Evaluations des politiques de l'énergie

- Les tarifs d’achat « garantis » de l’électricité   constituent le principal dispositif de soutien des énergies renouvelables électriques. Il s’agit d’une obligation pour les gestionnaires du réseau (essentiellement EDF) d’acheter l’électricité d’origine renouvelable à des prix définis pendant 15 à 20 ans (la subvention annuelle est donc à renouveler 15 à 20 fois).

Ces prix doivent garantir une rentabilité « normale » des investissements selon les différents modes de production. En contrepartie, EDF en particulier récupère les « surcoûts » de ces différentes productions renouvelables par rapport au prix de gros moyen de l’électricité (+ou- 50 €/Mwh) à travers la Contribution au Service Public de l’Electricité (CSPE). Cette contribution est payée directement par les consommateurs d’électricité sur leurs factures et vise également à compenser les surcoûts de certaines productions électriques à base de fossile ainsi que les surcoûts de la production électrique (+ou- 800 M€/an) dans les zones « non interconnectées » au réseau électrique (DOM-TOM et Corse).

	Principales modalités	Coût/avantage par Mwh produit	Dépense publique / an
Les tarifs d’achat de l’électricité permettent aux producteurs de revendre leur électricité à un prix supérieur au prix de gros français (~ 40 à 50 € /Mwh en 2014-2015) durant 15 à 20 ans.	photovoltaïque éolien terrestre fossiles DOM et Corse cogénération fossiles hydraulique (petits barrages)                                                                                biomasse (hors incinération)	+ 20-200 € + 10-30 € + 30-80 € ? + 10-30 € + 5-20 € + 50-100 €	~ 5 Mds € en 2015 (engagés sur 15-20 ans) pour~ 50 Twh/an (installés en ~ 10 ans) ~ 2,2 Mds € (6 Twh/an) ~ 800 M € (18 Twh/an) ~ 800 M € (6 Twh/an) ~ 500 M € (12 Twh/an) ~ 100 M € (5 Twh/an) ~ 300 M € (4 Twh/an)

Source : Sources : Bilan CRE, Tarifs CRE et Cour des Comptes

Les soutiens des tarifs d’achat de l’électricité renouvelable ont surtout été étudiés du point de vue de leur impact économique et de l’efficience initialement limitée du photovoltaïque :

o   En effet, le décollage de ce mode de production entre 2009 et 2011 et les tarifs d’achat très élevés le concernant ont entraîné un quasi triplement des surcoûts financés par la CSPE (Cour des Comptes CSPE) et du déficit commercial associé (≈ 1,35 Md € en 2011). Compte tenu de ses coûts, le photovoltaïque mobilise environ 50% des soutiens aux énergies renouvelables (voir politiques de l’énergie), alors qu’il ne représente que 2% de la production d’énergies renouvelables visée en 2020.

o   Cela s’explique par l’efficience énergétique limitée du photovoltaïque, même si son évolution est rapide et que l’écart est considérable entre les petites installations sur des maisons (+ou- 400€ d’aide/Mwh en 2009-2011) et les grosses installations dont l’efficience est en très forte hausse (environ 50€ d’aide/Mwh en 2013, Synthèse Cour des Comptes 2013 p.12 et moins de 30€ d’aide/Mwh constatées en 2015 pour les centrales au sol, dans un contexte d’intensification de la concurrence liée au recours aux appels d’offre pour ces installations Etude solaire 2017).

o   En revanche, l’efficacité de ces soutiens a moins été étudiée, mais semble avoir été importante. Par exemple, la forte baisse des tarifs d’achat du photovoltaïque « résidentiel » en 2011 s’est directement accompagnée d’une forte baisse des volumes installés (Observ-er) avec un effet probable conjoint de la baisse parallèle des aides du CIDD (voir ci-dessous). Pour l’éolien, l’extension de la durée du tarif d’achat garanti en 2008 s’est accompagné d’un fort développement de l’éolien. Mais cette efficacité a été freinée depuis 2011 par le durcissement réglementaire qui semble avoir eu une forte efficacité « négative » sur le développement de l’éolien en France (Rapport Cour des Comptes 2013 p.56 et 61).

Les appels à projet “éolien marin” utilisent également le principe du tarif d’achat garanti, mais sur la base de négociations au cas-par-cas et pour un nombre restreint de très grosses opérations (cette modalité d’appel d’offre s’applique également pour les plus grosses centrales solaires et biomasse électriques). Un premier appel d’offre a attribué en 2012 trois sites à EDF-Alstom et un à Iberdola-Areva (~ 400 éoliennes devant produire +ou- 7 Twh/an à partir de 2020 rémunérés +ou- 220 €/Mwh pendant 20 ans. Le tarif a depuis été renégocié à la baisse à 150 euros/Mwh également pour 3 autres sites attribués en 2014 (pour un total prévu d'environ 18 Twh/an en 2025 ?).

Pour les plus grosses installations, l’obligation d’achat est complétée depuis 2016 par le complément de rémunération (déjà expérimenté en Allemagne depuis 2012). Dans ce dispositif très complexe, les producteurs commercialisent leur énergie directement sur les marchés et une prime vient compenser l’écart entre les revenus tirés de cette vente et un niveau de rémunération de référence (fixé pour chaque type d’installations par un arrêté tarifaire ou par le producteur dans le cadre d’une mise en concurrence). En revanche, cette prime n’est pas versée lorsque les prix sont négatifs (lorsque l’offre dépasse trop la demande). Ce dispositif vise ainsi à davantage adapter les productions aux prix de marché de court terme, tout en garantissant une rémunération raisonnable.

En plus de ces soutiens financiers, l’Etat a autorisé plusieurs grands projets liés à la distribution de gaz, dont notamment les projets « portuaires » permettant d’améliorer le transport du gaz à Dunkerque (13 Mm3/an, 1,1 Md €) par EDf/GRT Gaz et à Fos (8 Mm3/an, 0,8 Md €) par Shell.

- Le Crédit d’Impôt Développement Durable (CIDD) soutien le développement des énergies renouvelables produites par les particuliers. Ce dispositif permet une prise en charge par l’Etat de 15 à 50% (30% au maximum depuis 2015) du coût de divers matériels de production de chaleur et d’électricité renouvelable. Ce crédit d’impôt est versé l’année suivant les dépenses, y compris si le ménage ne paye pas d’impôt sur le revenu sur les deux années concernées.

	Principales modalités/conditions	Coût/avantage par logement	Dépense publique / an
Crédit d’Impôt Transition Energétique (CITE, ex-CIDD) sur les équipements énergétiques performants dans les logements	Propriétaires occupants Pas de condition de revenus Condition de performance énergétique par types d’équipements	30% du montant de certains équipements Jusqu’à 8000 euros sur 5 ans	~ 400 M €**en 2015 pour ~ 400 000 logements dont : ~200 000 «  bois » ~ 120 000 « gaz » ~ 70 000 PAC ~ 25 000 photovoltaïque

Sources : Cour des Comptes (p.88 et 178) Bilan CITE **En forte baisse : entre 1 et 1,5 milliards € par an étaient versés entre 2007 et 2010 (détail historique CIDD)

Peu d’évaluations approfondies du CITE (ex-CIDD) sont disponibles, notamment sur la cible des équipements de production d’énergie. Pour autant, différentes analyses soulignent des effets d’aubaine variables selon les types d’énergie et des impacts énergétiques et sociaux globalement limités :

o   son efficacité semble variable au vu des évolutions des taux d’aides et des ventes d’équipements. Pour les appareils de chauffage au bois, le taux d’aide est passé de 40% à 25% entre 2009 et 2010 mais les ventes sont restées équivalentes, ce qui indiquerait un effet d’aubaine de l’aide à 40% ;

o   En revanche, la même baisse du taux d’aide pour les pompes à chaleur air/eau associée à la suppression de l’aide pour les pompes à chaleur air/air ont été accompagnées par une très forte chute des ventes pour les particuliers (de 150 000 en 2008 à +ou- 60 000/an depuis 2010, Ademe Bâtiment p.53-55).

o   L’efficacité du CIDD est plus difficile à estimer pour les panneaux photovoltaïques en raison des fortes évolutions des coûts et des tarifs d’achat entre 2009 et 2011. A noter qu’il existe un degré important d’incertitude sur ces données financières souligné dans l’évaluation de 2011 (p.12)  pour les dépenses liées à la maîtrise de l’énergie comme pour celles liées aux énergies renouvelables.

o   Du point de vue de l’efficience potentielle (coût public/Tonnes de CO2 évitées), les appareils de chauffage au bois ont été 2 à 3 fois moins soutenus que les panneaux photovoltaïques qui sont pourtant 5 fois moins efficients avec le seul CIDD (et encore moins en intégrant le coût public des tarifs d’achat, Evaluation CIDD 2011 p.14).

o   Enfin, le CIDD profite principalement à une minorité de ménages dont environ les 3/4 sont dans les 40% les plus aisés (Insee DD 2010).

- Le Fonds chaleur est le principal dispositif de soutien de la production de chaleur renouvelable dans l’habitat collectif, les entreprises et les administrations. Ce fonds comprend deux dispositifs gérés par l’Agence Nationale de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie (ADEME)

o   les appels à projet « Biomasse Chaleur Industrie Agriculture Tertiaire » (BCIAT) sélectionnent chaque année 20 à 30 projets de chaufferies utilisant principalement du bois et dont la production attendue est supérieure à 11 500 Mwh/an (1000 Tep/an). La sélection est réalisée au niveau national et les projets privilégiés sont ceux dont le ratio énergie produite/aide demandée est le plus élevé.

o   Les aides « régionales » soutiennent chaque année des projets dont la production attendue est supérieure à 1150 Mwh/an (principalement des chaufferies bois et des réseaux de chaleur). Ces aides peuvent être complétées par d’autres aides publiques (Régions, Départements, etc.).

	Principales modalités/conditions	Coût/avantage par projet	Dépense publique / an
Le Fonds chaleur permet depuis 2009 un soutien aux projets de production et de distribution de chaleur	Subventions dans les secteurs industriel, agricole et tertiaire (principalement chaufferies bois et réseaux de chaleur)	20 à 40% de 0,5 à 20 M € par projet	~ 200 M €/an entre 2010 et 2014 pour ~ 3200 projets (subventionnés 1 fois) produisant ~  18 Twh/an

Sources : Bilan Fonds chaleur

Le fonds chaleur a principalement soutenu des projets de chaufferies au bois dont l’efficience potentielle est nettement plus élevée que la plupart des autres modes de production d’énergie (2 à 5 € d’aide/Mwh supplémentaire vs. +ou- 20 €/Mwh pour l’éolien et jusqu’à 400 €/Mwh pour le photovoltaïque, politiques de l’énergie). Environ 70% des « gros » projets (> à 11 000 Mwh/an) sont portés par des industries agro-alimentaires et du papier-carton (Bilan BCIAT), alors que les projets de taille moyenne (1000 à 11 000 Mwh/an) sont surtout des chaufferies bois couplées à des réseaux de chaleur (Bilan Aides régionales + Bilan Fonds chaleur). L’efficacité de ces soutiens ne semble pas avoir été étudiée de manière approfondie, mais la forte augmentation des capacités de production des chaufferies bois (de 20 Twh/an en 2009 à plus de 30 Twh/an après la mise en service des premiers projets soutenus en 2010-2012) suggère que ces soutiens ont fortement accéléré ce développement. Avant 2010, l’utilisation de plaquettes forestières augmentait de +ou- 200 000 tonnes/an alors que les projets soutenus par le fonds chaleur augmentent chaque année d’au moins 500 000 tonnes cette utilisation (Usages Biomasse p.35). Cette efficacité du fonds chaleur est surtout probable pour les projets de petite taille dans la mesure où, sans les aides, ils produiraient une chaleur nettement plus chère qu’avec des énergies concurrentes (gaz, fioul), notamment lorsqu’ils utilisent un réseau de chaleur (Ademe 2011 p.12-16). En revanche, un tel développement nécessite un fort développement de la mobilisation du bois en forêt qui est pourtant peu soutenu malgré de nombreux freins : morcellement de la forêt privé, dessertes insuffisantes, déclin des activités liées utilisant les parties plus « massives » du bois. En effet, le bois forestier utilisé dans les grosses chaufferies provient des « restes » d’opérations plus valorisées financièrement mais en difficulté économique actuellement (en particulier le sciage de « bois d’œuvre » pour la construction et l’ameublement, Usages Biomasse p.35 et 45-47).

- Par ailleurs, de nombreux projets actuels ou futurs de chaufferies bois sont ou seront confrontés à des tensions sur les ressources locales exercées par les plus gros projets de production d’électricité à partir de bois. Ceux-ci sont sélectionnés par des appels d’offres et profitent d’un tarif d’achat de l’électricité garanti (et de la vente de la chaleur coproduite à des usines ou réseaux de chaleur proches). Ils peuvent nécessiter jusqu’à 1 M de tonnes de plaquettes forestières par an pour le plus gros d’entre eux (projet EON Gardanne, soit plus de 50% de la production totale française en 2011).

- Les soutiens aux agro-carburants reposent principalement sur une défiscalisation partielle réduisant d’environ 20% leur taxation au litre (TICPE) et par une autre taxe (TGAP) visant à contraindre les distributeurs à incorporer un niveau minimum d’agro-carburants dans leurs ventes de diesel ou d’essence.

	Principales modalités/conditions	Dépense publique / an
La défiscalisation partielle des agrocarburants permet aux producteurs agréés de ne supporter qu’une taxe de	+ou- 0,35 €/litre pour le Biodiesel (vs. 0,43 €/litre de Gazole) et 0,47 €/litre pour le Bioéthanol (vs. 0,61 €/litre de Super)	~ 300 M €*** en 2012

***Ce coût est compensé pour moitié environ par des recettes supplémentaires car il faut environ 110 volumes de biodiesel pour remplacer 100 de diesel et 150 de bioéthanol pour remplacer 100 d’essence (Synthèse Cour des Comptes p.8 et 11). Les taux de ces défiscalisations étaient deux à trois fois supérieurs entre 2007 et 2009, ce qui a engendré un coût annuel de 500 à 750 Millions € (hors supplément de TICPE, voir note ci-dessus) entre 2007 et 2009 (historique biocarburants).  

Les soutiens fiscaux aux agro-carburants ont été accompagnés d’un fort développement des deux filières (éthanol et biodiesel) dont celle du biodiesel (~20 Twh produits en 2012) a quasiment atteint son objectif de 7,5% des ventes de diesel. Mais ce développement du biodiesel a été réalisé au profit d’un quasi-monopole. L’entreprise Sofiprotéol a ainsi pu imposer des prix très élevés aux distributeurs alors que ces derniers étaient contraints par une taxe (TGAP) en cas de non atteinte des taux d’incorporation. Les distributeurs ont alors répercuté ces surcoûts sur les prix à la pompe, avec un coût pour les consommateurs de plus de 1 Md €/an. De plus, ces transferts financiers ont principalement bénéficié à des exploitations déjà dans les plus aidées par la politique agricole européenne (Synthèse Cdc agro-carburants p.12-24). Afin de contourner ce monopole, les distributeurs ont eu recours progressivement à des importations avec un impact très négatif en terme de balance commerciale (25% du biodiesel et plus de 50% des ressources agricoles utilisées sont importées) et d’utilisation des sols (au moins 40% des importations concernent des déforestations ou des transformations de prairies en cultures). Ces impacts ont donc conduit à douter de la capacité du biodiesel français d’émettre globalement moins de 35% de carbone que le diesel, ce qui était la justification initiale de son soutien public (Usages Biomasse p.64-65). La filière éthanol (~ 5 Twh/an d’essence) s’est en revanche développée avec une concurrence et des prix plus équilibrés et un impact plus modéré sur les terres agricoles, mais avec un surcoût élevé pour les consommateurs en raison des 3% de litres supplémentaires impliqués par l’utilisation de 6% d’éthanol[1].

- La recherche sur les énergies renouvelables est soutenue à travers divers projets de recherche mis en œuvre par des organismes de recherche publics (CEA, IFPEN...) et des entreprises privées dans le cadre de programmes du ministère de la recherche et/ou des investissements d’avenir subventionnés par l’Etat ou par ses agences (ADEME, Agence Nationale de la Recherche). Cette recherche est également soutenue (à un niveau non connu ?) par le « crédit d’impôt recherche » lorsque les investissements sont réalisés directement par des grands groupes (Alstom, EDF, GDF-Suez, Total …) ou des entreprises plus spécialisées dans les énergies renouvelables (Fonroche, Valorem, Compagnie Nationale du Rhône…).

	Principales modalités/conditions	Dépense publique / an
La recherche sur les énergies renouvelables est soutenue par des subventions et appels à projet de l’Etat	Subventions à des organismes de recherche (ADEME, CEA, CNRS) et appels à projet « investissements d’avenir »	~ 200 M € en 2012

Source : Cour des Comptes (p.88 et 178)

La recherche sur les énergies renouvelables n’a semble-t-il pas encore été évaluée à ce jour, les premiers résultats devant être attendus pour 2015-2020. Du point de vue des moyens consacrés, il peut être noté qu’ils sont encore nettement inférieurs à ceux consacrés au nucléaire (voir politiques de l’énergie plus haut), ce qui n’est pas cohérent avec les objectifs annoncés. En y ajoutant les recherches sur les économies d’énergie (sources ?), ces dépenses sont encore loin des 1 à 1,5 Md €/an consacrés à la recherche sur le nucléaire civil, alors que l’article 22 de la loi Grenelle 1 prévoyait que ces dépenses seraient équivalentes en 2012.

La principale ressource fiscale visant la production d’énergies (hors TICPE, voir politiques des transports) est la part de la Taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) sur les agro-carburants dont les recettes sont d’environ 100 M €/an. Celle-ci s’applique au prix de vente hors taxes des carburants, à hauteur de la différence entre les taux d’incorporation effectifs et prévus (10% pour l’éthanol et 7,5% pour le biodiesel depuis 2010). Ces taux étant difficiles à atteindre (notamment pour des raisons techniques de qualité des carburants), les recettes de cette taxe augmentent depuis 2010.

Pour les énergies non renouvelables

- Les soutiens à l’électricité nucléaire semblent peu évalués. Des bilans des soutiens à la recherche ont été réalisés mais l’efficacité de cette recherche et de ses soutiens n’ont été étudiés récemment que de manière secondaire (la Cour des Comptes indiquant simplement que la plupart des programmes de recherche du CEA ont travaillé sur des réacteurs qui n’ont finalement pas été utilisés (Cour des Comptes p.36-46).

	Principales modalités/conditions	Dépense publique / an
La recherche sur le nucléaire civil est principalement soutenue par des subventions de l’Etat	Subventions directes ou indirectes (programme des investissements d’avenir) à des organismes de recherche	~ 1,5 Md €*en 2012 CEA ~ 1,1 Md IRSN ~ 200 M CNRS ~ 100 M ANDRA ~ 100 M

Source : *Le résumé « opérateur » du CEA dans le projet de loi de finance de 2013 (p.256) indique environ 1,4 Md de dépenses consacrées à la recherche sur le nucléaire civil au sein desquelles et l’organisme est globalement financé à 80% par des fonds publics divers (2012 p.303) + Rapport Desessard et Poniatowski au Sénat sur le coût réel de l’électricité 2012 ?. A noter que la recherche sur le nucléaire civil a été soutenue à hauteur d’environ 40 Mds € depuis 1957 par des fonds publics (hors recherche fondamentale, Cour des Comptes p. 44).

Les évaluations sur le nucléaire portent principalement sur ses risques et depuis peu sur les coûts de cette production qui semblent très difficiles à reconstituer et à prévoir. Les diverses estimations du coût de production « complet » du parc actuel indiquent un coût légèrement inférieur ou proche des énergies renouvelables les moins chères (Synthèse Cour des Comptes p.13-20), mais les estimations des coûts des nouveaux réacteurs EPR indiquaient dès 2008 que l’autorisation de nouvelles centrales impliquerait des coûts supérieurs à la plupart des énergies renouvelables (Coûts de référence, p.5 et 13). Cette compétitivité du nucléaire « futur » semble depuis s’être encore dégradée (les EPR britanniques ont un coût du Mwh supérieur d’au moins 20% à l’éolien terrestre). Par ailleurs, le nucléaire fait toujours payer sa recherche et sa sécurité par l’Etat et n’a pas réglé le problème du stockage des déchets. Enfin, le nucléaire expose la France à une forte dépendance extérieure (l’uranium est à 100% étranger) et à des problèmes croissants de sécurité (vétusté des réacteurs, aggravation des inondations et sécheresses).

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[1] Il faut environ 110 volumes de biodiesel pour remplacer 100 de diesel et 150 de bioéthanol pour remplacer 100 d’essence (Synthèse Cour des Comptes p.8 et 11)