENTATION
____________________
La contribution aux charges de service public de l’électricité
(CSPE) est largement méconnue des consommateurs, qui l’acquittent
pourtant directement, en réglant leurs factures d’électricité, pour un
montant substantiel : 1,7 Md€ en 2009.
Qualifié par le Conseil d’Etat d’ « imposition innomée », la CSPE
n’est cependant pas soumise au livre des procédures fiscales, même si
elle est régie par certains principes généraux de la procédure fiscale, et
le Parlement n’intervient pas dans la fixation du taux de son prélèvement.
Comme son nom l’indique, la CSPE vise à compenser les charges
du service public de l’électricité, plus exactement certaines d’entre elles.
La loi prévoit, en effet, que les charges imputables au service
public de l’électricité font l’objet d’une compensation, soit par les tarifs,
soit par le mécanisme de la CSPE.
Même s’il ne les englobe pas toutes, le service public de
l’électricité recouvre des activités de production, de transport, de
distribution et de fourniture d’électricité. Les lois sur l’électricité, votées
depuis l’ouverture du marché en 2000, et le contrat de service public
conclu entre l’Etat et EDF en précisent le contenu : essentiellement, le
soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération, la péréquation
tarifaire dans les départements d’outre-mer et en Corse, et les tarifs
sociaux de l’électricité.
Ces charges que la CSPE est censée compenser ont augmenté très
rapidement et de façon largement incontrôlée depuis 2009, tandis que le
taux de la contribution est, lui, resté inchangé depuis 2004. Il s’ensuit un
déséquilibre croissant du mécanisme de compensation, avec un déficit, en
augmentation exponentielle, de 1,6 Md€ à fin 2009 qui pourrait atteindre
2,6 Md€ fin 2010.
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Les mesures correctrices qui viennent d’être prises, notamment
par le Parlement dans la loi de finances pour 2011, n’apportent pas de
véritable remède à la dérive structurelle du système actuel.
I
-
La compensation de certaines charges du
service public de l’électricité par la CSPE
A - La prise en charge du service public de l’électricité
La loi organisant le service public de l’électricité distingue
plusieurs modes de prise en charge des surcoûts résultant de l’exécution
des missions de service public.
Le service public de l’électricité recouvre plusieurs missions :
- la mission de développement équilibré de l’approvisionnement en
électricité :
elle consiste à réaliser les objectifs définis par la programmation
pluriannuelle des investissements (PPI) de production, arrêtée par le ministre
chargé de l’énergie, et à garantir l’approvisionnement des zones du territoire
non
interconnectées
au
réseau
métropolitain
continental.
Tous
les
producteurs, notamment EDF, contribuent à la réalisation de cette mission ;
- la mission de développement et d’exploitation des réseaux publics de
transport et de distribution d’électricité
: elle consiste à assurer l’égalité
d’accès à l’électricité sur le territoire national, dans le cadre de
monopoles : EDF pour les zones non interconnectées au réseau métropolitain
continental (les départements d’outre-mer, la Corse, Saint-Pierre-et-Miquelon
et quatre îles bretonnes - Ouessant, Molène, Sein et l'Archipel des Glénan),
ERDF, RTE, Electricité de Mayotte, ainsi que les gestionnaires locaux de
réseaux publics de distribution ;
- les missions de fourniture d’électricité aux tarifs réglementés, de
mise en oeuvre des dispositifs sociaux de fourniture d’électricité et de
fourniture aux clients bénéficiant de la fourniture de secours
:
il s’agit
d’assurer, sur l'ensemble du territoire, la fourniture d’électricité aux tarifs
réglementés, ou à tarif réduit pour certains clients, conformément aux
dispositions de la loi du 31 mai 1990 et de l’article L.115-3 du code de
l’action sociale et des familles. La loi confie, à titre exclusif, la fourniture à
tarifs réglementés à EDF et aux distributeurs non nationalisés (DNN). Par
ailleurs, la «
fourniture de secours
» vise à ne pas laisser un consommateur
sans fournisseur dans le cas où l’habilitation d’un fournisseur à exercer son
activité lui serait retirée par le ministre chargé de l’énergie.
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Pour les prestations de service public sous forme de transport et de
distribution assurées dans le cadre de monopoles, les coûts sont supportés
par les monopoles concernés, RTE et ERDF, et ils doivent être couverts
par les tarifs de l’électricité. Il en est de même des surcoûts correspondant
à la fourniture d’électricité aux tarifs réglementés, assurée également sous
monopole.
En revanche, la loi pose le principe d’une compensation publique
spécifique des charges correspondant aux missions de service public
assurées dans un cadre non monopolistique.
Pour ce type de charges, le décret du 28 janvier 2004 identifie trois
catégories distinctes de surcoûts compensables dans les domaines de la
production et de la fourniture d’électricité :
-
les surcoûts liés à une obligation d’achat ou aux appels d’offres
en métropole continentale,
qui font l’objet d’une compensation
intégrale ;
-
les surcoûts des producteurs et des fournisseurs EDF et
Electricité de Mayotte (EDM)
liés à la péréquation tarifaire
dans
les
zones
non-interconnectées
(ZNI),
également
intégralement compensés;
-
les surcoûts des fournisseurs liés aux dispositifs sociaux,
compensés intégralement pour la tarification de première
nécessité, mais seulement partiellement - à hauteur de 20 % des
charges liées à cette tarification - pour la participation des
fournisseurs au dispositif institué en faveur des personnes en
situation de précarité.
B - La contribution au service public de l’électricité
(CSPE)
La contribution au service public de l’électricité (CSPE), mise à la
charge des consommateurs d’électricité, a été instituée par l’article 38 de
la loi du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l'électricité et
au service public de l'énergie.
Son montant, arrêté annuellement par le ministre chargé de
l’énergie, sur proposition de la commission de régulation de l’énergie
(CRE), est calculé de sorte que les contributions couvrent l'ensemble des
charges de service public ainsi que les frais de gestion exposés par
l’organisme gestionnaire, la Caisse des dépôts et consignations (CDC).
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Dès 2003 et jusqu’à fin 2010, la CSPE a été encadrée par une
limitation d’assiette et par deux plafonds :
-
l'électricité produite par un producteur pour son propre usage
n'est prise en compte pour le calcul de la contribution qu'au-
delà de 240 millions de kilowattheures par an ;
-
le montant de CSPE ne peut excéder 500 000 € par site de
consommation ;
-
la contribution applicable à chaque kilowattheure ne peut
dépasser 7 % du tarif de vente du kWh, soit au tarif en vigueur
depuis août 2010, 5,58 € par MWh.
Un an après la mise en place de la CSPE, la loi de finances
rectificative pour 2004 a apporté deux modifications significatives au
nouveau mécanisme.
D’une part, les surcoûts relatifs aux mécanismes d’appels d’offres
ou d’obligation d’achat ont cessé d’être appréciés par rapport aux coûts
d'investissement et d'exploitation évités à EDF ou aux distributeurs non
nationalisés (DNN). Ils sont désormais calculés «
par référence aux prix
de marché de l'électricité
».
D’autre part, l’assiette de la CSPE a été réduite : les entreprises de
transport ferroviaire ou de transports collectifs urbains interconnectés
(SNCF, RATP) bénéficient désormais du plafonnement à 500 000 €,
prévu par site de consommation et destiné aux entreprises fortement
dépendantes de l’énergie électrique.
Un an plus tard, la loi du 13 juillet 2005 a ajouté un nouveau
plafonnement, à hauteur de 0,5 % de la valeur ajoutée, pour les sociétés
industrielles consommant plus de 7 GWh d'électricité. Les modalités
d’évaluation des coûts évités pour les distributeurs non nationalisés ont
également été à nouveau modifiées : il n’est plus question pour ces
distributeurs d’une référence aux prix de marché, mais aux tarifs de
cession réglementés appliqués par EDF, à due proportion de l’électricité
acquise dans ces conditions. Le mécanisme de fixation de la CSPE a aussi
été simplifié et ses modalités de versement modifiées.
Enfin, la loi du 7 décembre 2006 a alourdi les charges financées
par la CSPE : le budget du médiateur de l’énergie entre désormais dans
son périmètre ; la CSPE peut aussi financer le nouveau tarif réglementé
transitoire d’ajustement du marché (TaRTAM) institué par cette même
loi. Un mécanisme complexe de compensation mixte fait supporter in fine
le coût de ce tarif – appelé à disparaître fin 2010 - sur les principaux
producteurs d’électricité d’origine nucléaire et hydraulique (EDF et GDF-
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SUEZ) et, dans une moindre mesure, sur les consommateurs d’électricité,
via la CSPE et dans une certaine limite : 0,55 €/MWh, sans que le niveau
de la CSPE puisse dépasser 4,5 €/MWh.
Les modalités de fonctionnement de la CSPE
Les opérateurs adressent à la commission de régulation de l’énergie,
avant le 31 mars de chaque année, une déclaration comportant toutes les
données relatives aux quantités d’électricité produites ou achetées, ainsi que
les éléments constitutifs des différents surcoûts, pour l’année précédente. La
commission de régulation de l’énergie évalue, de façon prévisionnelle, le
montant des charges à compenser et le volume de kWh soumis à la
contribution.
Le montant prévisionnel retenu par la commission de régulation de
l’énergie, sur la base des déclarations des opérateurs, résulte d’un calcul
complexe : il est augmenté (ou diminué) de la différence entre le montant des
charges effectivement constatées au cours des années antérieures et le
montant des contributions recouvrées au titre des mêmes années ;
s’y
ajoutent les frais de gestion de la Caisse des dépôts et consignations (CDC)
au titre de l’année à venir est enfin déduit le montant des produits financiers
que la CDC a réalisés dans sa gestion.
Avant le 15 octobre, la commission de régulation de l’énergie adresse
ses propositions au ministre, y compris pour le taux unitaire de la CSPE. Il
revient alors au ministre d’arrêter les montants avant le 31 décembre. La
commission de régulation de l’énergie notifie ensuite à chaque opérateur les
charges retenues le concernant pour l'année suivante.
Dans la pratique, cependant, le ministre chargé de l’énergie n’a pas
pris l’arrêté nécessaire pour fixer le montant des charges de service public
depuis l’exercice 2006. Pour maintenir le fonctionnement normal du
mécanisme de compensation, la commission de régulation de l’énergie a
donc pris l’initiative de notifier directement aux opérateurs le montant des
charges à compenser, se substituant, de fait, au ministre. Néanmoins, le
Conseil d’État, saisi par Électricité de Strasbourg qui contestait le montant
des charges prévisionnelles qui lui avaient été notifiées, a confirmé, dans un
arrêt du 31 juillet 2009, que la commission de régulation de l’énergie ne peut
notifier que les charges qui ont été préalablement arrêtées par le ministre. Le
ministre a, depuis lors, fixé par arrêté le montant prévisionnel des charges
pour 2010, mais sans préciser le montant de la contribution unitaire, de sorte
que la valeur de 4,5 €/MWh, appliquée depuis 2004 s’est trouvée de facto
reconduite.
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Les contributions des consommateurs qui ont choisi des offres de
marché sont recouvrées par le gestionnaire du réseau, sous la forme d'un
prélèvement additionnel aux tarifs d'utilisation des réseaux; celles des
consommateurs qui sont restés aux tarifs réglementés sont recouvrées par le
fournisseur, sous la forme d'un prélèvement additionnel à ces tarifs. Les
redevables qui supportent, par ailleurs, des charges de service public peuvent
s’abstenir de tout versement tant que leur compte à la Caisse des dépôts et
consignations est créditeur.
II
-
L’insuffisance de la CSPE, depuis 2009, par
rapport aux charges à couvrir
A - Une progression des charges à couvrir supérieure à
celle de l’assiette de la CSPE
Le total des charges de service public compensables est passé de
1 533,4 M€ en 2004 à 2 661,6 M€ en 2009. Pour les financer, l’assiette de
la CSPE a certes progressé, mais beaucoup moins vite.
Sur l’ensemble de la période 2004-2009, la consommation
électrique prévisionnelle s’est accrue de près de 6 %. Compte tenu de la
croissance très rapide (près de 20 %), dans le même temps, des effets des
plafonnements et des exonérations, l’augmentation de l’assiette de la
CSPE a cependant été limitée à la moitié de ce taux, soit 3 %. Il en est
résulté un manque de CSPE à encaisser substantiel, compris entre 260 M€
et 486 M€ par an selon les années. Les exonérations et plafonnements,
qui ont été décidés selon une logique conforme à la directive du 27
octobre 2003 qui entend préserver la compétitivité des industries électro-
intensives, peuvent ainsi s’analyser comme un transfert de charges depuis
les entreprises, qui en sont les principales bénéficiaires, vers les autres
contributeurs (PME, professionnels et particuliers).
Les projections pour 2010 confirment le maintien de cette
tendance : l’assiette de la CSPE ne devrait représenter que 80 % de la
consommation électrique nationale totale, correspondant à un manque à
encaisser d’environ 416 M€ pour la CSPE.
Le total des charges prévisionnelles à compenser continuant
d’augmenter plus rapidement (+ 29 %) que l’assiette de la consommation
électrique soumise à contribution (+ 3 %), le montant de la contribution
unitaire théorique devrait s’accroître fortement.
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Ainsi, la contribution unitaire théorique par MWh, calculée par la
CRE pour équilibrer les charges prévisionnelles à compenser, aurait dû
s’élever à 5,72 € en 2009 et à 6,51 € en 2010. Or, le montant effectif de la
CSPE a de fait été maintenu à 4,5 € tandis que la loi a fixé, pour cette
contribution, un plafond, qui ressortait, depuis août 2010 à 5,58 €.
Pour 2011, la CRE estime les charges prévisionnelles cumulées à
4 816 M€, soit une progression de 2 579 M€ par rapport aux charges
prévisionnelles pour 2009. Elle évalue à 12,90 €/MWh, la contribution
qui serait nécessaire pour assurer l’équilibre avec les charges, dont
9,3 €/MWh pour couvrir les charges prévisionnelles au titre de 2011
(3 465 M€), et 3,6 €/MWh pour régulariser les déséquilibres de 2009 et
des années antérieures s’élevant à
1 351 M€.
B - Un taux de CSPE resté pourtant inchangé depuis
2004
Bien que les charges du service public de l’électricité aient
progressé beaucoup plus rapidement que l’assiette de la CSPE, le ministre
chargé de l’énergie n’a pris aucun arrêté pour en modifier le niveau. Son
taux, fixé en 2004 et 2005 à 4,5 €/MWh, a été automatiquement reconduit
depuis 2006 jusqu’à 2010 inclus. Il était cependant très en deçà du
plafond légal de la CSPE qui s’élevait à 5,58 €/MWh en août 2010.
De surcroît, les nouvelles charges financées par la CSPE ont
sensiblement aggravé le déséquilibre du dispositif :
- le tarif réglementé transitoire d’ajustement du marché (TaRTAM)
a été financé à hauteur de 0,55 €/MWh en 2007 et de 0,23 €/MWh en
2008 ;
- en 2008 et 2009, le budget du médiateur de l’énergie l’a
également été à hauteur de 0,01 €/MWh, et il devrait l’être pour
0,02 €/MWh en 2010 ;
-
par voie de conséquence, la part effective de la contribution
unitaire destinée à couvrir les charges imputables au service public de
l’électricité n’a ainsi été que de 3,4 €/MWh en 2007, 4,26 €/MWh en
2008 et 4,49 €/MWh en 2009 ; elle devrait s’établir à 4,48 €/MWh en
2010.
Le taux de la contribution unitaire fixé par défaut à 4,5 €/MWh
depuis 2004 n’a plus permis, depuis 2009, de couvrir intégralement les
charges réellement supportées par les opérateurs. Selon les estimations de
la CRE, réalisées avant l’augmentation intervenue au 1
er
janvier 2011, le
déficit de recouvrement de la CSPE devrait atteindre 582 M€ en 2009 et
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732 M€ en 2010, soit un montant prévisionnel cumulé de 1 314 M€ au
titre de ces deux exercices
Ce déficit cumulé équivaut à plus de la moitié
du montant prévisionnel de la CSPE pour 2010.
C - Un déséquilibre de la compensation pesant sur EDF
La quasi-totalité de la CSPE (99 % en 2004, 96 % en 2008)
bénéficie à l’opérateur historique EDF, qui supporte l’essentiel des
charges de service public. Compte tenu des volumes financiers en jeu,
cette compensation des charges constitue un enjeu non négligeable dans
l’équilibre financier et la stratégie de développement du groupe EDF.
Les autres bénéficiaires sont des distributeurs non nationalisés dont
la part augmente, surtout Electricité de Mayotte (EDM).
A Mayotte, l’augmentation tient principalement à la péréquation
tarifaire appliquée à partir de 2003 et devenue effective en 2007.
L’alignement des tarifs de vente hors taxes d’EDM sur ceux de la
métropole a généré un accroissement mécanique des surcoûts, à
concurrence de la part des coûts de production non couverte par les
recettes tarifaires (qui dépassait un facteur de 4 pour 1 en 2008) et un
effet d’aubaine pour les consommateurs insulaires, qui trouvent un
avantage comparatif à privilégier l’électricité, dans le contexte d’une
croissance
démographique
très
dynamique.
Au
total,
le
rythme
d’accroissement de la consommation électrique est supérieur à 10 % par
an à Mayotte.
Selon les estimations d’EDF, dorénavant société anonyme dont
une partie du capital n’appartient plus à l’Etat, les charges de service
public effectivement supportées par l’entreprise en 2009 et 2010 seraient
très supérieures aux estimations prévisionnelles de la CRE. L’entreprise
chiffre le déficit cumulé de recouvrement de CSPE à 1,6 Md€ à fin 2009
et à 2,6 Md€ à fin 2010. Elle estime, que, toutes choses égales par
ailleurs, les charges de service public de l’électricité pourraient connaître
une forte progression qui nécessiterait, hors effet report, une contribution
unitaire de 7,1 €/MWh
en 2010 et jusqu’à 16,5 €/MWh en 2020 pour
couvrir les charges prévisionnelles des années considérées.
D - Des évolutions différenciées selon les grandes
catégories de charges compensées
Les trois principales catégories de surcoûts compensables au titre
de la CSPE ne présentent ni la même importance, ni les mêmes
évolutions :
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-
les achats d’énergie occupent une place prépondérante, de
presque les deux-tiers du montant de la CSPE : leur part
relative a, toutefois, régressé entre 2004 et 2008, passant de
77 % à 60 %, et même 50 % en 2009, mais cette baisse est liée
aux variations des prix de marché de l’électricité qui entrent
dans le calcul des surcoûts, et non aux volumes d’achats
d’énergie dont la tendance est croissante ;
-
la péréquation tarifaire, dans les zones non interconnectées,
génère un montant moindre, initialement de l’ordre du tiers de
la CSPE totale, mais en forte croissance : sa part est passée de
23 % en 2004 à près de 36 % en 2008 de la CSPE totale, et à
plus de 45 % en 2009. Si l’on consolide la compensation des
surcoûts liés à l’obligation d’achat et l’impact de la péréquation
tarifaire dans les zones non interconnectées (EDM incluse), la
compensation des charges, dans les zones insulaires, est
devenue en 2008 le premier poste de la CSPE, avec près de la
moitié du total des charges compensées. Elle a progressé de
près de 33 % entre 2004 et 2005, et de plus de 15 % par an au
cours des trois années suivantes. Cette tendance se confirme en
2009 avec un montant prévisionnel de charges à compenser au
titre des zones non interconnectées de 60 % du montant total de
la CSPE ;