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Current: Le financement des énergies renouvelables
Les EnR électriques génèrent plusieurs milliards d'euros de nouvelles recettes pour l'État
13,7 Mds€ d'économies & revenus pour l'État en 2022 et 2023
Pour 2022, 5,15 Mds€ ont été budgétés pour soutenir les EnR électriques. Toutefois, au vu des dernières prévisions, elles ne devraient rien coûter en 2022 et même rapporter 4,3 Mds€ de recettes au budget de l'État. Ces nouveaux revenus devraient se maintenir en 2023.
Les économies et revenus estimés pour l'Etat en 2022 et 2023 s'élèvent à :
9,4 Mds€ en 2022 (4,3 Mds€ versés à l'État par les EnR + 5,1 Mds€ de dépenses budgétées finalement non utilisées)
4,3 Mds€ versés à l'État par les EnR en 2023 (il ne devrait pas y avoir d'économies sur des dépenses budgétées, celles-ci étant actuellement prévues à 0 € pour 2023. Il est probable qu'aucun coût ne soit affecté au EnR électriques dans la loi de finances pour 2023).
Cette nouvelle tendance s'explique par l'augmentation des tarifs de l'énergie et également par le fonctionnement intrinsèque vertueux des dispositifs de soutien mis en place pour les énergies renouvelables électriques, lorsqu'ils sont basés sur une aide en €/kWh :
l'Obligation d'Achat, pour laquelle un acheteur obligé achète la production électrique à un tarif fixe,
le complément de rémunération, pour lequel le producteur vend sa production sur les marchés, et est compensé par l'acheteur obligé sur la différence entre le prix marché et son prix de référence d'appels d'offres.
Bien qu'au global les énergies renouvelables électriques devraient verser un revenu de 4,3 Mds€ en 2022, le photovoltaïque représente toujours un coût d'environ 550 M€, celui-ci étant plus que compensé par l'éolien et les autres EnR. Cette différence s'explique essentiellement par les contrats pré-moratoire qui font monter la moyenne du coût du photovoltaïque soutenu à 250 €/MWh. Les contrats les plus récents, notamment ceux en complément de rémunération, reversent bien des revenus à l'Etat comme dans le cas de l'éolien terrestre.
Cas des contrats en complément de rémunération
Sur les 4,3 Mds€ qui devraient être versés à l'État en 2022, 2,5 Mds€ devraient l'être par les producteurs en complément de rémunération. Le prix de référence des installations en complément de rémunération est en moyenne aux alentours de 81 €/MWh, l'électricité étant directement vendue par les producteurs EnR sur les marchés, l'acheteur obligé compense l'écart entre le prix de référence et le prix marché. La CRÉ estime les prix de vente mensuels moyens dans ce tableau :
Le prix de vente étant systématiquement supérieur au tarif cible des contrats, les producteurs doivent payer la différence à l'État. Le chiffre de 2,5 Mds€ correspond au cumul de ces différences pour l'ensemble des producteurs en complément de rémunération (environ 14 TWh/an).
Cas des contrats en Obligation d'Achat
Les revenus restants sont liés aux installations en Obligation d'Achat. Pour celles-ci, les acheteurs obligés achètent 54 TWh de production EnR à 137 €/MWh en moyenne. Ces mêmes acheteurs peuvent ensuite revendre cette production (ou éviter un achat sur les marchés pour approvisionner leurs clients). A la différence du complément de rémunération, il n'est toutefois pas considéré que la production est intégralement vendue sur le marché à court-terme. La CRÉ divise en effet la production EnR en deux catégories : celle prévisible et celle dite "aléatoire" (voir schéma ci-dessous). Il existe donc une part significative de la production qui est suffisamment prévisible pour être vendue à l'avance, à un prix qui diffère du marché court-terme.
Chaque bloc est considéré comme étant vendu à un prix fixe, le prix du ruban et du 1er trimestre étant tout deux très en dessous des prix marchés actuels :
La part aléatoire est quant à elle considérée comme étant vendue sur les marchés à court-terme du fait de son imprévisibilité. Le prix mensuel est également plus élevé que dans la partie prévisible (hors blocs novembre/décembre).
Les contrats en Obligation d'Achat pourraient participer à la réduction du coût de nos factures d'électricité
A la différence des contrats en complément de rémunération, les EnR électriques en OA peuvent directement contribuer à faire baisser la facture d'électricité des usagers. En effet, dans sa méthode de calcul, la CRÉ considère un ruban de 2,7 GW vendu toute l'année à 69 €/MWh, c'est-à-dire très en dessous du prix de la même production à partir de gaz fossile. Ce ruban représente ainsi à lui seul 44 % de la production en obligation d'achat, soit 23,6 TWh. On parle donc d'un bénéfice de l'ordre de plusieurs milliards d'euros pour les consommateurs d'électricité, à ajouter aux revenus perçus par l'État.
Prévisions pour 2023 : pas de coût et de nouveau 4,3 Mds€ versés à l'Etat
Concernant 2023, la CRÉ prévoit un maintien de la situation : 0 € de coût du soutien pour les EnR électriques, et environ 4,3 Mds€ versés à l'État.
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Les EnR électriques génèrent plusieurs milliards d'euros de nouvelles recettes pour l'État
13,7 Mds€ d'économies & revenus pour l'État en 2022 et 2023
Pour 2022, 5,15 Mds€ ont été budgétés pour soutenir les EnR électriques. Toutefois, au vu des dernières prévisions, elles ne devraient rien coûter en 2022 et même rapporter 4,3 Mds€ de recettes au budget de l'État. Ces nouveaux revenus devraient se maintenir en 2023.
Les économies et revenus estimés pour l'Etat en 2022 et 2023 s'élèvent à :
9,4 Mds€ en 2022 (4,3 Mds€ versés à l'État par les EnR + 5,1 Mds€ de dépenses budgétées finalement non utilisées)
4,3 Mds€ versés à l'État par les EnR en 2023 (il ne devrait pas y avoir d'économies sur des dépenses budgétées, celles-ci étant actuellement prévues à 0 € pour 2023. Il est probable qu'aucun coût ne soit affecté au EnR électriques dans la loi de finances pour 2023).
Cette nouvelle tendance s'explique par l'augmentation des tarifs de l'énergie et également par le fonctionnement intrinsèque vertueux des dispositifs de soutien mis en place pour les énergies renouvelables électriques, lorsqu'ils sont basés sur une aide en €/kWh :
l'Obligation d'Achat, pour laquelle un acheteur obligé achète la production électrique à un tarif fixe,
le complément de rémunération, pour lequel le producteur vend sa production sur les marchés, et est compensé par l'acheteur obligé sur la différence entre le prix marché et son prix de référence d'appels d'offres.
Prévisions pour 2022 : pas de coût et 4,3 Mds€ versés à l'Etat
Bien qu'au global les énergies renouvelables électriques devraient verser un revenu de 4,3 Mds€ en 2022, le photovoltaïque représente toujours un coût d'environ 550 M€, celui-ci étant plus que compensé par l'éolien et les autres EnR. Cette différence s'explique essentiellement par les contrats pré-moratoire qui font monter la moyenne du coût du photovoltaïque soutenu à 250 €/MWh. Les contrats les plus récents, notamment ceux en complément de rémunération, reversent bien des revenus à l'Etat comme dans le cas de l'éolien terrestre.
Cas des contrats en complément de rémunération
Sur les 4,3 Mds€ qui devraient être versés à l'État en 2022, 2,5 Mds€ devraient l'être par les producteurs en complément de rémunération. Le prix de référence des installations en complément de rémunération est en moyenne aux alentours de 81 €/MWh, l'électricité étant directement vendue par les producteurs EnR sur les marchés, l'acheteur obligé compense l'écart entre le prix de référence et le prix marché. La CRÉ estime les prix de vente mensuels moyens dans ce tableau :
Le prix de vente étant systématiquement supérieur au tarif cible des contrats, les producteurs doivent payer la différence à l'État. Le chiffre de 2,5 Mds€ correspond au cumul de ces différences pour l'ensemble des producteurs en complément de rémunération (environ 14 TWh/an).
Cas des contrats en Obligation d'Achat
Les revenus restants sont liés aux installations en Obligation d'Achat. Pour celles-ci, les acheteurs obligés achètent 54 TWh de production EnR à 137 €/MWh en moyenne. Ces mêmes acheteurs peuvent ensuite revendre cette production (ou éviter un achat sur les marchés pour approvisionner leurs clients). A la différence du complément de rémunération, il n'est toutefois pas considéré que la production est intégralement vendue sur le marché à court-terme. La CRÉ divise en effet la production EnR en deux catégories : celle prévisible et celle dite "aléatoire" (voir schéma ci-dessous). Il existe donc une part significative de la production qui est suffisamment prévisible pour être vendue à l'avance, à un prix qui diffère du marché court-terme.
Chaque bloc est considéré comme étant vendu à un prix fixe, le prix du ruban et du 1er trimestre étant tout deux très en dessous des prix marchés actuels :
La part aléatoire est quant à elle considérée comme étant vendue sur les marchés à court-terme du fait de son imprévisibilité. Le prix mensuel est également plus élevé que dans la partie prévisible (hors blocs novembre/décembre).
Les contrats en Obligation d'Achat pourraient participer à la réduction du coût de nos factures d'électricité
A la différence des contrats en complément de rémunération, les EnR électriques en OA peuvent directement contribuer à faire baisser la facture d'électricité des usagers. En effet, dans sa méthode de calcul, la CRÉ considère un ruban de 2,7 GW vendu toute l'année à 69 €/MWh, c'est-à-dire très en dessous du prix de la même production à partir de gaz fossile. Ce ruban représente ainsi à lui seul 44 % de la production en obligation d'achat, soit 23,6 TWh. On parle donc d'un bénéfice de l'ordre de plusieurs milliards d'euros pour les consommateurs d'électricité, à ajouter aux revenus perçus par l'État.
Prévisions pour 2023 : pas de coût et de nouveau 4,3 Mds€ versés à l'Etat
Concernant 2023, la CRÉ prévoit un maintien de la situation : 0 € de coût du soutien pour les EnR électriques, et environ 4,3 Mds€ versés à l'État.
