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Évolution des crédits de paiement LFi 2017/ PLF 2018

(en millions d’euros)

	2017	2018	Évolution en %
Programme 174	456,1	427,3	– 6,3
Programme 345	2 545	3 044	+ 19,6
CAS TE	6 983	7 184	+ 2,9
CAS FACÉ	377	360	– 4,5
Total	10 361,1	11 015,3	+ 6,3

Source : projet de loi de finances pour 2018.

Opérateurs dans le périmètre du rapport spécial et subventions 2018

Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA) : 2,6 millions d’euros

Agence nationale pour la garantie des droits des mineurs (ANGDM) : 351,5 millions d’euros

Centre interprofessionnel technique d’études de la pollution atmosphérique (CITEPA) : 1,35 million d’euros

Nombre d’équivalents permanents temps plein (EPTP) sur le P 174

475 emplois sous plafond en 2017, 465 en 2018 (– 4 EPTP pour l’ANGDM et – 6 pour l’ANDRA).

Dépenses fiscales

16 dépenses fiscales principales sur impôts d’État pour un montant total 2018 de 2 581 millions d’euros, dont 1 560 millions d’euros pour le CITE et 515 millions d’euros pour les taux réduits de TICPE.

Le budget 2018 engage la politique ÉnergÉtique dans la transition Écologique et solidaire

En 2018, les crédits budgétaires stricto sensu faisant l’objet du présent rapport spécial (11 milliards d’euros de CP), les crédits-support (98 millions d’euros) et les principales dépenses fiscales rattachées (2,661 milliards d’euros ([1])) constitueront une somme de 13,759 milliards d’euros (contre 13,243 milliards d’euros en LFI 2017) qui viendra financer la politique énergétique.

Outre ces crédits, divers autres instruments permettent à l’État d’agir sur la politique énergétique de la France. Ils sont recensés et chiffrés dans le « jaune » annexé au projet de loi de finances Rapport sur le financement de la transition énergétique. Les outils utilisés sont en effet divers, qu’il s’agisse de normes contraignantes, de taxes affectées ou de certificats d’économie d’énergie (CEE). En outre, les dépenses issues du programme d’investissements d’avenir (PIA), et, à l’avenir, du Grand plan d’investissement (GPI), viennent directement soutenir la recherche en la matière. De même, les modalités de calcul de différents tarifs (tarif d’utilisation des réseaux publics de l’énergie – TURPE, tarifs réglementés, Accès régulé à l’électricité nucléaire historique – ARENH) participent bien, directement ou indirectement, à l’élaboration d’une politique énergétique cohérente.

La politique de l’État en matière de transition énergétique constitue donc un ensemble très vaste, dont les programmes budgétaires ou les CAS traités dans le cadre du présent rapport ne constituent qu’un aspect, certes majeur.

I. Une maquette budgÉtaire qui manque de lisibilitÉ

A. Le programme 345 Service public de l’énergie : une budgétisation bienvenue de charges de service public de l’énergie

La création de ce programme par la loi n° 2015-1786 du 29 décembre 2015 de finances rectificative pour 2015 a budgétisé la compensation des charges de service public due aux entreprises des secteurs de l’électricité et du gaz. Ces charges, jusqu’alors compensées par un circuit extrabudgétaire, étaient financées par trois contributions spécifiques sur la consommation finale d’électricité et de gaz : contribution au service public de l’électricité (CSPE), contribution au tarif spécial de solidarité du gaz (CTSSG) et contribution biométhane. Leur produit était ensuite reversé à la Caisse des dépôts et consignations (CDC), qui, sur instruction de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), distribuait ces fonds aux entreprises et organismes concernés. La réforme du dispositif a conduit à la budgétisation des charges à travers deux structures différentes, abondées par des financements distincts. Elle a permis un meilleur contrôle du Parlement sur les mécanismes de soutien ainsi que leur conformité au droit européen.

Pour environ deux tiers de la dépense initiale, le CAS Transition énergétique (CAS TE), cf. infra, alimenté par une fraction du produit de la taxe intérieure sur les produits énergétiques (TICPE), finance les charges liées au soutien aux énergies renouvelables, à l’effacement de consommation, ainsi que celles liées au remboursement en principal aux opérateurs de la dette correspondant au déficit de compensation de leurs charges de service public de l’électricité accumulé au 31 décembre 2015. La solution du CAS, dont les dépenses ne peuvent excéder les recettes, devait permettre d’intégrer ces charges dans un équilibre budgétaire.

Pour environ un tiers de la dépense initiale, le programme 345 Service public de l’énergie regroupe cinq types de charges de service public définies par le code de l’énergie : péréquation tarifaire dans les zones non interconnectées (ZNI) (principal poste de dépenses), dispositifs sociaux visant les ménages en situation de précarité énergétique, soutien à la cogénération ([2]), budget du Médiateur national de l’énergie, paiement des intérêts de la dette accumulée vis-à-vis des opérateurs au titre du déficit de compensation et frais de gestion de la CDC.

B. Une maquette à simplifier, au bénéfice du Parlement et du citoyen

Le Rapporteur spécial juge que la maquette budgétaire de la politique énergétique souffre désormais d’une apparence quelque peu foisonnante, le « jardin à la française » se muant peu à peu en un « jardin à l’anglaise », peu lisible pour les parlementaires comme pour les citoyens. Certes, cette architecture s’explique historiquement par la sédimentation des dispositifs et des politiques publiques. Il faudrait cependant renforcer son caractère stratégique et sa lisibilité : les moyens de la politique énergétique se dispersent en effet actuellement sur quatre structures différentes, voire cinq si l’on prend en compte dans le périmètre le CAS Aides à l’acquisition de véhicules propres.

La cible pourrait consister à retenir une maquette fondée sur deux programmes.

● Le premier programme aurait une vocation sociale en rassemblant quelques actions menées au titre de l’actuel programme 345 Service public de l’énergie (solidarité avec les zones non interconnectées, chèque énergie, médiateur de l’énergie crédits), sans les crédits relatifs à la fermeture de Fessenheim et le remboursement des intérêts de la dette au titre du déficit de compensation. Le programme comporterait également les crédits actuellement portés par le CAS FACÉ.

● Le second programme serait consacré à la transition énergétique, dans ses deux volets. Pour financer l’avenir, il porterait ainsi le soutien aux énergies renouvelables et la cogénération, ainsi que les crédits de la politique de l’énergie et de la lutte contre le changement climatique. Ce programme aurait aussi vocation à faciliter la transition énergétique, en finançant l’intégralité du remboursement de la dette au titre du déficit de compensation (cette imputation commune du principal et des intérêts répondant ainsi à une remarque de la Cour des comptes), les crédits de l’après-mine et les crédits venant faciliter la fermeture des réacteurs nucléaires.

Enfin, le Rapporteur spécial relaie les remarques de la Cour des comptes qui estime que la « démarche de performance » – élaboration d’objectifs et d’indicateurs pertinents – est encore à construire pour le programme 345 ; dans le projet de loi de finances, le programme ne comporte d’ailleurs qu’un objectif et un unique indicateur (« Apporter une aide aux ménages en situation de précarité énergétique pour payer leurs factures d’énergie »).

II. Les crédits demandés pour 2018 s’efforcent de dimensionner l’effort budgétaire aux ambitions de la politique énergétique

Les dotations 2018 de la mission Écologie, développement et mobilité durable visent à traduire les engagements du Gouvernement formalisés dans le Plan climat annoncé par le ministre en juillet dernier : accélérer la transition écologique, développer les énergies renouvelables, promouvoir la préservation des ressources naturelles et faciliter le développement équilibré des territoires. Du point de vue du pilotage de la politique énergétique, 2018 sera une année cruciale car elle verra s’engager la première révision de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Les crédits pour 2018 prévus au titre de la politique énergétique atteignent un peu plus de 11 milliards d’euros, soit, compte tenu des mineurs effets de périmètre sur le programme 174 (+ 9,25 millions d’euros) et le CAS TE (+ 5 millions d’euros), une augmentation de 0,6 milliard d’euros par rapport à la LFI 2017. L’analyse des crédits conduit aux principales observations suivantes :

– en raison des évolutions démographiques, le programme Énergie, climat et après-mines poursuit la tendance baissière observée depuis quelques années : les dotations passent à 427,3 millions d’euros en crédits de paiement, soit une baisse de près de 7 % par rapport à l’année précédente ;

– notamment sous l’effet des charges liées à la prise en charge de la précarité énergétique et de la péréquation tarifaire dans les ZNI, les crédits du programme Service public de l’énergie connaissent une augmentation forte, passant de 2 545 millions d’euros en LFI 2017 à 3 043 millions d’euros, soit une augmentation de près de 20 % ;

– en raison des investissements dans les énergies renouvelables, les crédits 2018 du CAS TE progressent de 6,983 à 7,184 milliards d’euros, et les dotations du CAS FACÉ (360 millions d’euros) connaissent une légère baisse.

L’analyse budgétaire doit également mentionner les « coûts complets » des différents programmes en y intégrant les coûts de support imputés sur d’autres programmes. Cette analyse concerne exclusivement le programme 174, doté pour 2018 de 427 millions d’euros en crédits budgétaires directs. Le programme bénéficie de reversements des programmes-supports 217 Conduite et pilotage des politiques de l’écologie, du développement et de la mobilité durables et 333 Moyens mutualisés des administrations déconcentrées. Les 98 millions d’euros de crédits indirects permettent d’aboutir à un coût complet de 526 millions d’euros.

A. Les dotations budgétaires du programme 174 poursuivent leur baisse

Géré par la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et les directions régionales de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL) au niveau territorial, le programme Énergie, climat et après-mines fournit les moyens des cinq axes prioritaires de la politique énergétique : garantir la continuité de l’approvisionnement en énergie, renforcer l’indépendance énergétique, répondre à la demande à un coût supportable par l’économie, assurer le bon fonctionnement des marchés finaux ainsi que du service public de l’énergie et enfin favoriser la réduction de l’impact sanitaire et environnemental de la consommation énergétique.

1. L’exécution de la LFI 2016 est marquée par la gestion de l’enveloppe spéciale de transition énergétique (ESTE)

a. L’exécution 2016 est marquée par l’abondement de l’ESTE, dont l’opportunité est discutée

Alors que la LFI 2016 avait fixé des dotations de 507,2 millions d’euros en AE et 509,6 millions d’euros en CP, les dépenses constatées se sont finalement élevées à 965 millions d’euros en AE et 464,2 millions d’euros de CP. Cet écart est très largement la conséquence de la création par la loi n° 2016-1918 de finances rectificative pour 2016 du 29 décembre 2016 d’une dotation budgétaire supplémentaire de 500 millions d’euros en AE et de 150 millions d’euros en CP, ces fonds abondant l’action Lutte contre le changement climatique. Ces montants versés à la Caisse des dépôts et des consignations (CDC) ont financé l’ESTE, créée par l’article 20 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique et à la croissance verte. En raison des 250 millions d’euros de CP déjà ouverts en 2015, le transfert a permis de porter les capacités d’engagement de l’ESTE à 700 millions d’euros (400 millions d’euros de CP).

Toutefois, si les AE ont été intégralement consommées, les CP ont fait l’objet d’un gel en fin de gestion et de reports sur 2017 à hauteur de 150 millions d’euros (sur un total de 155,1 millions d’euros ouverts). Le total des subventions versées par l’ESTE se monte aujourd’hui à 217 millions d’euros, les engagements générant des besoins en paiements sur plusieurs années. Les observations de la Cour soulignent que l’abondement de l’ESTE fin 2016 était inutile en raison des crédits disponibles ; de plus, l’ESTE « recouvre partiellement ou totalement le périmètre d’autres dispositifs d’intervention de l’État ou des opérateurs du ministère ». Enfin, la gestion de l’enveloppe n’est pas satisfaisante : les AE font l’objet d’une consommation globale au moment du versement de la subvention à la CDC alors qu’elles devraient être consommées lors de la signature de chaque convention de financement.

Le projet annuel de performances (PAP) pour 2018 précise que les 350 millions d’euros d’autorisations d’engagement reportés en 2017 au titre de l’ESTE ne seront pas couverts par des crédits de paiement à partir de 2018 et feront l’objet d’un « retrait ».

b. Le coût des dépenses fiscales rattachées au programme a crû en 2016

Le rapport annuel de performances (RAP) 2016 chiffre à 17 le nombre de dépenses fiscales rattachées au programme, d’un montant total de 3,7 milliards d’euros, contre 2,6 milliards d’euros en 2015. Les dépenses fiscales du programme ont ainsi représenté 78 % du total des dépenses fiscales de la mission. L’augmentation du coût des dépenses fiscales est imputable à titre principal au crédit d’impôt transition énergétique (CITE) facilitant la rénovation énergétique des logements (+ 796 millions d’euros, soit + 91 % par rapport à 2015).

Dans sa note d’exécution budgétaire, la Cour des comptes, relevant que « les mesures adoptées en projet de loi de finances pour 2016 et visant à garantir l’efficience de la dépense fiscale (éviter le cumul avec d’autres formes de soutien public ou les éventuels contournements pour les équipements exclus de la base du CITE) n’ont pas permis de contenir la hausse du coût du CITE », souligne la nécessité de procéder à une évaluation des effets économiques et environnementaux du CITE. Le III de l’article 23 de la loi de finances pour 2017 prévoit que le Gouvernement remet au Parlement, avant le 1er septembre 2017, « un rapport sur la mise en œuvre du crédit d’impôt pour le développement durable et du crédit d’impôt pour la transition énergétique (…) ». Ce rapport d’évaluation devant contenir « des propositions destinées à renforcer durablement l’efficacité du crédit d’impôt pour la transition énergétique » n’a pas été transmis à l’Assemblée nationale dans le délai imparti. Afin que son coût soit maîtrisé, le dispositif du CITE connaît des aménagements dans le cadre du présent projet de loi de finances (cf. infra).

2. Des explications d’ordre démographique suscitent de nouveau en 2018 une baisse des dotations du programme 174

Pour la sixième année consécutive, les crédits du programme s’inscrivent en baisse en raison de la diminution naturelle des bénéficiaires des dispositifs sociaux de l’après-mines, les autres actions, d’un montant plus modeste, s’inscrivant en hausse significative par rapport à la LFI 2017. Les modifications de périmètre, mineures, concernent la prise en charge des contentieux sociaux à gérer après la liquidation prochaine de Charbonnages de France (+ 4,25 millions d’euros) et la mise en place d’une nouvelle activité de surveillance du marché automobile (+ 5 millions d’euros).

ÉVOLUTION DES CRéDITS DE PAIEMENT
du programme Énergie, climat et après-mines

(en millions d’euros)

	LFI 2015	LFI 2016	LFI 2017	PLF 2018
Programme 174	544,32	509,59	456,1	427,3
Politique de l’énergie	5,80	4,16	3,98	4,40
Gestion économique et sociale de l’après-mines	506,90	476,33	423,60	390,7
Lutte contre le changement climatique	30,44	27,95	27,42	30,8
Soutien	1,17	1,15	1,10	1,30

Source : projet annuel de performances pour 2018 (PAP).

a. Les crédits consacrés à la Gestion économique et sociale de l’après‑mines poursuivent leur baisse

La dépense la plus importante du programme est constituée à titre principal du versement par l’État de prestations diverses aux retraités des mines et ardoisières fermées ou encore en activité (prestations de chauffage, logement, pensions de retraites anticipées…). L’action garantit aussi les droits sociaux des mineurs préretraités en cas de fermeture d’entreprises, accompagne financièrement les plans sociaux, et finance les retraites de certains retraités des industries électriques et gazières.

90 % des crédits de l’action financent les prestations versées par l’ANGDM, chargée de garantir au nom de l’État les droits sociaux des anciens agents des entreprises minières ou ardoisières en cas de cessation d’activité de ces entreprises et d’assumer les obligations des employeurs envers les salariés lorsque les exploitants (Charbonnages de France notamment) cessent leur activité. Au 31 décembre 2016, l’agence gère les droits de 116 709 personnes sur plus d’une centaine de prestations différentes. Les fonds sont versés aux anciens mineurs et à leurs conjoints survivants afin de financer des prestations de chauffage, de logement et de pré-retraites et prestations assimilées. L’âge moyen des bénéficiaires est de 75 ans pour les ayants droit, et de 84 ans pour les veuves.

Le total des crédits demandés pour 2018 atteint 351,5 millions d’euros contre 385,9 millions d’euros en 2017, illustrant l’impact de l’évolution démographique mentionnée supra ; dans cette enveloppe, 13 millions d’euros viennent subventionner le fonctionnement de l’Agence, un montant constant par rapport à 2017 en raison des objectifs d’économies assignées aux opérateurs de l’État. Les effectifs de l’Agence seront réduits de 4 emplois en 2018 (de 147 à 143).

Le financement par l’État des prestations de retraite anticipée servies par la Caisse autonome nationale de la sécurité sociale dans les mines (CANSSM) suit également une tendance à la baisse : 4,8 millions d’euros en 2018 contre 10,1 millions d’euros en LFI 2017. Le nombre des bénéficiaires (820) diminue régulièrement en raison du nombre d’anciens mineurs finissant par faire valoir leurs droits à la retraite du régime minier. Les salariés concernés ont travaillé chez Charbonnages de France, dans les Mines de potasse d’Alsace ou dans les mines de Salsigne. Le montant du financement des pensions ([3]) versées par la Caisse nationale des industries électriques et gazières (CNIEG) atteindra 8,4 millions d’euros en 2018.

Un poste de dépenses en hausse, 21,8 millions d’euros prévus contre 17,5 millions d’euros en LFI 2017, concerne la SA des Mines de potasse d’Alsace (MDPA), dont le capital est détenu à 100 % par l’État. La société Stocamine, filiale des MDPA, avait été autorisée en 1997 à exploiter un stockage souterrain de déchets industriels sur la commune de Wittelsheim (Haut-Rhin). Cette activité a été suspendue en 2002 à la suite d’un incendie. Jusqu’à l’exercice 2012 inclus, le montant de la subvention à la société couvrait le coût de fonctionnement de la structure de liquidation ainsi que le coût d’entretien des installations. Depuis 2013, ce montant prend en compte les dépenses supplémentaires liées à la réalisation programmée des travaux nécessaires à la fermeture définitive du site, qui constitue désormais la mission principale des MDPA.

La subvention tient donc compte du coût prévisionnel des travaux de mise en œuvre du processus de fermeture finale du site et de la solution durable à mettre en place s’agissant des déchets. L’objectif est d’extraire jusqu’à 93 % des produits mercuriels ([4]) et d’enfouir définitivement les 40 000 tonnes de déchets restant. L’arrêté préfectoral fixant les conditions de fermeture a été signé le 23 mars 2017. Les opérations de déstockage sont bien avancées malgré les difficultés rencontrées depuis le démarrage des opérations de retrait des déchets mercuriels et arséniés, en raison notamment des risques d’éboulement. 91 % de la masse de mercure contenue dans les déchets ont pu être retirés.

Enfin, il est proposé que le programme prenne en charge des dépenses de contentieux concernant l’établissement public industriel et commercial de Charbonnages de France, la structure étant définitivement supprimée au 31 décembre 2017. Un montant de 4,25 millions d’euros, correspondant au coût prévisionnel de contentieux essentiellement liés à la reconnaissance de maladies professionnelles, est donc inscrit au budget 2018.

b. L’Agence nationale de gestion des déchets radioactifs (ANDRA) est le principal opérateur de l’action Politique de l’énergie

Pour 2018, 4,4 millions d’euros sont consacrés à la politique de l’énergie, contre 3,98 en LFI 2017.

● Les missions de service public de l’ANDRA

L’action finance à titre principal les missions de service public de l’établissement public, chargé de la gestion à long terme des déchets radioactifs. Le montant de la subvention pour charges de service public à verser en 2018 atteint 2,6 millions d’euros, en légère baisse par rapport à 2017 (2,8 millions d’euros) et 2016 (2,76 millions d’euros). La subvention finance deux missions d’intérêt général :

– la réalisation de l’inventaire triennal des déchets radioactifs (la dernière publication est intervenue en décembre 2016) ;

– l’assainissement de sites ou la reprise de déchets « orphelins » lorsque le principe « pollueur-payeur » ne peut être appliqué.

Cette subvention pour charges de service public est marginale (1 %) par rapport au budget total de l’agence. À titre de comparaison, son chiffre d’affaires 2016 atteint 228 millions d’euros, dont 67 % proviennent du projet de centre de stockage profond de déchets radioactifs Cigéo. De plus, des crédits de paiement sont spécifiquement dédiés au site de Bure pour financer le comité local d’information et de suivi – CLIS – du laboratoire souterrain de recherche de Meuse / Haute-Marne pour 157 500 euros.

Le projet de loi de finances prévoit une diminution de 314 à 308 du nombre d’emplois sous plafond de l’ANDRA.

● Les autres dépenses de l’action

Les CP de l’action Politique de l’énergie permettront également de contribuer en 2018 :

– à la sécurisation des barrages dans le cadre des renouvellements des concessionnaires (340 000 euros) ;

– aux opérations de contrôle de qualité des carburants sur l’ensemble du territoire national (650 000 euros) : il s’agit d’une obligation issue de l’application d’une directive européenne, les travaux ont été confiés à un nouveau prestataire après appel d’offres (coût moyen d’une analyse : 593 euros pour l’essence, 731 euros pour le gazole) ;

– au financement du programme EXTRAPLAC, programme interministériel visant à délimiter l’extension du plateau continental et géré par l’Institut français de recherche pour l’exploitation de la mer (IFREMER) (100 000 euros) ;

– à la subvention au Conseil supérieur de l’énergie (217 000 euros), aux projets de coopération internationale (60 000 euros) et au financement de certaines études dans le domaine de l’énergie (20 000 euros) ;

– et enfin à la réalisation d’études dans le cadre de la révision de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) pour 230 000 euros.

c. Les crédits de la lutte contre le changement climatique connaissent une forte hausse

2018 sera la première année d’application du nouveau plan national de réduction des émissions de certains polluants atmosphériques (PRÉPA) adopté le 10 mai 2017 pour une durée de cinq ans. L’action 5 Lutte contre le changement climatique contribue au suivi de la mise en œuvre du Plan climat et du Plan national d’adaptation au changement climatique, missions confiées au service Climat et efficacité énergétique du ministère et à une structure rattachée, l’Observatoire national des effets du réchauffement climatique (ONERC).

Les crédits inscrits au projet de loi de finances au titre de cette action s’élèvent à 30,8 millions d’euros en AE-CP, soit une hausse de 19 % par rapport à la LFI 2017, hausse que le ministère justifie par la mise en œuvre d’actions nouvelles, notamment en matière de contrôle de véhicules. L’ensemble des dépenses (budgétaires et fiscales) contribuant à la lutte contre le changement climatique sont présentées dans le document de politique transversale Lutte contre le changement climatique annexé au projet de loi de finances.

L’action participe au financement des associations agréées de surveillance de la qualité de l’air (AASQA) au titre de leurs missions d’intérêt général de surveillance de la qualité de l’air. Les AASQA constituent un réseau régional indépendant en matière d’information sur la pollution de l’air, leur gouvernance associant l’État, les collectivités territoriales, les acteurs économiques et le monde associatif. Le dispositif de surveillance est constitué de 18 AASQA régionales agréées (métropole et outre-mer) qui emploient 570 personnes.

Les associations sont tenues d’informer la population lorsque les normes ne sont pas respectées ou risquent de ne pas l’être. Elles réalisent, en outre, un suivi des plans de protection de l’atmosphère (PPA). Les AASQA sont financées par des subventions de l’État et des collectivités territoriales ainsi que par les contributions des entreprises qui émettent des substances surveillées. Le montant des crédits prévus pour le fonctionnement des AASQA par le programme atteint 17 millions d’euros en 2018, contre 18,7 millions d’euros en 2017. Alors que certaines collectivités territoriales tendent à se désengager du financement, l’attention est attirée sur le risque que la réduction des ressources d’origine publique des AASQA ne les empêche, à terme, de s’adapter à la détection de nouvelles sources de pollutions ou de mettre en œuvre des innovations de service, notamment par des outils numériques.

Le laboratoire central de surveillance de la qualité de l’air (LCSQA) est un dispositif national en réseau chargé d’apporter un appui technique et scientifique aux AASQA. La subvention du programme s’élève à 4,6 millions d’euros en 2018, soit un montant identique à 2017.

Une nouveauté proposée dans le cadre du projet de loi de finances consiste dans le financement d’actions de contrôle des véhicules dans le cadre de l’application du projet de règlement communautaire relatif à l’homologation des véhicules et de leurs remorques, à hauteur de 5 millions d’euros. Cette nouvelle mission conduira l’administration centrale et les services déconcentrés à réaliser des opérations de prélèvements de véhicules et de pièces détachées ainsi qu’à financer les essais nécessaires au contrôle de conformité de ces matériels.

L’action comporte également les dépenses de fonctionnement nécessaires au pilotage de la lutte contre le changement climatique : lutte contre l’effet de serre (900 000 euros), réduction des polluants atmosphériques (450 000 euros), support aux plans de protection de l’atmosphère (PPA) mis en œuvre par les préfets pour 900 000 euros et location de centres de contrôle technique des poids lourds (280 000 euros).

Ces dépenses recouvrent des champs divers tenant à des travaux d’études, à l’élaboration, au suivi et à l’actualisation de la politique publique en la matière, qu’elle se déploie dans le cadre national ou international – notamment via l’Observatoire national des effets du réchauffement climatique (ONERC). Les actions prévues en 2018 visent à poursuivre la mise en œuvre de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte et du cadre européen « énergie climat 2030 » ainsi qu’à mettre en œuvre le Plan climat annoncé en juillet.

Le Centre interprofessionnel technique d’étude de la pollution atmosphérique (CITEPA), un des opérateurs du programme, est une association chargée par le ministère de la réalisation des inventaires nationaux annuels de polluants atmosphériques et de gaz à effet de serre. Cofinancé par l’État, il percevra en 2018 une subvention d’un montant de 1,35 million d’euros en provenance du programme 174 et une dotation de 0,13 million d’euros inscrite au programme 181 Prévention des risques, le total pour 2018 atteignant 1,48 million d’euros, en hausse de 8,3 % par rapport à la LFI 2017. Cette augmentation de la ressource publique devrait faciliter l’exercice de ses missions par le CITEPA, qui a dû procéder à une légère ponction de son fonds de roulement en 2016.

d. Des dépenses fiscales toujours dynamiques en 2018 malgré la réforme – précipitée – du crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE)

Le montant total des dépenses fiscales pour un montant total estimé à 2 661 millions d’euros pour 2018, contre une prévision d’exécution de 2 598 millions d’euros pour 2017. Ces dépenses représentent plus de six fois les dépenses budgétaires du programme 174.

Le CITE vise à inciter les ménages à réaliser des travaux de rénovation énergétique de leur logement dans le double but de leur faire réaliser des économies d’énergie et de réduire les émissions de gaz à effet de serre via une efficacité énergétique accrue et le recours aux énergies renouvelables. Le CITE, avec une dépense 2018 évaluée à 1 560 millions d’euros (contre 1 675 millions d’euros en 2017), représente près de 60 % du montant total de la dépense fiscale. Afin de parer aux contraintes de liquidité pesant principalement sur les ménages aux ressources modestes, ce crédit d’impôt est appelé à se transformer en « prime » versée dès la fin des travaux en 2019.

Dans l’immédiat, l’article 8 du projet de loi de finances procède à une réforme du dispositif afin de le recentrer sur les opérations jugées les plus productives en termes d’économies d’énergie. Il est proposé que le taux applicable aux dépenses éligibles soit, pour les dépenses payées à partir du 27 septembre 2017, diminué de 30 % à 15 % s’agissant des dépenses d’acquisition de matériaux d’isolation thermique des parois vitrées, de volets isolants ou de portes d’entrée donnant sur l’extérieur, l’avantage fiscal portant sur ces équipements étant totalement supprimé au 28 mars 2018. Le projet de loi exclut également des dépenses éligibles, avec effet immédiat, les chaudières à haute performance énergétique utilisant le fioul comme source d’énergie.

Le Rapporteur spécial juge justifiée la décision d’exclure du dispositif du CITE l’acquisition de portes, achat qui répond effectivement plus à un besoin de renforcement de la sécurité des ménages qu’à une motivation de sobriété énergétique. Il estime en revanche que l’aide de l’État au remplacement des fenêtres permet des économies d’énergie substantielles, pour un coût fiscal finalement réduit. De plus, les travaux de remplacement de fenêtres constituaient souvent un premier pas dans les travaux de rénovation énergétique : supprimer l’avantage fiscal pourrait avoir un effet néfaste sur l’appétence générale des ménages pour l’engagement de travaux visant à économiser de l’énergie. En tous les cas, les délais posés par le projet de loi de finances sont bien trop courts pour permettre à tous les acteurs, notamment les professionnels, de s’adapter à ces nouvelles dispositions.

Le Gouvernement, sensibilisé à ces préoccupations issues de nombreux groupes, a déposé lors de la discussion de la première partie du projet de loi de finances un amendement de suppression de l’article 8, proposant à l’Assemblée d’auditionner les auteurs du rapport d’inspection cité plus haut. L’Assemblée a effectivement supprimé l’article 8, un amendement du Gouvernement sur le dispositif devant être déposé lors de la discussion de la seconde partie du projet de loi.

3. Le dispositif extrabudgétaire des certificats d’économies d’énergie (CEE) : une vigilance à maintenir

Le dispositif des CEE, qui constitue l’un des principaux instruments de la politique de maîtrise de la demande énergétique, n’entraîne pas d’autres dépenses budgétaires que celles correspondant à la rémunération des agents publics chargés de sa gestion au sein du Pôle national des CEE. Il s’agit d’une obligation de réalisation d’économies d’énergie imposée par l’État aux vendeurs d’énergie (électricité, gaz, chaleur, froid, fioul domestique et carburants automobiles depuis 2011). Ces « obligés » doivent promouvoir activement l’efficacité énergétique auprès des ménages, collectivités territoriales ou professionnels, tout en choisissant librement les incitations à entreprendre. Ils perçoivent des CEE lorsque ces actions ont un rôle moteur dans la réalisation par le consommateur final, de travaux d’économies d’énergie. Les CEE sont exprimés en « kilowattheures cumulés actualisés » (« kWh cumac »), qui représentent, pour une opération donnée, la totalité des économies d’énergie attendues sur la durée de vie de l’opération. Cette logique doit notamment permettre d’orienter l’action des obligés vers les opérations les plus rentables.

Entre le début d’application du dispositif, le 1er juillet 2006, et le 31 juillet 2017, 1 212 TWh cumac ont été délivrés. La troisième période a commencé le 1er janvier 2015 et expirera le 31 décembre 2017 avec une obligation sur trois ans de 700 TWh. La quatrième période du dispositif, fixée par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, commencera le 1er janvier 2018 pour une durée de 3 ans avec une obligation de 1 600 TWhc, dont 400 TWhc au bénéfice des ménages en situation de précarité énergétique. Il est prévu que cette quatrième période permette une réduction de 10 milliards d’euros par an de la facture énergétique des ménages, entreprises et organismes publics. Le Gouvernement a annoncé que le dispositif des CEE serait mobilisé dès 2018 au bénéfice des ménages à bas revenu, afin de verser une prime facilitant le remplacement des chaudières au fioul par une chaudière utilisant une énergie renouvelable.

Le Rapporteur spécial a été alerté par un opérateur du risque de fraudes afférent à la gestion des CEE et, plus globalement, du niveau jugé excessif de la charge qu’impliquaient ces certificats sur les entreprises obligées. Sans méconnaître l’utilité globale du dispositif et les améliorations récentes apportées à son économie générale, il appelle donc à la plus grande vigilance s’agissant des opérations de gestion de CEE, afin notamment d’éviter qu’une même opération soit comptabilisée plusieurs fois. Il serait opportun de développer les contrôles a posteriori afin de mettre à jour d’éventuels comportements frauduleux.

De plus, le Rapporteur spécial souligne que l’alourdissement constant des obligations liées au dispositif représente une charge croissante pour les obligés, l’apparentant à une sorte de « prélèvement de toute nature ». Au-delà des quelques lignes consacrées à cet instrument dans l’annexe Rapport sur le financement de la transition énergétique, il est indispensable que le Parlement puisse régulièrement discuter de cette politique publique, de ses moyens et de ses objectifs. Cette perspective ouvre également la question de la budgétisation souhaitable du mécanisme.

B. Les dotations du programme 345 Service public de l’Énergie progressent fortement en 2018

Ce programme permet de financer en 2018 quatre actions en application des articles L. 121-1 et L. 121-32 du code de l’énergie définissant respectivement le service public de l’électricité et celui du gaz : la péréquation tarifaire avec les zones non interconnectées (ZNI), la lutte contre la précarité énergétique, le coût du soutien de la production d’électricité à partir d’installations de cogénération au gaz et le budget du Médiateur de l’énergie (4,8 millions d’euros). En outre, le programme finance le paiement des intérêts de la dette versés à EDF en raison du déficit de compensation (87,2 millions d’euros) et les frais de gestion de la Caisse des dépôts et consignations (0,039 million d’euros).

ÉVOLUTION DES CRÉDITS DU programme 345 Service public de l’énergie

(en millions d’euros)

	2017	2018	Augmentation (en %)
Programme 345 – Service public de l’énergie	2 545	3 043,9	+ 19,6
Solidarité avec les zones non-interconnectées au réseau métropolitain	1 380,3	1 506,7	+ 9,1
Protection des consommateurs en situation de précarité énergétique	496,9	753,6	+ 51,8
Soutien à la cogénération	565,6	691,5	+ 29,2
Frais de support	99,9	87,2	– 12,8
Médiateur de l’énergie	5,3	4,8	– 9,43
Fermeture de la centrale de Fessenheim (nouveau)	-	0	SO

Source : projet annuel de performances pour 2018.

Une large partie des dépenses 2018 est fixée par la délibération de la CRE du 13 juillet 2017 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2018, qui fixe le montant prévisionnel total des charges de service public de l’énergie à 7 938 millions d’euros au titre de l’année 2018 ([5]).

2 400 millions d’euros s’inscrivent en charges pour la mission Écologie, soit un montant équivalent à la charge constatée de 2016 (2 408,6 millions d’euros) et à la prévision 2017 (2 389,8 millions d’euros). Par rapport à 2017, si certaines charges augmentent en raison de la baisse du prix de marché de gros, la « dépense ZNI » croît en raison de la mise en service de nouvelles installations et l’hypothèse d’une hydraulicité normale par rapport à une année 2017 particulièrement favorable.

La dépense relative aux dispositifs sociaux diminue en raison de l’introduction du chèque énergie qui n’est pas comptabilisé dans les charges de service public.

1. L’exécution en LFI 2016

L’évaluation des charges de service public de l’énergie

L’évaluation des charges de service public de l’énergie suit un processus complexe sur trois années glissantes. Ces charges (péréquation tarifaire, cogénération, soutien aux énergies renouvelables et tarifs sociaux) sont en effet évaluées par la CRE au plus tard le 15 juillet de l’année N pour l’année N+1. Les charges prévisionnelles de l’année N+1 comprennent :

● les charges prévues au titre de l’année N+1,

● l’actualisation des charges au titre de l’année N et

● l’écart entre les charges réellement constatées au titre de l’année N-1 et les compensations perçues au titre de cette même année.

Conformément à l’article R. 121-33 du code de l’énergie, les compensations sont versées aux opérateurs au plus tard :

● le 15 des mois de février à décembre de l’année N et le 15 janvier de l’année N+1 pour les charges relevant du programme Service public de l’énergie ;

● le 10 des mois de mars à décembre de l’année N, le 31 décembre de l’année N et le 10 février de l’année N+1 pour les charges relevant du CAS Transition énergétique.

Concernant le programme Service public de l’énergie, 77 % des charges prévisionnelles de 2016 ont été payées sur le budget 2016 et le solde a été versé aux opérateurs en janvier 2017 sur le budget 2017.

Source : rapport annuel de performances 2016.

Afin de tenir compte de la montée en charge du dispositif et du calendrier de fixation des charges, le programme a été doté en LFI 2016 de crédits permettant de compenser 79,7 % des charges qui avaient vocation à être financées par la CSPE et 75 % des charges qui avaient vocation à être financées par la CTSSG. Le programme a donc bénéficié en LFI 2017 d’une mesure de périmètre de 527,4 millions d’euros par rapport à la LFI pour 2016.

La loi n° 2016-1918 du 29 décembre 2016 de finances rectificative pour 2016 a ouvert 446 millions d’euros sur le programme 345, en vue de financer le protocole d’indemnisation entre l’État et EDF relatif à la fermeture anticipée de la centrale nucléaire de Fessenheim. Non consommées fin 2016, les AE correspondantes ont fait l’objet d’un report de crédits anticipé en 2017 par arrêté du 20 janvier 2017. Le PAP 2018 ne dote pas l’action supplémentaire dédiée à cette indemnisation dans le programme, et indique que les coûts afférents pourraient faire l’objet de « paiements échelonnés » à partir de 2019.

Les dépenses de ce programme sont quasi exclusivement exécutées via une convention de gestion entre le ministère en charge de l’énergie et la Caisse des dépôts et consignations ; la Cour des comptes recommande d’ailleurs de mettre fin à ce dispositif dérogatoire en transférant aux services de l’État la gestion financière et comptable de ce dispositif selon les circuits de droit commun de la comptabilité publique. Enfin, elle juge que le programme pose un « risque structurel de soutenabilité » en raison du calendrier de fixation des charges par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) sur trois années glissantes (cf. supra).

2. La croissance de la dépense au titre des ZNI constitue un point d’attention

Grâce à la péréquation tarifaire, les consommateurs des ZNI bénéficient de prix de l’électricité comparables à ceux applicables en métropole, malgré des coûts de production très supérieurs. Le surcoût pesant sur les opérateurs historiques fait donc l’objet d’une compensation (les surcoûts d’achat pour les installations d’énergies renouvelables dans les ZNI sont quant à eux financés par le CAS Transition énergétique). Les charges compensées sont constituées :

– d’une part, des surcoûts ([6]) de production d’électricité à partir des installations appartenant aux opérateurs historiques (656,5 millions d’euros pour 2018) ; selon la CRE, la production coûte en moyenne 5 fois plus cher qu’en métropole ;

– d’autre part, des surcoûts d’achat d’électricité dans le cadre de contrats conclus entre les producteurs tiers et les fournisseurs historiques (soit un montant de 860,1 millions d’euros) : étant donné la part importante que représentent les coûts de combustible dans les charges, les variations de prix et de volume de production fossile ont un impact majeur.

La dépense à ce titre atteindra 1,506 milliard d’euros en 2018, contre 1,38 milliard d’euros en 2017 et 1,05 en 2016. La région générant le surcoût le plus élevé est La Réunion (360,5 millions d’euros).

S’agissant de la situation dans les ZNI, notant que les perspectives de charges sur les cinq années à venir se montent à 10 milliards d’euros, la CRE appelle à la « vigilance », afin d’éviter des situations de surcapacité. En outre, elle juge que les charges suscitées par les nouveaux moyens de production pourraient être réduites en révisant à la baisse le taux de rémunération des capitaux ([7]) dont ils bénéficient. Celui-ci, fixé à 11 % par arrêté, n’a pas été revu depuis 2006 alors que le coût de financement a depuis connu une forte tendance baissière.

Le Rapporteur spécial partage l’essentiel de ces analyses : en raison des coûts à venir, il est souhaitable que les projets d’installations de production, décisions susceptibles d’engager les dépenses de l’État sur un contrat de 20 ou 25 ans, fassent bien l’objet d’une analyse adaptée.

3. La fin des tarifs sociaux et leur remplacement par le « chèque énergie » conduisent à une forte hausse de la dépense

La hausse de la dépense 2018 au titre de l’action Protection des consommateurs en situation de précarité énergétique est partiellement imputable au fait que l’État financera simultanément, pendant quelques mois, deux dispositifs. Il remboursera les opérateurs de l’application des tarifs sociaux pour quelques ménages ([8]) en 2017, et il financera la distribution des chèques énergie.

dépenses de l’action en 2018

(en millions d’euros)

Tarif de première nécessité (électricité)	93,8
Contribution au Fonds de solidarité logement	29,7
Tarif spécial de solidarité (gaz)	48,9
Afficheurs déportés	0,1
Chèque énergie	581,1

Source : PAP 2018.

a. Les tarifs sociaux de l’énergie connaissent des limites

Le dispositif des tarifs sociaux (tarif spécial de solidarité, TSS, pour le gaz, et tarif de première nécessité, TPN, pour l’électricité) consiste en une aide annuelle au paiement des factures d’électricité et de gaz. La subvention, décidée par les pouvoirs publics, est gérée directement par les fournisseurs qui la déduisent de la facture de leurs clients. 2,7 millions de ménages en situation de précarité énergétique ont pu bénéficier en 2017 d’une aide à ce titre.

Cependant, le nombre de bénéficiaires effectifs reste nettement inférieur au nombre d’ayants droit estimé à environ 4,5 millions. Le système suscite en outre un traitement déséquilibré entre énergies (les ménages abonnés au gaz naturel perçoivent à la fois le TSS et le TPN, alors que les autres ne perçoivent que le TPN). L’aide annuelle moyenne par énergie et par ménage concerné atteint 100 euros (140 euros au total), quand la facture moyenne est de 1 700 euros.

b. Le chèque énergie permettra d’élargir le périmètre des bénéficiaires

La loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, précisée par le décret d’application n° 2016-555 du 6 mai 2016, a mis en place le chèque énergie. Attribué sur la base d’un critère fiscal unique, le revenu fiscal de référence par unité de consommation, ce titre spécial de paiement permet aux ménages d’acquitter tout ou partie du montant des dépenses d’énergie relatives à leur logement, quelle que soit l’énergie utilisée. La valeur du chèque énergie varie entre 48 euros et 227 euros, pour un montant moyen d’aide d’environ 150 euros. Il est également possible d’utiliser la somme pour financer des travaux d’économies d’énergie. Enfin, les ménages concernés bénéficient également de la gratuité de services associés (mise en service et enregistrement du contrat, abattement de 80 % sur la facturation d’un déplacement en raison d’une interruption de fourniture imputable à un défaut de règlement).

Fin mai 2016, 173 000 chèques énergie ont été distribués dans quatre départements. La dépense totale s’est élevée à 28 millions d’euros pour 2017 dont 26 millions d’euros pour la valeur des chèques et 2 millions d’euros de frais de gestion de l’Agence de services et de paiement. L’expérimentation est considérée comme un succès : environ 75 % des chèques émis ont été utilisés, principalement pour payer des factures d’énergie (électricité ou gaz), mais également pour régler l’achat de combustible (fioul, bois, GPL, etc.), ou pour financer des travaux de rénovation énergétique. Le nombre de bénéficiaires effectifs est supérieur à celui des tarifs sociaux sur le périmètre de l’expérimentation. Le dispositif serait bien compris des bénéficiaires, et le caractère concret du chèque, particulièrement apprécié, renforcerait la visibilité de l’aide. En revanche, l’attestation de bénéficiaire du chèque énergie qui permet de se faire connaître auprès des fournisseurs pour activer les services associés serait peu comprise.

Le rapport d’évaluation préalable évaluant le dispositif doit être remis au Parlement trois mois avant le terme de l’expérimentation (au 6 octobre 2017, il n’était toujours pas remis).

c. Une période de transition délicate

Le dispositif du chèque énergie sera généralisé aux autres départements à partir du 1er janvier 2018, ce qui représente environ 4 millions de nouveaux foyers. Le ministre a également annoncé sa revalorisation dès 2019 : le chèque passerait d’un montant moyen de 150 euros par foyer à 200 euros. Le coût pourrait alors atteindre en année pleine 800 millions d’euros, soit un montant bien supérieur aux dépenses engagées au titre des tarifs sociaux.

Environ 1,3 million de ménages percevront une aide moindre que celle perçue au titre des tarifs sociaux de l’énergie : il s’agit des personnes bénéficiant du TPN pour l’électricité mais qui se chauffaient au gaz. Le tableau suivant fait le point sur les évolutions de situation à partir de cas-types. Les transferts qu’il met en évidence soulignent la difficulté à utiliser un instrument unique – ici le chèque énergie – en poursuivant deux buts distincts, l’équité sociale et la transition énergétique. La neutralité du chèque vis-à-vis de la nature de l’énergie utilisée peut en effet conduire à subventionner indirectement les énergies fossiles.

COMPARAISONS EN 2018 DE L’AVANTAGE DU CHÈQUE ÉNERGIE PAR RAPPORT AUX réductions suscitées par les TARIFS SOCIAUX de l’énergie (TSE)

(en euros)

	Réduction grâce aux tarifs sociaux ([9])	Montant du chèque énergie
		Revenu fiscal de référence
Exemples représentatifs		0	4 000	6 000	7 500	11 000	14 000
Personne seule, studio, chauffage électrique	87	144	144	96	48	0 (faible probabilité d’éligibilité aux TSE)	0 (faible probabilité d’éligibilité aux TSE)
Personne seule, studio, chauffage individuel gaz	143
Couple sans enfant dans un appartement chauffé à l’électricité	109	190	190	190	190	63	0 (faible probabilité d’éligibilité aux TSE)
Couple sans enfant dans un appartement chauffé collectivement au gaz	232
Couple avec 2 enfants dans une maison individuelle chauffée à l’électricité	140	227	227	227	227	227	152
Couple avec 2 enfants dans une maison individuelle chauffée au gaz	316
Couple avec 2 enfants dans une maison individuelle chauffée au fioul, GPL ou bois	131

Source : dossier de presse du PLF 2018.

Les frais de l’Agence de services et de paiement, en charge de la gestion du chèque énergie, représentent 3,5 millions d’euros en 2016. Cette année s’est caractérisée par l’importance des coûts d’investissement liés au démarrage du dispositif (développement des systèmes d’information essentiellement). En régime de croisière, les coûts de gestion devraient atteindre 1,5 % des sommes versées, contre 3,9 % pour les tarifs sociaux.

Le Rapporteur spécial attire l’attention sur les coûts de gestion que doivent supporter les fournisseurs d’énergie, surtout dans la première année du dispositif. Ces frais de gestion couvrent tous les coûts liés au traitement des chèques, notamment les coûts de développement des systèmes d’information (facturation, relance…), les fournisseurs affectant le paiement aux factures et attribuant les droits associés au chèque aux bénéficiaires. Aucune disposition législative ne prévoit la compensation de ces charges supplémentaires de gestion, alors que le code de l’énergie la prévoit s’agissant des tarifs sociaux.

Enfin, le Rapporteur spécial considère que le risque de non-recours aux chèques énergie n’est pas théorique. Comment les consommateurs, surtout ceux en grande précarité, vont-ils s’adapter au mécanisme du chèque, nécessairement plus complexe qu’une réduction de tarif gérée par les fournisseurs ? Dès le début de l’année 2018, la transition sera complexe, surtout si les factures aux coûts « normalisés » parviennent aux consommateurs avant la distribution des chèques.

4. Les autres dépenses du programme : soutien à la cogénération et paiement à EDF des intérêts de la dette du déficit de compensation

L’action Soutien à la cogénération finance la compensation des coûts supportés par EDF et les entreprises locales de distribution dans le cadre de la mise en œuvre des dispositifs de soutien à la cogénération, tels que les contrats d’obligation d’achat ou de complément de rémunération à hauteur de 670 millions d’euros pour les installations de moins de 12 MW. Conformément aux orientations de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), il est recherché le remplacement des installations de cogénération fonctionnant au gaz naturel par des installations utilisant la biomasse : le soutien transitoire pour les cogénérations de plus de 12 MW au gaz naturel s’orientant vers la biomasse coûtera 21,5 millions d’euros.

Enfin, conformément à l’article R. 121-31 du code de l’énergie et à l’échéancier défini par l’arrêté du 13 mai 2016 et ajusté par l’arrêté du 2 décembre 2016, 87,2 millions d’euros devront être versés à EDF en 2018 au titre du paiement des intérêts de la dette née du déficit de compensation.

C. Le CAS transition énergétique : le soutien public aux énergies renouvelables ne faiblit pas

Le CAS TE comprend deux programmes, le 764 finançant le développement des énergies renouvelables, et le 765 permettant principalement de rembourser EDF du principal de la dette due au titre du déficit de compensation.

1. Le CAS, qui a connu son premier exercice de gestion en 2016, a vu son financement modifié en 2017

a. En 2016, un financement par une ressource assise sur la consommation finale d’électricité

Le CAS a été principalement financé en 2016 par une fraction du produit de la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE, rebaptisée « nouvelle CSPE ([10]) ») pour 4 209 millions d’euros, une fraction de 2,16 % du produit de la taxe intérieure de consommation de gaz naturel - TICGN (soit 24 millions d’euros) abondant également ses ressources. Au total, 4 234 millions d’euros sont donc venus abonder le CAS TE ([11]). En raison des modalités de recouvrement, de la saisonnalité de la consommation et des modalités de facturation des clients finaux, la CSPE à recouvrer au titre d’une année n’est pas collectée intégralement au cours de l’année budgétaire en question. De manière parallèle aux dispositions s’appliquant au programme 345, afin de tenir compte du calendrier de fixation des charges et de collecte de la CSPE, le CAS a donc été doté en LFI 2016 de crédits permettant de compenser 79,7 % des charges au titre de 2016.

Le montant total des dépenses a atteint 3 936,3 milliards d’euros par rapport à une prévision de 4 374 millions d’euros, dont 3 557 millions d’euros pour le soutien aux énergies renouvelable électriques. En raison d’un décalage conjoncturel exceptionnel de deux paiements sur le début de l’année 2017, le solde de crédits restant en fin d’année, d’un montant de 269,5 millions d’euros, n’a en effet pas pu être utilisé. Le compte finit l’exercice avec un solde positif de 297,5 millions d’euros. En gestion, il est à noter l’ouverture de 193,4 millions d’euros en AE et CP sur le programme 764 afin de prendre en compte l’alourdissement des charges suscité par la baisse des prix de marché.

b. Depuis 2017, le CAS est alimenté par une fraction du produit de la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE)

La loi n° 2016-1917 du 29 décembre 2016 de finances pour 2017 a augmenté les recettes du CAS en mettant à contribution les énergies carbonées. Supprimant le financement par la « nouvelle CSPE » et la TICGN, elle y a substitué un financement assis sur une fraction (39,72 %) du produit de la part des recettes issues de la TICPE revenant à l’État, pour un montant total de 6 982 millions d’euros ([12]). Les énergies « carbonées » contribuent ainsi au développement des énergies renouvelables. La prévision du solde 2017 est de 500 millions d’euros ; le ministère indique qu’un abondement de crédits à hauteur de 31,2 millions d’euros sera nécessaire pour couvrir intégralement la dépense au titre du remboursement de la dette envers EDF.

2. Les crédits pour 2018, en hausse, marquent la volonté de promouvoir les énergies renouvelables

a. Les recettes sont complétées des produits de la mise aux enchères des garanties d’origine

L’article 23 du projet de loi de finances fixe les recettes 2018 du CAS à 7 184 millions d’euros, en introduisant deux nouveautés. D’abord, il affecte des montants des taxes intérieures sur la consommation sur les houilles, lignites et cokes (TICC), pour 1 million d’euros, et sur la consommation de produits énergétiques (TICPE), pour 7,166 milliards d’euros, plutôt que des produits des taux de ces taxes. Cette modification limite certes l’incertitude sur le niveau des recettes, mais elle empêchera le CAS de profiter du dynamisme des recettes attendues de la taxation accrue du carbone. De plus, le projet de loi introduit une nouvelle recette non fiscale, d’un montant appelé à rester marginal : les revenus tirés de la mise aux enchères des garanties d’origine, estimés à 17 millions d’euros pour l’année 2018.

En raison de l’impossibilité physique de déterminer si un électron cheminant sur le réseau a été produit via une source d’énergie renouvelable ou non, la garantie d’origine certifie que l’électricité a été produite via une énergie renouvelable ou par une installation de cogénération. La loi n° 2017-227 du 24 février 2017 ([13]) dispose que l’électricité produite à partir de sources renouvelables ou de cogénération et pour laquelle une garantie d’origine a été émise par le producteur ne peut ouvrir droit au bénéfice de l’obligation d’achat ou du complément de rémunération. En effet, le surcoût de production d’un mégawatt/heure d’électricité issu d’énergies renouvelables est financé pour l’essentiel par tous les clients acquittant les contributions alimentant le compte d’affectation spéciale Transition énergétique. Il fallait éviter que le consommateur soit amené à payer deux fois l’électricité d’origine renouvelable, c’est-à-dire d’une part à travers les taxes alimentant le CAS et d’autre part à travers les offres de fourniture d’électricité dites « vertes », plus onéreuses que les offres classiques.

La loi du 24 février 2017 a également introduit le principe de la mise aux enchères par l’État des garanties d’origine. Il paraît en effet légitime que les revenus que l’État tire de cette mise aux enchères, ayant leur origine dans les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables, alimentent les recettes du CAS. Avec un prix actuel de la garantie d’origine de 0,50 euro/MWh et un volume d’environ 35-40 TWh, les recettes annuelles devraient atteindre 17 millions d’euros.

ÉVOLUTION des recettes du compte d’affectation spéciale
Transition Énergétique

(en millions d’euros)

	2016	2017	2018
TICFE	4 357	0	0
TICGN	17	0	0
TICC	0	1	1
TICPE	0	6 982	7 166
Revenus tirés de la mise aux enchères des garanties d’origine (nouveau)	-	-	17
Total recettes	4 374	6 983	7 184

Source : projet annuel de performances pour 2018 (PAP).

Enfin, d’après le PAP 2018, le CAS sera abondé à partir de 2019 de crédits issus du Grand plan d’investissement (GPI), pour un montant total de 4,9 milliards d’euros. Les conditions de cet abondement restent à détailler.

b. Le programme 764 finance le soutien aux énergies renouvelables

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte fixe des objectifs de 32 % de la part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique finale en 2030 (23 % en 2020) et de 40 % de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables. Ces objectifs ont été précisés par la PPE qui a fixé des objectifs en termes de puissances installées par filières. Suivant le Bilan énergétique 2016 établi par Réseau de transport d’électricité (RTE), la proportion d’électricité produite d’origine renouvelable en 2016 a atteint 17,8 % dont 11,1 % d’énergie hydraulique.

Bien qu’en diminution, les coûts des énergies renouvelables ne sont pas encore compétitifs. Le CAS a donc vocation à subventionner leur déploiement. Constituant le poste le plus important du CAS, le programme 764 finance principalement les compensations dues aux opérateurs en contrepartie de leurs obligations liées au soutien financier aux énergies renouvelables, ces charges étant évaluées annuellement par la CRE.

Le tableau suivant fait le point sur les différentes actions financées par les programmes 764 et 765.

ÉVOLUTION DES CRÉDITS DU COMPTE D’affectation spÉciale
Transition énergétique

(en millions d’euros)

	LFI 2017	LFI 2018
Programme 764 – Soutien à la transition énergétique	5 680	5 542
Soutien aux énergies renouvelables électriques	5 630	5 425
Soutien à l’effacement de consommation électrique	0	18
Soutien à l’injection de biométhane	50	99
Fonds d’interconnexion	0	0
Programme 765 – Engagements financiers liés à la transition énergétique	1 303	1 642
Désendettement vis-à-vis des opérateurs supportant des charges de service public de l’électricité	1 228	1 622
Versement au profit du budget général correspondant aux montants des remboursements et dégrèvements au titre de la TICFE	0
Versements au profit de la CDC correspondant à des remboursements partiels de CSPE	75	20
Total compte d’affectation spéciale	6 983	7 184

Source : projet annuel de performances pour 2018 (PAP).

● Le soutien aux énergies renouvelables électriques

Il existe deux types de dispositifs de soutien. Les « guichets ouverts » ouvrent un droit à bénéficier d’un soutien pour toute installation éligible ; conformément aux lignes directrices européennes, ils sont désormais plutôt réservés aux « petites » installations. Dans les appels d’offres, le soutien est attribué aux seuls lauréats : ce type d’aide est réservé à des filières spécifiques (risque de conflits d’usage, rareté des zones propices, asymétrie sur les coûts ou enjeu de démonstration technologique ou de développement industriel).

Au sein de ces dispositifs de soutien, l’aide peut être apportée sous deux formes. L’obligation d’achat, contractée pour une durée de 12 à 20 ans, est utilisée pour les filières « matures », aux coûts de production connus. Le complément de rémunération a été instauré par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte : dans ce cadre, une prime est versée par le CAS aux producteurs.

Il est prévu que 5,425 milliards d’euros soient dépensés au titre du soutien aux énergies renouvelables électriques en 2018, selon la répartition suivante :

– le soutien aux producteurs d’énergies renouvelables électriques représentera 5,371 milliards d’euros ;

– 5 millions d’euros seront consacrés au financement d’études techniques préalables au lancement d’appels d’offres pour le développement d’énergies renouvelables électriques et aux dépenses de contentieux ;

– 48,1 millions d’euros financeront les coûts de gestion des contrats d’achat.

La légère diminution (– 3,6 %) de la dépense prévue en 2018 au titre du soutien aux énergies renouvelables électriques par rapport à la LFI 2017 doit prendre en compte la prévision d’exécution 2017 (4 746 millions d’euros) : la hausse des prix de gros de l’électricité et du gaz a en effet réduit les surcoûts. La croissance des dépenses entre la prévision de la dépense 2017 et la dotation 2018 atteint 626 millions d’euros. Elle est surtout imputable à l’augmentation des capacités installées.

Du point de vue des filières ainsi soutenues, le PAP présente ainsi la répartition donnée par la Commission de régulation de l’énergie :

Soutien aux énergies renouvelables par filière en 2018

	Production bénéficiant d’un dispositif de soutien (TWh)	Surcoût (en millions d’euros)
Total ENR	52,3	5 371,8
Photovoltaïque	10,4	2 881,4
Éolien	27,7	1 558,0
Hydraulique	5,9	228,6
Biomasse	3,9	416,9
Biogaz	2,3	243,2
Géothermie	0,008	1,4
Incinération d’ordures ménagères	2,1	42,2
Petites installations	0	0
Bagasse/Biomasse	0	0

Source : PAP 2018.

La LFI pour 2017 avait permis que le CAS finance pour 1 million d’euros environ la réalisation d’études techniques de qualification de certains sites. L’article 23 du présent projet de loi de finances propose d’élargir le périmètre des études préalables nécessaires à la préparation et au lancement des appels d’offres. Cette disposition devrait permettre un lancement plus aisé des projets en fournissant aux acteurs industriels intéressés l’intégralité des études requises en amont de la procédure. Ainsi, les candidats aux appels d’offres n’auront plus à les financer.

● Le soutien aux opérations d’effacements de consommation

Les effacements de consommation permettent d’optimiser le fonctionnement du réseau, l’absence de consommation ou son report permettant d’ajuster la consommation à l’offre. Ces effacements, de plus en plus gérés par des intermédiaires spécialisés, sont d’autant plus valorisés en période de pointe car ils évitent la construction de moyens de production supplémentaires. Cela emporte également des effets positifs en termes de consommation d’énergie et, sous certaines conditions, d’émissions de gaz à effet de serre. Le développement des effacements de consommation est cohérent avec la croissance des énergies renouvelables, qui présentent un caractère intermittent.

Conformément à la loi relative à la transition énergétique, leur régime juridique a été fixé par le décret n° 2017-437 du 29 mars 2017 relatif à la valorisation des effacements de consommation d’électricité conduisant à des économies d’énergie significatives. Le code de l’énergie prévoit le lancement régulier d’appels d’offres qui devront permettre de respecter, à terme, les objectifs de la PPE (5 GW en 2018 et 6 GW en 2023). Un montant de 18 millions d’euros est budgété dans le projet de loi de finances pour 2018, le ministère indiquant que ces appels d’offres font encore l’objet d’échanges avec la Commission européenne au titre du droit des aides d’État.

● Soutien à l’injection de biométhane

Conjuguée au soutien par le « fonds chaleur » de l’Agence pour le développement et la maîtrise de l’énergie (ADEME), l’action du CAS vise à favoriser l’injection de biométhane dans les réseaux de gaz naturel. Les surcoûts supportés par les fournisseurs de gaz naturel au titre de l’achat du biométhane injecté donnent lieu à compensation en référence au prix moyen constaté sur le marché de gros du gaz naturel (majoré des coûts de gestion du dispositif).

La dépense prévisionnelle de 99,5 millions d’euros en 2018 devrait couvrir l’injection de 1,3 TWh en 2018 (la prévision actualisée au titre de 2017 atteint 0,4 TWh). La dépense 2018 est pratiquement triplée par rapport à la dépense estimée sur 2017.

● Le développement des interconnexions des réseaux électriques

Le projet de loi de finances créée au sein du CAS une action supplémentaire Fonds d’interconnexion. Si aucune dotation n’est prévue à ce titre en 2018, l’exposé des motifs du projet de loi prévoit une dépense totale de 42,7 millions d’euros. Cette décision traduit un engagement de la France auprès de la Commission européenne, engagement qui a permis la validation des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables électriques au titre de l’année 2016 et leur conformité aux articles 30 et 110 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE) interdisant l’instauration de taxes d’effet équivalent à un droit de douane au droit européen.

En 2016, le CAS était essentiellement alimenté par la « nouvelle CSPE » taxant la consommation d’électricité. Pour supprimer toute discrimination, il fallait s’assurer que les États membres garantissent que l’électricité verte importée bénéficie des recettes de la taxe (en l’occurrence de la CSPE) dans la même mesure que l’électricité produite sur le territoire national. La Commission européenne a donc admis que les sommes issues de la taxation des importations au titre du soutien aux énergies renouvelables soient utilisées dans des projets visant à développer les interconnexions entre réseaux de transport d’électricité. Les premiers décaissements ne sont prévus qu’à partir de 2019 et pourraient concerner l’interconnexion avec l’Irlande ou l’Espagne.

c. Les engagements financiers liés à la transition énergétique

Les charges de service public de l’électricité, et principalement le soutien aux énergies renouvelables, ont connu un fort dynamisme et n’ont pas été intégralement financées par la CSPE entre 2009 et 2015, causant un déficit de compensation supporté par EDF. Le programme 765 finance à titre principal ce déficit de compensation « historique », c’est-à-dire le remboursement d’une dette de l’État vis-à-vis d’EDF conformément à l’échéancier défini par un arrêté du 13 mai 2016 (révisé par un arrêté en date du 2 décembre 2016). Le programme finance également les débours relatifs aux régimes d’exonération de l’« ancienne » CSPE. Jusqu’à la fin de l’année 2015, les entreprises consommant plus de 7 GWh pouvaient demander le remboursement de la CSPE payée si son montant excédait 0,5 % de leur valeur ajoutée. Les remboursements peuvent intervenir jusqu’à trois ans après l’exercice concerné.

En 2018, le programme 765 regroupe 1 642 millions d’euros de dépenses. Suivant l’échéancier réglementaire (cf. infra), il rembourse une part du déficit de compensation accumulé au 31 décembre 2017 à hauteur de 1 622 millions d’euros (la somme totale versée à EDF en 2018 au titre de la compensation du déficit de compensation, capital et intérêts, atteindra 1 709 millions d’euros). Une dépense de 20 millions d’euros correspond aux demandes de remboursements partiels au titre des consommations des industriels bénéficiaires du plafonnement de la CSPE.

échéancier prévisionnel de compensation du déficit et des intérêts correspondants au titre des montants dus à Électricité de France

(en millions d’euros)

	2015	2016	2017	2018	2019	2020	Total
Déficit de compensation restant dû	5 779,8	5 585,8	4 357,8	2 735,8	896,8	0	-
Remboursement en principal du déficit par le CAS	0	194	1 228	1 622	1 839	896,8	5 779,8
Paiement des intérêts associés par le budget général	0	99,3	99,5	87,2	62,5	40,6	389,1

Source : arrêté du 2 décembre 2016 pris en application de l’article R. 121-31 du code de l’énergie.

3. Une meilleure information du Parlement sur la trajectoire pluriannuelle dynamique des dépenses de soutien aux énergies renouvelables

a. Des doutes sur la conformité du CAS à la LOLF

La note d’analyse sur l’exécution budgétaire 2016 de la Cour des comptes émet des doutes sur la conformité de la solution du compte d’affectation spéciale aux dispositions de la LOLF. Le financement à partir de 2017 du compte par une fraction du produit de la TICPE n’a plus de relation directe avec ses dépenses ; or il s’agit d’une condition posée par l’article 21 de la LOLF pour recourir à un CAS.

b. La forte hausse programmée des dépenses de soutien aux énergies renouvelables pèsera sur les finances publiques dans les années à venir

La note précitée de la Cour des comptes pointe à la fois le fort dynamisme des dépenses visant à soutenir les énergies renouvelables et l’inertie qu’elles présentent. En effet, les dépenses liées au soutien aux énergies renouvelables ont connu une hausse de 35 % en deux ans ; la prévision de dépenses pour 2020 (hors déficit de compensation) varie entre 7,568 milliards d’euros et 7,717 milliards d’euros. La Cour souligne à juste titre « l’incertitude liée à l’évaluation des engagements à long terme, du fait des variations des prix du marché, dans la mesure où les dispositifs de soutien compensent la différence entre un tarif permettant d’assurer une rentabilité normale et le prix de marché ».

Les perspectives d’évolution des charges restent effectivement très nettement orientées à la hausse, malgré la diminution rapide du coût de certaines énergies, particulièrement le solaire photovoltaïque au sol. Dans sa délibération du 13 juillet 2017 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie, la CRE évalue le total des charges de service public sur les cinq années à venir à 44,5 milliards d’euros. Sur ces montants, 30,1 milliards d’euros (67 %) seront consacrés aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale, dont 14,2 milliards d’euros (32 %) pour le photovoltaïque et 8,7 milliards d’euros (19,3 %) pour l’éolien. 1 milliard d’euros viendra financer la cogénération. 94 % de ces charges sont déjà engagées et présentent donc un caractère quasi certain. Selon les données de la CRE ([14]), 56 % des 73 milliards d’euros de charges sur la période 2014-2024 sont dus à des contrats conclus avant 2013. La CRE évalue ainsi à 40 milliards d’euros le coût du soutien public à l’éolien en mer au travers des deux appels d’offres de 2011 et 2013 (3 GW de capacité installée), soit une dépense comparable à celle du « Grand Carénage » des centrales nucléaires du parc d’EDF.

L’article 8 du projet de loi de programmation des finances publiques pour les années 2018 à 2022 intègre les dépenses du programme 764 du CAS TE à l’agrégat de la « norme de dépenses pilotables de l’État ». Ce point peut être interprété comme le signal d’une vigilance accrue de la part de l’État quant à la croissance de ses dépenses.

Le Rapporteur spécial soutient les propositions de la CRE visant à mieux contrôler la croissance des dépenses et limiter les éventuels effets d’aubaine. Il faudrait à l’avenir privilégier la procédure des appels d’offres pour les filières d’énergie renouvelable arrivées à maturité et animées par un degré de concurrence minimale. Pour les autres filières, une étude « sur mesure » des projets devrait pouvoir éviter de subventionner des projets à faible efficience. En outre, les contrôles des installations d’énergie renouvelable prévus par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte devraient effectivement être mis en place.

c. Une meilleure information du Parlement

L’information du Parlement et des citoyens doit être améliorée. La Cour des comptes insiste ainsi sur la nécessité que les documents budgétaires décrivent mieux « les effets futurs des décisions relatives au développement des filières d’énergies renouvelables qui engagent les finances publiques sur plusieurs années ». Le Rapporteur spécial appuie particulièrement cette recommandation en raison de l’ampleur des sommes qui seront appelées à être dépensées à ce titre dans les prochaines années. Il serait en effet justifié qu’à l’occasion du dépôt du projet de loi de finances, les parlementaires disposent d’une estimation pluriannuelle de ces engagements. Il pourrait être aussi envisageable, comme le suggère la CRE, d’intégrer l’ensemble des charges de service public dans une loi de programmation pluriannuelle.

En raison du processus de compensation des charges sur trois années glissantes, la Cour suggère que compte tenu des montants en jeu, pour la bonne information du Parlement, les projets annuels de performances (PAP) comportent des échéanciers de paiement permettant d’avoir une information consolidée sur les paiements effectués au titre d’une année N en année N et en année N+1.

d. La démarche de performance du programme 764 Soutien à la transition énergétique est à approfondir

S’agissant du PAP, le programme comporte deux objectifs : contribuer à porter à 40 % la part des énergies renouvelables (ENR) dans la production d’électricité en 2030, et contribuer à l’injection annuelle de 6,1 TWh de biométhane à l’horizon 2023. Si ces objectifs sont bien cohérents avec la politique publique en matière d’énergie, la Cour note qu’il « s’agit plus d’objectifs politiques fixant des perspectives de croissance que de réels indicateurs de performance, dans la mesure où les objectifs de développement des filières d’énergies renouvelables ne sont pas assortis d’objectifs de moyens ». Les cibles devraient être mises en perspective avec les surcoûts liés aux dispositifs de soutien, ce qui pourrait conduire à privilégier certaines filières d’énergies renouvelables par rapport à d’autres – tout en gardant les avantages d’un « bouquet énergétique ».

D. Le CAS FACÉ continuera en 2018 à porter les actions visant à améliorer les réseaux dans les territoires ruraux

1. En 2016, le CAS connaît un rythme ralenti de consommation des crédits

Ce compte, créé en 2011 pour budgétiser des actions alors retracées dans la comptabilité d’EDF, est alimenté par les contributions des gestionnaires des réseaux publics de distribution (à 95 % ENEDIS) en application du I bis de l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, le taux de ces contributions variant selon le caractère urbain ou rural ([15]) de la zone considérée. Il finance une partie du coût des travaux de développement et d’adaptation des réseaux ruraux de distribution publique d’électricité, prévus aux septième et huitième alinéas du I du même article L. 2224-31, ainsi que les frais liés à la gestion de ces aides. Les dépenses sont réparties très inégalement entre deux programmes.

Le programme 793 Électrification rurale constitue l’essentiel (98 %) des dépenses. Son premier poste de dépense est de renforcer les réseaux en supprimant les « départs mal alimentés » (capacité électrique de distribution insuffisante au regard du nombre d’abonnés). Il permet également de sécuriser les réseaux d’électrification rurale en prévision des événements exceptionnels, principalement météorologiques, qui peuvent provoquer l’interruption de la fourniture. Cela consiste notamment à résorber les réseaux basse tension en fils nus (sécuriser un kilomètre de fil nu coûte, en moyenne, 70 000 euros). Enfin, le programme soutient l’extension des réseaux afin d’assurer leur développement et leur enfouissement.

Le programme 794 Opérations de maîtrise de la demande d’électricité, de production d’électricité par des énergies renouvelables ou de production de proximité dans les zones non interconnectées, déclarations d’utilité publique et intempéries soutient des unités de production décentralisées et encourage les énergies renouvelables dans des zones isolées.

En raison d’arrêtés de report de crédits (dont 249 millions d’euros de CP), l’exercice 2016 a débuté avec des crédits disponibles d’un montant de 406,1 millions d’euros en AE et 626,2 millions d’euros en CP. L’exécution ([16]) 2016 a fait apparaître une dépense totale de 359,2 millions d’euros en AE et de 349,6 millions d’euros en CP, en recul par rapport à 2015 (– 20 % et – 13,5 %). Le poste de dépenses le plus important a été le renforcement des réseaux à hauteur de 181,5 millions d’euros en CP, la résorption des difficultés liées aux fils nus représentant 80 millions d’euros en CP. En outre, la faible exécution du programme 793 s’est poursuivie, ce qui est imputable à l’absence de projets significatifs présentés en outre-mer en raison de la structuration insuffisante des acteurs locaux. Le solde 2016 du CAS atteint + 27,2 millions d’euros, avec un niveau élevé d’engagements non couverts par des paiements (647,1 millions d’euros fin 2016). Le solde cumulé ([17]) du compte depuis sa création atteint 276,5 millions d’euros.

2. Les crédits 2018 du CAS FACÉ diminuent légèrement sans diminuer sa capacité d’action

Le total des crédits demandés au titre de 2018 atteint 360 millions d’euros, contre 377 millions d’euros les années précédentes, une baisse qui ne devrait pas susciter de difficultés en gestion si le rythme de consommation des crédits votés pour 2018 s’aligne sur celui de l’exercice 2016. L’enveloppe 2018 du programme principal 793 atteint 352,8 millions d’euros. Les aides versées s’inscriront dans la continuité des actions menées (renforcement, sécurisation et extension des réseaux). Le programme 794 est lui doté de 7,2 millions d’euros.

ÉVOLUTION DES CRÉDITS DU COMPTE D’affectation spÉciale financement des aides aux collectivitÉs pour l’Électrification rurale (cas facÉ)

(en millions d’euros)

	2016	2017	2018
Programme 793 Électrification rurale	369,6	369,6	352,8
Renforcement des réseaux	184	172	164,2
Extension des réseaux	46,7	42,7	40,8
Enfouissement et pose en façade	55,5	44,5	42,5
Sécurisation des fils nus	39	51	48,7
Sécurisation des fils nus de faible section	42	55	52,5
Fonctionnement	1,4	1,4	1,2
Déclarations d’utilité publique	0,5	0,5	0,5
Intempéries	0,5	2,5	2,4
Programme 794 Opérations de maîtrise de la demande d’électricité (…)	7,4	7,4	7,2
Sites isolés	2	2	1,9
Installations de proximité en zone non interconnectée	4	4	4
Maîtrise de la demande d’énergie	1,4	1,4	1,3
Compte d’affectation spéciale FACÉ	377	377	360

Source : projet annuel de performances pour 2018 (PAP).

Le Rapporteur spécial estime que le rythme de consommation des crédits du programme principal pourrait conduire à envisager dans les années à venir une diminution plus significative des dotations, le cas échéant temporaire, afin d’éviter une surbudgétisation. À l’inverse, il est tout à fait nécessaire, compte tenu des besoins, de trouver les moyens de remédier aux problèmes de réseau rencontrés par certaines collectivités d’outre-mer. En tous les cas, comme le recommande la Cour des comptes, la constitution par les services gestionnaires du ministère d’une base de données exhaustive sur l’efficacité et les coûts des travaux apparaît comme une priorité de gestion pour les années à venir.

Une nouveauté interviendra dans la gestion 2018 du CAS : la convention de mise à disposition d’agents EDF n’a pas été reconduite. Les effectifs seront progressivement remplacés par des agents de l’État, ce qui pourrait conduire à terme à diminuer les frais de gestion. Selon la Cour des comptes, le dispositif conventionnel, adopté sans mise en concurrence, présentait des inconvénients et n’était pas conforme à l’article 20 de la LOLF.

– 1 –

Point d’attention du rapporteur spécial :
L’Énergie nuclÉaire peut trouver un nouvel Élan
en FRance

Compte tenu des enjeux, le Rapporteur spécial a voulu jeter un éclairage particulier sur la situation du nucléaire civil français, et particulièrement sur l’avenir du parc des 58 réacteurs nucléaires exploités par EDF. Les 19 centrales concernées représentent une puissance électrique de plus de 63 GW et fournissent la majorité de l’énergie produite en France. Dans un contexte contraint de montée des risques, une série de décisions majeures reste à prendre à court et moyen terme afin d’assurer son avenir. Repousser encore les décisions, certes douloureuses ou risquées, prolonger le « non-choix » dans lequel se trouve la politique énergétique française, c’est prendre la responsabilité, à terme, d’abandonner une filière d’excellence pourtant prometteuse.

I. des contraintes croissantes et des risques nombreux dans un contexte global moins favorable

En 2016, la production d’origine nucléaire a représenté 72,3 % de la production d’électricité totale. La proportion, élevée, est cependant la plus basse depuis 1992. Cette donnée, largement la conséquence d’arrêts de réacteurs pour maintenance ou en raison d’interrogations sur leur sûreté, met en question l’un des fondements historiques de la politique énergétique française, la construction d’un « bouquet énergétique » largement dominé par le recours au nucléaire.

A. Les avantages connus de l’électricité d’origine nuclÉaire

L’énergie nucléaire présente des avantages certains et bien connus, qui ont motivé la construction du parc de réacteurs nucléaires français.

Historiquement, une des motivations de la construction du parc de réacteurs nucléaires était de contribuer à bâtir l’indépendance énergétique nationale, motivation d’autant plus justifiée par l’impact du premier choc pétrolier. Malgré la nécessité de s’approvisionner en combustible nucléaire à l’étranger, le développement du nucléaire a permis de construire un des fleurons de l’industrie nationale et de garantir au pays une certaine indépendance énergétique et technologique en la matière. La France s’est ainsi engagée dans la construction d’une filière verticale à haute valeur ajoutée, visant in fine à la maîtrise de l’ensemble du cycle, du combustible à la gestion des déchets.

Alors que la France est dépourvue d’énergies fossiles, le principal atout du nucléaire consiste dans la garantie de la sécurité et de la stabilité de l’approvisionnement. Le nucléaire ne constitue pas une énergie intermittente, et le nombre de réacteurs en service en France doit permettre de parer aux effets de l’arrêt inévitable et périodique de quelques-uns pour maintenance. La complémentarité avec les énergies renouvelables, souvent de nature intermittente, procure à cet égard un avantage considérable.

Un autre avantage certain de l’énergie nucléaire, qui revêt une importance croissante, correspond aux faibles niveaux de rejets de gaz à effet de serre que sa production occasionne. Le nucléaire, énergie non fossile et « bas carbone », présente donc un atout précieux dans le respect des engagements internationaux de la France et dans la réalisation de l’objectif fixé par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte et codifié à l’article L. 100-4 du code de l’énergie : « réduire les émissions de gaz à effet de serre de 40 % entre 1990 et 2030 et diviser par quatre les émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2050 ».

Enfin, le nucléaire est produit en France à un coût modéré, même si cet avantage est fonction du niveau des prix de marché de gros de l’électricité. Ce prix modéré constitue un atout indéniable pour la compétitivité des entreprises françaises et le pouvoir d’achat des ménages.

Pourtant, malgré ces atouts, le nucléaire civil français traverse une crise dans une période où le contexte mondial est devenu moins favorable.

B. UNe montée des risques fragilise la filière

1. Le vieillissement des réacteurs nucléaires contraint à trouver des réponses à moyen terme

Un des paramètres incontournables de la situation du nucléaire civil est le vieillissement de l’appareil de production. Le parc de réacteurs, pour la plupart construits dans les années 70 et 80, vieillit mécaniquement. L’âge moyen du parc est de 30 ans. 75 % des réacteurs atteindront 40 ans de vie d’ici à 2027. Ce vieillissement va d’ailleurs de pair avec un nécessaire renouvellement des compétences, les évolutions démographiques conduisant dans les années à venir au départ à la retraite de nombreux experts du nucléaire, notamment au sein de l’exploitant EDF.

La fixation des conditions de prolongation de l’exploitation des réacteurs de 900 MW au-delà de 40 ans dépend de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), qui se prononcera de manière générique sans doute en 2019, voire en 2020, sur la question, après un long travail d’analyse des risques. Le réexamen de chaque réacteur s’étalera ensuite jusqu’à 2030.

Dans tous les cas, une poursuite de l’exploitation a déjà nécessité l’engagement de dépenses importantes de mise aux normes, de maintenance et de réparations dans le cadre du plan qualifié de « Grand Carénage » par EDF (2014‑2025). Ses coûts totaux prévisionnels – y compris d’éventuelles dépenses rendues nécessaires par une prolongation de l’exploitation au-delà de la quatrième visite décennale – pourraient atteindre de 45 à 50 milliards d’euros ([18]). À l’inverse, l’arrêt de certains réacteurs et leur démantèlement conduiraient à un processus dont la faisabilité technique n’est pas encore bien assurée et dont les coûts pourraient dépasser les prévisions ([19]).

2. Les délais de construction des EPR et l’augmentation des coûts associés suscitent des interrogations

Le renouveau pourrait bien provenir de la construction de nouvelles unités de production, les réacteurs pressurisés européens, les EPR ou réacteurs nucléaires de « troisième génération », conçus et développés par AREVA. En Europe, trois projets sont à des stades différents. La réalisation de l’EPR finlandais Olkiluoto 3 a pris un grand retard, et les coûts ont très nettement dépassé les prévisions. Quant à l’EPR de Flamanville 3, qui devait être mis en service en 2012, il a également accumulé les retards et des doutes sur la solidité de la cuve sont apparus. Cet EPR pourrait, selon les dernières informations disponibles, entrer en service au dernier trimestre de 2018 et produire de l’électricité à pleine puissance courant 2019. Enfin, EDF, associé à des partenaires chinois, a lancé le projet de construction de deux unités de production de type EPR au Royaume-Uni à Hinkley Point (projet Hinkley Point C).

S’agissant des EPR de Flamanville et d’Olkiluoto, les reports de calendrier et la dérive des coûts (triplement du budget prévu pour Flamanville, de 3,5 à 10,5 milliards d’euros) n’incitent pas à l’optimisme. Cependant, les problèmes relevés pourraient tenir à l’effet « tête de série » (évolution du design de la chaudière, intégration des décisions prises après l’accident de Fukushima…) et les prochains EPR, s’ils étaient construits, pourraient bénéficier du retour d’expérience.

3. La question de la gestion de certains déchets nucléaires n’est pas résolue, et des interrogations sur la sûreté des réacteurs se développent

Un certain nombre de difficultés ont concerné en 2016 et 2017 la sûreté des réacteurs nucléaires. L’ASN a rendu publique en avril 2015 une anomalie de la composition de l’acier dans certaines zones du couvercle et du fond de la cuve du réacteur de l’EPR de Flamanville. Afin de justifier le caractère suffisant des propriétés mécaniques du matériau de ces composants, AREVA a proposé un programme d’essais devant être mis en œuvre jusqu’à la fin de l’année 2016. La détection de cette anomalie a par ailleurs conduit l’ASN à demander à Areva NP et EDF de tirer l’ensemble du retour d’expérience de cet événement. Il a été recherché sur d’autres composants des réacteurs d’EDF des anomalies techniques similaires à celle détectée sur la cuve de l’EPR de Flamanville. Cette action a conduit l’ASN à communiquer sur les fonds primaires de certains générateurs de vapeur de 18 réacteurs d’EDF. Au vu des résultats des contrôles, l’Autorité a finalement donné son accord au redémarrage des réacteurs. Jusqu’à la fin 2018, des revues de la qualité des pièces fabriquées dans les usines de fabrication d’Areva NP sont programmées. Des irrégularités dans les dossiers de fabrication de Creusot Forge ont ainsi été découvertes et l’ASN conditionne le redémarrage des réacteurs concernés à la remise d’un bilan spécifique.

S’agissant de la cuve de l’EPR de Flamanville 3, l’ASN considère que cette anomalie « n’est pas de nature à remettre en cause la mise en service de la cuve sous réserve de la réalisation de contrôles spécifiques lors de l’exploitation de l’installation ». En revanche, l’ASN estime que le couvercle actuel ne peut être utilisé au-delà de 2024.

Le coût croissant des renforcements des mesures visant à renforcer la sûreté nucléaire exigées par l’État ou l’ASN pose question. En effet, l’engagement des dépenses correspondantes, souvent significatives, conduit à obérer à terme la rentabilité de la filière. Il est donc indispensable de bien mesurer la pertinence de ces mesures afin, par une analyse circonstanciée, d’éviter des dépenses excessives.

Quant à la gestion des déchets nucléaires, le projet CIGEO de stockage en profondeur de déchets dits de haute activité (HA) et de moyenne activité à vie longue (MA-VL) rencontre deux types de problèmes. L’opposition locale à l’aménagement du site s’aiguise, alors que les questions de sûreté posées par le projet ne sont pas encore toutes réglées. Un récent projet d’avis de l’ASN relatif au dossier d’« options de sûreté » de l’installation de stockage met ainsi en évidence des doutes, voire des « réserves » sur certains aspects du projet.

4. Le démantèlement d’AREVA et la situation financière fragile d’EDF constituent également des signes révélateurs de la crise

En raison de la gestion complexe de certains gros projets, d’investissements hasardeux dans des mines et des conséquences de l’accident de Fukushima, le projet porté par AREVA d’une intégration verticale de la filière nucléaire a connu un échec. La situation financière d’AREVA se dégradant, quatre grands chantiers ont été menés, dont un plan de réduction des dépenses et de cession d’actifs (AREVA NP a été cédé en janvier 2016 à EDF, mais l’opération devrait être définitivement bouclée à la fin de l’année 2017). Les activités liées au combustible ont été regroupées au sein de New AREVA Holding (baptisé temporairement « NewCo ») et une société sur l’ingénierie des nouveaux réacteurs associant EDF et AREVA NP a été créée. Enfin, deux augmentations de capital ont été menées : cette recapitalisation a coûté 4,5 milliards d’euros, avec une augmentation de capital réservé à l’État d’AREVA SA de 2 milliards effectuée le 12 juillet 2017 ([20]), et de NewCo de 2,5 milliards le 26 juillet 2017. Deux investisseurs japonais, MHI et JNFL, apportent 500 millions d’euros pour leur participation de 5 % chacun au capital d’AREVA NewCo.

EDF connaît elle aussi une situation financière fragile avec 37,4 milliards d’euros de dette financière nette ([21]). Si l’entreprise a repris une partie d’AREVA, ses perspectives sont assombries par le niveau bas des prix de l’énergie et les besoins d’investissements à venir, qu’il s’agisse du « Grand Carénage » du parc de réacteurs ou du projet d’Hinkley Point C. Une augmentation de capital de quatre milliards d’euros, souscrite par l’État à hauteur de trois milliards d’euros, a été menée en mars 2017.

C. UN Contexte mondial moins favorable À l’Énergie nuclÉaire

Alors que les mesures renforcées de sécurité et de sûreté conduisent à renchérir les coûts de construction et d’exploitation des réacteurs nucléaires, les prix de gros de l’électricité restent à un niveau peu élevé, et la consommation mondiale d’électricité augmente peu. Le prix des hydrocarbures reste également peu élevé. Le volume de l’énergie électrique issue des énergies renouvelables se développe fortement, et à un coût de plus en plus compétitif. Ce contexte n’est pas favorable à l’énergie nucléaire. Compte tenu de ces perspectives, l’accident nucléaire de Fukushima a également agi comme un catalyseur en accentuant les interrogations. De nombreux pays ont décidé de stopper la construction de nouveaux sites et/ou d’abandonner progressivement l’énergie nucléaire, l’Allemagne étant en la matière le cas emblématique.

La part du nucléaire dans la production d’électricité mondiale connaît un « plateau » depuis quelques années. Les données issues du dernier rapport de la publication The World Nuclear Industry portant sur l’année 2016 montrent qu’hormis le projet d’Hinkley Point C au Royaume-Uni, la croissance tend à se limiter à l’Asie (Inde, Chine, Pakistan). On constate une diminution du nombre de nouveaux projets (trois en 2016, un à la mi-2017) alors que le vieillissement du parc s’accentue. L’année 2017 a vu l’abandon de projets aux États-Unis. Aux difficultés industrielles s’ajoutent les difficultés financières des acteurs privés : l’américain Westinghouse, le premier fabricant de réacteurs nucléaires au monde, acteur historique de la filière, a été placé en faillite.

II. Les conditions À rÉunir pour trouver des solutions soutenables À la crise

Le paysage global de l’industrie nucléaire semble donc marqué par une croissance des incertitudes. Il importe de réagir, en donnant de la visibilité aux acteurs tout en s’appuyant sur les perspectives de la transition énergétique. Les prochains mois seront décisifs en la matière. Compte tenu du temps long dans lequel s’inscrit l’industrie nucléaire, repousser les choix n’est jamais une bonne option.

A. Appliquer la trajectoire de la transition ÉnergÉtique exigera une réduction du nombre de rÉacteurs exploités

L’adoption de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte puis de la programmation pluriannuelle de l’énergie fournit le cadre des prochaines années : la France devra diminuer la part de son électricité d’origine nucléaire. L’objectif fixé par la loi, codifié au 5° du I de l’article L. 100-4 du code de l’énergie, consiste à diminuer la part de l’électricité nucléaire de 75 % à 50 % de l’électricité totale produite en 2025. En raison de l’objectif de long terme de baisse de la consommation fixé par ce même article, il faudra donc fermer des réacteurs nucléaires.

Le ministre de la transition écologique et solidaire a évoqué en juillet dernier la fermeture de jusqu’à 17 réacteurs. Dans son rapport public annuel 2016, la Cour des comptes avait examiné la problématique de la maintenance nucléaire : l’objectif de 50 % de production d’électricité nucléaire en 2025, fixé par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, impliquerait selon elle la fermeture d’un tiers du parc en exploitation, soit l’équivalent de 17 à 20 réacteurs. La fermeture de la centrale de Fessenheim, déjà décidée, devrait intervenir lors de la mise en service de l’EPR de Flamanville, prévue en 2019.

Le Rapporteur spécial souligne la nécessité que la France arrête le plus rapidement possible un calendrier d’évolution du parc définissant le périmètre des réacteurs dont l’exploitation doit être prolongée et celui des réacteurs devant être arrêtés puis démantelés. Idéalement, ce calendrier devrait aussi fixer le rythme de construction de nouveaux réacteurs et, de manière complémentaire, prendre en compte la montée en puissance des énergies de substitution. Ces décisions conjuguées à la mise en service de l’EPR de Flamanville seront de nature à conforter la filière si elles sont prises à temps. Il n’y a donc pas de temps à perdre, l’ASN devant le plus rapidement possible fixer son programme de travail permettant de donner en 2019 son avis générique sur la poursuite du fonctionnement des réacteurs de 900 MW au-delà de 40 années de fonctionnement.

Quel que soit le nombre final de réacteurs à fermer, la méthode à suivre devrait consister à s’inscrire dans une programmation pluriannuelle et concertée, tant les enjeux sont majeurs et divers. Tout en préservant le haut niveau de sûreté des installations ainsi que la sécurité et la stabilité de l’approvisionnement énergétique du pays, il faudra sélectionner les réacteurs à fermer selon de nombreux critères, les aspects économiques et sociaux de la question pouvant se révéler significatifs. Une fois les réacteurs concernés désignés, une forte mobilisation interministérielle, en concertation avec les collectivités territoriales, devra se déployer afin de gérer les impacts multiples, notamment sociaux, suscités par l’arrêt définitif de l’exploitation de ces installations. Les coûts éventuels d’indemnisation d’EDF sont aussi à prendre en compte ([22]).

Le Rapporteur spécial appelle donc sur cette question le Gouvernement à trancher, en donnant à la représentation nationale toutes les informations relatives au calendrier et au coût prévisionnel de ces fermetures à programmer.

B. donner des perspectives grÂce À la poursuite de l’effort de recherche et À une attitude dynamique à l’exportation

La filière nucléaire reste une filière d’avenir, particulièrement parce qu’elle représente une source d’énergie non carbonée et qu’elle pourra aider la France, aux côtés des énergies renouvelables, à tenir ses engagements en termes de diminution de ses gaz à effet de serre. Promouvoir la filière exige deux efforts particuliers : préserver l’effort de recherche d’une part, et disposer d’une offre compétitive à l’exportation d’autre part.

1. Subventionner le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) à la hauteur de ses ambitions

Il importe de raisonner en termes d’avenir de la filière scientifique et industrielle, ce qui permet également de donner des perspectives favorables aux étudiants et ingénieurs souhaitant entamer une carrière professionnelle dans le nucléaire. Cela nécessite donc de poursuivre l’effort de recherche et de développement.

En France, la recherche publique sur le nucléaire, et notamment la recherche fondamentale, est assurée par le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA). Lors de leur audition par le Rapporteur spécial, les représentants de cet organisme ont insisté sur le manque grandissant de visibilité quant à l’adéquation du niveau des subventions civiles versées par l’État dans les prochaines années. Les coûts croissants de la sécurité ainsi que la réforme du régime de la « nouvelle CSPE » ont en effet conduit à alourdir les charges de manière durable.

Le Rapporteur spécial souligne la nécessité que le CEA puisse continuer dans les meilleures conditions ses recherches, en particulier celles poursuivies au travers du réacteur Jules-Horowitz et celles relatives à l’avant-projet détaillé (APD) du réacteur ASTRID. Le projet ASTRID est destiné à proposer une solution industrielle pour la quatrième génération de centrales nucléaires. Les réacteurs à neutrons rapides au sodium pourraient à cet égard ouvrir la voie d’un « nucléaire durable ».

Les besoins de financement non récurrents au titre des deux grands investissements nucléaires ASTRID et du réacteur Jules-Horowitz (RJH) apparaissent sécurisés à court terme (2018-2019) par la mobilisation de 300 millions d’euros dans le programme d’investissements d’avenir (PIA 3). Cependant, les modalités de financement de la fin de la construction du RJH (environ 300 millions d’euros) ainsi que les contours du programme Astrid (et plus globalement des réacteurs de quatrième génération) restent à préciser à partir de 2020.

Le CEA ne saurait être exempté d’efforts de gestion, comme le montre d’ailleurs l’application de son plan de performance. Cependant, le Rapporteur spécial souligne que cet établissement d’excellence, dont l’expertise est reconnue au niveau international, doit aussi disposer des moyens de ses ambitions.

2. Mieux exporter le savoir-faire français dans le domaine du nucléaire civil

Exporter l’industrie nucléaire impose de pouvoir démontrer son savoir-faire sur des opérations nationales. C’est tout l’enjeu de la construction de l’EPR de Flamanville. Cependant, faciliter l’exportation de projets de nucléaire civil pourrait imposer de renoncer à ces installations de type EPR, pas toujours adaptées aux besoins des pays-cibles, qui ne disposent pas nécessairement des capacités de connexion adéquates. Il pourrait être plus fructueux de s’orienter vers l’exportation de réacteurs de plus petite capacité. À titre d’illustration, le réacteur ATMEA 1, né d’une coopération franco-japonaise, pourrait ainsi devenir un produit d’exportation plus adapté aux souhaits de certains pays émergents.

C. Maintenir la vigilance en matiÈre de sûretÉ nuclÉaire par des moyens renforcÉs

Le Rapporteur spécial estime enfin que la sortie « par le haut » de la crise que traverse actuellement le nucléaire civil français passera par le maintien nécessaire de la vigilance relative à la garantie de la sûreté des réacteurs. Cet effort devra passer par un maintien, voire un renforcement des moyens de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), qui sont fixés par le programme 181 Prévention des risques. L’Autorité note ainsi dans son rapport annuel 2016 que « L’ASN et l’IRSN ont par ailleurs obtenu un renforcement de leurs moyens de contrôle et d’expertise lors du plan budgétaire triennal 2015-2017. L’ASN réaffirme la nécessité de mettre en place un financement de ses moyens humains adapté aux enjeux sans précédent de la sûreté nucléaire et de la radioprotection. » Plus loin, l’ASN se dit « préoccupée » par l’insuffisance de ces mesures budgétaires. Dans un avis émis le 1er juin 2017, l’Autorité, tout en reconnaissant que l’État lui a attribué 50 postes supplémentaires entre 2015 et 2017, souhaite que lui soient affectés entre 10 et 15 ETP sur les années 2018-2020 afin, notamment, de pouvoir détecter efficacement toutes les irrégularités du type de celles ayant affecté Creusot Forge.

([1]) Dépenses fiscales principales sur impôts d’État et sur impôts locaux pris en charge par l’État.

([2]) Production simultanée de chaleur et d’électricité : les rendements énergétiques globaux atteints dépassent ceux obtenus via la production séparée de chaleur et d’électricité, occasionnant des économies d’énergie. Ce processus peut aussi réduire les gaz à effet de serre en cas de substitution à la production électrique à partir de combustibles fossiles.

([3]) Pensions fondées sur les services accomplis par les agents français des Établissements publics, Offices d’électricité et du gaz, d’Algérie, du Maroc et de Tunisie.

([4]) Un scénario de repli envisage un retrait moindre des déchets, mais à hauteur d’au moins 56 % du mercure contenu.

([5]) Et un montant total de charges à compenser en 2018 de 8,453 milliards d’euros.

([6]) Écart entre le coût de production « normal et complet pour le type d’installation de production considérée dans cette zone » et la part production du tarif réglementé de vente.

([7]) Les conditions de rémunération du capital immobilisé dans les moyens de production d’électricité sont utilisées pour calculer la compensation des charges.

([8]) Le montant des charges TPN et TSS 2018 correspond uniquement aux clients devenus éligibles au bénéfice de l’un de ces tarifs en 2017.

([9]) Montants venant en déduction des factures.

([10]) Le régime de la CSPE a été modifié par la loi de finances rectificative pour 2015, son champ s’élargissant à l’ensemble des puissances souscrites et son taux étant augmenté à 22,5 euros/MWh.

([11]) 4 374 millions d’euros minorés de 140 millions d’euros en raison de l’application de taux réduits de CSPE aux consommateurs consommant moins de 7 GWh par an.

([12]) Le CAS était également financé à hauteur de 1 million d’euros par une fraction du produit de la taxe intérieure sur les houilles, les lignites et les cokes prévue à l’article 266 quinquies B du code des douanes.

([13]) Loi ratifiant les ordonnances n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité et n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et visant à adapter certaines dispositions relatives aux réseaux d’électricité et de gaz et aux énergies renouvelables.

([14]) « La contribution au service public de l’électricité (CSPE) : mécanisme, historique et prospective », CRE, octobre 2014.

([15]) Moins de 2 000 habitants par commune.

([16]) Données issues de la note d’analyse de l’exécution budgétaire.

([17]) Le report du solde ne signifie pas que la trésorerie est disponible. Le report permet seulement que les autorisations budgétaires de dépenses accordées aux différents comptes en lois de finances puissent excéder les recettes desdits comptes à hauteur dudit report.

([19]) Voir notamment à ce sujet le rapport de la mission d’information constituée au sein de la Commission du développement durable et de l’aménagement du territoire et relative à la « faisabilité technique et financière du démantèlement des installations nucléaires de base » (février 2017, XIVe législature).

([20]) Opération ayant exigé l’ouverture par décret d’avance de 1,485 milliard d’euros de crédits sur le programme 134 Développement des entreprises et du tourisme de la mission Économie.

([21]) Information issue du site web de l’entreprise.

([22]) Cf. le rapport d’information déposé par la commission des finances sur « le coût de la fermeture anticipée de réacteurs nucléaires : l’exemple de Fessenheim » et présenté par MM. Marc Goua et Hervé Mariton (30 septembre 2014).

([23]) http://www.assemblee-nationale.fr/15/budget/plf2018/commissions_elargies/