La contribution au service public de l'électricité (CSPE) a été réformée dans le cadre de la loi de finances rectificative pour 2015 (loi du 29 décembre 2015.) La CSPE, contribution acquittée par les consommateurs sur les factures d'électricité qui historiquement finançait les charges du service public de l'électricité, n'a plus pour objet le financement des énergies renouvelables du secteur électrique. Il s'agit désormais d'une taxe intérieure sur la consommation finale d'électricité dont le produit revient directement au budget général de l'État. Son taux a été maintenu à 22,5 €/MWh depuis presque 5 ans, au début de la mise en œuvre de la réforme des charges du service public de l'énergie en 2016. Plus spécifiquement, le financement des charges de soutien au développement des énergies renouvelables électriques, au biométhane injecté et à l'effacement est assuré par l'État depuis le Compte d'affectation spéciale « Transition énergétique » (CAS TE), qui est désormais alimenté par des taxes sur les produits énergétiques les plus émetteurs de gaz à effet de serre : taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (qui s'applique notamment aux carburants fossiles essence et diesel) et taxe intérieure de consommation sur le charbon. Il résulte de cette réforme que l'évolution du coût du soutien au développement des énergies renouvelables électriques n'a plus d'impact sur la facture du consommateur d'électricité, mais sur le budget de l'État. Aujourd'hui la France bénéficie de prix de l'électricité, toutes taxes comprises, parmi les plus bas d'Europe : le prix TTC moyen dans l'Union européenne est ainsi environ 21 % plus élevé que les prix français pour les consommateurs particuliers. L'évolution des charges de soutien aux énergies renouvelables en métropole continentale a fait l'objet de travaux et d'un premier rapport annuel du Comité de gestion des charges de service public de l'électricité (CGCSPE) rendu public en juin 2019 et disponible sur le site internet du ministère de la transition écologique et solidaire (https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/rapport-annuel-du-comite-gestion-des-charges-service-public-lelectricite). Au terme de ce rapport, les principales conclusions ressortant des évaluations du comité sont :le montant total des engagements pris par l'État entre le début des années 2000 et fin 2018 en matière de dispositifs de soutien aux énergies renouvelables électriques et à la cogénération au gaz naturel en métropole continentale, et financés au titre des charges de service public de l'énergie est compris entre 138 et 149 millions d'euros,sur ces montants, entre 103 et 114 millions d'euros restent à payer dans les années à venir selon une chronique qui, eu égard aux dates d'engagements et à la durée des contrats, s'étale jusqu'en 2043. Le montant déjà payé, environ 35 millions d'euros, représente donc de l'ordre de 25 % du coût global de ces engagements. Dans son rapport, le Comité a précisé l'évolution prévisionnelle des charges qui reste à payer correspondant aux engagements pris avant fin 2018 (Rapport annuel du CGCSPE du 12 juin 2019, p. 29,30). Elle se traduit par des charges annuelles qui :croîtront entre 2019 et 2024 d'environ 6 à 7,3 millions d'euros, avant de connaitre une baisse notable, d'environ 50 % entre 2029 et 2033, en particulier sous l'effet de l'arrivée à échéance relativement concentrée des contrats photovoltaïques pré-moratoire qui représentent, à plein régime, jusqu'en 2029, des charges annuelles de l'ordre de 2 millions d'euros et de l'arrivée à échéance progressive des contrats éoliens terrestres,décroîtront moins fortement entre 2033 et 2037 (autour de 2,5 millions d'euros par an), année après laquelle les charges annuelles diminueront sous l'effet de l'arrivée à échéance des contrats éoliens en mer, qui en régime permanent, auront représenté de l'ordre de 1,2 million d'euros par an. À ces montants s'ajoutera la chronique des charges prises à compter du 1er janvier 2019 dans le cadre de l'atteinte des objectifs du projet de programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE). L'avis du Comité de gestion sur le volet budgétaire de l'étude d'impact de la PPE de métropole continentale a évalué ces charges : la même tendance est estimée, les chroniques de charges annuelles estimées restant à payer pour l'ensemble des engagements, passés et futurs, induites par les objectifs du projet de PPE devraient culminer au maximum entre 8 et 9,5 millions d'euros, selon les trajectoires de coûts de production ressentis et le scénario d'évolution des prix de marché (56€/MWh ou 42€/MWh en 2028) entre 2025 et 2029 puis décroitront jusqu'en 2050. De plus, selon la loi de finances 2020, une baisse des dépenses à compenser sur le CAS TE est constatée passant de 7 279,4 millions d'euros en 2019 à 6 309,9 millions d'euros en 2020, due en partie à la fin de l'échéancier de remboursement de la dette de la CSPE en 2020. Enfin, le Gouvernement poursuit l'objectif d'une diversification du mix électrique, se traduisant par une réduction à 50 % de la part du nucléaire dans la production d'électricité, pour répondre à différents enjeux :un système électrique plus diversifié, s'il réussit à gérer l'intégration d'un volume accru d'énergies renouvelables peut être plus résilient à un choc externe comme par exemple une baisse de la capacité de production des réacteurs suite à un incident ou à un défaut générique, qui conduirait à l'indisponibilité de plusieurs réacteur, la très grande majorité du parc électronucléaire a été construite sur une courte période, environ une quinzaine d'années. Définir une durée de fonctionnement similaire pour tous les réacteurs conduirait à déclasser le parc sur une période aussi concentrée (« effet falaise »), ce qui ne serait soutenable ni en termes sociaux, ni pour la sécurité d'approvisionnement électrique. Anticiper l'arrêt de certains réacteurs du parc existant permettra d'étaler les investissements dans de nouveaux moyens de production sans générer trop de surcapacité. De ce point de vue, EDF a confirmé l'intérêt industriel que présente la fermeture d'une partie du parc en amont de sa durée d'exploitation maximale anticipée (60 ans),plusieurs filières de production d'électricité d'origine renouvelable ont démontré leur compétitivité et constitueront une part significative du mix électrique de long terme, au moins jusqu'au niveau où un besoin de stockage massif d'électricité apparaîtra, et d'autant plus quand les dispositifs de stockage massif d'électricité deviendront également plus compétitifs. De plus, des mesures pour accompagner cette transition, notamment pour les ménages précaires, sont mises en place et vont être suivies en termes d'effectivité de leur mise en œuvre et de leur adaptation aux besoins.