Comment sont financées les énergies renouvelables ?
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Financés par l'accise sur l'électricité (anciennement CSPE) et les différentes Taxes Intérieures de Consommation (TIC), les dispositifs de soutiens des énergies renouvelables varient principalement en fonction du taux de production du type d'énergie renouvelable qu'elle produit. Ainsi, les guichets ouverts (avec les dispositifs d'Obligation d'Achat et de Complément de Rémunération), de mise en concurrence (avec les appels d'offre ou les dialogues concurrentiels), ou encore la taxe carbone (composante carbone) permettent d'encourager l'investissement dans les énergies renouvelables et donc leur développement en France.
Quel est le rôle des dispositifs de soutien des énergies renouvelables (EnR) ?
Les dispositifs de soutien des énergies renouvelables (EnR) ont deux rôles principaux :
- Encourager le développement des EnR en France ;
- Assurer un revenu minimum pour les producteurs : au-delà de pousser le développement des EnR, il était également nécessaire d'inciter et d'accompagner les producteurs d'EnR en leur promettant rentabilité minimale située entre 8,5 et 10 % avant impôts.
Concernant le développement des EnR, la France a actuellement deux objectifs principaux :
- Atteindre 23 % d'énergies renouvelables dans la consommation finale brute d'énergie en 2020 ;
- Augmenter cette part à 30 % en 2030.
Il est possible d'observer l'évolution de la part des énergies renouvelables dans le graphique ci-dessous :
Graphique: Selectra - Source: Ministère de la Transition Écologique (SDES)
De plus, la France doit répondre à certaines exigences et objectifs européens pour 2030. Ces derniers ont été revus à la hausse en début d'année 2024, passant de 32 % à 42,5 % d'EnR dans la consommation finale brute.
Afin d'augmenter les investissements dans les EnR, la France a donc mis en place différents dispositifs de soutien, répartis en deux groupes : les guichets ouverts et les procédures de mise en concurrence.
Les guichets ouverts, dispositifs de soutien d'EnR pour toutes les installations éligibles
Les guichets ouverts ont été pensés en premier lieu pour les petites installations matures avec l'Obligation d'Achat (OA), et pour des installations plus puissantes et innovantes avec le Complément de Rémunération (CR). Cependant, aujourd'hui l'OA regroupe finalement des installations moins matures ou plus puissantes :
L'Obligation d'Achat (OA)
Qu'est-ce que l'Obligation d'Achat ou Tarifs d'achat garantis ?
Appelée aussi Tarifs d'achat garantis, l'Obligation d'Achat (OA) est un dispositif obligeant un fournisseur historique, EDF ou une ELD, à racheter l'énergie produite. Ils sont appelés « acheteurs obligés »acteurs obligés". Toutefois, le producteur peut choisir de lier son contrat à un autre organisme agréé (tel que TotalEnergies, Enercoop, Hydronext, Alpiq, etc.)
Quelles sont les installations concernées par l'Obligation d'Achat ?
L'Obligation d'Achat (OA) concerne :
- L'énergie hydraulique de moins de 500 kW ;
- L'énergie solaire photovoltaïque, dans le cas de la vente de la totalité de la production, de moins de 500 kW ;
- Le biogaz de moins de 500 kW ;
- L'énergie solaire photovoltaïque en vente partielle : les installations égale ou inférieure à 100 kWc.
Il y a toutefois quelques exceptions, et d'autres installations plus puissantes sont également éligibles à l'Obligation d'Achat (OA) :
- La production d'EnR en mer via l'énergie osmotique et marémotrice et les fermes d'éoliennes flottantes (off-shore) contenant 4 unités maximum (uniquement pour les installations lauréates d'appels à projet français et européens) ;
- L'utilisation et valorisation de l'énergie obtenue par la combustion et explosion du gaz de mine de 12 MW maximum.
Le cas particulier des ZNI
Les ZNI sont les Zones Non Interconnectées, elles regroupent les départements et régions d’outre-mer, les collectivités d’outre-mer, les îles du Ponant et la Corse. Il s'avère que ces territoires, de par leur situation et leur géographie, présentent des enjeux particuliers quant à la ressource énergétique :
- Selon la CRE, le coût de production électrique en 2022 était en moyenne de 326 €/MWh alors qu'il était situé entre 57 et 60 € dans l'hexagone en 2023 ;
- Le mix électrique des ZNI est majoritairement composé d'énergies fossiles : à 74 % en moyenne en 2022, d'après la CRE.
En conséquence, les ZNI disposent de plusieurs exceptions quant aux soutiens financiers des énergies renouvelables, par exemple :
- Le biogaz est éligible aux Obligations d'Achat (OA) jusqu'à 12 MW (contre 500 kW en hexagone) ;
- Les éoliennes présentes dans des zones à risque de passage de cyclone (la Guadeloupe, la Martinique, la Réunion et Mayotte) et détenant un dispositif de prévision et lissage de la production sont éligibles aux OA jusqu'à 500 kW ;
- Également, des contrats de gré à gré sont mis en place pour le développement de solutions d'énergies renouvelables moins matures, dans le cas de faible concurrence, etc.
Pour en savoir plus, le graphique ci-après montre l'évolution des charges de l'accise sur l'électricité (anciennement CSPE) allouées au soutien financier pour la transition énergétique et pour les mécanismes de solidarité dans les ZNI :
ZNI = Zones Non Interconnectées - Source : CRE - Graphique : Selectra
À quel prix s'élève l'Obligation d'Achat en 2024 ?
Un contrat d'Obligation d'Achat (OA) lie le producteur d'énergie renouvelable à l'acheteur obligé. Il est généralement fixé pour une durée de 15 à 20 ans.
Le tableau ci-dessous permet de connaitre les différents tarifs de référence rencontrés en 2024. À noter que les prix des OA fixés sont supérieurs au marché, et que les tarifs de référence sont ensuite amenés à évoluer selon les coefficients d'indexation K et L.
| Énergie renouvelable | Moyenne des tarifs de référence | |
|---|---|---|
| Énergie solaire | Revente totale | 102 à 120 €/MWh |
| Revente partielle | 76 à 127 €/MWh (hors prime) | |
| Énergie Hydraulique | 98 à 166 €/MWh | |
| Éolien en mer | 230 à 260 €/MWh | |
| Énergie biogaz | Biogaz pour production d'électricité | 61 à 156€/MWh |
| Biogaz pour injection dans le réseau |
| |
Revente partielle sans prime, biogaz pour injection au réseau GRDF valable pour une centrale de 15 GWh PCS annuels - Source : Légifrance
Les coefficients d'indexation comme outil d'ajustement de l'Obligation d'Achat (OA)
Il existe également des coefficients d'indexation, appliqués sur les tarifs d'achats (ou Obligation d'Achat), qui ont pour but de réajuster ces tarifs d'achats en fonction des évolutions des coûts du secteur énergétique concerné. Ils sont deux :
- Coefficient K : amené à évoluer chaque trimestre, le coefficient K est fixé au moment de la signature du contrat entre le producteur et l'acheteur obligé. Il prend en compte divers facteurs fournis par l'INSEE, comme par exemple :
- Le prix de la production ;
- Le prix de matériaux tels que le cuivre ou l'acier ;
- L'indice de rémunération dans le secteur, etc.
- Coefficient L : ce coefficient apparait une fois que l'installation entre en fonctionnement. Il permet de réajuster le tarif d'achat en fonction de l'évolution des coûts de production. Il est défini à partir d'une comparaison entre les indices de l'INSEE (cités dans la description du coefficient K) au moment de la signature du contrat et ceux actés au 1ᵉʳ janvier de l'année en cours.
Quand le coefficient L est-il révisé ?
Le coefficient L est révisé différemment selon l'année de signature du contrat :
- Pour les contrats antérieurs à juin 2023 : ils sont revus une fois par an, au 1er novembre ;
- Pour les contrats signés à partir de juin 2023 : ils sont revus deux fois par an, au 1er janvier et au 1er juillet.
Le Complément de Rémunération (CR)
Qu'est-ce que le Complément de Rémunération ?
Aussi appelé mécanismes de rémunération sur le marché avec prime, le Complément de Rémunération (CR) concerne généralement des installations à la production ou la taille plus importante que les installations éligibles à l'Obligation d'Achat (OA). Il fonctionne comme une prime sur l'énergie produite et est donc proportionnel à la production.
Une prime négative peut être due par le producteur à EDF OA dans le cas où les prix de marché dépassent le tarif de référence. La prime négative correspond alors à la différence entre le prix du marché et le tarif de référence fixé au contrat.
Concrètement, cela signifie que si le prix du marché est de 30 €/MWh alors que le tarif d'achat d'EDF OA (ou prix de référence) est de 50 €/MWh, EDF OA doit alors reverser une prime énergie de 20 €/MWh au producteur.
À l'inverse, si le prix du marché est de 50 €/MWh et le prix de référence de 30 €/MWh, le producteur doit alors reverser une prime négative de 20 €/MWh à EDF OA.
À noter que EDF OA est la seule entité qui puisse être engagée dans un contrat de Complément de Rémunération.
Les installations concernées par le CR (c'est-à-dire par la prime énergie) sont l'ensemble des installations suivantes :
- L'énergie hydraulique de moins de 1 MW ;
- L'énergie éolienne terrestre comprenant un parc d'au plus 6 éoliennes de 3 MW maximum chacune et ne produisant pas plus de 18 MW au total.
- Le biogaz issu du traitement des eaux usées, qu'elles soient industrielles ou urbaines avec une puissance minimale de 500 kW et une puissance maximale de 12 MW ;
- L'énergie solaire photovoltaïque ayant une puissance de 100 kWc à 12 MWc dans le cas de la revente partielle et une puissance minimale de 500 kWc à 12 MWc dans le cas de la revente totale, uniquement dans le cas où elles sont lauréates d'un appel d'offre ou d'appels à projet.
Quels sont les tarifs du Complément de Rémunération en 2024 ?
Le tableau suivant montre les montants de la prime énergie en 2024 pour les énergies hydrauliques, éoliennes et pour le biogaz (dans le cadre de la production d'électricité).
| Énergie renouvelable | Montant en €/MWh |
|---|---|
| Éolienne | 72 à 74 €/MWh |
| Hydraulique | 80 à 166 €/MWh |
| Biogaz | 69 à 94 €/MWh |
Biogaz dans le cadre de la production d'électricité (eaux usées) - Source : Légifrance
Augmentation des prix de marché : lorsque la prime énergie devient négative
Si le Complément de Rémunération (CR) permet au producteur de recevoir une prime énergie sur la production d'énergie renouvelable, il permet également à l'État de la percevoir lorsqu'elle devient négative. En effet, si les prix du marché dépassent les tarifs de référence d'EDF OA, c'est alors le producteur qui doit verser la prime à EDF OA (soit la différence entre le tarif de référence et les prix de marché).
Ce phénomène s'est d'ailleurs produit en 2022 et 2023 : depuis la mise en place du CR en 2016, les prix du marché étaient inférieurs au prix de référence d'EDF OA. De fait, EDF OA reversait systématiquement au producteur la prime énergie, soit la différence entre son prix de référence et les prix du marché.
Cependant, la tendance s'est inversée lors de la crise énergétique : les prix de marché ont radicalement augmenté, surpassant le prix de référence d'EDF OA. Le calcul du Complément de Rémunération (CR) restant le même, les résultats sont devenus négatifs, et les producteurs ont dû reverser la prime, devenue négative, à EDF OA. EDF OA appartenant à l'État, le mécanisme de CR est ainsi devenu une source de recettes pour celui-ci.
Le déplafonnement du Complément de Rémunération (CR)
Jusqu'en 2021, les primes négatives perçues via le Complément de Rémunération étaient plafonnées. Les producteurs ne pouvaient pas rétrocéder à EDF OA un total de primes négatives plus élevé que la somme de toutes les primes énergie perçues depuis le début de leur contrat CR.
De fait, au début de la crise énergétique et de l'inversion du système de prime, les producteurs ne pouvaient pas reverser à EDF OA un total de primes négatives plus élevé que la totalité des primes énergie perçues depuis la signature de leur contrat avec EDF OA. Cela a notamment permis de protéger, en partie, les producteurs de la fluctuation des prix.
Or, à partir de 2023, la législation a été modifiée, supprimant le plafonnement des primes négatives dans le cadre des nouveaux contrats. Les conséquences ont donc été :
- Qu'il était désormais possible de verser à EDF OA un total de primes négatives plus élevé que le total des primes énergie obtenues depuis le début du contrat ;
- Une hausse des recettes pour l'État en 2023 par rapport à celles déjà obtenues avant le déplafonnement en 2022.
Le graphique ci-dessous montre les recettes obtenues par l'État dans le cadre des soutiens des énergies renouvelables (EnR) électrique depuis 2022. À noter que les données négatives sont des charges et non plus des recettes.
Soutien des EnR en hexagone - Source : CRE - Graphique : Selectra
Les procédures de mise en concurrence, dispositifs de soutien d'EnR sous forme d'appel d'offres
Les procédures de mise en concurrence désignent les systèmes d'appel d'offres ou de dialogues concurrentiels.
Suite à divers processus de sélection, une société remporte le projet de production d'énergie renouvelable (EnR) et donc le soutien financier qui peut être sous forme d'Obligation d'Achat (OA) ou de Compléments de Rémunération (CR). Ce soutien financier s'inscrit dans un contrat de 20 ans (dit de longue durée), et concerne le lauréat de l'appel d'offre ou du dialogue concurrentiel.
À savoir que les procédures de mise en concurrence concerne des acteurs innovants et/ou ayant une réelle valeur ajoutée, ou dont le projet se développe dans des zones délaissées.
Quelle est la différence entre un appel d'offres et un dialogue concurrentiel ?
- Un appel d'offres est un appel à projet déjà défini et concret, pensé par un acheteur public. Le besoin et la solution sont donc déjà déterminés et les entreprises soumettent leurs projets. L'acheteur public choisit ensuite le projet le plus adéquat ;
- Un dialogue concurrentiel est lorsque l'acheteur public définit un besoin, sans qu'il n'existe déjà de solution concrète pour y répondre. Dans ce cas, les entreprises devront penser et développer des solutions et soumettront leurs propositions. La proposition la plus conforme aux attentes sera sélectionnée par l'acteur public.
De nombreux projets peuvent être soumis à une procédure de mise en concurrence, il est possible de trouver quelques exemples ci-dessous :
- Des projets biométhane ;
- L'installation d'éoliennes flottantes ;
- Le développement de projets à énergie solaire en zones non interconnectées (ZNI) ;
- Développement d'une petite hydroélectricité, etc.
À noter que la CRE (Commission de Régulation de l'Énergie) gère l'ensemble des procédures de mise en concurrence et qu'il est possible de consulter les appels d'offres et dialogues concurrentiels directement depuis son site internet.
Appels d'offres et dialogues concurrentiels pour le développement d'EnR
Biogaz : des dispositifs de soutien particuliers pour l'injection sur le réseau GRDF
Le biogaz pour la production d'électricité, intégrés aux guichets ouverts et les procédures de mise en concurrence
Depuis août 2023, toutes les installations de production de biogaz, ou gaz vert, sont inclues dans les dispositifs de soutien des guichets ouverts ou des procédures de mise en concurrence dans le cadre de la production d'électricité. Par exemple, cela concerne des projets tels que :
- La méthanisation en digesteur ;
- La gazéification ;
- La pyrolyse de produits et/ou déchets non dangereux ;
- La méthanation, etc.
Concernant l'injection sur le réseau GRDF, les installations sont soumises à des normes légèrement différentes du soutien du biogaz pour la production d'électricité.
- Si les installations sont inférieures à 25 GWh PCS, elles peuvent obtenir un contrat d'Obligation d'Achat ;
- Si les installations sont supérieures à 25 GWh PCS (Pouvoir Calorifique Supérieur), elles sont éligibles à des procédures de mises en concurrence, mais ne peuvent pas être soumises au Complément de Rémunération.
À noter que les fournisseurs de gaz injectant du biogaz dans le réseau ont également des obligations dans le cadre du soutien du gaz vert comme énergies renouvelables :
- Les fournisseurs de gaz faisant usage de biogaz ou gaz d'origine renouvelable ont l'obligation de détenir des certificats de production de biogaz ;
- Lors de la production du biogaz, les fournisseurs de gaz injectant ce gaz vert dans le réseau se voient délivrer des Garanties d'Origines (GO) par la société EEX.
L'évolution des soutiens financiers aux énergies renouvelables
L'impact de la crise énergétique sur la prime énergie
Comme vu plus haut, les Compléments de Rémunération (CR) permet aux producteurs d'énergies renouvelables (EnR) de percevoir la prime énergie lorsque les prix de référence étaient supérieurs au prix du marché. En revanche, lorsque le prix de référence est inférieur au prix du marché, les producteurs doivent verser une prime négative à EDF OA. Avant 2023, le montant total des primes négatives était plafonné : les producteurs ne pouvaient pas verser plus que ce qu'ils avaient perçu en primes énergie depuis le début de leur contrat CR.
Cependant, en 2023, durant la crise de l'énergie, la législation a changé avec la suppression de ce plafonnement, un processus appelé "déplafonnement". Désormais, les producteurs peuvent devoir des primes de gestion sans limite liée au montant des primes énergie perçues, ce qui les expose davantage aux fluctuations du marché.
Les producteurs d'EnR ont donc pu être amenés à devoir des primes de gestion plus élevées que le total des primes énergie dues depuis le début du contrat.
À savoir que la production d'énergie renouvelable n'a pas été à perte, même pendant la crise énergétique. En effet, les producteurs signent un contrat pour un tarif de référence pour 20 ans, ce qui leur garantit de percevoir une rentabilité minimale de 8,5 à 10 % durant cette période.
Le tableau ci-dessous décrypte les charges dues en fonction de l'énergie renouvelable soutenue. À noter que les charges sont négatives lorsque la tendance des prix s'est inversée : les prix du marché sont plus élevés que le prix de référence de EDF OA. Les valeurs négatives sont donc des recettes pour l'État.
| Énergie renouvelable | 2022 | 2023 | Prévisions 2024 | Prévisions 2025 |
|---|---|---|---|---|
| Éolien terrestre | - 2 317 M€ | - 3 422,6 M€ | - 250,8 M€ | 233,7 M€ |
| Éolien off-shore | - 15,2 M€ | - 36,4 M€ | 241,5 M€ | 595 M€ |
| Photovoltaïque | 1 104,3 M€ | - 156,1 M€ | 2 187 M€ | 2 853 M€ |
| Bio-énergies | - 118,8 M€ | 0,8 M€ | 385,6 M€ | 570,6 M€ |
| Injection biométhane (pour le gaz) | 78,7 M€ | 787,6 M€ | 1 061 M€ | 1 182 M€ |
| Autres énergies | - 1 854,5 M€ | - 3 994,9 M€ | 2 524,6 M€ | 4 335 M€ |
*L'accise sur l'électricité est l'ancienne CSPE.
Source : CRE
Les prévisions de soutien en 2024 selon la CRE
Selon les prévisions de la CRE, les charges de soutien aux énergies renouvelables (EnR) devraient augmenter en 2024. Pour rappel, ces charges sont notamment financées par l'accise sur l'électricité. Les charges prévisionnelles positives concernent les énergies renouvelables suivantes :
- L'énergie photovoltaïque avec un soutien de 2 187 millions d'€ ;
- L'injection de biométhane avec un soutien de 1 061 millions d'€ ;
- Les bio-énergies, avec un soutien de 385,6 millions d'€ ;
- L'éolien en mer (ou off-shore) avec un soutien de 241,5 millions d'€.
Exemple du biogaz : comment ont évolué les tarifs de référence ?
Pour le savoir, il est possible d'observer le simulateur de GRDF permettant de connaitre le niveau des coefficients K et L pour l'Obligation d'Achat (OA). Et l'on peut remarquer que :
- Le coefficient K est de 0,3 depuis l'automne 2023. Le calcul du coefficient diffère de ceux effectués en 2022 et 2021, marquant une distinction claire dans le tarif de rachat du biogaz pour les contrats de 2023 et ceux des années précédentes ;
- Le coefficient L est de 1 environ.
Pour rappel, les coefficients ajustent les tarifs de référence en fonction de divers indicateurs, tels que le coût de production, l'indice de rémunération du secteur, le prix de matériaux comme l'acier et le cuivre, etc.
Depuis 2020, trois coefficients K différents ont été appliqués, donnant les tarifs de référence suivants :
- 73 à 100 €/MWh (pour les contrats signés en 2020 et 2021) ;
- 39 à 54 €/MWh (pour les contrats signés de 2022 à fin mai 2023) ;
- 24 à 32 €/MWh (pour les contrats signés à partir de juin 2023).
Il est ainsi possible de constater que, en 2024, le coefficient K des contrats signés entre 2020 et 2021 est toujours plus avantageux que le coefficient K des contrats signés en 2023. C'est d'ailleurs aussi le cas avec le coefficient de 2022 : en 2024, il est moins intéressant que le coefficient K des contrats signés entre 2020 et 2021 mais il est plus avantageux que le coefficient K des contrats signés à partir de 2023.
Néanmoins, il n'est pas possible de parler de rentabilité dans ce cas, et ce n'est pas parce que un producteur possède un contrat qui lui rapporte plus, que celui-ci est plus rentable. Au calcul de la rentabilité doivent s'ajouter d'autres facteurs comme le coût de l'installation par exemple.
Par ailleurs, les injections de biogaz connaissent toujours une forte croissance, comme cela peut être constaté dans le graphique ci-dessous :
Sources : GRDF + Ministère de la Transition Ecologique
En résumé, il est possible de constater que l'énergie renouvelable est en forte croissance en Europe, dont en France : les États semblent en effet de plus en plus investir dans ces énergies vertes, notamment les énergies éolienne et solaire. Au deuxième trimestre 2024 par exemple, l'éolien et le solaire ont couvert 18 % de la consommation d'électricité française, d'après RTE et SDES.
Il semblerait que l'État chercherait à développer massivement l'éolien, dont le coût lui est relativement faible, ainsi que le solaire, du fait de son fort potentiel en France, mais aussi pour sa plus-value dans l'autoconsommation. On observe d'ailleurs que la production à base de solaire et d'éolien ne cesse d'augmenter en flèche :
Source : RTE - Graphique : Selectra
Concernant la production d'éolienne, il semble y avoir une réelle volonté de l'État de poursuivre et renforcer son investissement dans cette EnR. En effet, les traitements des deux types d'éoliennes sont différenciés, et ce, notamment sur les mesures de soutien :
- L'éolien terrestre est éligible au Complément de Rémunération ;
- L'éolien en mer, plus particulièrement les lauréats de l'appel à projet "Fermes pilotes éoliennes flottantes" de l'ADEME, bénéficient d'un soutien financier via des Obligations d'Achat (OA).
Enfin, il peut être constaté que les calculs de production séparent l'éolien en mer de l'éolien terrestre depuis 2022 :
À jour en mars 2024 - Source : Ministère de la Transition Écologique et RTE - Graphique : Selectra
Toutefois, une étude Xerfi de novembre 2023 constatait que le financement des énergies renouvelables perdait en attractivité et ce dû :
- À l'augmentation brusque des taux d'intérêts mais aussi des coûts de fabrication et des matériaux, notamment pour les énergies solaires et éoliennes ;
- Au détournement des investisseurs au détriment de projets plus rentables à court terme ;
- Une baisse du nombre d'acteurs américains dans les investissements durables.
Quelle est l'énergie renouvelable présentant l'investissement le plus rentable ?
Concernant les gains obtenus via les énergies renouvelables (EnR), il n'est pas possible de dire qu'une EnR rapporte plus qu'une autre : en effet, les dispositifs de soutien aux EnR sont pensés pour permettre aux producteurs d’obtenir un seuil minimal de rentabilité. Celui-ci est fixé autour de 10 % en général.
Autrement dit, quel que soit le tarif d’achat de l’EnR, la rentabilité se situera autour de 10 %. En revanche, chaque centrale de production d’EnR ne coûte pas le même prix de mise en place. Installer une éolienne ou une centrale hydraulique chez soi, ne représente pas le même investissement de base qu’une flotte de panneaux solaires.
Ainsi, concernant la mise en place de l'installation, il semblerait qu'il soit plus accessible d'installer des panneaux solaires et de produire de l'énergie solaire photovoltaïque. En 2024, les panneaux solaires en secteur résidentiel représentait entre 1 500 € et 2 500 €/kW installé contre 3 000 à 5 000 €/kW pour une éolienne résidentielle. À noter toutefois que ces deux types d'énergie restent très plébiscités pour autoconsommation.
Il peut être remarqué que l'énergie photovoltaïque a une part bien plus importante dans le budget de l'État. En 2024, le photovoltaïque représentait 86,6 % des charges prévisionnelles de l'État, bien qu'il ne constituait que 4,3 % de parts dans la production totale d'électricité en 2023.
Cela peut indiquer que le coût d'investissement dans cette technologie n'est pas encore entièrement compensé par les prix du marché, nécessitant un soutien financier important de la part de l'État, qui en fait un investissement sur l'avenir.
En revanche, l'éolien terrestre, qui a été une source de recettes nettes pour l'État depuis 2022, continue de soutenir les finances publiques. Selon les prévisions de la CRE, cette tendance devrait se poursuivre à partir de 2025, montrant que le secteur est désormais bien établi et fonctionnel.
Le mécanisme de taxe carbone, l'autre levier de soutien des énergies renouvelables
Qu'est-ce que le mécanisme de taxe carbone ?
Le mécanisme de taxe carbone est un dispositif mis en place en France en 2014 visant à pénaliser les solutions utilisant des énergies polluantes pour dissuader de leur utilisation au profit d'énergies renouvelables.
Concrètement, il s'agit du principe de "pollueur-payeur". Autrement dit, plus un produit ou service émet de CO2, plus la taxe à payer sera élevée.
La taxe carbone est une taxe pigouvienne, c'est-à-dire qu'elle s'applique aux activités économiques ayant des externalités négatives. Autrement dit, il s'agit de l'ensemble des produits et services ayant des impacts indirects sur la société sans recevoir de répercussion financière par exemple.
À noter par ailleurs que le mécanisme de taxe carbone ne s'applique pas à tous les émetteurs de CO2 et on compte certaines exceptions :
- Les transporteurs routiers ;
- Les taxis ;
- Les transports publics ;
- Les transports fluviaux de marchandise ;
- Les navigateurs ;
- Les exploitants agricoles ;
- Les industries polluantes et très grosses entreprises déjà taxées via des quotas d'émissions européens de CO2.
Quels sont les pays utilisant le mécanisme de taxe carbone aujourd'hui ?
Aujourd'hui, dans l'Union européenne, le mécanisme de taxe carbone a été mis en place :
- En France ;
- En Finlande ;
- En Irlande ;
- En Suède ;
- Au Danemark ;
- En Slovénie.
Elle est également proposée par la COP21.
Comment est défini le mécanisme de taxe carbone ?
La composante carbone est définie en fonction de la tonne d'émissions de CO2 et s'exprime en €/t de CO2. À sa mise en place en 2014, elle était de 7 €/t de CO2. En 2024, elle est à 44,6 €/t de CO2.
Pour plus de détails concernant l'évolution de la taxe carbone, il est possible de consulter le graphique ci-dessous :
Prix hors TVA - Source : Ministère de la Transition Écologique - Graphique : Selectra
Pourquoi la composante carbone n'a pas évolué depuis 2018 en France ?
La composante carbone (mécanisme de taxe carbone en France), a augmenté peu à peu à partir de sa mise en place en 2014, mais n'a eu d'effet sur le consommateur qu'à partir de 2018 : jusqu'alors, les prix des produits pétroliers et du gaz avaient connu majoritairement des baisses, compensant donc l'augmentation de la taxe carbone chaque année.
Or, cela n'a plus été le cas à partir de 2018 : l'augmentation à 44,60 €/tonne de CO2 de la taxe carbone a été fortement ressenti sur le porte-monnaie des consommateurs et a entrainé le mouvement des gilets jaunes. En réponse à ce mouvement, l'État a pris la décision de geler les augmentations de la composante carbone, qui n'a donc jamais évolué depuis. Il était notamment prévu qu'elle atteigne 100 €/tonne de CO2 en 2030.
À noter que la taxe carbone est payée par les consommateurs par le biais des Taxes Intérieures à la Consommation (TIC) appliquées sur les énergies et carburants polluants. Elle est ainsi intégrée à :
- La TICGN pour le gaz naturel ;
- La TICPE pour les produits pétroliers ;
- La TICC pour le charbon.
Elle est aussi soumise à la TVA à hauteur de 20 %.
Combien représente la taxe carbone sur les prix du carburant ?
Le tableau ci-dessous permet d'observer la part de la taxe carbone sur les prix des différents carburants :
| Carburant | Part en €/litre | Part en % |
|---|---|---|
| Essence à la pompe | 0,12 €/L | 6,7 % |
| GPL | 0,8 €/L | 9,5 % |
| Gazole | 0,14 €/L | 8,54 % |
| Gaz naturel pour véhicule | 0,14 €/L | 12,99 % |
| Fioul | 0,16 €/L | 14 % |
Calculs Selectra sur la base du Référentiel des facteurs d’émissions de l'ADEME pour septembre 2024
Comment est utilisé le mécanisme de taxe carbone ?
Il est à remarquer qu'il est difficile de connaitre précisément l'utilisation du mécanisme de taxe carbone en Europe ou en France. On sait cependant que la TICFE (la Taxe Intérieure à la Consommation du gaz et à laquelle la taxe carbone est intégrée) redistribue une partie à un compte d'affectation spécial "transition énergétique".
D'après l'I4CE (Institute for Climate Economics), à l'international, le mécanisme de taxe carbone serait redistribué de la façon suivante :
- 46 % pour des projets bas-carbone ;
- 44 % pour le budget de la taxe carbone ;
- 6 % pour la diminution des autres taxes ;
- 4 % pour les primes et subventions.
Source : I4CE (Institute for Climate Economics) - Graphique : Selectra