Si, en 2023, les énergies renouvelables (ENR) continuent encore de contribuer au budget de l'État, la somme des charges de service public de l'énergie (CSPE) ne sera pas négative. Selon l'évaluation annuelle (1) conduite par la Commission de régulation de l'énergie (CRE), l'État doit cette année dépenser 17,7 milliards d'euros (Md€) à destination des opérateurs, producteurs et consommateurs. Un revirement drastique compte tenu des deux évaluations précédentes : la première, en juillet 2022, dotée d'une estimation à - 11,1 Md€ (soit un revenu pour l'État), et la seconde, intervenue de manière exceptionnelle en novembre 2022 du fait de la crise des prix de l'énergie, fixée à - 32,7 Md€. Le résultat, d'une part, de la « baisse des prix de gros de l'énergie survenue depuis fin 2022 » succédant à une période de forte hausse, d'autre part, de l'introduction de boucliers tarifaires.
Une contribution majeure aux boucliers tarifaires
D'après les réévaluations opérées par la CRE, le montant des CSPE pour l'année 2023 se compose de trois valeurs : les recettes prévisionnelles tirées du trop-perçu par les producteurs d'énergies renouvelables (un gain de 13,7 Md€), les aides versées pour soutenir le développement de projets dans les zones non interconnectés (ZNI) (+ 2,9 Md€) et les charges résultant des boucliers tarifaires et autres mesures exceptionnelles mises en place en 2022 et en 2023 (+ 28,5 Md€). Autrement dit, en elles-mêmes, les énergies renouvelables contribuent encore une fois aux caisses des finances publiques et permettent même « le financement d'environ 50 % des dépenses publiques liées aux boucliers tarifaires et amortisseurs », atteste la CRE.
Et s'agissant de la charge prévisionnelle calculée pour l'année 2024 (sans intégrer la poursuite, ou non, des boucliers tarifaires), la CRE estime le gain pour l'État à 0,7 Md€ (soit 2,7 Md€ provenant des ENR électriques et des dépenses de 0,9 Md€ pour le biométhane et 2,2 Md€ pour les ZNI).
L'influence des prix de marché
Deux principaux facteurs expliquent la baisse constatée pour les ENR électriques, selon la CRE. Le premier est de nature conjoncturelle. Après une hausse historique durant l'été 2022 des prix de gros de l'électricité (avec un pic autour de 700 euros le mégawattheure, €/MWh) et du gaz (près de 300 €/MWh) en réaction à la guerre en Ukraine, la douceur de l'hiver suivant – et la capacité des pays européens à remplir leurs stocks de gaz – a provoqué un relatif retour à la normal (avec 100 €/MWh en moyenne pour l'électricité et sous la barre des 50 €/MWh pour le gaz, en juin 2023). Ce recul a de nouveau réduit l'écart entre ces prix de gros et les tarifs de référence fixés aux énergies renouvelables. Ces derniers demeurent néanmoins inférieurs aux prix de marché, concernant les ENR électriques.
Le second facteur résulte d'une évolution réglementaire. « Entre 30 et 50 % du [total des recettes prévisionnelles issues des charges attachées aux ENR électriques] proviennent des recettes pour les finances publiques permises par le déplafonnement des contrats de complément de rémunération, introduit par la loi de finances rectificative pour 2022 du 16 août 2022 », indique la CRE. Cette mesure a été mise en place depuis le début de l'année 2023 à la suite d'un arrêté paru en décembre 2022. Elle revient sur le « plafond » qui limite la somme du trop-perçu redevable à l'État par les producteurs percevant la prime dite de « complément de rémunération » alors que les tarifs de référence se révèlent inférieurs aux prix du marché. Elle le remplace par un mécanisme de « prix seuil » augmentant la limite de redevabilité des producteurs à raison de 2 % par an. L'idée, assure ainsi l'État, est de percevoir des revenus à mesure que les ENR électriques gagnent en maturité et que les prix de vente de la production s'abaissent au fil des prochaines années.
Un « effet d'aubaine » endigué ?
Cette situation, aux bénéfices de l'État, entraîne cependant un autre phénomène, une fuite par « effet d'aubaine » dont la CRE s'était déjà inquiétée. « Dans la continuité du phénomène observé l'année passée, la CRE constate, sur la base des données remontées par des acheteurs obligés, que certains producteurs ont choisi de résilier leur contrat d'achat ou de complément de rémunération avant sa date d'échéance pour bénéficier des hauts niveaux de prix de gros de l'électricité. Selon les informations dont la CRE dispose à fin mai 2023, 4,7 gigawatts d'installations ont demandé à résilier de manière anticipée leur contrat de soutien au périmètre d'EDF. » Les installations concernées par ces résiliations, notamment au profit de contrats en gré à gré (aussi appelés power-purchase agreements, ou PPA), ont été principalement éoliennes ou hydrauliques, en 2022, et solaires, en 2023.
Pour la Commission de régulation de l'énergie, « il n'est pas légitime qu'elles puissent sortir des contrats garantis par l'État sans contrepartie ». Aussi, elle salue la mise en œuvre d'une taxation sur les revenus issus des primes de compensation. Introduite par l'article 54 de la loi de finances 2023, celle-ci s'applique jusqu'à la date de fin initiale du contrat de soutien, résilié ou non. « Du fait de la diminution relative des prix de gros de l'électricité et de la mise en place de cette taxation, les demandes de résiliation sont en baisse depuis le début de l'année 2023. »
