N° 468

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ASSEMBLÉE   NATIONALE

CONSTITUTION DU 4 OCTOBRE 1958

DIX-SEPTIÈME LÉGISLATURE

 

Enregistré à la Présidence de l’Assemblée nationale le 19 octobre 2024

RAPPORT

FAIT

AU NOM DE LA COMMISSION DES FINANCES, DE L’ÉCONOMIE GÉNÉRALE ET DU CONTRÔLE BUDGÉTAIRE SUR LE PROJET DE loi de finances pour 2025
(n° 324),

TOME II

examen de la premiÈre partie du projet de loi de finances conditions gÉnÉrales de l’Équilibre financier

Par M. Charles DE COURSON

Rapporteur général,

Député

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SOMMAIRE

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Pages

COMMENTAIRES DES ARTICLES

Article liminaire Prévisions de solde structurel et de solde effectif de l’ensemble des administrations publiques de l’année 2025, prévisions d’exécution 2024 et exécution 2023

PREMIÈRE PARTIE : CONDITIONS GÉNÉRALES DE L’ÉQUILIBRE FINANCIER

TITRE PREMIER DISPOSITIONS RELATIVES AUX RESSOURCES

I - IMPÔTS ET RESSOURCES AUTORISÉS

A – Autorisation de perception des impôts et produits

Article 1er Autorisation de percevoir les impôts existants

B – Mesures fiscales

Article 2 Indexation sur l’inflation du barème de l’impôt sur le revenu pour les revenus de 2024 et des grilles de taux par défaut du prélèvement à la source

Article 3 Instauration d’une contribution différentielle sur les hauts revenus

Article 4 Mise en place d’un partage avec les consommateurs des revenus du nucléaire historique

Article 5 Ajustements de la fiscalité applicable aux installations nucléaires de base

Article 6 Répartition des coûts du mécanisme de capacité entre les utilisateurs du système électrique

Article 7 Adaptation des tarifs d’accise sur l’électricité et diverses simplifications et sécurisations

Article 8 Évolution de la taxe sur les émissions de dioxyde de carbone et de la taxe sur la masse en ordre de marche

Article 9 Adaptation de la réfaction de la taxe sur les émissions de dioxyde de carbone et de la taxe sur la masse en ordre de marche pour les véhicules d’occasion

Article 10 Mise en cohérence avec le droit de l’Union européenne des taux réduits de TVA sur les opérations liées au chauffage

Article 11 Instauration d’une contribution exceptionnelle sur les bénéfices des grandes entreprises

Article 12 Création d’une contribution exceptionnelle sur le résultat d’exploitation des grandes entreprises de transport maritime

Article 13 Précisions apportées au dispositif d’imposition minimale mondiale des groupes d’entreprises multinationales et des groupes nationaux

Article 14 Coopération administrative dans le domaine fiscal : échange d’informations sur les crypto-actifs, supervision des obligations déclaratives, mise en conformité au regard du droit de l’Union européenne

Article 15 Report de trois ans de la suppression progressive de la cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises

Article 16 Clarification des modalités de calcul de l’atténuation des variations de valeurs locatives des locaux professionnels

Article 17 Aménagement du régime spécial des fusions à la suite de l’adoption de l’ordonnance n° 2023-393 du 24 mai 2023 portant réforme du régime des fusions, scissions, apports partiels d’actifs et opérations transfrontalières des sociétés commerciales

Article 18 Aménagement des dispositifs de déductions et d’exonérations applicables au secteur agricole

Article 19 Mesures d’incitation à la transmission des exploitations agricoles au profit de jeunes agriculteurs

Article 20 Maintien du tarif d’accise applicable au gazole utilisé pour les travaux agricoles et forestiers

Article 21 Mesures diverses de correction, clarification et coordination en matière de fiscalité sectorielle

Article 22 Mise en conformité des dispositions fiscales avec la réglementation européenne en matière d’aides d’État

Article 23 Sécurisation des modalités d’imposition applicables aux personnes non-résidentes de France

Article 24 Réintégration des amortissements admis en déduction dans l’assiette de la plus-value imposable réalisée lors de la cession des locaux ayant fait l’objet d’une location meublée dans le cadre d’une activité exercée à titre non professionnel

Article 25 Sécurisation du régime des bons ou droits de souscription d’actions et des titres acquis en exercice de ceux-ci

Article 26 Instauration pour les grandes entreprises d’une taxe sur les réductions de capital consécutives au rachat de leurs propres titres

Article 27 Intégration des communes anciennement classées en zone de revitalisation rurale dans le nouveau zonage France ruralités revitalisation et prorogation du dispositif d’exonérations fiscales et sociales dans les bassins d’emploi à redynamiser

Article 28 Prorogation de l’expérimentation des clubs de jeux à Paris

II – RESSOURCES AFFECTÉES

A – Dispositions relatives aux collectivités territoriales

Article 29 Fixation pour 2025 du montant de la dotation globale de fonctionnement (DGF) et des variables d’ajustement

Article 30 Modulation des conditions d’attribution du fonds de compensation pour la taxe sur la valeur ajoutée (FCTVA)

Article 31 Stabilisation en valeur au titre de 2025 des fractions de taxe sur la valeur ajoutée (TVA) affectées aux collectivités locales

Article 32 Évaluation des prélèvements opérés sur les recettes de l’État au profit des collectivités territoriales

B – Impositions et autres ressources affectées à des tiers

Article 33 Dispositions relatives à l’affectation de ressources à des tiers

C – Dispositions relatives aux budgets annexes et aux comptes spéciaux

Article 34 Dispositions relatives aux affectations : reconduction des budgets annexes et comptes spéciaux existants

Article 35 Versement d’avances remboursables aux collectivités régies par les articles 73, 74 et 76 de la Constitution

Article 36 Réforme du financement du compte d’affectation spéciale Financement des aides aux collectivités pour l’électrification rurale

Article 37 Minoration et affectation d’une fraction des recettes de la première section du compte d’affectation spéciale Contrôle de la circulation et du stationnement routiers

D – Autres dispositions

Article 38 Relations financières entre l’État et la sécurité sociale

Article 39 Aménagement du dispositif de financement des missions de sûreté et de sécurité des aéroports français

Article 40 Évaluation du prélèvement opéré sur les recettes de l’État au titre de la participation de la France au budget de l’Union européenne (PSR-UE)

TITRE II DISPOSITIONS RELATIVES À L’ÉQUILIBRE DES RESSOURCES ET DES CHARGES

Article 41 Équilibre général du budget, trésorerie et plafond d’autorisation des emplois

 

 

   COMMENTAIRES DES ARTICLES

• Article liminaire
  Prévisions de solde structurel et de solde effectif
  de l’ensemble des administrations publiques de l’année 2025,
  prévisions d’exécution 2024 et exécution 2023

Aux termes de l’article 1er H de la loi organique du 1er août 2001 relative aux lois de finances (LOLF) ([1]) et comme le prévoyait antérieurement la loi organique du 17 décembre 2012 relative à la programmation et à la gouvernance des finances publiques (LOPGFP) ([2]), l’article liminaire présente, dans un tableau de synthèse, le solde structurel et le solde effectif annuels pour l’année précédente, l’année en cours et l’année à venir, avec l’indication des calculs permettant de passer de l’un à l’autre en intégrant les mesures ponctuelles et temporaires. Le tableau doit aussi rappeler les prévisions de la loi de programmation des finances publiques pour l’année à venir.

Les exigences de la LOLF, telle que réformée par la loi organique du 28 décembre 2021 relative à la modernisation de la gestion des finances publiques ([3]), prévoient en outre que le tableau de synthèse comporte, pour les trois mêmes années, l’état de la prévision, déclinée par sous-secteur d’administration publique, de l’objectif d’évolution en volume et de la prévision en milliards d’euros courants des dépenses des administrations publiques, ainsi que l’état des prévisions de prélèvements obligatoires, de dépenses et d’endettement de l’ensemble des administrations publiques, exprimées en pourcentage de produit intérieur brut (PIB).

1.   la décrue annoncée du déficit public : un objectif à accueillir avec prudence compte tenu de la dégradation enregistrée en 2023 et 2024

Après la forte dégradation des comptes publics en 2020 et 2021 du fait de la crise sanitaire, une normalisation du solde public semblait amorcée en 2022. Les années 2023 et 2024 se caractérisent toutefois par une nouvelle et forte dégradation de la situation des finances publiques.

Le projet de loi de finances pour l’année 2025 vise à marquer la première étape d’un nécessaire redressement.

Soldes DES ADMINISTRATIONS PUBLIQUES pour les annÉes 2019 À 2025

(en % du PIB)

Soldes	Exécution 2019	Exécution 2020	Exécution 2021	Exécution 2022	Exécution 2023	Prévision 2024	Prévision 2025
Solde structurel (1)	– 2,2	– 1,3	– 5,1	– 4,2	– 5,1	– 5,7	– 4,8
Solde conjoncturel (2)	0,2	– 5,0	– 1,4	– 0,5	– 0,3	– 0,4	– 0,4
Mesures exceptionnelles et temporaires (3)	– 1	– 2,8	– 0,1	– 0,1	– 0,1	– 0,1	– 0,1
Solde effectif (4 = 1 + 2 + 3)	– 3	– 9,1	– 6,5	– 4,8	– 5,5	– 6,1	– 5,2
Solde effectif hors mesures exceptionnelles (5=4-3)	– 2,9	– 6,3	– 6,4	– 4,7	– 5,4	– 6	– 5,1

Source : articles liminaires des lois de finances pour 2021, 2022, 2023, 2024 et du projet de loi de finances pour 2025.

1.   la prévision d’une croissance stable
   1.   Les effets de la croissance en recettes et en dépenses

Selon le scénario macroéconomique sous-jacent au projet de loi de finances pour 2025, après s’être établi en 2023 à 0,9 % (1,1 % corrigé des jours ouvrés), le taux de croissance du produit intérieur brut atteindrait 1,1 % en 2024. Ce taux de 1,1 % est supérieur de 0,1 point à la prévision du Programme de stabilité pour les années 2024 à 2027 publié au mois d’avril dernier mais inférieur de 0,3 point à celle de la loi de finances pour 2024. L’acquis de croissance s’élevait à la fin du deuxième trimestre à 0,9 %, grâce aux contributions des exportations et de la demande publique, la consommation des ménages restant peu dynamique tandis que l’investissement privé reste pénalisé par la hausse des taux passée.

Dans le même temps, l’inflation, poursuivant son reflux, s’établirait à 2,1 % en moyenne annuelle, les prix des services restant dynamiques, sans accélérer pour autant et les hausses passées de salaires continuant de se transmettre progressivement aux prix, tandis que les prix de l’énergie ralentiraient, notamment du fait de la baisse des prix des produits pétroliers.

La croissance du PIB en 2025 serait encore, selon le Gouvernement, de 1,1 %, compte tenu d’une reprise plus lente qu’anticipé de la consommation des ménages et d’une évolution moindre de la dépense publique. Si cette prévision gouvernementale est identique à celle du consensus des économistes du mois de septembre 2024 et inférieure à celles de l’OCDE et de la Banque de France (+ 1,2 %), ainsi qu’à celles de la Commission européenne et du Fonds monétaire international (FMI) (+ 1,3 %), le rapporteur général partage l’analyse formulée par le Haut Conseil des finances publiques ([4]), qui relève que le scénario du Gouvernement, qui « intègre un ajustement budgétaire structurel de – 1,2 point de PIB d’une ampleur inhabituelle », « suppose ainsi que, sans ajustement budgétaire, la croissance aurait été en forte hausse en 2025, à un niveau de 1,7 %, estimé sur la base du multiplicateur retenu par le Gouvernement pour quantifier l’effet dépressif de l’ajustement budgétaire (0,5 % au total), alors même que l’acquis laissé à fin 2024 devrait être faible et que les derniers indicateurs conjoncturels publiés restent, dans l’ensemble, en deçà de leur moyenne de longue période ».

Le rapporteur général rappelle d’ailleurs qu’au moment (avril 2024) de la publication du Programme de stabilité pour les années 2024 à 2027, alors qu’il n’indiquait pas envisager les mesures susceptibles d’avoir un effet dépressif désormais annoncées, le Gouvernement ne prévoyait pour l’année 2025 qu’une croissance de 1,4 % du PIB. Pour sa part, l’inflation continuerait sa baisse, s’établissant en 2025 à 1,8 % en moyenne annuelle, essentiellement tirée par les prix des services, les prix alimentaires étant globalement stables et les prix de l’énergie orientés à la baisse.

Comme l’admet le Gouvernement, si les aléas qui entourent ce scénario paraissent globalement équilibrés, à moyen terme, le principal aléa porte sur l’hypothèse d’un reflux très progressif du taux d’épargne des ménages français vers son niveau moyen d’avant crise, de l’ordre de 15 %, le haut niveau actuel du taux d’épargne, qui s’établirait à 18,1 % en 2024, pouvant refléter au moins en partie un changement structurel de comportement de consommation des ménages.

Les recettes fiscales nettes pour 2024 s’établiraient à 322,5 milliards d’euros, révisées à la baisse à hauteur de 26 milliards d’euros par rapport à la prévision de la loi de finances pour 2024, notamment en raison de recettes nettes d’impôt sur les sociétés, d’impôt sur le revenu et de taxe sur la valeur ajoutée (part État) respectivement inférieures de 14,3 milliards d’euros, 5,3 milliards d’euros et 4,8 milliards d’euros à la prévision initiale, les autres recettes fiscales étant inférieures de 4,8 milliards d’euros à celle-ci. Le produit de la TICPE serait, pour sa part, supérieur de 100 millions d’euros à l’estimation de la loi de finances. Le taux de prélèvements obligatoires régresserait ainsi de 43,2 % du PIB en 2023 à 42,8 % du PIB en 2024.

Le rapporteur général estime que ces écarts justifient pleinement que soient entreprises des investigations complémentaires et un travail de fiabilisation des prévisions de recettes.

En 2025, les recettes fiscales progresseraient de 35,1 milliards d’euros par rapport à la prévision révisée pour 2024, sous l’effet :

– de recettes d’impôt sur le revenu, de taxe sur la valeur ajoutée (part État) et de TICPE (part État) respectivement supérieures de 5,7 milliards d’euros, 10,2 milliards d’euros et 1 milliard d’euros à la prévision révisée pour 2024, une baisse de 1,5 milliard d’euros étant anticipée pour le produit de l’impôt sur les sociétés ;

– d’une hausse des autres recettes fiscales de 19,7 milliards d’euros à la suite de l’introduction de la contribution différentielle applicable à certains contribuables titulaires de très hauts revenus (CDHR) et de la contribution exceptionnelle sur les bénéfices des grandes entreprises, ainsi que la hausse des accises sur l’énergie et la budgétisation des recettes du Fonds national d’aide au logement (FNAL).

Le taux de prélèvements obligatoires progresserait de 0,8 point entre 2024 et 2025, passant de 42,8 % à 43,6 % du PIB.

Le rapporteur général estime que les écarts à la prévision observés en 2023 et 2024 invitent à accueillir avec prudence la prévision d’un tel ressaut des recettes publiques.

La prévision de dépense publique fait l’objet de données détaillées, qui déclinent l’objectif d’évolution des dépenses des administrations publiques (ODAP) figurant désormais obligatoirement dans les lois de programmation des finances publiques (LPFP).

Évolution de la dÉpense publique
pour l’ensemble des administrations publiques entre 2023 et 2025

	2023	2024	2025
Dépense publique (hors crédits d’impôt) en % du PIB	56,4	56,8	56,5
Dépense publique (hors crédits d’impôt, en milliards d’euros)	1 591	1 658	1 698
Évolution de la dépense publique hors crédits d’impôt en volume (en %)	– 1	2,1	0,7
Principales dépenses d’investissement (en milliards d’euros)	25	30	30

Source : article liminaire du projet de loi de finances pour 2025.

2.   La nécessaire réduction d’un déficit qui s’est fortement aggravé en 2023 puis en 2024

Ayant atteint un point haut en 2020 sous l’effet des conséquences de la pandémie de covid-19, le déficit public rapporté au PIB se réduit graduellement. Après que l’exécution pour l’année 2021 a donné lieu à un déficit très inférieur aux prévisions (6,5 points de PIB au lieu de 8,5 points de PIB selon la loi de finances initiale), le déficit a été conforme à la prévision en 2022. Il est sensiblement reparti à la hausse en 2023 et 2024. Il atteindrait ainsi 6,1 points de PIB en 2024.

DÉficit public effectif depuis 2009

Année	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
En % du PIB	7,4	7,2	5,3	5,2	4,9	4,6	3,9	3,8	3,4	2,3	2,4*
En milliards d’euros	142,8	142,8	109,4	108,0	104,7	98,5	85,7	84,0	77,1	54,6	58,2*
Année	2020	2021	2022	2023	2024	2025
En % du PIB	8,9	6,6	4,7	5,5	6,1	5,2
En milliards d’euros	207,1	165,1	125,8	154	179,1	156,2

* Le déficit public est aggravé, en 2019, par la mesure exceptionnelle de bascule du CICE en baisse de cotisations sociales, à hauteur de 0,8 point de PIB.

Source : Institut national de la statistique et des études économiques (Insee), comptes nationaux (base 2020) et projet de loi de finances pour 2025.

Si l’article liminaire du projet de loi de finances pour 2025 prévoit un solde public de – 5,2 points de PIB en 2025, le Gouvernement vise, à la faveur d’évolutions attendues au cours de la discussion budgétaire, un déficit limité à 5 points de PIB. Comme le relève le Haut Conseil des finances publiques, « cette prévision […] suppose un volet important de hausse de prélèvements obligatoires et de mesures d’économies en dépenses, qui ne sont pas toutes documentées et dont la mise en œuvre sera difficile. Le risque est élevé qu’elle soit dépassée. »

2.   un solde structurel important, qui doit amorcer sa décrue

La notion de solde structurel doit permettre de donner une vision plus sincère de l’équilibre des comptes publics. Le solde structurel continue, en 2024 et 2025, de représenter une part importante du déficit effectif prévu.

1.   Une donnée suivie au titre des engagements européens de la France

Le solde structurel est l’une des composantes du solde budgétaire public. Il correspond au solde corrigé des effets du cycle économique.

1.   Une notion retenue par les traités européens et déclinée dans la loi organique

L’objectif d’équilibre des comptes publics du traité sur la stabilité, la coordination et la gouvernance au sein de l’Union économique et monétaire (TSCG) est défini en termes de solde structurel. L’article 3 du TSCG précise que cet objectif est atteint lorsque le solde structurel des administrations publiques est inférieur à 0,5 point de PIB pour les États membres dont la dette dépasse 60 % du PIB et à un point de PIB pour les autres États membres.

En France, la LPFP doit, aux termes de la LOLF, déterminer les trajectoires des soldes structurels et effectifs annuels successifs des administrations publiques, qui sont ensuite déclinées en lois de finances. Le solde structurel est un indicateur faisant l’objet d’un suivi pluriannuel encadré par la LOLF.

2.   Des règles de calcul complexes

Le calcul des composantes conjoncturelle et structurelle du déficit fait intervenir les notions de croissance potentielle, de PIB potentiel et d’écart de production. Le déficit structurel est la différence entre le déficit effectif et le déficit conjoncturel, lequel est fonction de l’écart entre le PIB effectif et le PIB potentiel. Le PIB potentiel est une construction économétrique définie comme le niveau maximum de production au-delà duquel apparaissent des tensions inflationnistes.

Plusieurs de ces notions, non observables en finances publiques ou en comptabilité nationale, sont sujettes à des discordances d’interprétation. Ainsi, l’enregistrement des mesures d’urgence prises dans le cadre des lois de finances rectificatives pour 2020 ([6]) en tant que mesures temporaires a conduit à ne pas les comptabiliser dans le solde structurel.

2.   Une dégradation sensible en 2024

À partir de 2021, le solde structurel s’est éloigné des objectifs européens et de l’orientation pluriannuelle votée pour les années 2018 à 2022. Cependant, le Haut Conseil estimait depuis le printemps 2020 ([7]) que les conditions économiques étaient réunies pour que s’applique la clause des circonstances exceptionnelles, de nature à justifier des écarts à la trajectoire de la LPFP en vigueur, adoptée avant la crise sanitaire.

Au printemps 2024, dans son avis sur le projet de loi relative aux résultats de la gestion et portant approbation des comptes de l’année 2023 (PLRG 2023) ([8]), le Haut conseil a estimé que les circonstances exceptionnelles identifiées en 2020 n’étaient plus réunies et ne devaient pas être prises en compte dans l’examen de ce texte. Ainsi a‑t-il noté que le solde structurel s’était dégradé de 0,5 point de PIB potentiel entre 2022 et 2023 et que son écart avec le solde structurel prévu au titre de l’année 2023 par la LPFP était également de 0,5 point de PIB potentiel, soit potentiellement un écart important au sens de la LOLF, qui pourrait justifier le déclenchement du mécanisme de correction. Il avait toutefois relevé que cet écart résultait pour partie d’un changement de base des comptes nationaux intervenu entre 2022 et 2023. Corrigé de ce changement méthodologique, l’écart entre le solde structurel observé en 2023 et celui prévu dans la LPFP se limitait à 0,36 point de PIB potentiel et était donc inférieur à 0,5 point.

Le déficit structurel s’aggraverait cependant encore en 2024, pour atteindre 5,7 points de PIB, et serait de 4,5 points en 2025 selon le scénario du Gouvernement, qui intègre les évolutions attendues au cours de la discussion budgétaire (4,8 points selon l’article liminaire). Le Haut Conseil note que « l’écart de solde structurel par rapport à la loi de programmation s’élèverait à -2,0 points de PIB potentiel en 2024 et -1,2 points en 2025 » et avertit que « ces écarts sont largement supérieurs à 0,5 point de PIB potentiel et laissent présager qu’ils seront importants au sens de la loi organique lors de l’examen par le Haut Conseil des projets de lois relatives aux résultats de la gestion et portant approbation des comptes des années afférentes ».

2.   une déclinaison de l’Évolution des dépenses et du solde par sous‑secteur d’administrations publiques

À la suite de la réforme de la LOLF, l’article liminaire est désormais enrichi de données déclinées par sous-secteur d’administration : administrations publiques centrales (APUC), administrations publiques locales (APUL) et administrations de sécurité sociale (ASSO).

déclinaison du solde, de la dépense publique en valeur
et de l’évolution en volume de celle-ci par sous-secteur d’administration

	2023	2024	2025
Administrations publiques centrales
Solde en % du PIB	– 5,5	– 5,4	– 4,7
Dépense publique (hors crédits d’impôt, en milliards d’euros)	646	654	668
Évolution de la dépense publique hors CI en volume (en %)1	– 3,9	– 0,6	+ 1,1
Administrations publiques locales
Solde en % du PIB	– 0,4	– 0,7	– 0,7
Dépense publique (hors crédits d’impôt, en milliards d’euros=)	316	336	343
Évolution de la dépense publique hors crédit d’impôt en volume (en %)1	2,4	4,8	0,2
Administrations de sécurité sociale
Solde en % du PIB	0,4	0,0	0,2
Dépense publique (hors crédits d’impôt, en milliards d’euros)	738	776	795
Évolution de la dépense publique hors CI en volume (en %)1	– 0,1	3,2	0,6
Toutes administrations publiques
Solde en % du PIB	– 5,5	– 6,1	– 5,2
Dépense publique (hors crédits d’impôt, en milliards d’euros)	1 591	1 658	1 699
Dépense publique (hors crédits d’impôt) en % du PIB	56,4	56,8	56,5
Évolution de la dépense publique hors CI en volume (en %)	– 1,0	2,1	0,7

1 à champ constant, hors transferts entre administrations publiques.

N.B. : La somme des objectifs de dépense par sous-secteurs, exprimés en milliards, est supérieure pour chacune des années indiquées à l’objectif de dépense pour le champ des administrations publiques. Cette différence tient à la neutralisation des transferts entre administrations dans le chiffre présenté pour la dépense publique.

Source : article liminaire du projet de loi de finances pour 2025.

1.   un déficit public largement porté par l’état

Présentant la part de chaque sous-secteur dans le solde public, l’article liminaire permet d’observer que le déficit continue d’être largement porté par l’État :

– en 2024, le déficit des administrations publiques centrales (APUC) et locales (APUL) pèse sur le déficit des administrations publiques, tandis que les administrations de sécurité sociale (ASSO) cessent d’être excédentaires ;

– pour l’année 2025, les ASSO retrouveraient un excédent de 0,2 point de PIB et le solde des APUC se rétablirait de 0,7 point de PIB, expliquant l’essentiel de l’amélioration du solde public, tandis que les administrations publiques locales (APUL) resteraient déficitaires de 0,7 point de PIB.

La prévision de dépense en milliards d’euros renseigne sur les ordres de grandeur des poids respectifs des sous-secteurs d’administrations publiques. En 2025, la dépense des APUL, d’un montant de 343 milliards d’euros, représente légèrement plus de la moitié de celle des APUC, qui s’élèverait à 668 milliards d’euros, laquelle serait inférieure d’environ 16 % à la dépense des ASSO, elle-même d’un montant de 795 milliards d’euros.

2.   une sensible réduction en volume de la dépense des administrations centrales

En complément des prévisions en valeur, l’article liminaire comprend la prévision de l’évolution en volume des dépenses des administrations publiques par sous-secteur.

Après une très légère baisse (– 1 %) en 2023, la dépense publique progresserait de 2,1 % en 2024, essentiellement sous l’effet conjugué de la hausse des dépenses des ASSO (+ 3,2 %) et de celle des APUC (+ 4,8 %), tandis que celle des APUC régresse (– 0,6 %).

Si un ralentissement de la progression de la dépense publique est prévu pour 2025 après le ressaut de 2024, avec une hausse limitée à 0,7 %, force est de constater que les administrations publiques centrales n’y contribuent guère. Après la baisse de 0,6 % prévue en 2024, la dépense publique des APUC progressera de 1,1 % en 2025, mouvement à rebours de la modération des autres sous-secteurs d’administrations publiques : les dépenses des administrations publiques locales et des administrations de sécurité sociale ne progresseraient plus, respectivement, que de 0,2 % et 0,6 %.

Cette évolution manifeste la modestie des efforts de redressement des finances publiques engagés. S’ils sont nécessaires, ils sont loin d’engager les finances publiques dans une démarche d’austérité.

3.   un endettement massif qui procède avant tout des déficits de fonctionnement des administrations centrales et des régimes obligatoires de sécurité sociale

Représentant 109,9 points de PIB en 2023, la dette publique poursuit sa progression et devrait atteindre 112,9 points de PIB à la fin de l’année 2024. Elle continuerait de s’alourdir en 2025, atteignant 114,7 points de PIB.

Ainsi que l’a déjà rappelé le rapporteur général lors du débat sur la trajectoire, les conditions de financement et la soutenabilité de la dette publique organisé en application de l’article 48 de la LOLF ([9]), le caractère massif de cet endettement ne saurait cependant occulter la disparité des situations des sous-secteurs d’administrations publiques.

L’endettement public français est essentiellement nourri par les déficits de fonctionnement considérables de l’État. Selon la présentation du budget de l’État en deux sections de fonctionnement et d’investissement annexée au projet de loi relative aux résultats de la gestion et portant approbation des comptes de l’année 2023, le déficit de fonctionnement de l’État s’est élevé en 2023 à 142 milliards d’euros, soit quasiment 5 points de PIB. Selon l’annexe équivalente du projet de loi de finances pour 2025, il devrait atteindre 106 milliards d’euros l’année prochaine. Ces déficits viennent dégrader la situation nette de l’État, c’est-à-dire l’écart entre l’actif et le passif de l’État, qui, en 2023, s’est établi à 1 875 milliards d’euros.

En revanche, la dette des collectivités territoriales exprimée en points de PIB reste relativement stable : autour de 9 points. En conséquence de l’interdiction à laquelle elles sont soumises de présenter une section de fonctionnement déficitaire, elles affichent un excédent de fonctionnement. Ainsi, contrairement à l’endettement de l’État, l’endettement des collectivités vient financer des investissements publics. De plus, les collectivités disposent d’actifs s’élevant à 2 200 milliards d’euros en 2022, selon les comptes de patrimoine de l’Insee, et leur situation nette s’établit à 1 900 milliards d’euros.

Enfin, selon l’Insee, la dette des administrations de sécurité sociale s’est établie en 2023 à 263,7 milliards d’euros, soit 9,3 points de PIB. Cette dette est majoritairement le fait des régimes obligatoires de base de la sécurité sociale (ROBSS) ; il s’agit, là aussi, de déficits de fonctionnement. La Caisse d’amortissement de la dette sociale (CADES) portait 145 milliards d’euros de dette en 2023, et l’URSSAF Caisse nationale est désormais structurellement déficitaire, subissant une variation de trésorerie du régime général de – 19,2 milliards en 2024.

Aussi, alors même que des efforts sont demandés aux collectivités, il faudrait commencer par réduire ces déficits de fonctionnement de l’État et du secteur de la protection sociale, qui pénalisent l’ensemble des administrations publiques.

3.   une référence à une loi de programmation des finances publiques dépassée

En application de l’article 1er H de la LOLF, l’article liminaire d’un projet de loi de finances doit rappeler les prévisions de la LPFP en vigueur pour l’année en question. C’est l’objet de la dernière colonne du tableau figurant au deuxième alinéa de cet article.

Cependant, comme le relève le Haut Conseil des finances publiques, la LPFP pour les années 2023 à 2027 « constitue une référence dépassée, du fait de la forte dégradation de la situation des finances publiques en 2023 et en 2024 ».

écart, pour 2025, des agrégats de l’article liminaire
aux prévisions de la loi de programmation des finances publiques
pour les années 2023 à 2027

(En % du PIB sauf mention contraire)

	LPFP	PLF 2025	Écart PLF2025/LPFP
Solde structurel (1)	– 3,3	– 4,7	– 1,4
Solde conjoncturel (2)	– 0,4	– 0,4	0
Solde des mesures ponctuelles et temporaires (3)	– 0,1	– 0,1	0
Solde effectif (1+2+3)	– 3,7	– 5,2	– 1,5
Dette au sens de Maastricht	109,6	114,7	+ 5,1
Taux de prélèvements obligatoires (y compris UE, nets des crédits d’impôt)	44,4	43,6	– 0,8
Dépense publique (hors crédits d’impôt)	55	56,5	+ 1,5
Dépense publique (hors crédit d’impôt, en milliards d’euros)	1 668	1 698	+ 30
Évolution de la dépense publique (hors crédit d’impôt en volume)	0,8	0,7	– 0,1
Principales dépenses d’investissement (en milliards d’euros)	34	30	– 4
Administrations publiques centrales
Solde	– 4,3	– 4,8	– 0,5
Dépense publique (hors crédit d’impôt, en milliards d’euros)	658	669	+ 11
Évolution de la dépense publique (en volume)	1,9	1,1	– 0,8
Administrations publiques locales
Solde	– 0,2	– 0,2	– 0,5
Dépense publique (hors crédit d’impôt, en milliards d’euros)	329	329	+ 14
Évolution de la dépense publique (hors crédit d’impôt en volume)	0,2	0,2	0
Administrations de sécurité sociale
Solde	0,7	0,2	– 0,5
Dépense publique (hors crédit d’impôt, en milliards d’euros)	779	795	+ 16
Évolution de la dépense publique (hors crédit d’impôt en volume)	0,3	0,6	+ 0,3

Source : commission des finances.

   PREMIÈRE PARTIE : CONDITIONS GÉNÉRALES DE L’ÉQUILIBRE FINANCIER

TITRE PREMIER
DISPOSITIONS RELATIVES AUX RESSOURCES

I - IMPÔTS ET RESSOURCES AUTORISÉS

A – Autorisation de perception des impôts et produits

• Article 1er
  Autorisation de percevoir les impôts existants

1.   L’autorisation de percevoir les ressources publiques

Aux termes de l’article XIV de la Déclaration des droits de l’homme et du citoyen de 1789, « tous les citoyens ont le droit de constater, par eux-mêmes ou par leurs représentants, la nécessité de la contribution publique, de la consentir librement ». Découlant du principe ainsi posé en 1789, l’article 1er du projet de loi de finances de l’année renouvelle l’autorisation annuelle de percevoir les impôts, élément essentiel de la tradition démocratique en vertu de laquelle l’impôt n’est légitime que parce qu’il est librement consenti par la Nation. Il revient donc au Parlement d’exprimer ce consentement qui, par nature, doit être renouvelé régulièrement.

Compétence exclusive et obligatoire de la loi de finances de l’année, l’autorisation prévue par l’article 1er voit son champ précisé par le 1° du I de l’article 34 de la loi organique relative aux lois de finances (LOLF) ([10]), qui dispose que « la loi de finances de l’année autorise, pour l’année, la perception des ressources de l’État et des impositions de toutes natures affectées à des personnes morales autres que l’État ».

L’autorisation n’est accordée que pour l’année, conformément au principe constitutionnel d’annualité repris à l’article 1er de la LOLF. Elle vise non seulement les recettes fiscales mais également l’ensemble des autres ressources perçues en vue de financer le service public : revenus industriels et commerciaux, rémunérations de services rendus, fonds de concours, remboursements de prêts et d’avances, produits de cessions, etc. Elle couvre les impositions de toutes natures affectées aux collectivités territoriales, aux établissements publics et aux organismes divers – publics ou privés – habilités à les percevoir. D’application générale, le principe d’annualité de l’impôt vise à protéger, par cette autorisation, l’ensemble des contribuables, quel que soit l’organisme bénéficiaire de l’imposition.

Cet article matérialise ainsi le monopole de la loi de finances sur l’autorisation de percevoir les impôts et les impositions de toutes natures. En particulier, c’est la loi de finances qui autorise le prélèvement des impositions de toutes natures affectées à la protection sociale, et non la loi de financement de la sécurité sociale.

Pour que le consentement soit libre, encore faut-il qu’il soit éclairé. Les ressources perçues par l’État – recettes fiscales, recettes non fiscales et fonds de concours –, ainsi que les dépenses fiscales relatives aux impositions dont le produit est perçu par l’État, sont détaillées respectivement dans les premier et second tomes de l’annexe au projet de loi de finances relative aux évaluations des voies et moyens.

La liste des impositions affectées aux autres organismes publics et la présentation des prélèvements obligatoires par sous-secteur d’administration publique sont fournies respectivement par le premier tome de cette annexe et par le rapport sur la situation et les perspectives économiques, sociales et financières de la nation, prévu à l’article 50 de la LOLF.

2.   Le dispositif proposÉ

Le dispositif de l’article 1er du projet de loi de finances comporte immuablement deux parties.

Le I autorise la perception des ressources de l’État et des impositions de toutes natures affectées à des personnes morales autres que l’État pendant l’année 2024.

Le II précise les modalités d’entrée en vigueur des dispositions fiscales de la loi de finances qui ne comportent pas de date d’application particulière : par défaut, elles s’appliquent à compter du 1er janvier 2025.

Deux exceptions sont traditionnellement prévues :

– l’une pour l’impôt sur les sociétés, qui prévoit en l’occurrence que celui‑ci est dû sur les résultats des exercices clos à compter du 31 décembre 2024, mention nécessaire en raison, d’une part, du fait que la date de clôture de l’exercice diffère d’une entreprise à l’autre et, d’autre part, du mode de recouvrement par acomptes et soldes de cet impôt direct ;

– l’autre pour l’impôt sur le revenu, la loi de finances s’appliquant à l’impôt dû au titre de l’année 2024 et des années suivantes.

La mise en place du prélèvement à la source pourrait conduire à l’extinction progressive de la deuxième exception. Celle-ci demeure cependant nécessaire car l’article 2 du projet de loi de finances a pour objet de revaloriser les seuils et limites du barème de l’impôt sur le revenu de l’année 2024 afin de neutraliser les effets de l’inflation.

*

*     *

 

 

B – Mesures fiscales

• Article 2
  Indexation sur l’inflation du barème de l’impôt sur le revenu pour les revenus de 2024 et des grilles de taux par défaut du prélèvement à la source

1.   L’État du droit

Traditionnellement, la loi de finances de l’année revalorise les seuils des différentes tranches du barème de l’impôt sur le revenu (IR) applicable aux revenus de l’année à hauteur du taux d’inflation des prix hors tabac. L’indexation du barème de l’IR sur l’évolution des prix s’est appliquée de façon quasi continue depuis 1969, de manière différenciée selon les tranches du barème dans un premier temps, puis de manière indifférenciée depuis 1981.

Bien qu’il ne relève d’aucune obligation législative, le principe de l’indexation annuelle du barème de l’IR sur l’évolution de l’inflation constitue une mesure plutôt consensuelle de modération de la pression fiscale reconduite, sauf exceptions limitées, chaque année en loi de finances initiale.

Dans le contexte économique et budgétaire contraint qui a suivi la crise de 2009, la dernière loi de finances rectificative pour 2011 ([11]) a procédé au gel des seuils du barème pour l’imposition des revenus de 2011 et des années suivantes, permettant ainsi des recettes supplémentaires de l’ordre de 1,6 milliard d’euros en 2012. La loi de finances pour 2013 ([12]) n’est pas revenue sur le gel au titre de l’imposition des revenus de 2012 et ce n’est qu’avec la loi de finances pour 2014 ([13]) que la pratique de l’indexation a été rétablie à compter des revenus de 2013.

Après 2013, chaque loi de finances initiale a ainsi procédé à une revalorisation des tranches du barème de l’IR comme présenté par le tableau suivant.

ÉVOLUTION DU TAUX D’INFLATION ET DE L’INDEXATION DU BARÈME
DE L’IMPÔT SUR LE REVENU DEPUIS 2014

Année n	2014	2015	2016-2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024
Indexation du barème réalisée en PLF de l’année n (pour l’imposition des revenus de l’année n-1, en %)	0,8	0,5	0,1	1	1,6	1	0,2	1,4	5,4	4,8
Coût de la mesure en année N (pertes de recettes d’IR, en M€)	700	485	100	1 100	1 176	1 100	230	1 500	6 200	6 100

Source : commission des finances d’après les articles 2 des lois de finances initiales pour 2014 à 2024.

L’inflation constatée l’année n peut s’avérer légèrement différente du taux d’indexation du barème car il est établi sur la base des prévisions d’inflation arrêtées à l’été de l’année n, lors de l’élaboration du PLF pour l’année n+1. Au cours des dernières années, l’écart entre l’inflation anticipée et l’inflation constatée n’avait in fine jamais dépassé 0,1 point. Depuis 2021, cet écart demeure modéré mais peut s’accentuer du fait d’une accélération de l’inflation difficile à anticiper ex ante. La différence entre le taux de revalorisation du barème de l’IR et l’inflation a été de – 0,2 point pour les revenus 2021, de + 0,2 point pour les revenus 2022 et de – 0,1 point pour ceux de l’année 2023 ([14]).

L’indexation du barème de l’IR n’a pas été remise en cause par la mise en place du prélèvement à la source : l’impôt sur le revenu est toujours liquidé l’année suivant celle de la perception des revenus du foyer fiscal suite à la déclaration annuelle obligatoire du contribuable. Lorsqu’un écart apparaît entre le montant d’impôt sur le revenu dû et l’impôt prélevé à la source, le solde est dû ou l’excédent est restitué. Ainsi, l’indexation réalisée dans la loi de finances de l’année n ajuste le barème de l’IR dû au titre des revenus de l’année n-1, déclarés en année n.

L’indexation du barème de l’IR sur l’évolution du niveau des prix permet de maintenir constante la pression fiscale qui pèse sur les contribuables, c’est-à-dire le rapport entre l’impôt dû et le revenu. Dit autrement, elle « neutralise » les effets liés à l’inflation sur le pouvoir d’achat des ménages.

A contrario, si le barème n’évoluait pas dans les mêmes proportions que le niveau des prix, l’impôt dû par les ménages dont les revenus ont augmenté au même rythme que l’inflation s’accroîtrait. La progressivité du barème impliquerait qu’une part plus importante de leurs revenus soit soumise au taux marginal le plus élevé auquel ils sont assujettis et leur taux marginal pourrait lui-même augmenter en cas de changement de tranche. Le poids de l’impôt acquitté par rapport aux revenus du ménage augmenterait en conséquence d’une année sur l’autre. L’indexation est donc une mesure favorable aux contribuables.

2.    LE DISPOSITIF PROPOSÉ
   1.   L’indexation du barÈme de l’impÔt sur le revenu sur l’inflation, à hauteur de 2,0 %
      1.   La revalorisation du barème de l’impôt sur le revenu

● Le 1° du B du I procède à l’indexation du barème de l’IR sur les revenus perçus ou réalisés en 2024 et déclarés en 2025, en revalorisant chacune des limites des tranches de 2,0 %. Ce taux correspond à l’évolution prévisionnelle de l’indice des prix hors tabac (IPCHT) en 2024 par rapport à 2023, qui figure dans le Rapport économique, social et financier annexé au présent PLF ([15]).

Comparaison des BARÈMEs DE L’IMPÔT SUR LE REVENU applicables aux revenus des annÉes 2022 et 2023

Tranches de revenus 2023	Tranches de revenus 2024	Taux
Jusqu’à 11 294 euros	Jusqu’à 11 520 euros	0 %
11 295 euros – 28 797 euros	11 521 euros – 29 373 euros	11 %
28 798 euros – 82 341 euros	29 374 euros –  83 988 euros	30 %
82 342 euros – 177 106 euros	83 989 euros – 180 648 euros	41 %
Fraction supérieure à 177 106 euros	Fraction supérieure à 180 648 euros	45 %

Source : commission des finances

● L’indexation du barème est également une référence pour l’évolution d’autres types de montants conditionnant, selon les cas, une exonération ou une minoration d’imposition, ou encore le plafonnement d’un avantage fiscal. La législation fiscale prévoit ainsi que ces montants sont actualisés chaque année ou, pour certains, tous les trois ans, dans la même proportion que la limite supérieure de la première tranche du barème de l’IR.

LISTE DES DISPOSITIFS DONT LES SEUILS, PLAFONDS OU ABATTEMENTS ÉVOLUENT automatiquement EN FONCTION DE LA REVALORISATION DU BARÈME DE L’IR

Dispositifs	Référence
Impôt sur le revenu
Seuils de chiffre d’affaires du régime de la micro-entreprise	Article 50-0 du CGI * évolution triennale
Seuils et plafonds applicables pour déterminer le régime d’imposition des exploitants agricoles	Article 69 du CGI * évolution triennale
Seuils et plafonds applicables pour déterminer le régime d’imposition des groupements agricoles d’exploitation en commun	Article 71 du CGI * évolution triennale
Abattement sur le bénéfice imposable des jeunes agriculteurs soumis à un régime réel d’imposition	Article 73 B du CGI * évolution triennale
Seuil et plafond de la déduction forfaitaire des frais professionnels du revenu brut	3° de l’article 83 du CGI
Seuil de recettes annuelles du régime déclaratif spécial	1 de l’article 102 ter du CGI * évolution triennale
Régime du micro-entrepreneur	Article 151-0 du CGI
Modalités d’imputation des déficits agricoles	1° du I de l’article 156 du CGI
Déductibilité du revenu global d’une somme représentative des avantages en nature des personnes âgées de plus de 75 ans vivant sous le toit du contribuable	2° ter du II de l’article 156 du CGI
Abattement forfaitaire sur le revenu en faveur des personnes modestes invalides ou âgées de plus de 65 ans	article 157 bis du CGI
Abattement applicable aux pensions et retraites	a du 5 de l’article 158 du CGI
Évaluation forfaitaire minimale du revenu imposable d’après certains éléments du train de vie	1 de l’article 168 du CGI
Retenue à la source spécifique sur les revenus salariaux et assimilés des contribuables non-résidents	article 182 A du CGI
Retenue à la source spécifique sur les sommes perçues par des contribuables non-résidents en contrepartie de prestations artistiques	Article 182 A bis du CGI
Application du taux minimum aux contribuables non-résidents	Article 197 A du CGI
Réduction d’impôt accordée au titre de certains dons faits par les particuliers	1 ter de l’article 200 du CGI
Seuil de RFR associé au bénéfice du taux nul en matière de prélèvement à la source	2 du II de l’article 204 H du CGI
Seuil de chiffre d’affaires pour le régime simplifié d’imposition en bénéfices industriels et commerciaux (BIC)	article 302 septies A bis du CGI *évolution triennale
Fiscalité directe locale
Plafonds pour les exonérations et dégrèvements de taxe foncière sur les propriétés bâties	I, I bis, II de l’article 1417 du CGI
Autres domaines fiscaux
Barème de la taxe sur les salaires (TS)	2 bis de l’article 231 du CGI
Seuil de chiffre d’affaires pour la franchise en base ([16])	article 293 B du CGI
Exigibilité de la TS pour les associations	article 1679 A du CGI
Seuil de revenu imposable pour l’application d’une majoration de l’amende pour faits de flagrance fiscale	Article 1740 B du CGI

Source : commission des finances.

2.   La revalorisation des plafonds applicables au quotient familial

La revalorisation des tranches du barème à hauteur de l’inflation s’accompagne de celle des différents montants utilisés pour le calcul de l’impôt s’agissant de l’avantage retiré du quotient familial.

Visant à corriger la progressivité du barème de l’impôt en fonction de la situation de famille et des charges du foyer fiscal, le quotient familial a pour conséquence d’alléger, à revenu égal, la charge fiscale pesant sur les familles par rapport à celle des redevables taxés sur un nombre inférieur de parts, en permettant d’imposer les revenus ainsi fractionnés dans des tranches plus basses.

Depuis la loi de finances pour 1982, l’avantage fiscal qui résulte de l’application du quotient familial est plafonné, de sorte que, pour les contribuables soumis au plafonnement, cet avantage tend à diminuer, en valeur relative par rapport à l’impôt dû, à mesure que le revenu augmente.

Le 2° du B du I du présent article procède à l’indexation des plafonds de l’avantage retiré de l’application des différentes parts et demi-parts qui composent le quotient familial.

INDEXATION DE PLAFONDS ASSOCIÉS AU CALCUL DE L’IMPÔT SUR LE REVENU

(en euros)

Objet de la limite ou du seuil	Pour l’imposition des revenus de 2023	Pour l’imposition des revenus de 2024
Plafond de l’avantage retiré de chaque demi-part de droit commun de quotient familial	1 759	1 794
Plafond de l’avantage retiré de la part entière de quotient familial accordée au titre du premier enfant à charge des personnes vivant seules en application du II de l’article 194 du CGI	4 149	4 232
Plafond de l’avantage retiré de la demi-part accordée aux personnes célibataires, divorcées ou veuves sans personne à charge ayant élevé seules pendant au moins cinq ans un ou plusieurs enfants en application des a, b et e du 1 de l’article 195 du CGI	1 050	1 071
Plafond de la réduction d’impôt complémentaire au titre de la demi-part supplémentaire accordée à raison de la qualité d’ancien combattant ou de la situation d’invalidité d’un des membres du foyer fiscal en application des c, d, d bis et f du 1 et des 2 à 6 de l’article 195 du CGI	1 753	1 788
Plafond de la réduction d’impôt complémentaire au titre de la part supplémentaire accordée aux contribuables veufs ayant au moins un enfant à charge en application du I de l’article 194 du CGI	1 958	1 997

Source : commission des finances.

Par ailleurs, le rattachement au foyer fiscal d’un enfant majeur marié, pacsé ou chargé de famille, de moins de vingt et un ans ou de moins de vingt-cinq ans s’il poursuit ses études, ouvre droit à un abattement sur le revenu imposable, en application de l’article 196 B du CGI. Le A du I du présent article fixe le montant de l’abattement à 6 807 euros pour l’imposition des revenus de 2024.

3.   La revalorisation de la décote

En deçà d’un certain montant, l’impôt brut résultant du barème progressif fait l’objet d’une décote après l’application éventuelle du plafonnement des effets du quotient familial et avant la prise en compte des réductions et crédits d’impôt. Ce mécanisme permet de lisser l’entrée dans le barème de l’IR pour les ménages aux ressources modestes.

Son montant pour l’année 2023 est égal à la différence entre, d’une part, 873 euros pour les contribuables célibataires, divorcés ou veufs, ou 1 444 euros pour les couples mariés ou pacsés, soumis à une imposition commune et, d’autre part, 45,25 % du montant de l’impôt brut issu de l’application du barème progressif après le plafonnement des effets du quotient familial.

Les montants associés à la décote sont fixés au a du 4 de l’article 197 du CGI et évoluent traditionnellement chaque année dans les mêmes proportions que la limite supérieure de la première tranche du barème de l’IR.

Le 3° du B du I du présent article procède à l’indexation de la décote, en portant son montant à 890 euros dans le premier cas et à 1 473 euros dans le second.

Par conséquent, pour les revenus réalisés ou perçus en 2024, la décote trouverait à s’appliquer tant que l’impôt issu du barème serait inférieur à 1 967 euros pour une personne célibataire, divorcée ou veuve et inférieur à 3 255 euros pour les contribuables soumis à une imposition commune.

Ainsi, le montant d’imposition brut d’un célibataire dont le revenu imposable au titre de l’année 2024 s’élèverait à 25 000 euros serait de 1 483 euros ([17]). La décote serait de 219 euros ([18]). Le montant d’imposition dû après l’application de la décote serait de 1 264 euros ([19]).

2.   La revalorisation des grilles de taux par dÉfaut applicables pour les revenus perçus ou rÉalisÉs À compter du 1er janvier 2025

Le prélèvement à la source, appliqué depuis le 1er janvier 2019 et dont les modalités sont prévues par les articles 204 A à 204 N du CGI, permet de rendre contemporains la perception des revenus et le paiement de l’impôt sur le revenu correspondant, au lieu du décalage d’un an qui existait auparavant.

Il prend la forme d’une retenue à la source prélevée par le débiteur des revenus lors du paiement des traitements, salaires, pensions et revenus de remplacement ou d’un acompte prélevé sur le compte bancaire du contribuable pour les revenus fonciers, les bénéfices industriels et commerciaux, les bénéfices agricoles, les bénéfices non commerciaux et les rentes viagères à titre onéreux (article 204 A du CGI).

Le taux de la retenue à la source que doivent effectuer les débiteurs de revenus est calculé par l’administration fiscale en se fondant sur les dernières déclarations de revenus du foyer fiscal et selon les modalités définies à l’article 204 H du CGI.

Toutefois, lorsque le débiteur ne dispose pas du taux individualisé ou lorsque l’administration n’est pas en mesure de transmettre un taux suffisamment « à jour » de la situation fiscale du contribuable, il est fait application des grilles de taux dit « par défaut », prévues aux a à c du III de l’article 204 H du CGI.

Trois grilles, respectivement applicables aux contribuables domiciliés en métropole (a du 1 du III), en Guadeloupe, à La Réunion et en Martinique (b du 1 du III), en Guyane et à Mayotte (c du 1 du III), précisent le taux applicable pour chaque tranche de base mensuelle de prélèvement. Les grilles spécifiques établies pour ces territoires ultra-marins tiennent compte des effets de la réduction de 30 % ou 40 %, selon les cas prévus au 4 du I de l’article 197 du CGI, qui s’y applique.

Les 1° à 3° du C du I du présent article procèdent à une revalorisation des montants retenus pour les bases mensuelles de prélèvement à hauteur de 2 %.

Enfin le II du présent article prévoit que ces modifications des grilles de taux par défaut seront applicables aux revenus perçus ou réalisés à compter du 1er janvier 2025.

3.   L’IMPACT DE LA MESURE

Le coût budgétaire de la revalorisation du barème de l’impôt sur le revenu et des seuils et limites qui lui sont associés est chiffré à 3,7 milliards d’euros pour l’année 2025, au titre des moindres recouvrements de recettes d’impôt sur le revenu pour l’État.

Le reflux du niveau de l’inflation conduit à une baisse du coût budgétaire associé à l’indexation du barème sur l’inflation. En effet, dans un contexte d’inflation élevée, la revalorisation du barème avait engendré des pertes de recettes pour l’État estimées à 6,1 milliards d’euros en 2024 et 6,2 milliards d’euros en 2023 à la suite d’une revalorisation de + 4,8 % et + 5,4 % des tranches du barème applicable aux revenus des années 2023 et 2022.

*

*     *

• Article 3
  Instauration d’une contribution différentielle sur les hauts revenus

1.   L’imposition des contribuables disposant de hauts revenus

Le présent article crée une nouvelle contribution sur le revenu des personnes les plus aisées qui s’ajoute à l’impôt sur le revenu (IR), la contribution exceptionnelle sur les hauts revenus (CEHR) et les prélèvements sociaux existants. Malgré une participation substantielle des personnes les plus fortunées au rendement des prélèvements sur le revenu, de nombreux leviers permettent de limiter le taux d’impôt effectivement acquitté conduisant à modérer la progressivité de l’impôt pour les derniers centiles de la distribution des revenus.

1.   Les impÔts sur le revenu acquittÉs par les personnes les plus aisÉEs

La combinaison du barème de l’IR dont la tranche la plus élevée est soumise à un taux de 45 %, de la CEHR avec un taux maximal de 4 % et des prélèvements sociaux à hauteur de 9,7 % (en additionnant la contribution sociale généralisée – CSG et la contribution à la réduction de la dette sociale – CRDS) conduit à des taux marginaux apparents d’imposition non négligeables pour les personnes disposant des revenus les plus importants.

1.   L’impôt sur le revenu

L’IR porte en effet sur le revenu net global annuel d’un foyer fiscal, imposé à un taux progressif par tranches, augmentant de 0 à 45 %, et tenant compte de la situation familiale du foyer.

BarÈme de l’Impôt sur le revenu applicable aux revenus de l’annÉe 2024

Tranches de revenus	Taux
Jusqu’à 11 520 euros	0 %
11 521 euros – 29 373 euros	11 %
29 374 euros –  83 988 euros	30 %
83 989 euros – 180 648 euros	41 %
Fraction supérieure à 180 648 euros	45 %

Source : commission des finances

Toutefois, les différentes règles de calcul de l’impôt sur le revenu peuvent conduire à diminuer le taux effectif d’imposition tel que résultant de l’application du barème aux revenus perçus. Ainsi, les différents revenus catégoriels sont soumis à des règles particulières, l’assiette d’imposition peut être limitée par des exonérations, des abattements ou l’application de taux de prélèvement forfaitaire libératoire avant l’application du barème au revenu net global. Enfin, les réductions et crédits d’impôts peuvent diminuer l’impôt effectivement acquitté (voir infra).

2.   La contribution exceptionnelle sur les hauts revenus

La CEHR, prévue par l’article 223 sexies du CGI a été créée par la loi n° 2011‑1977 du 28 décembre 2011 de finances pour 2012 dans le but de contribuer à la résorption du déficit public dans un contexte de forte dégradation des finances publiques lié à la crise des dettes souveraines de la zone euro ([20]).

Cette contribution assise sur le RFR qui s’ajoute à l’IR et à la CSG pour les personnes dont les revenus excèdent 250 000 euros pour un célibataire et 500 000 euros pour un couple est perçue depuis 2012 et ce jusqu’au retour d’un déficit public nul.

L’intérêt d’avoir défini une nouvelle assiette taxable par rapport à celle retenue pour l’IR est de neutraliser les différences de traitement selon la composition des revenus dont disposent les contribuables les plus aisés et permettant d’appliquer un taux bas.

La CEHR est conjugalisée mais ne prend pas en compte le quotient familial et ne donne lieu à aucun avantage fiscal.

1.   Les redevables de la CEHR

En 2022, la CEHR a représenté 1,46 milliard d’euros de recettes pour l’État et a concerné 58 700 foyers fiscaux.

• 40 700 foyers fiscaux ont été assujettis au taux de 3 % de CEHR, leurs revenus étant compris entre 250 000 euros et 500 000 euros par an. Ils ont contribué pour 0,16 milliard d’euros de recettes.
• 18 000 foyers fiscaux ont dépassé le seuil de 500 000 euros. Ils ont donc été assujettis au taux de 3 % pour leurs revenus compris entre 250 000 euros et 500 000 euros et au taux de 4 % pour les revenus supérieurs à 500 000 euros. Ils ont contribué pour 1,3 milliard d’euros de recettes.

À noter que les personnes qui sont domiciliées fiscalement hors de France sont redevables de la CEHR. Dans ce cas, le revenu fiscal de référence ne comprend pas les revenus de source étrangère qui sont exclus du champ d’application de l’IR en application de l’article 4 A du CGI.

2.   Une assiette large fondée sur le revenu fiscal de référence

L’assiette de la CEHR est le RFR prévu au 1° du IV de l’article 1417 du CGI. Cet agrégat introduit dans la loi de finances pour 1991 ([21]) permet d’apprécier le niveau de revenu total d’un contribuable et propose une assiette de revenus large à même de représenter la capacité contributive réelle du contribuable. En effet, ce revenu agrège les différentes catégories de revenus (revenus d’activité, du capital et de patrimoine), réintègre certains revenus exonérés et neutralise une partie des niches minorant le montant de l’impôt sur le revenu in fine acquitté.

1.   Le revenu fiscal de référence

Aux termes du IV de l’article 1417 précité, le RFR agrège :

– le montant net des revenus et plus-values retenus pour l’établissement de l’IR ;

– certaines charges déductibles du revenu imposable constituant des dépenses d’ordre personnel ;

– certains revenus et profits exonérés d’IR ou faisant l’objet d’un report ou d’un sursis d’imposition ;

– certains abattements appliqués pour la détermination du revenu catégoriel ;

– des revenus et profits soumis aux prélèvements ou versements libératoires.

● Les éléments majorant le revenu imposable soumis à l’impôt sur le revenu ne sont réintégrés dans la composition du RFR que s’ils sont expressément mentionnés au IV de l’article 1417 précité. Le tableau suivant retrace ainsi les différents éléments qui entrent en compte dans le calcul du RFR.

Les ÉlÉments pris en compte dans le RFR en plus du montant des revenus et des plus-values retenus pour le calcul de l’impÔt sur le revenu

En application a du 1° du IV de l’article 1417 du CGI

Le montant des souscriptions au numéraire au capital des Sofipêche (163 duovicies)

Le montant des cotisations ou primes d’épargne-retraite versées à titre facultatif aux plans d’épargne retraite (article 163 quatervicies)

En application du a bis du 1° du IV de l’article 1417 du CGI

Le montant des abattements majorés appliqués aux plus-values sur cessions de titres acquis moins de dix ans après la création d’une PME (1 ter et 1 quater de l’article 150-0 D )

Le montant de l’abattement fixe applicable aux cessions de titres ou droits par les dirigeants de PME partant à la retraite (150-0 D ter)

Le montant de l’abattement sur les dividendes distribués par les sociétés passibles de l’impôt sur les sociétés ayant leur siège dans un État de l’Union européenne (2° du 3 de l’article 158)

Le montant de l’abattement sur les actions distribuées (3 de l’article 200 A)

Le montant des plus-values de cession à titre onéreux, en report d’imposition, des titres d’organismes de placements collectifs « monétaires » en cas de versement du prix dans un PEA-PME (150-0 B quater)

Le montant des plus-values réalisées et des distributions perçues par les personnes physiques ou sociétés qui ne sont pas fiscalement domiciliées en France et soumises aux prélèvements (articles 244 bis A et 244 bis B)

En application du b du 1° du IV de l’article 1417 du CGI

Les bénéfices exonérés réalisés par les entreprises nouvelles qui se créent dans les zones d’aide à finalité régionale (ZAFR) – (article 44 sexies)

Les bénéfices exonérés réalisés par les jeunes entreprises innovantes et les jeunes entreprises universitaires (articles 44 sexies A)

Le bénéfice réalisé par les entreprises qui exercent une activité dans une zone urbaine de 3ème génération ou qui créent une activité dans une zone franche urbaine-territoire entrepreneur (ZFU-TE) entre le 1er janvier 2006 et le 31 décembre 2023 (article 44 octies A)

Le bénéfice exonéré réalisé par les entreprises créées en zones de restructuration de la défense (ZRD), dans les zones franches d’activité des départements d’outre-mer, dans les zones de revitalisation rurale ou les zones France ruralités revitalisation (ZRR), dans les bassins urbains à dynamiser (BUD), dans les zones de développement prioritaire (ZDP) – (articles 44 terdecies à septdecies)

Des bénéfices exonérés des jeunes artistes de la création plastique (9 de l’article 93)

En application du c du 1° du IV de l’article 1417 du CGI

Les montants des revenus tirés des bons ou contrats de capitalisation et d’assurance-vie soumis au prélèvement libératoire (1 du II et II bis de l’article 125-0 A)

Les montants des revenus soumis au prélèvement libératoire à taux réduit sur les produits de placement à revenus fixes abandonnés dans le cadre d’un mécanisme d’épargne solidaire (article 125 A)

Les montants des prestations de retraite versées sous forme de capital soumis au prélèvement libératoire (article 163 bis)

Les produits et revenus perçus en France par des non-résidents fiscaux et soumis aux retenues à la source (articles 119 bis, 182 A, 182 A bis et 182 A ter)

Les revenus des autoentrepreneurs ayant opté pour le versement libératoire à l’impôt sur le revenu (article 151-0 du CGI)

Les salaires exonérés perçus en rémunération des heures supplémentaires ou des heures complémentaires (81 quater)

Les traitements et salaires et éventuellement les suppléments de rémunération perçus en contrepartie de leur activité à l’étranger par des personnes qui ont leur domicile fiscal en France et qui sont envoyées à l’étranger par un employeur établi en France (article 81 A)

Les traitements et salaires des salariés et dirigeants appelés de l’étranger pour occuper un emploi auprès de la Chambre de commerce internationale en France (article 81 D)

Les rémunérations versées aux personnes appelées par une entreprise établie dans un autre État à occuper un emploi en France pendant une période limitée (article 155 B)

Les revenus perçus par les fonctionnaires des organisations internationales exonérés d’impôt sur le revenu en France

Les revenus exonérés d’impôt sur le revenu en France en application des dispositions d’une convention fiscale internationale relative aux doubles impositions

Les sommes versées sur un plan d’épargne entreprise exonérées d’impôt sur le revenu (article 80 sexdecies)

les cessions de parts ou actions de sociétés qui bénéficient du statut de jeune entreprise innovante exonérés d’impôt sur le revenu (articles 163 quinquies B à 163 quinquies C bis)

En application du d du 1° du IV de l’article 1417 du CGI

Le montant des plus-values de cession exonérées réalisées à l’occasion de la cession ou du rachat de parts de fonds communs de placement à risques (1 du III de l’article 150-0 A)

Le montant des gains nets exonérés réalisés lors des cessions à titre onéreux de titres de sociétés de capital-risque (1 bis du III de l’article 150-0 A)

Le montant des plus-values exonérées en raison de la cession de titres avec les salariés de la société (7 du III de l’article 150-0 A)

Le montant des plus-values réalisées lors du retrait de titres ou de liquidités ou du rachat d’un plan épargne avenir climat (4 ter du III de l’article 150-0  A)

En application du e du 1° du IV de l’article 1417 du CGI

Exonération des sommes correspondant à des jours de congés non-pris ou prélevées sur un compte épargne-temps (CET) pour alimenter un PERCO ou un plan d’épargne retraite d’entreprise collectif ou obligatoire, dans la limite de dix jours par an (18° de l’article 81 du CGI).

● Grâce à ces retraitements, le RFR permet de donner une appréciation plus proche du niveau de vie effectif des foyers fiscaux, ainsi que l’illustre l’exemple ci-après. Pour le contribuable concerné, la prise en compte des revenus de capitaux mobiliers soumis à des prélèvements forfaitaires libératoires dans le RFR ajoute 60 000 euros au revenu net imposable, il devient donc redevable de la CEHR prélevée sur une assiette élargie d’autant.

Comparaison entre les assiettes d’impositions prenant pour rÉférence
le revenu net imposable ou le revenu fiscal de rÉfÉrence

	Montant des revenus (impôt dû)
Traitements et salaires	200 000
Revenus fonciers	60 000
Revenus de capitaux mobiliers soumis à prélèvements forfaitaires obligatoires	60 000
Revenu net imposable (IR)	245 829 (94 168)
Revenu fiscal de référence (CEHR)	305 829 (1 675)

Source : simulation réalisée sur le site www.impots.gouv.fr

● Malgré l’ensemble de ces retraitements, le RFR ne reflète pas l’universalité des revenus, et donc des capacités contributives réelles, des ménages. Le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) a ainsi dénombré 177 exemples de ressources ou revenus qui sont exonérés d’IR et ne sont pas intégrés au RFR ([22]).

Tel est le cas d’exonérations liées à la profession ou à l’activité (journalistes, élus locaux, militaires, policiers), de certains éléments accessoires du salaire (intéressement, titres-restaurant) ou de certains revenus du patrimoine (revenus de l’épargne réglementée, plan d’épargne en actions, plus-values immobilières).

De surcroît, de nombreuses modalités dérogatoires de calcul du revenu ne sont pas non plus intégrées au RFR comme l’abattement de 10 % pour les pensions.

2.   Les ajustements apportés au RFR pour déterminer l’assiette de la CEHR

L’assiette de la CEHR est déterminée en apportant deux ajustements au RFR qui ont trait aux plus-values de cession en report d’imposition et aux revenus exceptionnels.

Les plus-values en report d’imposition qui expirent au cours de l’année d’imposition avaient été exclues de l’assiette de la CEHR par l’article 34 de la loi de finances rectificative pour 2016 ([23]) afin de tirer les conséquences d’une décision du Conseil constitutionnel ([24]). Les plus-values d’apport placées en report d’imposition obligatoire (en application de l’article 150-0 B ter du CGI) doivent être imposées, au titre de l’année d’expiration du report, selon le taux d’imposition (à l’IR, à la CEHR et aux prélèvements sociaux) qui leur aurait été appliqué si elles avaient été imposées au titre de l’année de réalisation de l’opération d’apport. Les modalités de calcul de la CEHR, concernant ces plus-values, sont prévues au b du 2 ter de l’article 200 A du CGI.

Le 1 du II de l’article 223 sexies prévoit également un système de lissage ad hoc au titre de la CEHR pour limiter les ressauts d’imposition liés à des revenus exceptionnels. Celui-ci ne prend pas en compte la nature des revenus mais leur montant. Ce mécanisme de lissage est réservé aux contribuables dont les revenus n’ont pas excédé les seuils d’assujettissement à la CEHR au cours des deux années précédentes.

Ainsi, si au titre de l’année n, le RFR du contribuable est supérieur ou égal à une fois et demie la moyenne des RFR des deux années précédentes, la fraction du revenu fiscal de l’année d’imposition de l’année n supérieure à cette moyenne est divisée par deux. Le montant ainsi obtenu est ajouté à cette moyenne. Enfin, la cotisation supplémentaire ainsi obtenue est multipliée par deux.

3.   Le montant de la contribution

L’assiette large de la CEHR permet d’appliquer un taux faible tout en obtenant un rendement significatif selon un barème à trois tranches, comme l’illustre l’exemple suivant pour un célibataire ayant un RFR de 700 000 euros.

Barème de la contribution exceptionnelLe sur les hauts revenus

Seuil (en euros pour une part)	Taux (%)	Montant soumis à la CEHR dans la tranche concernée	CEHR due
< 250 000 €		250 000	0
250 001 €	3	250 000 = (500 000-250 000)	7 500
500 000 €	4	200 000= (700 000-500 000)	8 000
Total		700 000	15 500

Source : commission des finances

3.   Les prélèvements sociaux

Pour les revenus élevés, les prélèvements sociaux sont proportionnels et ne bénéficient pas des différents taux réduits prévus pour les revenus plus bas. Ils s’élèvent à :

– 9,7 % pour les revenus d’activité et incluent la CSG (9,2 %) et la CRDS (0,5 %) ;

– et 17,2 % pour les revenus du capital (CSG de 9,2 %, CRDS de 0,5 % et prélèvement de solidarité de 7,5 %).

Taux de CSG applicables aux RFR supÉrieurs à 24 812 euros

Assiette	Taux
Salaires	9,2 %
Allocations chômage	6,2 %
Retraites	8,3 %
Revenus du capital	9,2 %

Source : législation en vigueur

Nota : pour une part fiscale

2.   Une contribution substantielle aux prÉlÈvements sur le revenu mais des stratÉgies efficaces de diminution de la charge de l’impÔt pour les personnes les plus aisÉes

Les personnes aux revenus les plus élevés contribuent de manière prépondérante à l’impôt sur le revenu mais plusieurs outils leur permettent de limiter leur contribution par rapport aux taux marginaux de l’impôt sur le revenu.

1.   La progressivité de l’impôt sur le revenu demeure importante en France

Le Conseil des prélèvements obligatoires souligne dans son rapport d’octobre 2024, « Conforter l’égalité des citoyens devant l’imposition des revenus », que l’imposition des revenus est globalement progressive et qu’elle s’accentue pour les déciles les plus élevés. Elle est la plus forte au sein des deux dixièmes de revenus les plus élevés, et continue d’augmenter jusqu’au dernier centième. Ainsi, le taux moyen d’imposition des revenus, inférieur à 5 % des revenus déclarés pour le premier dixième, est porté à 10 % pour le ménage médian et atteint 30 % des revenus déclarés pour le centième le plus aisé de la distribution (hors cotisations sociales).

Taux moyen d’imposition par dixiÈme de revenu déclarÉ par UnitÉ de consommation, pour l’Impot sur le revenu (IR) seul, les prÉlÈvements sociaux (PS) et pour l’ensemble IR et PS

Source : CPO, Conforter l’égalité des citoyens devant l’imposition des revenus, octobre 2024.

Par ailleurs, la concentration de l’imposition acquittée est d’autant plus forte que le niveau des revenus progresse. À titre d’illustration, les contribuables représentant 1 % des foyers les plus aisés concentrent 32 % de l’impôt acquitté. La concentration se poursuit, à une maille plus fine, aux niveaux supérieurs de la distribution : 13 % de l’impôt total est acquitté par le millième le plus aisé (99,9 %) et même 5 % par le dix-millième le plus aisé (99,99 %).

ImpÔt sur le revenu avant crédits d’impôt, par dixiÈme de revenu déclarÉ par unité de consommation (UC)

Décile/centile	D1	D2	D3	D4	D5	D6	D7	D8	D9	C99	Total
En milliards d’euros	0	0	0	0,3	1,3	3,2	6,8	14,3	72,1	31,8	98
En % du total	0%	0%	0%	0%	1%	3%	7%	15%	74%	32%	100%

Note de lecture : la colonne D1 correspond au 1er décile soit les 10 % de foyers aux revenus les plus faibles.

Source : CPO, op. cité.

La concentration de l’impôt ne signifie donc pas que les contribuables les plus aisés s’acquittent d’une plus forte imposition pour un même niveau de revenu et donc que l’impôt soit devenu plus progressif qu’il ne l’était.

2.   Des taux d’imposition hétérogènes du fait des modalités de calcul de l’impôt ou du bénéfice des dépenses fiscales

La volonté du Gouvernement d’introduire une contribution différentielle fondée sur un taux minimal d’imposition de 20 % souligne en creux les imperfections de l’impôt sur le revenu. En effet, la nature des revenus des personnes les plus aisées ainsi que le bénéfice de réductions et crédits d’impôts leur permettent de s’acquitter d’une imposition plus faible que celle découlant du barème de l’IR.

● Les foyers les plus aisés se caractérisent par une part de revenus du capital beaucoup plus élevée dans le revenu total. Pour les 40 000 foyers fiscaux du dernier millième de la distribution, les revenus du capital représentent 61 % des revenus totaux, et jusqu’à 86 % des revenus des 4 000 foyers fiscaux du dernier dix millième ([25]). Ceux-ci sont composés pour l’essentiel de dividendes et de plus-values mobilières, mais également de revenus fonciers et locatifs.

Or la détermination de l’imposition due sur ces revenus est plus faible que celle des revenus d’activité. Ainsi, les dividendes et les plus-values sur valeurs mobilières sont soumises depuis 2018, sur option, au prélèvement forfaitaire unique (PFU). Celui-ci est constitué d’un taux proportionnel de 17,2 % (prélèvements sociaux) et de 12,8 % (IR) ([26]). De même, les revenus locatifs bruts peuvent être fortement réduits par l’imputation d’abattements, la constatation de charges ou de déficits voire la déduction d’amortissements.

●Par ailleurs, le bénéfice de nombreuses réductions et crédits d’impôts permet de minimiser l’impôt payé d’autant plus que le revenu est important. Les déciles supérieurs sont d’autant plus fortement incités à réduire leur imposition qu’ils disposent des moyens de réaliser les dépenses subventionnées et qu’ils peuvent maximiser le montant de l’avantage en impôt.

Les réductions d’impôt (RI) qui annulent tout au plus le montant de l’impôt dû atteignent un coût budgétaire total de 5,7 milliards d’euros en 2023 au titre de l’IR, dont 69 % bénéficient au dixième le plus aisé. Parmi ces dispositifs figurent les réductions d’impôts pour dons ou les réductions d’impôts en matière d’investissement.

Les crédits d’impôt (CI) conduisent à un remboursement si l’impôt dû est inférieur à leur montant. Leur coût total s’élève à 8,4 milliards d’euros au titre de l’IR dont 39 % bénéficient au dixième le plus aisé.

Depuis la loi n° 2008-1425 du 27 décembre 2008 de finances pour 2009, afin de limiter l’avantage en impôt retiré de ces niches par les contribuables les plus aisés, il existe un plafonnement global de l’effet des crédits et réductions d’impôt (article 200-0 A du CGI), fixé depuis 2013 à 10 000 euros. Le CPO estime que plus de 20 dépenses fiscales ([27]) ou mécanismes assimilés échappent en réalité à ce plafonnement. D’une part, un plafonnement majoré est prévu à 18 000 euros en intégrant les investissements outre-mer et dans les SOFICA ([28]). D’autre part, de nombreux mécanismes échappent à toute inclusion dans un plafonnement global (mais peuvent faire l’objet de plafonnements spécifiques), allant du CI pour l’adaptation de logements à la perte d’autonomie, à la RI couvrant les intérêts des emprunts contractés pour acquérir une fraction du capital d’une société, ou encore à la RI pour dons.

3.   Les ménages les plus fortunés ont aussi la possibilité de conserver, avec peu ou pas de fiscalité, une partie de leur « revenu économique » qui échappe à l’assiette de l’imposition sur le revenu

Aux côtés des stratégies permettant de réduire l’impôt dû sur l’assiette taxable sur le revenu, il existe également des possibilités de minimiser l’assiette taxable. Le régime d’apport-cession présenté supra fait partie de ces possibilités.

C’est généralement le cas pour le patrimoine financier professionnel qui peut être conservé dans des sociétés contrôlées par le contribuable. Les sociétés dites « patrimoniales » ou « cash box », c’est-à-dire directement contrôlées par leurs dirigeants personnes physiques, sont ainsi parfois qualifiées de « réserve d’épargne défiscalisée ». La détention de participations dans des entreprises, directement ou à travers une holding, permet aux personnes physiques qui les contrôlent de désinvestir et réinvestir avec un « frottement fiscal » minimal, l’imposition n’étant déclenchée que lorsque la personne physique reçoit des dividendes ou constate une plus-value intégrée au RFR.

Des travaux récents de l’Institut des politiques publiques, à partir des données fiscales de 2016 ([29]), ont comparé l’imposition acquittée à l’IR par les contribuables du millième supérieur avec l’ensemble des revenus accumulés dans les sociétés qu’ils contrôlent. Comme le montre le graphique suivant, il en ressort que l’imposition à l’IR est fortement décroissante au sein de ce millième, passant de 28 % à moins de 2 % pour les 370 ménages aux revenus économiques les plus élevés voire 0,2 % pour les 37 ménages les plus riches.

Il convient cependant de relever que l’imposition totale de ce « revenu économique » atteint des niveaux beaucoup plus élevés en tenant compte de l’IS acquitté par les entreprises qu’ils contrôlent.

Contribution À l’imposition du « revenu Économique » des contribuables du milliÈme supÉrieur

Source : Institut des politiques publiques. Op. cité.

Remarques : Données fiscales de 2016 : « wealth tax » = ISF ; « personnal income tax rate » = impôt sur le revenu ; « CIT rate » = impôt sur les bénéfices des sociétés).

4.   Les garanties constitutionnelles contre l’impôt revêtant un caractère confiscatoire

Toute tentative d’augmentation de la fiscalité des revenus doit tenir compte de la jurisprudence du Conseil constitutionnel sur l’impôt présentant un caractère confiscatoire.

● Le Conseil constitutionnel considère que le principe d’égalité devant les charges publiques n’est pas respecté à deux conditions alternatives ([30]) :

– si l’impôt revêt un caractère confiscatoire ;

– ou fait peser sur une catégorie de contribuables une charge excessive au regard de leurs facultés contributives.

● Depuis l’examen du projet de loi de finances pour 2013, le Conseil constitutionnel porte cette appréciation en prenant en considération l’ensemble des impositions portant sur le même revenu et acquittées par le même contribuable ([31]). Ceci lui permet de déterminer un taux marginal maximal d’imposition applicable à un même revenu qui, s’il est excessif, est considéré comme confiscatoire ([32]).

● Par un avis du 21 mars 2013 ([33]), le Conseil d’État a synthétisé cette jurisprudence en considérant qu’un taux marginal de 66,6 % est un seuil au-delà duquel une disposition fiscale peut être censurée par le Conseil constitutionnel.

La création de la nouvelle contribution différentielle ne présente a priori pas de risque à cet égard puisqu’elle cible précisément les contribuables dont les niveaux d’imposition sont particulièrement bas au regard de leurs capacités contributives.

2.   Le dispositif proposÉ

Le présent article créé une nouvelle contribution temporaire sur le revenu appelée « contribution différentielle applicable à certains contribuables titulaires de hauts revenus », nommée CDHR ci-après, au sein d’un nouvel article 224 du CGI.

Cette nouvelle contribution consiste en la différence entre :

– un impôt théorique de 20 % appliqué à un RFR retraité ;

– l’impôt sur le revenu et la CEHR acquittés mais majorés d’un certain nombre d’éléments.

La CDHR fournit, dans une certaine mesure, une parade aux stratégies permettant de limiter l’imposition effectivement due sur les revenus perçus par les contribuables les plus aisés. Elle ne répond pas à la question de la réduction de l’assiette taxable des revenus des personnes les plus aisées pour laquelle d’autres initiatives sont en cours comme celle du G20 au sujet de la taxation minimale des milliardaires ([34]).

1.   Les redevables de la CDHR

Sont soumises à la nouvelle contribution les personnes domiciliées fiscalement en France au sens de l’article 4 B ([35]) du CGI dont le RFR soumis à un certain nombre de retraitements (voir infra) excède :

– 250 000 euros pour les contribuables célibataires, veufs, séparés ou divorcés ;

– 500 000 euros pour les contribuables soumis à une imposition commune.

Le seuil d’assujettissement retenu repose donc sur la seule application d’un quotient conjugal, sans prise en compte des autres personnes à la charge du foyer.

À noter que les non-résidents percevant des revenus en France ne sont pas soumis à la nouvelle contribution, contrairement à la CEHR. Une raison de cette exclusion peut être liée au fait que les non-résidents sont déjà redevables d’une imposition minimale.

2.   L’assiette de la contribution

Malgré les imperfections du RFR (voir supra), il est le seul outil fiscal codifié permettant d’appréhender largement les facultés contributives du foyer. Si la nouvelle contribution se fonde sur le RFR, celui-ci fait l’objet de nombreux retraitements qui réduisent l’assiette de la CDHR.

1.   Un RFR retraité constitue l’assiette de l’impôt théorique dû

Le revenu du foyer fiscal permettant d’apprécier le seuil d’assujettissement à la nouvelle contribution repose sur le RFR après trois séries de retraitements, il sera dénommé ci-après le RFR retraité.

La première catégorie de retraitements prévue au premier alinéa du II du nouvel article 224 du CGI s’appliquera sur toute la période de prélèvement de la CDHR. Le RFR est ainsi diminué de certains abattements et de certains bénéfices. L’évaluation préalable du présent article L’évaluation préalable du présent article justifie en partie ces exclusions par le fait que certains avantages fiscaux sont destinés aux entreprises. La circonstance que ces avantages soient imputés, pour les entreprises individuelles, à l’IR, ne doit pas conduire à les remettre en cause.

D’une part cet argument ne vaut pas pour l’ensemble des retraitements opérés mais uniquement pour les bénéfices exonérés (énumérés infra). D’autre part, ces avantages fiscaux ne sont pas remis en cause par la création de la CDHR puisqu’ils ont été pris en compte dans le calcul de l’impôt sur le revenu du contribuable.

Liste des ÉlÉments n’entrant pas dans le RFR retraitÉ
pour l’Établissement de la CDHR

L’abattement fixe applicable aux cessions de titres ou droits par les dirigeants de PME partant à la retraite (150-0 D ter)

L’abattement sur les dividendes distribués par les sociétés passibles de l’impôt sur les sociétés ayant leur siège dans un État de l’Union européenne (2° du 3 de l’article 158)

L’abattement sur les actions distribuées (3 de l’article 200 A du CGI)

La plus-value de cession à titre onéreux, en report d’imposition, des titres d’organismes de placements collectifs « monétaires » en cas de versement du prix dans un PEA-PME (150-0 B quater)

Le montant des plus-values réalisées et des distributions perçues par les personnes physiques ou sociétés qui ne sont pas fiscalement domiciliées en France et soumise aux prélèvements prévus par les articles 244 bis A et 244 bis B

Les bénéfices exonérés réalisés par les entreprises nouvelles qui se créent dans les zones d’aide à finalité régionale (ZAFR)– (article 44 sexies)

Les bénéfices exonérés réalisés par les jeunes entreprises innovantes et les jeunes entreprises universitaires (articles 44 sexies A)

Le bénéfice réalisé par les entreprises qui exercent une activité dans une zone urbaine de 3ème génération ou qui créent une activité dans une zone franche urbaine-territoire entrepreneur (ZFU-TE) entre le 1er janvier 2006 et le 31 décembre 2023 (article 44 octies A)

Le bénéfice exonéré réalisé par les entreprises créées en zones de restructuration de la défense (ZRD), dans les zones franches d’activité des départements d’outre-mer, dans les zones de revitalisation rurale ou les zones France ruralités revitalisation (ZRR), dans les bassins urbains à dynamiser (BUD), dans les zones de développement prioritaire (ZDP) – (articles 44 terdecies à septdecies)

Les bénéfices exonérés des jeunes artistes de la création plastique (9 de l’article 93)

L’autre série de retraitement ne concerne que l’imposition des revenus de l’année 2024. Elle n’est donc pas codifiée et est prévue par le B du III du présent article. Le RFR tel que prévu à l’article 1417 du CGI est ainsi diminué des prélèvements libératoires mentionnés au c du 1° du IV de ce même article.

Liste des ÉlÉments n’entrant pas dans le RFR retraitÉ
pour l’Établissement de la CDHR pour la seule annÉe 2024

Les montants des revenus tirés des bons ou contrats de capitalisation et d’assurance-vie soumis au prélèvement libératoire (1 du II et au II bis de l’article 125-0 A)

Les montants des revenus soumis au prélèvement libératoire à taux réduit sur les produits de placement à revenus fixes abandonnés dans le cadre d’un mécanisme d’épargne solidaire (article 125 A)

Les montants des prestations de retraite versées sous forme de capital soumis au prélèvement libératoire (article 163 bis)

Les produits et revenus perçus en France par des non-résidents fiscaux et soumis aux retenues à la source (articles 119 bis, 182 A, 182 A bis et 182 A ter)

Les revenus des autoentrepreneurs ayant opté pour le versement libératoire à l’impôt sur le revenu (article 151-0 du CGI)

Pour les mêmes raisons que celles exposées supra pour la CEHR (voir I.A.2.b.ii), le RFR est également diminué des plus-values mentionnées au I de l’article 150-0 B ter pour lesquelles le report d’imposition expire. En effet, ces reports d’imposition étant antérieurs à la création de la CDHR, ils ne peuvent être soumis à des prélèvements nouveaux selon la jurisprudence du Conseil constitutionnel.

2.   La prise en compte des revenus exceptionnels

Un mécanisme de lissage ad hoc est également prévu en cas de perception de revenus exceptionnels par le deuxième alinéa du II de l’article 224 ainsi créé. Sont concernés les revenus :

– qui « par leur nature ne sont pas susceptibles d’être recueillis annuellement » ;

– et dont le montant excède la moyenne des revenus nets soumis à l’impôt sur le revenu au titre des trois dernières années.

Dans ce cas, les revenus exceptionnels sont retenus pour un quart.

● Prenons le cas d’un contribuable qui :

– aurait un RFR retraité de 200 000 euros au cours des trois années précédentes (n-1 à n-3) ;

– et un revenu exceptionnel de 100 000 euros au cours de l’année n en plus de ses revenus réguliers de 200 000 euros pour un RFR retraité total de 300 000 euros.

Pour l’année n, le RFR retraité pris en compte pour le calcul de l’impôt théorique sera de 225 000 euros = 200 000 euros + ¼ 100 000 euros.

● Le mécanisme de lissage ainsi retenu en prenant en compte le montant et la nature des revenus exceptionnels s’apparente davantage à celui prévu pour l’IR que celui applicable à la CEHR qui ne s’intéresse qu’au montant des revenus (voir supra).

3.   La prise en compte de la situation familiale du contribuable

En cas de modification de la situation familiale du contribuable au cours de l’année d’imposition ou des deux années précédentes, le deuxième alinéa du II du nouvel article 224 reprend les règles prévues pour la CEHR.

Les seuils d’assujettissement à la CEHR et à la CDHR étant fonction de l’application du quotient conjugal, la situation familiale du contribuable détermine in fine l’assujettissement et le montant d’imposition. Ainsi, le 2 du II de l’article 223 sexies distingue trois situations.

● En cas d’union intervenue l’année d’imposition ou si cette union, intervenue au cours de la période de référence, perdure jusqu’à l’année d’imposition, les revenus pris en compte seront alors ceux du foyer fiscal formé par les deux époux ou partenaires.

Le texte précise que « toutefois, en cas d’option au titre de l’année de l’établissement de la contribution pour l’imposition séparée » prévue à l’article 6 du CGI ([36]), le revenu de chacun des époux ou partenaires ayant opté pour la déclaration séparée est déterminé séparément.

● En cas de divorce ou séparation intervenu au cours de la période de référence, le RFR retraité est déterminé séparément pour chacun d’eux (imposition distincte).

●Enfin, au titre de l’année du décès de l’un des époux ou partenaires, l’assiette de la contribution est déterminée à partir du RFR retraité calculé sur chacune des périodes avant (imposition commune) et après décès (imposition distincte) ([37]).

Les dispositions relatives aux modifications de situation de famille telles que présentées ci-dessus ne s’appliquent que si le contribuable adresse une réclamation au service des impôts dans le cadre des délais applicables à l’impôt sur le revenu. Cette réclamation est alors présentée, instruite et jugée selon les règles de procédure également applicables à l’IR.

3.   le montant de la contribution

La contribution due correspond à la différence entre deux montants prévus au III du nouvel article 224 :

– le montant résultant de l’application d’un taux de 20 % au RFR retraité dans les conditions prévues par le II du présent article ;

– le montant des impôts déjà acquittés faisant l’objet d’un certain nombre de retraitements.

Ce second facteur correspond à la somme :

– de l’IR dû après les ajustements prévus au IV du nouvel article 224 ;

– de la CEHR après les ajustements prévus au IV  du nouvel article 224 ;

– des prélèvements libératoires mentionnés au c du 1° du IV de l’article 1417 du CGI ;

– de majorations pour les couples et les personnes à charge.

1.   Les ajustements opérés sur l’impôt sur le revenu acquitté

Le montant de l’impôt acquitté est majoré par l’avantage en impôt procuré par plusieurs réductions d’impôts et crédits d’impôts énumérés au premier alinéa du IV du nouvel article 224 ainsi qu’au II du présent article.

On peut distinguer deux catégories de réductions ou crédits d’impôts dont le bénéfice retiré est ajouté au montant de l’IR effectivement supporté :

– les réductions d’impôts et crédits d’impôts liés à l’activité professionnelle des redevables de la CDHR. À quelques exceptions près, ces dépenses fiscales sont communes à l’impôt sur les sociétés ;

– les crédits d’impôts prévus par les conventions fiscales ;

– les crédits d’impôts liés à des engagements ou des investissements pluriannuels qui sont ajoutés à l’impôt acquitté pour la seule année 2024, ou pour toute la durée de la contribution.

Liste des rÉductions et crÉdits d’impÔts rÉintÉgrÉs
À l’impÔt sur le revenu acquittÉ

Réductions d’impôts et crédits d’impôts liés à l’activité professionnelle des redevables

Réductions ou crédits d’impôts applicables uniquement à l’impôt sur le revenu

Réduction d’impôt pour frais de comptabilité et d’adhésion à un centre de gestion ou une association agréés (article 199 quater B)

Crédit d’impôt au titre des dépenses engagées par les exploitants agricoles pour assurer leur remplacement (200 undecies)

Réductions ou crédits d’impôts communs à l’impôt sur le revenu et à l’impôt sur les sociétés

Réduction d’impôt sur le revenu à raison des investissements productifs réalisés dans les départements et collectivités d’outre-mer (article 199 undecies B) à l’exception des 26ème à dernier alinéas du I

Réduction d’impôt au titre des dons faits par les entreprises à des œuvres ou organismes d’intérêt général (article 238 bis)

Réduction d’impôt « Prêt à taux zéro » pour l’acquisition de véhicules légers peu polluants (article 107 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets)

Crédit d’impôt en faveur de la recherche effectuée par des entreprises industrielles et commerciales ou agricoles (article 244 quater B à 244 quater B bis)

Crédit d’impôt pour la compétitivité et l’emploi (article 244 quater C)

Crédit d’impôt pour certains investissements réalisés et exploités en Corse (article 244 quater E)

Crédit d’impôt famille (article 244 quater F)

Crédit d’impôt au titre des investissements dans l’industrie verte (article 244 quater I)

Crédit d’impôt au titre des avances remboursables ne portant pas intérêt pour financer l’acquisition ou la construction d’une résidence principale dit « PTZ » et « PTZ+ » (Article 244 quater J)

Crédit d’impôt en faveur de l’agriculture biologique (Article 244 quater L)

Crédit d’impôt pour formation des dirigeants (Article 244 quater M)

Crédit d’impôt en faveur des métiers d’art (Article 244 quater O)

Crédit d’impôt au titre des prêts avance mutation ne portant pas intérêt (Article 244 quater T)

Crédit d’impôt au titre des avances remboursables ne portant pas intérêt pour le financement de travaux d’amélioration de la performance énergétique des logements anciens (Article 244 quater U)

Crédit d’impôt au profit des établissements de crédit et des sociétés de financement qui octroient des prêts à taux zéro permettant la première accession à la propriété (Article 244 quater V)

Crédit d’impôt en faveur des investissements productifs neufs réalisés outre-mer (Article 244 quater W)

Crédit d’impôt au titre des dépenses engagées par les PME pour la rénovation énergétique de leurs bâtiments (article 27 de la loi n° 2020-1721 du 29 décembre 2020 de finances pour 2021)

Crédit d’impôt en faveur des entreprises agricoles disposant d’une certification d’exploitation à haute valeur environnementale en cours de validité au 31 décembre 2021 ou délivrée au cours de l’une des années 2022 ou 2021 (article 151 de la loi n° 2020-1721 du 29 décembre 2020 de finances pour 2021)

Crédits d’impôt prévus par les conventions fiscales internationales

Réductions ou crédits d’impôts fondés sur des dépenses ou des engagements pluriannuels

Pour toute la durée de la contribution

Réduction d’impôt accordée au titre des investissements dans l’immobilier de loisirs (articles 199 decies E à 199 decies G)

Réduction d’impôt accordée au titre des investissements dans des résidences hôtelières à vocation sociale (article 199 decies I)

Réduction d’impôt accordée au titre d’emprunts souscrits pour la reprise d’une entreprise (article 199 terdecies-0 B)

Réduction d’impôt accordée au titre des investissements locatifs et des logements donnés en location à loyer abordable (dispositif Censi-Bouvard) (article 199 sexvicies)

Réduction d’impôt sur le revenu majorée en faveur de l’investissement locatif  dans le secteur intermédiaire : Dispositif Scellier intermédiaire (article 199 septvicies)

Pour les engagements pris, les souscriptions et dépenses réalisées jusqu’au 31 décembre 2024

Réduction d’impôt accordée au titre des souscriptions en numéraire au capital des sociétés ainsi qu’au titre des souscriptions de parts de fonds communs de placement dans l’innovation (articles 199 terdecies-0 A à 199 terdecies-0 AB)

Réduction d’impôt accordée au titre des souscriptions en numéraire au capital d’entreprises de presse. (article 199 terdecies-0 C)

Réduction d’impôt accordée au titre de certains investissements réalisés outre-mer (articles 199 undecies A, 199 undecies B pour les 26ème à dernier alinéas du I et 199 undecies C)

Réduction d’impôt accordée au titre des investissements locatifs et des logements donnés en location à loyer abordable, dispositifs Pinel et Denormandie (article 199 novovicies)

Réduction d’impôt sur le revenu au titre des travaux de conservation ou de restauration d’objets mobiliers classés monuments historiques (article 199 duovicies)

Crédit d’impôt pour dépenses d’équipements de l’habitation principale en faveur de l’aide aux personnes en perte d’autonomie ou en situation de handicap (article 200 quater A)

Crédit d’impôt destiné à l’acquisition et à la pose de systèmes de charge pour véhicule électrique (article 200 quater C)

Réduction d’impôt sur le revenu au titre des dépenses de restauration d’immeubles bâtis situés dans les sites patrimoniaux remarquables (SPR), les quartiers anciens dégradés, et les quartiers du Nouveau programme national de renouvellement urbain (NPNRU) : Nouveau dispositif Malraux (article 199 tervicies)

Réduction d’impôt sur le revenu en faveur des logements donnés en location dans le cadre d’une convention ANAH : dispositif Loc’Avantages (article 199 tricies)

Crédit d’impôt au titre d’investissements et travaux forestiers et cotisations d’assurance de bois et forêts (article 200 quindecies)

Il est étonnant d’ajouter à l’impôt dû, pour le calcul de l’assiette de la CDHR, l’avantage en impôt retiré de certains crédits d’impôt et réductions d’impôts. En effet, le recours à des niches fiscales est un instrument de réduction de l’impôt payé qui justifie l’existence même de la CDHR. Ajouter à l’impôt acquitté l’avantage procuré par ces niches réduit considérablement la portée du présent article, surtout lorsque celles-ci sont utilisées dans des logiques d’optimisation de l’impôt dû.

À titre d’exemple, l’avantage en impôt procuré par la réduction d’IR à raison des investissements productifs réalisés dans les départements et collectivités d’outre-mer est ajouté à l’impôt acquitté. Or cette dépense fiscale est extrêmement concentrée sur le haut de la distribution des revenus et est détournée de son objectif de soutien à l’investissement en outre-mer. Comme l’a récemment documenté un rapport de l’Inspection générale des finances (2023) ([38]) : 52 % des bénéficiaires de cette niche appartiennent aux deux derniers centiles et le gain fiscal par bénéficiaire atteint 14 560 euros. Par ailleurs, elle fait l’objet de pratiques abusives importantes : deux monteurs en défiscalisation concentrent à eux seuls près de 70 % du montant de dépenses fiscales de plein droit.

Le Gouvernement justifie les retraitements opérés pour l’année 2024 par le souhait de ne pas remettre en cause les avantages acquis, ou les espérances pouvant légitimement être attendues de tels avantages, au titre de ces dispositions dérogatoires. Or l’avantage attendu de ces dispositifs sera bien acquis au titre de l’IR. La CDHR a vocation à corriger l’abus du recours à l’ensemble de ces avantages qui conduit à minimiser fortement le taux d’imposition moyen au regard des capacités contributives de certains redevables.

À noter que l’ensemble des niches fiscales ainsi réintégrées au montant de l’impôt acquitté deviendront d’autant plus attractives qu’elles diminueront le montant de la CDHR due. Aussi, la création de la CDHR pourrait avoir paradoxalement pour effet d’inciter à l’optimisation fiscale par le recours à ces réductions et crédits d’impôts.

2.   Les ajustements à la contribution exceptionnelle sur les hauts revenus acquittés

Dans la mesure où les revenus exceptionnels d’un contribuable sont pris en compte pour déterminer son assujettissement à la CDHR, le montant de la CEHR visé au 2° du III du nouvel article 224 est recalculé en ne faisant pas application du mécanisme de lissage des revenus exceptionnels au titre de la CEHR tel que prévu au 1 du II de l’article 223 sexies.

La CEHR comptabilisée dans la somme des impôts acquittés sera donc celle qui aurait dû être payée sur les revenus effectivement perçus sans retraitement pour les revenus exceptionnels.

3.   La prise en compte des prélèvements libératoires

Pour l’imposition des revenus de l’année 2024, le RFR est diminué des revenus donnant lieu aux prélèvements libératoires mentionnés au c du 1° du IV de l’article 1417 du CGI. Par symétrie, la somme des impôts acquittés ne prend pas en compte ces prélèvements libératoires pour la seule imposition 2024 (B du III du présent article).

Liste des prÉlÈvements libÉratoires non pris en compte pour l’annÉe 2024

Les montants des revenus tirés des bons ou contrats de capitalisation et d’assurance-vie soumis au prélèvement libératoire (1 du II et au II bis de l’article 125-0 A)

Les montants des revenus soumis au prélèvement libératoire à taux réduit sur les produits de placement à revenus fixes abandonnés dans le cadre d’un mécanisme d’épargne solidaire (article 125 A)

Les montants des prestations de retraite versées sous forme de capital soumis au prélèvement libératoire (article 163 bis)

Les produits et revenus perçus en France par des non-résidents fiscaux et soumis aux retenues à la source prévue par (articles 119 bis, 182 A, 182 A bis et 182 A ter)

Les revenus des autoentrepreneurs ayant opté pour le versement libératoire à l’impôt sur le revenu (article 151-0 du CGI)

4.   La prise en compte de la composition du foyer

Le montant des impôts acquittés est également majoré de :

– 12 500 euros pour les couples soumis à une imposition commune ;

–1 500 euros par personne à charge.

Ces majorations, qui réduisent d’autant le montant de la CDHR due, suscitent des interrogations à plusieurs titres.

La situation matrimoniale du foyer est déjà prise en compte par les règles d’assujettissement à la CDHR. L’ajout d’un avantage en impôt de 12 500 euros conduit donc à une double prise en compte du couple par la CDHR sans rapport avec les capacités contributives du foyer.

Par ailleurs, la CEHR n’intègre pas la composition du foyer au-delà de l’application du quotient conjugal pour plusieurs raisons.

En premier lieu, les contribuables soumis à la contribution ont bénéficié, dans la grande majorité des cas, des dispositifs de familialisation existants au titre de l’IR à leur plafond. La composition familiale a donc été prise en compte en amont de la contribution. 

En second lieu, les niveaux de seuil d’assujettissement sont suffisamment élevés pour assurer que la capacité contributive des contribuables ait été bien prise en compte.

Par ailleurs, s’agissant de la CDHR, l’application d’un quotient familial distinct de celui applicable au barème de l’IR aurait pour conséquence de favoriser davantage les contribuables les plus aisés au regard de leurs charges de famille que les contribuables non soumis à la nouvelle taxation. En effet, la contribution vise à alourdir l’imposition de revenus déjà taxés aux différents impôts existants afin de répartir en fonction de la capacité contributive des contribuables les efforts nécessaires à la réduction des déficits publics. Elle prend donc intrinsèquement en compte cette capacité et ne nécessite pas de correctifs.

Aussi, le mode de prise en compte de la composition familiale ainsi proposé aurait des effets très différents de ceux que l’on constate à l’IR, puisque dans bien des cas, ils conduiraient à fortement affaiblir le montant de la contribution sans que le nombre d’enfants soit élevé ou à exonérer totalement les contribuables, ce qui serait impossible à l’IR pour ce niveau de revenus.

5.   Une entrée progressive dans la contribution grâce à un mécanisme de décote

Pour éviter les effets de seuils et permettre une entrée progressive dans la CDHR, un mécanisme de décote est prévu au V du nouvel article 224 pour les contribuables dont le RFR retraité est inférieur à 330 000 euros lorsqu’ils sont célibataires et 660 000 euros lorsqu’ils sont en couple.

Pour ces contribuables, le montant d’imposition de référence prévu au 1° du III est diminué de la différence lorsqu’elle est positive de :

– ce montant de référence ;

– et 82,5 % de la différence entre le RFR retraité mentionné au II et 250 000 euros.

Dans certains cas étudiés, ce mécanisme de décote permet non seulement de décaler le seuil d’assujettissement à la CDHR mais de baisser fortement son montant. C’est le cas, par exemple, pour un célibataire sans personne à charge présentant les caractéristiques suivantes :

– son RFR retraité prévu au II est identique au RFR de la CEHR ;

– il ne dispose que de revenus mobiliers soumis au prélèvement forfaitaire unique de 12,8 % ;

– il est soumis à la CEHR.

En l’absence de mécanisme de décote, ce contribuable serait redevable d’une CDHR de 18 000 euros à partir de 250 000 euros de RFR retraité. Du fait de la décote, ce contribuable ne commencera à être redevable de la CDHR qu’à partir d’un RFR retraité de 297 977 euros et le montant de la CDHR due augmentera progressivement comme le retrace le tableau suivant. Ce mécanisme de décote aboutit donc à reculer très fortement le point d’entrée dans la CDHR.

Application de la dÉcote de la CDHR pour un contribuable cÉlibataire selon plusieurs hypothÈses

(en euros)

RFR retraité du II (a)	250 000	290 000	297 977	298 000	300 000	310 000	330 000
Montant de contribution de référence du 1° du III (b=a*20 %)	50 000	58 000	59 595	59 600	60 000	62 000	66 000
Montant total des impôts acquittés du 2° du III (e=c+d)	32 000	38 320	39 580	39 584	39 900	41 480	44 640
IR (c=a*12,8 % )	32 000	37 120	38 141	38 144	38 400	39 680	42 240
CEHR (d)	-	1 200	1 439	1 440	1 500	1 800	2 400
CDHR sans décote (f=b-e lorsque b-e>0)	18 000	19 680	20 015	20 016	20 100	20 520	21 360
Montant de contribution de référence du 1° du III après décote du V (g=b-(b-82,5 %*(a-250 000)))	-	33 000	39 581	39 600	41 250	49 500	66 000
CDHR après décote (h=g-e lorsque g-e>0)	-	-	1	16	1 350	8 020	21 360

Source : commission des finances.

6.   Modalités de recouvrement

La contribution est déclarée, contrôlée et recouvrée selon les mêmes règles et sous les mêmes garanties et sanctions qu’en matière d’IR aux termes du VI.

Ce sont donc les revenus perçus lors de l’année d’imposition qui donneront lieu au recouvrement de l’impôt l’année suivante. Ainsi, la contribution s’appliquant à compter des revenus de l’année d’imposition 2024, les premiers recouvrements interviendront au cours de l’année 2025.

Le A du III du présent article prévoit par ailleurs que la contribution s’appliquera durant trois années jusqu’à l’imposition des revenus de l’année 2026.

4.   Le Rendement de la contribution

Le rendement attendu de la nouvelle contribution est de 2 milliards d’euros à compter de 2025, la première année d’imposition portant sur les revenus de 2024.

Elle porterait sur 24 300 foyers dont le RFR retraité dépasserait les seuils d’assujettissements et dont le niveau actuel d’imposition effective est inférieur à 20 %.

Aucune précision sur les hypothèses sous-jacentes à cette évaluation n’est fournie dans l’étude d’impact. Du fait des différents mécanismes présentés plus hauts, tant le nombre d’assujettis que le montant de la contribution due pourraient être limités.

D’une part, les retraitements opérés sur le RFR, le mécanisme de prise en compte des revenus exceptionnels et la décote restreignent le nombre de contribuables assujettis.

D’autre part, ces mêmes retraitements qui diminuent le montant de l’impôt théorique minimal dû, la majoration des impôts acquittés par le bénéfice procuré par de nombreuses dépenses fiscales et le système de décote auront pour effet de minorer le montant de la CDHR due.

*

*     *

• Article 4
  Mise en place d’un partage avec les consommateurs
  des revenus du nucléaire historique

1.   l’État du droit
   1.   l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (arenh)
      1.   La nature et le fonctionnement de l’Arenh 

Le dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (dit « Arenh ») permet aux fournisseurs alternatifs d’accéder, à un prix régulé, à l’électricité produite par les centrales nucléaires historiques d’EDF.

Il a été introduit par la loi du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité, dite « NOME » ([39]) et est entré en vigueur en 2011, pour une période transitoire s’achevant le 31 décembre 2025 ([40]). Les dispositions l’encadrant ont été codifiées en 2011 dans le code de l’énergie ([41]).

L’Arenh poursuit deux objectifs :

– garantir la concurrence sur le marché de la fourniture d’électricité et assurer ainsi pour les consommateurs la liberté de choisir leur fournisseur ;

– corrélativement, faire bénéficier l’ensemble des consommateurs des prix de production bas du parc électronucléaire français.

En effet, l’électricité d’origine nucléaire possède une structure de coûts caractérisée par l’importance des coûts fixes, tels que l’amortissement des centrales, les coûts de retraitement et de stockage des déchets et les coûts de démantèlement, et par la faiblesse relative des coûts variables, comprenant notamment les coûts d’achat et de retraitement du combustible. Comme le relevait la Commission européenne dans une décision du 12 juin 2012 ([42]), « les coûts totaux de l’électricité produite en Europe à partir du gaz naturel (68 euros / MWh) et du charbon (61 euros / MWh) sont supérieurs de 76 % et 59 % respectivement à ceux de l’électricité d’origine nucléaire (39 euros / MWh). De surcroît, les coûts variables du combustible sont plus déterminants encore que les coûts totaux pour la formation des prix sur le marché de gros à partir du coût marginal de l’électricité. Or ces coûts variables représentent en moyenne 28 % des coûts totaux respectifs pour les centrales à charbon, 70 % pour les centrales à gaz et 16 % seulement pour le cycle du combustible nucléaire ».

L’Arenh a été imposé comme une mesure compensatoire à l’existence des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE), par la Commission européenne, dans sa décision précitée du 12 juin 2012. Son objectif est de favoriser la concurrence sur le marché de détail de l’électricité, afin de faire bénéficier les consommateurs de la compétitivité du parc électronucléaire existant et d’inciter les fournisseurs à développer de nouveaux moyens de production d’électricité.

Cet accès est ouvert à tous les opérateurs fournissant en électricité des consommateurs finals résidant sur le territoire métropolitain continental ou des gestionnaires de réseaux pour leurs pertes ([43]).

Selon l’article L. 336-1 du code de l’énergie, cet accès est consenti à des conditions d’achat reflétant les conditions économiques de production d’électricité par les centrales nucléaires d’EDF situées sur le territoire national et mises en service avant le 8 décembre 2010 ([44]).

1.   Le plafond d’Arenh

EDF doit céder de l’électricité issue du parc nucléaire historique, pour un volume maximal, aux fournisseurs qui en font la demande et qui alimentent ou prévoient d’alimenter des consommateurs finals ou des gestionnaires de réseaux pour leurs pertes, situés sur le territoire métropolitain continental.

Le volume global maximal pouvant être cédé est déterminé par arrêté des ministres chargés de l’économie et de l’énergie, pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie, dans une limite fixée par la loi, qui est actuellement de 120 térawattheures (TWh) par an ([45]). Ce plafond est déterminé en fonction du développement de la concurrence sur les marchés de production et de fourniture d’électricité et afin de contribuer à la stabilité des prix pour le consommateur final.

Le plafond d’Arenh destiné à la fourniture des consommateurs finals, qui est fixé par la loi, était de 100 TWh par an jusqu’au 1er janvier 2020 ([46]) . Il a alors été relevé à 150 TWh par an, avant d’être abaissé à 120 TWh par an en 2022 ([47]).

Le volume global maximal d’Arenh, qui correspond au volume d’Arenh qu’EDF doit céder, au titre d’une année, aux fournisseurs alternatifs pour la fourniture des consommateurs finals, est quant à lui fixé par arrêté ; il est de 100 TWh par an. Pour 2022,  un décret et un arrêté l’ont relevé à titre exceptionnel à 120 TWh par an ([48]) , dans le cadre du dispositif « Arenh + », afin de contenir le prix de vente de l’électricité. Le seuil de 100 TWh annuels représentait environ 25 % de la production du parc nucléaire historique en 2018.

Le volume d’Arenh attribué annuellement pour les pertes des gestionnaires de réseaux est d’environ 26 TWh ([49]).

2.   Le prix de l’Arenh

Le prix de l’électricité cédée par EDF dans le cadre de l’Arenh est fixé par arrêté des ministres chargés de l’énergie et de l’économie, sur proposition de la CRE ([50]). Comme prévu par l’article L. 337-14 du code de l’énergie, ce prix est réexaminé chaque année et doit être représentatif des conditions économiques de production d’électricité par les centrales nucléaires historiques, afin d’assurer une juste rémunération à EDF. Ce prix doit tenir compte de l’addition :

– d’une rémunération des capitaux prenant en compte la nature de l’activité ;

– des coûts d’exploitation ;

– des coûts des investissements de maintenance ou nécessaires à l’extension de la durée de l’autorisation d’exploitation ;

– des coûts prévisionnels liés aux charges pesant à long terme sur les exploitants d’installations nucléaires de base mentionnées à l’article L. 594-1 du code de l’environnement, à savoir les charges de démantèlement des centrales, les charges de fermeture, d’entretien et de surveillance des installations de stockage de déchets radioactifs et les charges de transport et de gestion des combustibles usés et des déchets radioactifs.

Pour apprécier ces conditions économiques, la CRE se fonde sur des documents permettant d’identifier l’ensemble des coûts exposés dans le périmètre d’activité de ces centrales.

L’article L. 337-15 du code de l’énergie prévoit, depuis sa création en 2011, que les méthodes d’identification et de comptabilisation des coûts pesant sur EDF doivent être précisées par un décret en Conseil d’État, décret qui n’a jamais été publié. Par dérogation, l’article L. 337-16 du même code prévoit que jusqu’à l’entrée en vigueur de ce décret, le prix de l’électricité cédée est arrêté par les ministres chargés de l’énergie et de l’économie après avis motivé de la CRE et que, parmi les éléments pouvant être pris en compte pour réviser ce prix figurent notamment l’évolution de l’indice des prix à la consommation et celle du volume global maximal d’électricité nucléaire historique pouvant être cédé ([51]).

Un arrêté du 17 mai 2011 ([52]) a fixé le prix de l’électricité fournie dans le cadre de l’Arenh à 42 euros par mégawattheure (MWh). Ce prix découle des échanges entre la France et la Commission européenne dans le cadre d’une procédure, entamée en 2007, concernant la compatibilité des tarifs réglementés de vente d’électricité français pour les grands et moyens consommateurs avec la réglementation européenne relative aux aides d’État. La décision de la Commission du 12 juin 2012 ([53]), qui a clos cette procédure, a prévu que le niveau de prix de l’Arenh ne pouvait excéder 42 euros / MWh et ne pouvait évoluer tant qu’une mesure fixant la méthode de calcul pour l’établir n’était pas entrée en vigueur. Elle précisait que cette mesure devrait être soumise à la Commission à l’état de projet en vue de son approbation préalable. C’est également cette décision qui a fixé le plafond d’Arenh à 100 TWh par an et a prévu l’existence de l’Arenh jusqu’au 31 décembre 2025.

Le prix de l’Arenh est demeuré quasi-inchangé depuis lors, en l’absence du décret, prévu à l’article L. 337-15 du code de l’énergie, définissant la méthode d’identification et de comptabilisation des coûts d’EDF.

Toutefois, un arrêté du 11 mars 2022 ([54]) a relevé le prix de l’Arenh, à 46,2 euros / MWh, pour les 20 TWh supplémentaires autorisés pour l’année 2022 (dispositif « Arenh + »).

De plus, l’article 40 de la loi n° 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d’urgence pour la protection du pouvoir d’achat a prévu que le prix de l’Arenh ne pouvait être inférieur à 49,50 euros / MWh, pour l’ensemble des volumes d’électricité attribués. Cette disposition devait entrer en vigueur à compter du premier jour du mois suivant un délai d’un mois après la date de réception par le Gouvernement de la réponse de la Commission européenne permettant de considérer cette hausse comme étant conforme au droit de l’UE. Cependant, cette hausse de tarif n’a pour l’heure pas été appliquée. La France n’a pas sollicité la Commission européenne sur cette question ([55]). 

3.   L’attribution des volumes d’Arenh

Chaque fournisseur doit conclure un accord-cadre avec EDF. Cet accord-cadre, qui doit être signé dans le mois qui suit la demande par le fournisseur, garantit les modalités selon lesquelles ce fournisseur peut, à sa demande, exercer son droit d’accès à l’Arenh par la voie de cessions d’une durée d’un an.

Après la signature de l’accord-cadre, le fournisseur transmet à la CRE un dossier de demande d’Arenh, au moins quarante jours avant le début de chaque période de livraison, qui intervient le 1er janvier de chaque année.

Sur la base de ces demandes, la CRE calcule chaque année le volume maximal cédé à chaque fournisseur, en fonction de deux facteurs :

– les caractéristiques et les prévisions d’évolution de la consommation des consommateurs finals et des gestionnaires de réseaux pour leurs pertes ;

– la part de la production des centrales nucléaires historiques dans la consommation totale des consommateurs finals (dite « coefficient de bouclage »).

Plus précisément, les droits de chaque fournisseur sont calculés sur une période de référence correspondant aux heures creuses d’avril à juin et de septembre à octobre et aux heures des mois de juillet et d’août, et après l’application du coefficient de bouclage. Ce coefficient, qui est demeuré inchangé de 2015 à 2023, à 0,964 ([56]), a été fixé à 0,844 pour 2024 et 2025 ([57]).

Depuis 2022 ([58]), la CRE peut corriger la quantité d’Arenh théorique calculée pour un fournisseur si les hypothèses de consommation ou de développement commercial communiquées par un fournisseur présentent un risque de surestimation manifeste ou lorsque la quantité d’Arenh demandée est manifestement disproportionnée par rapport à la consommation des consommateurs finals constatée antérieurement et aux précisions d’évolution de cette consommation ([59]).

Si la somme des volumes maximaux calculés pour chaque fournisseur excède le volume global maximal, la CRE répartit ce dernier entre les fournisseurs de manière à permettre le développement de la concurrence sur l’ensemble des segments du marché de détail ([60]) . Il s’agit du mécanisme dit de l’« écrêtement », qui consiste à n’attribuer aux fournisseurs alternatifs qu’un pourcentage de leur demande initiale.

4.   Les contrôles

La CRE est chargée de garantir un accès transparent, équitable et non discriminatoire à l’électricité produite par les centrales nucléaires historiques. Outre son rôle dans la fixation des prix et le calcul des droits, elle surveille les transactions effectuées par les fournisseurs et s’assure de la cohérence entre les volumes d’électricité nucléaire historique et la consommation des consommateurs finals desservis sur le territoire ([61]).

1.   Le rôle du CoRDiS

Lorsqu’un fournisseur connaît des difficultés de nature à compromettre la poursuite de son activité ou lorsque les volumes d’électricité effectivement fournis par ce fournisseur sont manifestement inférieurs aux hypothèses de consommation communiquées dans sa demande, y compris pendant les heures ne servant pas à la détermination des droits théoriques, sans que cette circonstance soit justifiée par des motifs extérieurs au comportement de ce fournisseur, le président de la CRE peut, à tout moment, saisir en urgence le comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) de la CRE ([62])  d’une demande tendant à ce que soit ordonnée l’interruption de tout ou partie de la livraison des volumes d’Arenh à ce fournisseur, pour une durée qui ne peut excéder celle de la période de livraison en cours ([63]) .

De plus, l’article L. 134-26 du code de l’énergie définit l’abus du droit d’Arenh comme « tout achat d’électricité nucléaire historique dans le cadre du dispositif d’accès régulé à celle-ci sans intention de constituer un portefeuille de clients y ouvrant droit, en particulier tout achat de quantités d’électricité nucléaire historique excédant substantiellement celles nécessaires à l’approvisionnement de sa clientèle et sans rapport avec la réalité du développement de son activité et les moyens consacrés à celui-ci, et plus généralement toute action participant directement ou indirectement au détournement des capacités d’électricité nucléaire historique à prix régulé ».

En cas d’abus du droit d’Arenh ou d’entrave à l’exercice de ce droit, l’auteur de l’abus peut être mis en demeure de se conformer aux dispositions législatives ou réglementaires, ou aux décisions, règles et obligations qu’il a enfreintes, dans un délai déterminé. Cette mise en demeure peut être rendue publique ([64]) .

Le CoRDiS peut également saisir les juridictions pénales s’il estime que les infractions constatées relèvent de leur compétence.

2.   Les compléments de prix

Comme prévu par l’article L. 336-5 du code de l’énergie, dans le cas où les droits alloués à un fournisseur en début de période s’avèrent supérieurs aux droits correspondant à la consommation constatée des consommateurs finals et des gestionnaires de réseaux fournis par lui, la CRE lui notifie un complément de prix à acquitter au titre de ces volumes excédentaires.

Ce complément de prix peut être de deux types ([65])  :

– le « complément de prix 1 », dit « CP1 », vise à neutraliser la situation d’un fournisseur ayant demandé une quantité excédentaire d’Arenh par rapport à ses droits théoriques, pour la revendre sur le marché de gros de l’électricité ; il est réparti entre les fournisseurs alternatifs, au prorata de la perte causée à chacun d’eux, dès lors que la somme de leurs droits constatée ex-post dépasse le plafond de l’Arenh ;

– le « complément de prix 2 » dit « CP2 », qui est cumulable avec le premier, consiste à pénaliser la situation d’un fournisseur ayant demandé une quantité excédentaire d’Arenh par rapport à ses besoins réels, au-delà d’une marge de tolérance de 10 % ; il revient à l’État, dans la mesure où les recettes sont versées à EDF puis déduites de sa compensation des charges de service public de l’énergie.

5.   Les autres utilisations de l’Arenh

L’Arenh connaît également d’autres utilisations, dont la principale est le calcul des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVe).

En effet, comme prévu par l’article L. 337-6 du code de l’énergie, les TRVe sont calculés par addition du prix de l’Arenh, du coût du complément d’approvisionnement au prix de marché, de la garantie de capacité, des coûts d’acheminement de l’électricité, des coûts de commercialisation et d’une rémunération normale de l’activité de fourniture ([66]) .

Ces tarifs sont proposés par la CRE aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie. Ils peuvent bénéficier aux consommateurs finals domestiques et aux consommateurs finals non domestiques, employant moins de 10 personnes et dont le chiffre d’affaires, les recettes ou le bilan annuels n’excèdent pas 2 millions d’euros, pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kilovoltampères ([67]) ([68]) . Ils concernent également les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental ([69]).

Par ailleurs, EDF propose des offres de marché indexées sur le prix de l’Arenh.

Il en découle que les volumes de production d’électricité valorisés au prix de l’Arenh excèdent très largement le plafond de 100 TWh.

Comme l’écrivait la Cour des comptes dans son rapport de 2022 sur l’organisation des marchés de l’électricité, « l’impact de l’Arenh sur les revenus du nucléaire dépasse la vente des strictes quantités du produit Arenh par EDF. En effet, la production d’électricité par EDF sert en grande partie à alimenter directement les clients d’EDF, sur la base d’échanges internes entre EDF producteur et EDF fournisseur et dans le cadre du pilotage exercé par la direction optimisation amont/aval et trading d’EDF.

Or une grande partie de la production nucléaire, support à ces échanges internes, est valorisée aux mêmes conditions que l’Arenh, même s’il ne s’agit pas à proprement parler du produit Arenh tel que défini par la loi. C’est le cas de la production nucléaire permettant l’approvisionnement en base des clients aux tarifs réglementés, mais également de celle permettant l’approvisionnement en base des clients aux offres de marché d’EDF. En effet, les offres de marché d’EDF se fondent sur un approvisionnement réparti entre une électricité « équivalent Arenh » et des achats sur les marchés de gros, dans les mêmes proportions que les fournisseurs alternatifs. » ([70])

2.   Le bilan de l’Arenh

Un bilan de l’Arenh laisse apparaître plusieurs difficultés, mais aussi des effets positifs.

1.   L’absence de concurrence sur le marché de la production

L’un des objectifs de l’Arenh était de développer la concurrence, non seulement sur le marché aval, mais aussi sur celui de la production électrique, ce dont témoigne la rédaction de l’article L. 336-8 du code de l’énergie, qui prévoit depuis 2011 une évaluation de l’Arenh portant notamment sur « son impact sur la conclusion de contrats de gré à gré entre les fournisseurs et Électricité de France et sur la participation des acteurs aux investissements dans les moyens de production nécessaires à la sécurité d’approvisionnement en électricité ». En effet, l’Arenh devait favoriser le développement de nouveaux moyens d’approvisionnement en amont, à travers le plafonnement des volumes d’Arenh à 100 TWh, niveau insuffisant pour concurrencer EDF sur l’ensemble du marché, et le caractère transitoire du dispositif, dont l’extinction est prévue dès l’origine à la fin de l’année 2025.

Comme l’a constaté la Commission de régulation de l’énergie ([71]) dans son rapport d’évaluation de l’Arenh publié en 2018, l’Arenh a échoué à favoriser le développement de contrats de gré à gré entre EDF et les fournisseurs alternatifs, alors que de tels contrats auraient pu permettre à ces fournisseurs de disposer d’un approvisionnement à des prix plus bas que l’Arenh, en contrepartie, par exemple, d’engagements de plus long terme.

L’Arenh n’a pas non plus incité les fournisseurs à investir dans des moyens de production de base.

Dans son rapport d’évaluation de 2015 ([72]), l’Autorité de la concurrence concluait également que « la facilité que constitue l’Arenh ne semble pas être une solution efficace pour modifier la structure du marché amont de la production ». Dans son rapport d’évaluation de 2020 ([73]), elle indiquait : « la perspective d’investissements nouveaux dans des moyens de production en base non nucléaires et faibles émetteurs de carbone est […] très limitée, d’autant que les incertitudes sur le futur de la régulation et de la structure du secteur sont persistantes ».

2.   Un prix bloqué

La loi de 2010 avait prévu un réexamen annuel du prix de l’Arenh, sur la base d’une méthode de calcul des coûts pesant sur EDF qui devait être précisée par un décret en Conseil d’État.

Or, bien qu’un projet de décret ait été proposé en 2015, il n’a jamais été publié en raison de divergences entre le Gouvernement, la CRE, l’Autorité de la concurrence et EDF, et de l’opposition de la Commission européenne.

En conséquence, le prix de l’Arenh est demeuré figé à 42 euros / MWh sur toute la durée du dispositif et n’a jamais été ajusté aux coûts réels du parc nucléaire historique, ce qui, selon plusieurs acteurs, est l’une des causes majeures de la dégradation de la situation financière d’EDF ([74]) .

3.   Un dispositif asymétrique, défavorable à EDF en cas de prix bas

De manière plus structurelle, comme l’a constaté la Cour des comptes ([75]), l’Arenh est un dispositif asymétrique qui ne peut, par construction, assurer la couverture des coûts du nucléaire, en particulier en période de prix bas.

Cela tient à son caractère optionnel pour les fournisseurs alternatifs, qui peuvent y recourir ou non, et sortir du dispositif à tout moment, selon leur intérêt. Ils n’ont d’ailleurs pas manqué de le faire entre 2015 et 2017, période pendant laquelle les prix de marché étaient inférieurs au prix de l’Arenh, en s’approvisionnant directement sur les marchés de gros. EDF, en revanche, ne dispose pas d’un prix plancher en cas de baisse des prix, qui lui permettrait de sécuriser ses revenus.

4.   Des comportements opportunistes

Le caractère optionnel de l’Arenh a favorisé des comportements opportunistes de la part de certains fournisseurs alternatifs lors de la remontée des prix de marché en 2017 et en 2018, puis lors de leur explosion en 2022.

Comme l’a exposé la Cour des comptes, « en 2017 et 2018 notamment (conséquence des approvisionnements aux guichets Arenh de novembre 2016 et novembre 2017), alors qu’EDF avait vendu régulièrement sa production nucléaire pendant les deux années précédant sa livraison aux prix de marché à terme constatés sur la période (puisque ceux-ci étaient inférieurs à l’Arenh et qu’il n’y avait donc pas d’attractivité du produit Arenh), la brusque remontée des prix, juste avant les guichets Arenh, a conduit les fournisseurs alternatifs à demander de l’Arenh de façon assez imprévisible. La satisfaction de ces demandes a contraint EDF à racheter sur les marchés suffisamment d’électricité pour pouvoir honorer ses obligations, ce qui a entraîné des surcoûts significatifs pour EDF » ([76]).

En 2022, l’explosion des prix de gros de l’électricité et les modalités d’attribution de l’Arenh ont permis d’autres types d’abus de la part d’une minorité de fournisseurs alternatifs. Comme l’a indiqué le rapport sénatorial de juillet 2023 sur l’Arenh ([77]), ces abus relevaient notamment de la pratique consistant pour un fournisseur à « maximiser son portefeuille de clients, sur la période d’avril à octobre, afin de bénéficier des droits à l’Arenh, qui sont calculés sur cette période, puis à se séparer de ce portefeuille de clients, en augmentant fortement ses prix, pour revendre ses droits à l’Arenh sur les marchés ». Toutefois, ces abus ne seraient plus aujourd’hui possibles grâce à la possibilité donnée à la CRE, depuis 2022, de réviser à la baisse les demandes d’Arenh qui lui apparaissent manifestement surestimées ([78]).

En septembre 2022, la CRE a ouvert des enquêtes contre trois fournisseurs suspectés de telles pratiques. Leur instruction par le CoRDiS a conduit à la sanction de la société Ohm Energie pour abus du droit d’Arenh en juillet 2024, à hauteur de six millions d’euros ([79]).

5.   Un effet inflationniste

Le mécanisme d’écrêtement de l’Arenh a un effet inflationniste sur les prix de détail. En effet, en cas d’écrêtement, les fournisseurs alternatifs se trouvent dans l’obligation de s’approvisionner, pour couvrir leurs droits d’Arenh non satisfaits et dans des délais contraints, sur les marchés de gros à des prix supérieurs à l’Arenh.

Or EDF réplique à ses propres clients les conséquences inflationnistes de son écrêtement, qui est, de surcroît, automatiquement intégré dans le calcul des TRVe réalisé par la CRE. La CRE considère, en effet, que dans la mesure où l’article L. 337-6 du code de l’énergie prévoit que le coût du complément d’approvisionnement au marché est établi en « tenant compte, le cas échéant, de l’atteinte du plafond » de l’Arenh, elle doit répliquer les effets de cet écrêtement en réduisant la part d’approvisionnement à l’Arenh à due proportion de l’écrêtement des volumes. Il en résulte une augmentation des TRVe.

6.   Une couverture des coûts du nucléaire qui serait toutefois suffisante

La Cour des comptes a procédé, en 2022, à une comparaison entre les coûts complets de production du parc nucléaire et les revenus qu’a pu en tirer EDF depuis la mise en place de l’Arenh ([80]).

Sur les années 2011-2021, les coûts comptables du parc nucléaire auraient bien été couverts par ses revenus, avec un excédent de 1,7 milliard d’euros. Plus précisément, trois périodes se dégagent :

– entre 2011 et 2015, la valorisation de la production nucléaire a été en moyenne supérieure à ses coûts ;

– à l’inverse, entre 2016 et 2018, du fait de la faiblesse des prix de gros et du caractère asymétrique de l’Arenh, les revenus du parc nucléaire étaient inférieurs à ses coûts ;

–  entre 2019 et 2021, la hausse des prix de gros et l’écrêtement de l’Arenh se sont traduits par une augmentation de la valorisation du nucléaire qui n’a cependant pas permis de couvrir les coûts qui ont fortement augmenté en 2020 du fait de la baisse de production liée à la crise sanitaire.

Ce bilan positif est toutefois entaché d’un aléa. En lui-même, le dispositif d’Arenh n’est pas suffisant à couvrir les coûts du nucléaire quelles que soient les circonstances de marché.

2.   l’accord de novembre 2023 entre edf et l’État

En novembre 2023, au terme de longues négociations, EDF et l’État ont conclu un accord concernant le cadre de régulation du prix de l’électricité d’origine nucléaire, qui doit prendre la suite de l’Arenh à compter du 1er janvier 2026. Il s’agit cependant, selon la commission d’enquête du Sénat sur la production, la consommation et le prix de l’électricité, d’un « accord non contraignant, sans effet juridique » ([81].

Le ministre de l’économie, M. Bruno Le Maire, en a exposé les principaux éléments dans un discours prononcé le 14 novembre 2023 ([82]) :

– cet accord garantit un niveau de prix proche de 70 euros / MWh pour l’électricité nucléaire, qui correspond aux coûts de production totaux de l’électricité nucléaire en France, ce qui permettrait de garantir une stabilité des prix pour les consommateurs ;

– il porte sur la totalité de la production nucléaire d’EDF, alors que l’Arenh n’en concerne qu’un tiers ;

– il prévoit une taxation par seuils des revenus d’EDF tirés de sa production nucléaire, permettant d’amortir les éventuelles hausses des prix du marché et de redistribuer aux consommateurs des bénéfices d’EDF au-delà d’un certain niveau de prix ;

– il s’inscrit sur la base de contrats de long terme d’une durée d’environ dix ans avec les entreprises industrielles.

Au cours de la même conférence de presse, le président-directeur général d’EDF, M. Luc Rémont, a indiqué que le prix de 70 euros / MWh correspondait à l’anticipation moyenne des prix sur les quinze prochaines années.

L’accord prévoit, en cas de prix supérieurs, deux niveaux de taxation des revenus d’EDF :

– au sein d’une fourchette comprise entre, d’une part, 78 et 80 euros, et, d’autre part, 110 euros, les revenus seraient taxés à hauteur de 50 %, ce qui « correspond aux coûts du nucléaire existant [et] à ceux des investissements futurs, auxquels s’ajoute une marge de sécurité pour qu’EDF stabilise son niveau de dette », selon les précisions de Mme Agnès Pannier‑Runacher, alors ministre de la transition énergétique ;

– au-delà de 110 euros, les revenus seraient taxés à hauteur de 90 %.

L’accord vise à la fois à protéger les consommateurs et les industries contre des hausses de prix et à permettre à EDF de faire face à ses obligations financières en stabilisant son déficit et en se désendettant – la dette d’EDF s’élevait en 2023 à 54,4 milliards d’euros – et de financer la relance du programme nucléaire français, qui comprend la construction de six à quatorze EPR pour un coût d’au moins 50 milliards d’euros et la pérennisation des installations existantes à travers le programme dit « grand carénage », pour un coût de 65 milliards d’euros.

3.   la réforme du marché européen de l’électricité

À la suite de la crise énergétique intervenue à partir de 2021, des discussions ont été engagées par la Commission européenne en vue d’une réforme de l’organisation du marché européen de l’électricité. Ces discussions ont débouché sur un nouveau règlement ([83]) et une nouvelle directive ([84]), datés du 13 juin 2024, qui opèrent une refonte de ce marché.

L’objectif de cette réforme est de protéger les consommateurs contre la volatilité des prix de l’électricité et de garantir un revenu stable aux producteurs, notamment par le développement d’un marché de long terme, propre à favoriser les investissements, en particulier dans les énergies renouvelables.

La réforme conserve un trait caractéristique du marché européen de l’électricité, à savoir la fixation du prix spot ([85]) au prix marginal, selon le mécanisme du « merit order » ([86]).

Elle propose deux types de contrats de long terme :

– les accords d’achat d’électricité (AAE), appelés en anglais Power Purchase Agreements (PPA). Ce sont des accords d’achat bilatéraux entre producteurs et acheteurs d’électricité qui sont conclus sur une base volontaire et sont fondés sur les conditions de prix du marché sans intervention réglementaire dans la fixation des prix. Ils doivent assurer la stabilité des prix à long terme pour le client et offrir la sécurité nécessaire pour que le producteur prenne la décision d’investir. Les États membres sont invités à créer des conditions de marché propices au développement de ces instruments, notamment en mettant en place un système de garanties publiques permettant de couvrir les risques de crédit des acheteurs. L’objectif est de permettre à davantage d’entreprises, notamment des PME, de conclure ce type de contrats. La France a d’ailleurs déjà mis en place un tel fonds en septembre 2023 ; il n’est toutefois, pour l’heure, ouvert qu’aux très gros consommateurs.

Le développement des AAE doit contribuer à ce que les prix de l’électricité reflètent mieux les coûts de production des énergies décarbonées et qu’à ce titre ils soient moins dépendants des variations des prix des énergies fossiles, en particulier du gaz. Il s’agit d’un instrument qui doit permettre de rapprocher la facture du consommateur et la rémunération du producteur des coûts complets de l’actif faisant l’objet du contrat, mais aussi de prendre le relais des mécanismes de soutien public.

– les contrats sur différence bidirectionnels, également dénommés « contrats d’écart compensatoire bidirectionnels », et souvent désignés par le sigle « CfD » (Contract for Difference). Ils ont vocation à être utilisés lorsque l’installation ne peut trouver une valorisation pour sa production sur le marché, de sorte que ses recettes ne couvrent pas ses coûts. Dans ces contrats, la puissance publique joue un rôle d’offreur de dernier recours.

Ils fonctionnent de la manière suivante : le contrat définit un prix d’exercice (ou strike price) pour un volume d’électricité et une durée déterminés. Au moment de l’achat, si le prix de marché est inférieur au prix d’exercice, le consommateur acquitte le prix de marché, et la différence est versée au producteur par l’État ; si le prix de marché est supérieur au prix d’exercice, l’État perçoit le surplus et peut le restituer aux consommateurs ou l’utiliser pour financer les coûts des régimes de soutien direct des prix en période de prix bas ou les investissements visant à réduire les coûts de l’électricité pour les clients finals, à savoir le financement des instruments nationaux d’aide à l’efficacité énergétique.

Le prix d’exercice peut être remplacé par un prix maximum et un prix minimum, définissant un corridor tarifaire.

 

Source : Parlement européen.

Il est prévu que les régimes de soutien direct des prix pour les investissements dans de nouvelles installations de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, ainsi que dans des installations nucléaires, ne puissent prendre la forme que de contrats sur différence bidirectionnels, ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets ([87]). Ils peuvent également être utilisés, de manière volontaire, pour les centrales nucléaires existantes, si l’investissement correspondant vise à prolonger sa durée de vie ou à accroître substantiellement sa capacité.

Outre l’encadrement de ces types de contrats et l’encouragement à leur utilisation, la réforme met en place un mécanisme de crise permettant aux États membres de procéder à des interventions publiques en cas de prix très élevés, à certaines conditions et sous réserve de l’autorisation de la Commission européenne.

4.   la composition et les missions de la commission de régulation de l’énergie

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) est une autorité administrative indépendante chargée du bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz, au bénéfice des consommateurs. Elle a été créée en 2000 sous la dénomination de « Commission de régulation de l’électricité » ([88]).

1.   Les missions de la CRE

Les missions de la CRE figurent aux articles L. 131-1 à L. 131-5 du code de l’énergie. La CRE est notamment chargée :

– de veiller à ce que les conditions d’accès aux réseaux de transport et de distribution d’électricité et de gaz naturel ainsi qu’aux installations de gaz naturel liquéfié et de stockage souterrain de gaz naturel n’entravent pas le développement de la concurrence ;

– d’assurer le respect, par les gestionnaires et propriétaires de réseaux de transport et de distribution d’électricité et de gaz naturel, par les gestionnaires et propriétaires des installations de gaz naturel liquéfié ou de stockage souterrain de gaz naturel et par les entreprises opérant dans les secteurs de l’électricité et du gaz, des obligations qui leur incombent ;

– de surveiller, pour l’électricité et pour le gaz naturel, les transactions effectuées entre fournisseurs, négociants et producteurs, les transactions effectuées sur les marchés organisés ainsi que les échanges aux frontières ;

– de publier chaque mois le prix moyen de fourniture de gaz naturel et son évolution pour les consommateurs finals domestiques ainsi que la marge moyenne réalisée par les fournisseurs de gaz naturel.

2.   La composition de la CRE

La CRE comprend deux organes indépendants :

– le collège ;

– le comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS).

Les dispositions relatives à la composition de la CRE figurent aux articles L. 132-1 à L. 132-4 du code de l’énergie.

1.   Le collège

Le collège est composé de cinq membres, dont son président, nommés en raison de leurs qualifications juridiques, économiques et techniques. Ils définissent les grandes orientations et adoptent les décisions et les avis de la CRE.

Outre son président, qui est nommé par décret du Président de la République, le collège comprend :

– un membre nommé par le président de l’Assemblée nationale, en raison de ses qualifications juridiques, économiques et techniques dans les domaines de la protection des consommateurs d’énergie et de la lutte contre la précarité énergétique ;

– un membre nommé par le président du Sénat, en raison de ses qualifications juridiques, économiques et techniques dans les domaines des services publics locaux de l’énergie et de l’aménagement du territoire ;

– un membre nommé par décret, en raison de ses qualifications juridiques, économiques et techniques dans les domaines de la maîtrise de la demande d’énergie et des énergies renouvelables ;

– un membre nommé par décret, sur proposition du ministre chargé de l’outre-mer, en raison de sa connaissance et de son expérience des zones non interconnectées.

Les membres du collège sont nommés pour six ans. Leur mandat n’est pas renouvelable. Le collège est, à l’exception de son président, renouvelé par moitié tous les trois ans.

Les fonctions de président et des autres membres du collège sont incompatibles avec tout mandat électif communal, départemental, régional ou européen et avec la détention, directe ou indirecte, d’intérêts dans une entreprise du secteur de l’énergie.

2.   Le CoRDiS

Le CoRDiS est composé de quatre membres titulaires et quatre membres suppléants issus à parité du Conseil d’État et de la Cour de cassation. Le CoRDiS est chargé de régler les différends portant sur l’accès aux réseaux publics d’électricité et de gaz et leur utilisation entre gestionnaires et utilisateurs et de sanctionner les manquements au code de l’énergie.

Les membres du comité et leurs suppléants sont nommés pour une durée de six ans non renouvelable. Le président est nommé par décret pour la durée de son mandat parmi les membres du comité.

3.   Le fonctionnement de la CRE

La CRE comptait, au 31 décembre 2023, 160 agents hors collège. En 2023, elle a disposé d’un budget de 24 millions d’euros, dont l’exécution est soumise au contrôle de la Cour des comptes.

En 2023, le collège de la CRE a procédé à 371 délibérations ; au cours de la même année, le CoRDiS a été saisi 19 fois et a rendu 13 décisions.

2.   le dispositif proposÉ

Le présent article remplace la régulation du prix de cession par EDF aux autres fournisseurs de l’électricité issue des centrales nucléaires historiques par un mécanisme comprenant deux volets :

– en amont, un volet fiscal consistant en une taxation du combustible nucléaire utilisé par EDF pour la production d’électricité (alinéas 1 à 163) ;

– en aval, un volet tarifaire consistant en une minoration, pour les consommateurs, des prix de l’électricité fixés contractuellement, minoration compensée par le produit de la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire (alinéas 164 à 199).

Il transcrit une partie de l’accord conclu entre EDF et l’État en novembre 2023.

La CRE se voit confier des missions essentielles dans la mise en œuvre des deux volets de ce mécanisme.

Cette réforme doit entrer en vigueur le 1er janvier 2026, selon des modalités précisées par les alinéas 200 à 204.

1.   la création d’une taxe sur l’utilisation de combustible nuclÉaire pour la production d’électricité

Le volet fiscal de cette réforme consiste en une taxation du combustible nucléaire utilisé par EDF pour la production d’électricité.

Le I (alinéas 1 à 42) insère les principales dispositions relatives à cette nouvelle taxe dans le code des impositions sur les biens et services (CIBS).

Le II (alinéas 43 à 51) complète le livre des procédures fiscales afin de prévoir des échanges de documents et d’informations entre la CRE et l’administration fiscale utiles à la mise en œuvre de cette taxe.

Le III (alinéas 52 à 199) modifie le code de l’énergie. Ses alinéas 53 à 162 concernent la taxe prévue par cette réforme. Ils précisent :

– le rôle de la CRE dans sa mise en œuvre (alinéas 53 à 78) ;

– les modalités d’application de cette réforme à Wallis et Futuna (alinéas 79 à 93) ;

–  les modalités de détermination de l’assiette de cette taxe, constituée par les revenus tirés de l’exploitation des centrales nucléaires historiques (alinéas 94 à 16.).

1.   Les principales caractéristiques de cette taxe

Le paragraphe I (alinéas 1 à 42) insère les principales dispositions relatives à la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité dans le livre III du CIBS, au sein d’un nouveau titre II ayant vocation à réunir les dispositions concernant les taxes sur des biens et services relevant des secteurs des énergies, des alcools ou des tabacs mais ne relevant pas du régime général d’accise (alinéas 2 à 5).

Les alinéas 6 à 11 créent un chapitre Ier dans ce nouveau titre, regroupant des dispositions générales relatives aux éléments taxables et aux territoires de taxation. Il est précisé par le nouvel article L. 321-2 que les cinq territoires mentionnés à l’article L. 112-4 du même code, à savoir la métropole, la Guadeloupe et la Martinique, la Guyane, La Réunion et Mayotte, sont regardés comme un territoire de taxation unique (alinéa 11).

Les alinéas 12 à 42 créent un chapitre II sur les énergies, qui contient les dispositions relatives à la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité, au sein d’une sous-section 2 au sein d’une section 3 intitulée « Production ». Ces dispositions sont codifiées aux articles L. 322-66 à L. 322-80 du CIBS.

L’article L. 322-66 (alinéa 18) dispose que les règles relatives à cette taxe sont déterminées par les dispositions du titre Ier, par celles du chapitre Ier de ce titre et par celles de cette sous-section.

L’article L. 322-67 (alinéa 19) prévoit que les définitions figurant à l’article L. 336-1 du code de l’énergie sont applicables. Ces définitions sont prévues aux alinéas 102 à 108 du présent article.

L’article L. 322-68 (alinéa 20) prévoit une consultation préalable de la CRE et du Conseil supérieur de l’énergie sur les mesures prises en application ou pour l’application des articles L. 322-71 à L. 322-76 du code de l’énergie, dont les dispositions sont prévues aux alinéas 26 à 38 du présent article, et de l’article L. 322-79 du même code, prévu à l’alinéa 41 du présent article.

Prévu par l’article L. 142-41 du code de l’énergie, le Conseil supérieur de l’énergie comprend parmi ses membres trois députés et trois sénateurs ([89]). Les articles D. 142‑21 à D. 142-31 contiennent les autres dispositions relatives à ce conseil. Ils prévoient notamment sa consultation sur l’ensemble des actes de nature réglementaire émanant du Gouvernement et intéressant le secteur de l’électricité ou du gaz. Ce conseil peut également émettre, à la demande du ministre chargé de l’énergie, des avis concernant la politique en matière d’électricité, de gaz et d’autres énergies fossiles, d’énergies renouvelables et d’économies d’énergie, avis qui sont remis au Gouvernement.

L’article L. 322-69 (alinéa 22) prévoit que le fait générateur de cette taxe est constitué par l’achèvement de l’année civile au cours de laquelle est utilisé, au sein d’une centrale électronucléaire historique située sur le territoire de taxation mentionné à l’article L. 322-70, du combustible nucléaire pour la production d’électricité.

L’article L. 322-70 (alinéas 23 à 25) précise que le territoire de taxation comprend, outre le territoire unique mentionné à l’article L. 321-2, Saint-Pierre-et-Miquelon et Wallis et Futuna.

Les articles L. 322-71 à L. 322-76 (alinéas 26 à 38) fixent les modalités de calcul de la taxe.

Les revenus constituant l’assiette de la taxe sont ceux imputables à l’utilisation de combustible nucléaire, dans des conditions fixées par le code de l’énergie (article L. 322‑71, alinéa 27).

Le barème de la taxe comprend trois taux (article L. 322-72, alinéa 29) :

– un taux nul pour la fraction des revenus inférieure ou égale au seuil de taxation ;

– un taux de 50 % pour leur fraction supérieure au seuil de taxation et inférieure ou égale à un seuil dit d’« écrêtement » ;

– un taux de 90 % pour leur fraction supérieure au seuil d’écrêtement.

Il s’agit des taux prévus par l’accord de novembre 2023 entre EDF et l’État.

Le seuil de taxation et le seuil d’écrêtement sont égaux au produit des facteurs suivants (article L. 322-73, alinéas 30 à 33) :

– la quantité d’énergie contenue dans le combustible nucléaire utilisé au cours de l’année civile ;

– un facteur forfaitaire de conversion entre l’énergie contenue dans le combustible nucléaire et l’énergie dégagée pour la production d’électricité, déterminé par arrêté conjoint du ministre chargé de l’économie et du ministre chargé de l’énergie ;

– selon le cas, le tarif de taxation ou le tarif d’écrêtement.

L’article L. 322-74 (alinéa 34) précise les modalités de fixation du tarif de taxation. Ce tarif est fixé par arrêté conjoint du ministre chargé de l’économie et du ministre chargé de l’énergie dans une fourchette comprise entre :

– un minimum égal aux coûts complets de l’électricité mentionnés à l’article L. 336-3 du code de l’énergie, à savoir ceux de la production d’électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques, tels qu’évalués par la CRE (alinéa 111), majorés de 5 euros / MWh ;

– et un maximum égal à ces coûts majorés de 25 euros / MWh.

L’article L. 322-75 (alinéa 35) précise les modalités de fixation du tarif d’écrêtement. Ce tarif est également fixé par arrêté conjoint du ministre chargé de l’économie et du ministre chargé de l’énergie dans une fourchette comprise entre :

– un minimum égal aux coûts complets de l’électricité mentionnés à l’article L. 336-3 du code de l’énergie, majorés de 35 euros / MWh ;

– et un maximum égal à ces coûts majorés de 55 euros / MWh.

L’article L. 322-76 (alinéas 36 à 38) dispose que ces tarifs sont fixés pour une période de trois ans et avant le début de chaque période. Cependant, un décret doit déterminer les situations dans lesquelles les tarifs fixés pour chaque période peuvent être modifiés au cours de cette dernière. Pour chaque période, les tarifs sont fixés compte tenu, non seulement des coûts complets de production d’électricité par les centrales historiques, mais aussi des coûts mentionnés à l’article L. 336-4 du code de l’énergie, à savoir les coûts de réalisation des centrales électronucléaires autres qu’historiques (alinéa 113) et de la situation financière de l’exploitant. L’alinéa 38 précise que les minima et maxima prévus par les articles L. 322-74 et L. 322-75 sont déterminés sur la base des dernières évaluations disponibles des coûts mentionnés à ces articles.

L’article L. 322-77 (alinéa 39) précise que le redevable est l’exploitant des centrales électronucléaires historiques, c’est-à-dire EDF.

L’article L. 322-78 (alinéa 40) prévoit que ce redevable porte sur une déclaration, qui permet, comme prévu par l’article L. 161-1 du CIBS, de constater l’imposition, les revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques tels que définis par l’article L. 336-5 du code de l’énergie, lequel est créé par les alinéas 116 et 117 du présent article. Il s’agit des revenus qui se rapportent aux transactions relatives à l’électricité pouvant être imputés à l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité par ces centrales. Ces revenus sont déclarés tels qu’ils ressortent de la comptabilité appropriée prévue à l’article L. 336-12 du code de l’énergie, créé aux alinéas 141 et 142 du présent article et compte tenu, le cas échéant, des corrections effectuées en application de l’article L. 336-14 du même code, créé par les alinéas 146 à 148 du présent article, c’est-à-dire des corrections effectuées par la CRE à la suite du contrôle par un organisme indépendant.

L’article L. 322-79 (alinéa 41) précise que la taxe fait l’objet d’acomptes.

L’article L. 322-80 (alinéa 42) place sous l’autorité de la CRE le contrôle et le contentieux portant sur la détermination des revenus taxés et l’établissement de la comptabilité appropriée. Les dispositions concernées figurent dans le code de l’énergie, aux sections 2 et 4 du chapitre IV et du chapitre V du titre III de son livre Ier, soit aux articles L. 134-10 à L. 134-18, L. 134-25 à L. 134-34 et L. 135-3 à L. 135-11 et L. 135-14 à L. 135-16. Certains de ces articles sont modifiés par les alinéas 70 à 78 du présent article.

2.   La détermination de l’assiette de cette taxe

Le b) du 2° du III (alinéas 96 à 162) du présent article supprime le chapitre VI du titre III du livre III du code de l’énergie, consacré à l’Arenh, et le remplace par de nouvelles dispositions précisant le fonctionnement et l’assiette de la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité.

Le chapitre VI, dans sa nouvelle rédaction, est intitulé « Partage des revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques » (alinéas 97 et 98).

Une section 1 (alinéas 99 à 113) contient les dispositions générales relatives à cette régulation. Elles figurent aux articles L. 336-1 à L. 336-4 du code de l’énergie.

L’article L. 336-1 du code de l’énergie, dans sa nouvelle rédaction (alinéas 101 à 107), contient une liste de définitions pour l’application de ce chapitre. Il est ainsi précisé que :

– le terme de « centrale électronucléaire historique » s’entend de l’installation nucléaire de base qui produit de l’électricité pour laquelle l’autorisation initiale d’exploitation a été délivrée avant le 1er janvier 2026 ;

– le terme d’« exploitant des centrales électronucléaires historiques » s’entend du titulaire de l’autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité délivrée par l’autorité administrative, et mentionnée par l’article L. 311-5 du code de l’énergie ;

– le terme de « combustible nucléaire » s’entend de toute matière susceptible de dégager de l’énergie par fission au moyen d’une centrale électronucléaire historique ([90]) ;

– le terme d’« utilisation d’un combustible nucléaire pour la production d’électricité » s’entend de la réalisation de la fission atomique lorsqu’elle concourt à un processus dont la finalité est la production d’électricité ;

– le terme de « produits électriques de gros » et celui de « marchés de gros de l’électricité » s’entendent, dans la mesure où ils portent sur l’électricité, respectivement des produits énergétiques de gros et des marchés de gros au sens des points 4 et 6 de l’article 2 du règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie.

Dans sa version en vigueur, issue du règlement (UE) 2024/1106 du Parlement européen et du Conseil du 11 avril 2024, le point 4 de cet article définit les « produits énergétiques de gros » comme les contrats et produits dérivés suivants, indépendamment du lieu et de la façon dont ils sont négociés :

• les contrats de fourniture d’électricité, avec livraison dans l’Union européenne (UE), ou les contrats de fourniture d’électricité susceptibles d’entraîner une livraison dans l’UE à la suite d’un couplage unique journalier et infrajournalier ;
• les produits dérivés en rapport avec l’électricité qui sont produits, négociés ou livrés dans l’UE, ou les produits dérivés en rapport avec l’électricité susceptibles d’entraîner une livraison dans l’UE à la suite d’un couplage unique journalier et infrajournalier ;
• les contrats relatifs au transport d’électricité ou de gaz naturel dans l’UE ;
• les produits dérivés en rapport avec le transport d’électricité dans l’UE ;
• les contrats relatifs au stockage d’électricité dans l’UE ;
• les produits dérivés en rapport avec le stockage d’électricité dans l’UE ;
• les contrats de fourniture et de distribution d’électricité destinés aux clients finaux ayant une capacité de consommation supérieure à 600 gigawattheures par an, à l’exclusion de ceux destinés à d’autres clients finaux.

Le point 6 de cet article définit le « marché de gros de l’électricité » comme tout marché dans l’UE sur lequel de l’électricité de gros est négociée.

– le terme d’ « instruments dérivés portant sur l’électricité » s’entend, dans la mesure où ils portent sur l’électricité, des instruments financiers mentionnés aux points 5, 6 et 7 de la section C de l’annexe I de la directive 2014/65/UE du Parlement européen et du Conseil du 15 mars 2014 concernant les marchés d’instruments financiers et modifiant la directive 2002/92/CE et la directive 2011/61/UE.

Dans la version en vigueur de cette directive 2014/65/UE, modifiée par la directive (UE) 2024/790 du Parlement européen et du Conseil du 28 février 2024, ces instruments sont :

• les contrats d’option, contrats à terme ferme dénommés en anglais « futures » ([91]), contrats d’échange, contrats à terme ferme dénommés en anglais « forwards » (1) et tous autres contrats dérivés relatifs à des matières premières qui doivent être réglés en espèces ou peuvent être réglés en espèces à la demande d’une des parties pour des raisons autres qu’une défaillance ou autre incident provoquant la résiliation (point 5) ;
• les contrats d’option, contrats à terme, contrats d’échange et tout autre contrat dérivé relatif à des matières premières qui peuvent être réglés par livraison physique, à condition qu’ils soient négociés sur un marché réglementé, un système multilatéral de négociation ou un système organisé de négociation, à l’exception des produits énergétiques de gros qui sont négociés sur un système organisé de négociation et qui doivent être réglés par livraison physique (point 6) ;
• les contrats d’option, contrats à terme ferme dénommés en anglais « futures » (1), contrats d’échange, contrats à terme ferme dénommés en anglais « forwards » (1) et tous autres contrats dérivés relatifs à des matières premières qui peuvent être réglés par livraison physique, non mentionnés précédemment, et non destinés à des fins commerciales, qui présentent les caractéristiques d’autres instruments financiers dérivés (point 7).

L’article L. 336-2 du code de l’énergie, dans sa nouvelle rédaction (alinéas 108 à 110), prévoit que les revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques résultent de la politique commerciale déterminée par l’exploitant de ces centrales et qu’ils font l’objet de la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité mentionnée à l’article L. 322‑66 du CIBS. Il précise que cette taxe ne peut être répercutée par l’exploitant des centrales électronucléaires historiques dans le prix des opérations économiques qu’il réalise.

L’article L. 336-3 du code de l’énergie, dans sa nouvelle rédaction (alinéas 111 et 112), dispose que la CRE constate, au moins tous les trois ans, les coûts complets de production de l’électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques et que ces coûts s’entendent de ceux rapportés à la quantité d’électricité produite. Il précise que les coûts ainsi évalués ne comprennent pas la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité.

L’article L. 336-4 du code de l’énergie, dans sa nouvelle rédaction (alinéa 113), renvoie à un décret la méthodologie d’évaluation des coûts encourus pour la réalisation des centrales électronucléaires autres qu’historiques qui sont mentionnées dans la programmation pluriannuelle de l’énergie prévue par l’article L. 141-1.

La section 2 (alinéas 114 à 138) prévoit la définition des revenus soumis à la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité, au sein des articles L. 336-5 à L. 336-11 du code de l’énergie.

L’article L. 336-5 du code de l’énergie, dans sa nouvelle rédaction (alinéas 116 et 117), dispose que les revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques sont ceux qui se rapportent aux transactions relatives à l’électricité pouvant être imputés à l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité par ces centrales et qu’ils sont déterminés par année civile comme le solde de l’ensemble des transactions relatives à l’électricité réputée avoir été produite à partir de combustible nucléaire.

L’article L. 336-6 du code de l’énergie, dans sa nouvelle rédaction (alinéas 118 à 121), précise la définition des transactions relatives à l’électricité. Celles-ci comprennent :

– les achats et ventes d’électricité par l’exploitant des centrales électronucléaires historiques ;

– les gains ou pertes de cet exploitant résultant d’instruments dérivés portant sur l’électricité ;

– tout contrat par lequel cet exploitant met à disposition d’une autre personne une capacité de production de ces centrales, avec la réserve que, pour les contrats conclus avec un gestionnaire de réseau électrique dans le cadre de ses actions pour prévenir la congestion ou pour assurer la sécurité du système électrique, sont seules prises en compte les sommes directement déterminées à partir d’une quantité d’électricité.

L’article L. 336-7 du code de l’énergie, dans sa nouvelle rédaction (alinéas 122 et 123), dispose que ces transactions sont rattachées à l’année civile d’injection de l’électricité dans le système électrique résultant des termes de la transaction. Lorsqu’une somme relative à une transaction ne se rapporte pas spécifiquement à une injection d’électricité dans le système électrique au cours d’une année civile déterminée, elle est répartie de manière identique sur l’ensemble des années civiles couvertes par le contrat – l’année civile au cours de laquelle le contrat est exécuté pendant une durée limitée étant, cependant, prise en compte à proportion de cette durée.

L’article L. 336-8 du code de l’énergie, dans sa nouvelle rédaction (alinéas 124 à 127), dispose que les transactions relatives à l’électricité réputée avoir été produite à partir de combustibles nucléaires sont les suivantes :

 

– celles qui se rapportent à des contrats adossés à des centrales électronucléaires historiques ;

 

–  celles qui ne se rapportent pas à des contrats adossés à des installations autres que les centrales électronucléaires historiques, dans la mesure où la méthode définie à l’article L. 336-9 les alloue à ces centrales.

Il est précisé que, pour l’application de la présente section, un contrat est adossé à une installation de production lorsque les prix, les conditions de fourniture et la durée convenus sont déterminés principalement en tenant compte des coûts de construction, de maintenance, ou d’exploitation de tout ou partie de l’installation et que sont présumés être adossés à des centrales électronucléaires historiques les contrats conclus pour une fourniture ou une mise à disposition d’électricité pour une durée d’au moins cinq ans et dont les prix sont indépendants de l’évolution des prix sur les marchés de gros. L’exploitant est chargé d’établir la liste des contrats adossés et de la communiquer à la CRE, qui l’approuve conformément au 9° de l’article L. 134‑3 du même code.

L’article L. 336-9 du code de l’énergie, dans sa nouvelle rédaction (alinéas 128 à 130), dispose que l’exploitant des centrales électronucléaires historiques définit à l’avance une méthode d’allocation de ses transactions entre l’électricité produite par ces centrales et celle produite par ses autres installations et qu’il communique cette méthode à la CRE, qui l’approuve conformément au 9° de l’article L. 134-3 du même code.

Il précise que les revenus résultant de la mise en œuvre de cette méthode sont constatés par années civiles de livraison de l’électricité et par périodes de réalisation des transactions. Ces périodes de réalisation des transactions sont d’une durée d’au plus trois mois, sauf lorsque, pour une année civile de livraison donnée, les quantités d’électricité ayant fait l’objet de transactions au cours d’une période de trois mois sont inférieures à un seuil fixé par décret.

À l’issue de chaque période de réalisation des transactions, les revenus et quantités d’électricité alloués aux centrales électronucléaires historiques sont déterminés comme étant ceux constatés à l’issue de la période précédant celle qui s’achève, corrigés des volumes et montants afférents aux transactions réalisées pendant la période qui s’achève et alloués aux centrales électronucléaires historiques par la méthode d’allocation des transactions.

L’article L. 336-10 du code de l’énergie, dans sa nouvelle rédaction (alinéas 131 à 134), prévoit que lorsque les transactions mentionnées à l’article L. 336-6 du même code portent sur des transactions aux consommateurs finals, ces dernières sont prises en compte à hauteur de la valeur pouvant être imputée à sa seule activité de production.

Pour les contrats adossés mentionnés à l’article L. 336-8, sont déduits des revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques les coûts ne pouvant être imputés à l’activité de producteur, lorsqu’ils sont au moins égaux à un euro par mégawattheure.

Pour les autres contrats, les transactions sont considérées comme des transactions internes entre l’activité de producteur et de fournisseur aux consommateurs finals. Ces transactions internes sont réputées intervenir aux dates et conditions qui auraient correspondu à l’approvisionnement de ces contrats par des produits électriques de gros échangés sur les marchés de gros, les produits électriques de gros faisant l’objet de transactions internes étant réputés être acquis ou cédés par l’exploitant des centrales électronucléaires historiques sur les marchés de gros à ces dates et conditions.

Il est précisé que la méthode d’allocation mentionnée à l’article L. 336-9 s’applique à ces transactions internes dans les mêmes conditions qu’aux transactions réalisées sur les marchés de gros.

Le nouvel article L. 336-11 du code de l’énergie (alinéas 135 à 138), exclut les transactions en temps réel ou quasi-réel du champ d’application des articles L. 336-6 à L. 336-10. De plus, pour chaque période infrajournalière pertinente d’injection dans le système électrique, les quantités d’électricité produites par les centrales électronucléaires historiques et non allouées à des transactions par la méthode mentionnée à l’article L. 336-9 sont réputées être afférentes aux transactions en temps réel ou quasi-réel. Les revenus associés à ces transactions sont réputés être ceux qui auraient été obtenus pour des prix de vente constatés sur les marchés de gros pour un ou plusieurs produits électriques de gros représentatifs des transactions en temps réel ou quasi-réel.

Pour l’application du présent article, les transactions en temps réel ou quasi-réel sont les transactions relevant des catégories de produits déterminées par voie réglementaire parmi ceux pour lesquels l’injection dans le système électrique intervient au plus tard à la fin du mois calendaire suivant la transaction.

La section 3 (alinéas 139 à 148) contient les dispositions relatives à la comptabilisation des revenus, au sein des nouveaux articles L. 336-12 à L. 336-14 du code de l’énergie.

Le nouvel article L. 336-12 du code de l’énergie (alinéas 141 et 142) dispose que l’exploitant des centrales électronucléaires historiques tient une comptabilité appropriée des revenus de l’exploitation de ces centrales définis par les dispositions de la section 2 du présent chapitre et que la comptabilisation de ces revenus est tenue au fur et à mesure des périodes successives mentionnées à l’article L. 336-9.

Le nouvel article L. 336-13 du code de l’énergie (alinéas 143 à 145) confie à l’exploitant des centrales électronucléaires historiques le soin d’établir les règles régissant les procédures selon lesquelles la comptabilité appropriée est tenue, règles qui sont approuvées par la CRE, conformément au 9° de l’article L. 134-3 de ce code.  Il précise que ces règles assurent une identification cohérente de la fraction des revenus imputables à l’exploitation de ces centrales, qu’elles permettent une liquidation exacte et aux échéances prévues des acomptes et du solde de la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité et qu’elles permettent en outre la réalisation de prévisions objectives du montant de la minoration de prix prévue à l’article L. 337-3.

Enfin, il est prévu que l’exploitant des centrales électronucléaires historiques communique cette comptabilité appropriée à la CRE dans les conditions prévues par l’article L. 134-1 du même code.

L’article L. 336-14 (alinéas 146 à 148) dispose que, pour chaque année civile, les revenus retracés par la comptabilité appropriée, ainsi que les procédures selon lesquelles elle est tenue, sont contrôlés, aux frais de l’exploitant des centrales électronucléaires historiques, par un organisme indépendant désigné par la CRE et que celle-ci peut en outre, aux frais de cet exploitant, faire contrôler par un organisme indépendant qu’elle désigne un ou plusieurs éléments particuliers de cette comptabilité.

De plus, il dispose que, lorsqu’une irrégularité est constatée à l’issue d’un contrôle, la CRE la rectifie par une décision notifiée à cet exploitant, après lui avoir adressé un avis motivé sur lequel il dispose d’un délai de soixante jours pour formuler ses observations.

La section 4 (alinéas 149 à 155) porte sur les prévisions du niveau des revenus. Il contient un article unique, le nouvel article L. 316-15 du code de l’énergie, qui confie à la CRE la mission d’estimer, avant l’année de livraison de l’électricité et au cours de celle-ci :

– le montant des revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques au titre de cette année, à partir de la comptabilité appropriée ;

– les quantités d’énergie contenues dans les combustibles nucléaires devant être utilisés au cours de cette année pour la production d’électricité ;

– et les quantités d’électricité qui feront le cas échéant l’objet de la minoration de prix prévue à l’article L. 337-3 du même code ainsi que le montant prévisionnel de cette minoration.

Il prévoit également une communication de ces estimations au ministre chargé de l’énergie et au ministre chargé de l’économie.

La section 5 (alinéas 156 à 163) contient les dispositions finales de ce chapitre, au sein d’un article unique, le nouvel article L. 316-16 du code de l’énergie. Celui-ci renvoie à un décret en Conseil d’État pris après avis de la CRE les conditions d’application du présent chapitre, notamment :

– les principes méthodologiques régissant les évaluations mentionnées à l’article L. 336-3 ainsi que les conditions dans lesquelles elles sont régulièrement mises à jour ;

– les périodes d’évaluation des revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques mentionnées à l’article L. 336-9 ;

– les périodes infra-journalières pertinentes d’injection dans le système électrique mentionnées à l’article L. 336-11, les produits représentatifs mentionnés au même article et les conditions dans lesquelles les prix de ces produits sont calculés et constatés ;

– la régularité, les échéances et les conditions de communication au ministre chargé de l’économie et au ministre chargé de l’énergie des estimations mentionnées à l’article L. 336-15 et les conditions dans lesquelles le public est informé de ces estimations et du montant de la minoration du prix de fourniture applicable le cas échéant.

Le a) du 2° du paragraphe III (alinéa 95) et le c) du même 2° (alinéa 163) du présent article suppriment des mentions de l’Arenh aux articles L. 333-3 et L. 337-1 du code de l’énergie.

3.   Le rôle de la CRE

Le paragraphe III, à ses alinéas 52 à 78, modifie le code de l’énergie afin de confier à la CRE de nouvelles missions relatives au contrôle et à l’évaluation de cette taxe. Il supprime, corrélativement, les missions de la CRE relatives à l’Arenh.

Le i) du a) du 1° (alinéa 55) supprime une mention de l’Arenh à l’article L. 131-2 du code de l’énergie.

Le ii) du a) du 1° (alinéas 56 et 57) complète le même article afin de prévoir que la CRE analyse l’impact potentiel, sur les marchés de gros d’électricité, de la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité et est chargée de contrôler l’application par les fournisseurs d’électricité de la minoration de prix et leurs demandes de compensation dans le cadre du versement nucléaire universel.

Le b) du 1° (alinéas 58 et 59) insère un article L. 131-6 dans le code de l’énergie, qui dispose que la CRE participe à la mise en œuvre du partage des revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques en contrôlant la bonne application des dispositions l’encadrant et en communiquant à l’autorité administrative, sans pouvoir opposer le secret professionnel, toute information utile à la mise en œuvre du versement nucléaire universel.

Le c) du 1° (alinéas 60 à 65) complète l’article L. 134-1 du code de l’énergie pour prévoir que la CRE précise, par décision publiée au Journal officiel, les règles concernant :

– les conditions, périodicités et échéances des transmissions de la comptabilité appropriée ;

– l’étendue et les modalités de l’obligation de l’exploitant des centrales électronucléaires historiques et du gestionnaire du réseau public de transport d’électricité, c’est-à-dire RTE, de lui communiquer les documents, données ou informations nécessaires à l’accomplissement de ses missions ;

– les modalités de détermination de la compensation des fournisseurs et le contenu des déclarations établies par ces mêmes fournisseurs dans le cadre du versement nucléaire universel. 

Le d) du 1° (alinéas 66 et 67) complète l’article L. 134-3 du code de l’énergie pour prévoir que la CRE approuve la liste des contrats conclus par l’exploitant des centrales électronucléaires historiques qui sont adossés à des installations de production au sens du dernier alinéa de l’article L. 336-8, tels que définis à l’alinéa 128 du présent article, la méthode d’allocation des transactions de cet exploitant à l’électricité produite par ces centrales mentionnée à l’article L. 336‑9, créé par les alinéas 129 à 131 du présent article, ainsi que les règles régissant les procédures selon lesquelles la comptabilité appropriée est tenue.

Les e), f), g), i) et k) du 1° (alinéas 68 à 70, 73 et 76 à 78) suppriment diverses dispositions du code de l’énergie relatives à l’Arenh.

Le h) du 1° (alinéas 71 et 72) insère un article L. 134-17-1 dans le code de l’énergie, qui prévoit que la CRE et l’administration fiscale échangent des informations et documents dans le cadre de leurs missions respectives dans les conditions prévues aux articles L. 84 F et L. 166 BA du livre des procédures fiscales, créés aux alinéas 44 à 52 du présent article.

Le j) du 1° (alinéas 74 et 75) complète l’article L. 134-25 du code de l’énergie pour prévoir que le comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) de la CRE peut soit d’office, soit à la demande conjointe du ministre chargé de l’énergie et du ministre chargé de l’économie ou à la demande du président de la CRE, sanctionner les manquements qu’il constate de la part de l’exploitant des centrales électronucléaires historiques à ses obligations relatives à la transmission de la comptabilité appropriée, à la communication de documents et informations à la CRE et à la comptabilisation de ses revenus.

Le paragraphe II (alinéas 43 à 51) complète le livre des procédures fiscales afin de prévoir des échanges d’informations et de documents relatifs à cette taxe entre la CRE et l’administration fiscale.

Le nouvel article L. 84 F de ce code (alinéa 47) prévoit que la CRE communique à l’administration fiscale, sur sa demande, et sans pouvoir opposer le secret professionnel, tout document ou information qu’elle détient dans le cadre de ses missions et compétences et nécessaires à l’établissement, au contrôle et au recouvrement de la taxe.

Le nouvel article L. 166 BA (alinéa 51) dispose que la CRE reçoit communication par l’administration fiscale des renseignements utiles au contrôle de la déclaration et à l’exercice de ses missions relatives à cette taxe.

2.   la création d’un versement nucléaire universel

Le d) du 2° du paragraphe III du présent article (alinéas 164 à 185) contient les dispositions relatives au nouveau versement nucléaire universel. Celles‑ci sont codifiées aux articles L. 337-3 à L. 337-3-6 du code de l’énergie, au sein d’une sous-section 1, intitulée « Versement nucléaire universel », de la section 2 du chapitre VII du titre III du livre III de ce code.

L’article L. 337-3 (alinéas 164 à 185) institue une minoration de plein droit du prix de l’électricité du contrat de fourniture à un consommateur final lorsque le tarif unitaire mentionné à l’article L. 337-3-2 est positif.

Ce prix peut être celui découlant du libre jeu de la concurrence, comme mentionné au premier alinéa de l’article L. 410-2 du code de commerce, ou d’un tarif réglementé de vente.

Ces dispositions sont d’ordre public, ce qui signifie qu’il ne peut y être dérogé par contrat. De plus, toute stipulation ayant pour objet ou pour effet d’atténuer, partiellement ou totalement, cette minoration est réputée non écrite.

L’article L. 337-3-1 (alinéas 170 à 172) prévoit une compensation de la perte de recettes supportée par les fournisseurs d’électricité du fait de la mise en œuvre de la minoration prévue à l’article L. 337-3.

Pour chaque fournisseur et chaque période d’application, le montant de cette compensation est égal au produit des quantités d’électricité fournies à des consommateurs finals auxquelles la minoration a été appliquée, par le tarif unitaire mentionné à l’article L. 337-3-2. De plus, en cas de mise en œuvre des modulations prévues en application du 2° de l’article L. 337-3-6, le calcul est réalisé séparément pour chaque tarif unitaire et les résultats sont additionnés.

Il est précisé que la compensation est versée sur demande du fournisseur, appuyée d’une déclaration certifiée par son commissaire aux comptes ou son comptable public.

L’article L. 337-3-2 (alinéas 173 à 175) dispose que cette minoration résulte de l’application d’un tarif unitaire aux quantités d’électricité fournies aux consommateurs finals pendant une période annuelle d’application déterminée par décret, étant précisé que le début de cette période intervient au cours de l’année civile pour laquelle il est anticipé un montant non nul de taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité.

 

Ce tarif unitaire, positif ou nul, est déterminé dans les conditions prévues à l’article L. 337-3-3 de manière à ce que la perte de recettes qui en résulte pour les fournisseurs soit égale aux montants affectés à la compensation de ces pertes en application de l’article L. 337-3-1.

Sur la base des éléments prévus à l’article L. 337-3-3, il est fixé une première fois, au moins un mois avant le début de la période d’application de la minoration, par arrêté conjoint du ministre chargé de l’énergie et du ministre chargé de l’économie sur proposition de la CRE puis, le cas échéant, modifié une ou plusieurs fois au cours de cette période dans les mêmes conditions.

L’article L. 337-3-3 (alinéas 176 à 180) prévoit que, pour sa première fixation, le tarif unitaire de la minoration de prix est déterminé sur la base des éléments suivants :

– les dernières estimations réalisées en application de l’article L. 336-15 des revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques au titre de l’année civile engagée et des quantités d’électricité consommées au cours de la période d’application ;

– le cas échéant, les écarts constatés sur les montants encaissés ou versés avant le début de l’année civile entre, d’une part, ceux afférents à la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité due au titre des années civiles précédentes et, d’autre part, ceux afférents à la compensation accordée aux fournisseurs au titre des périodes d’application précédentes.

De plus, au cours de la période d’application de la minoration, aux fins de limiter l’ampleur des écarts qui devront être pris en compte au titre des périodes ultérieures d’application, il est prévu que le tarif unitaire ou la durée d’application de la minoration soit modifié. Ces ajustements peuvent intervenir de manière rétroactive après l’achèvement prévu de la période d’application, au plus tard un an après cet évènement, lorsqu’il est constaté que les montants à compenser excèdent les recettes et que le montant de la minoration à appliquer pour la période suivante est nul ou insuffisant. Dans ce cas, sur demande du ministre chargé de l’énergie et du ministre chargé de l’économie, la CRE privilégie, dans sa proposition, une modification du tarif, une modification de la période d’application, un ajustement rétroactif ou une combinaison de ces éléments.

L’article L. 337-3-4 (alinéa 181) prévoit que la minoration est identifiée sur la facture de manière distincte du prix auquel elle s’applique par une mention expresse selon des modalités déterminées par arrêté conjoint du ministre chargé de l’énergie et du ministre chargé de l’économie.

L’article L. 337-3-5 (alinéa 182) prévoit que les manquements aux dispositions de la présente sous-section sont passibles des sanctions prévues à l’article L. 142-31, c’est-à-dire une sanction pécuniaire ou un retrait ou une suspension pour une durée n’excédant pas un an de l’autorisation d’exploiter une installation ou de l’autorisation de fourniture, dans les conditions prévues aux articles L. 142-30 à L. 142-36 du code de l’énergie. Ces articles prévoient notamment que les sanctions sont prononcées après que l’intéressé a reçu notification des griefs et a été mis à même de consulter le dossier et de présenter ses observations écrites et verbales, assisté par une personne de son choix, que l’instruction et la procédure devant le ministre sont contradictoires et que l’autorité administrative ne peut être saisie de faits remontant à plus de trois ans s’il n’a été fait aucun acte tendant à leur recherche, leur constatation ou leur sanction. Ils prévoient également que les sanctions sont motivées et qu’elles sont précédées d’une mise en demeure de se conformer dans un délai déterminé aux dispositions concernées. Cette mise en demeure peut être rendue publique.

S’agissant du montant de la sanction pécuniaire, ces articles précisent qu’il est proportionné à la gravité du manquement, à la situation de l’intéressé, à l’ampleur du dommage et aux avantages qui en sont tirés.

L’article L. 337-3-6 (alinéas 183 à 185) renvoie à un décret en Conseil d’État pris après avis de la CRE les conditions d’application de cette sous-section, notamment :

–  les modalités selon lesquelles le produit de la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité est versé à chaque fournisseur ;

– les règles de calcul du tarif unitaire et les conditions selon lesquelles ce tarif peut, aux fins de favoriser l’atteinte des objectifs de la politique énergétique, varier en fonction du moment de la consommation et de son ampleur, du prix de fourniture et du profil de consommation.

Le e) et le g) du 2° du paragraphe III du présent article (alinéas 186 et 188) suppriment des dispositions devenues obsolètes aux articles L. 337-4 et L. 337-10 du code de l’énergie.

Le f) et le h) du même 2° (alinéas 187 et 189) suppriment des mentions des dispositions relatives à l’Arenh à l’article L. 337-4 et à la section 4 du chapitre VII du titre III du livre III du code de l’énergie.

3.   L’application à Wallis et Futuna

Les îles Wallis et Futuna constituent une collectivité d’outre-mer régie par l’article 74 de la Constitution, c’est-à-dire par le principe de spécialité législative. La loi du 29 juillet 1961 ([92]) prévoit, à son article 4, que ce territoire est régi par les lois déclarées expressément applicables aux territoires d’outre-mer ou au territoire des îles Wallis et Futuna.

Les articles L. 152-1 à L. 152-12 du code de l’énergie contiennent les dispositions du livre Ier de ce code particulières aux îles Wallis et Futuna. L’article L. 152-7 dresse la liste des dispositions de ce livre qui y sont applicables, en précisant la rédaction concernée.

En conséquence, le l) du 1° du paragraphe III du présent article (alinéas 79 à 93) modifie et complète l’article L. 152-7 du code de l’énergie pour tenir compte de la réforme prévue par le présent article. Les articles L. 131-2, L. 131-6, L. 134-1, L. 134-3, L. 134-10, L. 134-17-1, L. 134-25 et L. 134-26 de ce code sont ainsi rendus applicables à Wallis et Futuna dans leur rédaction issue de la loi de finances pour 2025.

Les articles L. 363-1 à L. 363-13 de ce code sont relatifs aux dispositions de son livre III applicables aux îles Wallis et Futuna. L’article L. 363-7 dresse la liste des dispositions du droit métropolitain applicables à ces îles, en précisant la rédaction concernée.

En conséquence, le 3° du paragraphe III du présent article (alinéas 190 à 199) modifie et complète l’article L. 363-7 de ce code pour tenir compte de la réforme prévue par le présent article. Les articles L. 333-1, L. 336-1 à L. 336-16, L. 337-1, L. 337-3 à L. 337-3-6, L. 337-4 et L. 337-6 de ce code sont ainsi rendus applicables à Wallis et Futuna dans leur rédaction issue de la loi de finances pour 2025.

4.   les modalités d’entrée en vigueur

Le paragraphe IV du présent article (alinéas 200 à 204) fixe les modalités d’entrée en vigueur de celui-ci.

Les dispositions de cet article entrent en vigueur le 1er janvier 2026 (alinéa 200), étant précisé qu’elles sont applicables à l’ensemble des transactions, opérations, actes et contrats relatifs à une livraison d’électricité qui intervient physiquement à compter de cette date, y compris si leur date de conclusion ou de réalisation est antérieure à cette dernière (alinéa 201).

Par dérogation, les dispositions du chapitre VI du titre III du livre III du code de l’énergie, c’est-à-dire celles ayant trait à la régulation des revenus tirés de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques, relatives aux injections d’électricité intervenant ou devant intervenir à compter du 1er janvier 2026 sont applicables à compter du 30 avril 2025 (alinéa 202).

Il est précisé que la CRE réalise la première évaluation des coûts complets de production de l’électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques au plus tard le 1er juillet 2025 (alinéa 203).

De plus, les dispositions relatives à l’Arenh qui sont vigueur jusqu’au 31 décembre 2025 demeurent applicables après cette date en tant qu’elles concernent des fournitures d’électricité intervenant jusqu’à cette date (alinéa 204).

3.   l’impact Économique et financier

L’évaluation préalable indique que cette réforme doit permettre de garantir à tous les consommateurs un accès à l’électricité nucléaire à un prix autour de 70 euros / MWh pendant les quinze prochaines années.

Ce prix doit permettre de couvrir à la fois les coûts complets de production de l’électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques et le coût des investissements d’EDF dans de nouvelles capacités de production.

De plus, ce dispositif vise à offrir une meilleure protection contre la volatilité des marchés, tout en maintenant les incitations à la réduction de la consommation pendant les périodes de tension du système électrique.

S’agissant des marchés de gros de l’électricité et de ses acteurs, la mesure devrait favoriser leur liquidité, puisque les volumes auparavant cédés via l’Arenh pourront être cédés directement sur ces marchés ou dans le cadre de contrats de long terme.

Le dispositif devrait être neutre pour les fournisseurs d’électricité, puisque l’éventuelle majoration de leurs tarifs due à la suppression de l’Arenh doit être compensée auprès des consommateurs finals.

*

*     *

• Article 5
  Ajustements de la fiscalité applicable aux installations nucléaires de base

1.   l’État du droit
   1.   Les installations nuclÉaires de base

Comme le prévoit l’article L. 593-2 du code de l’environnement, les installations nucléaires de base (INB) sont :

– les réacteurs nucléaires ;

– les installations, répondant à des caractéristiques définies par décret en Conseil d’État, de préparation, d’enrichissement, de fabrication, de traitement ou d’entreposage de combustibles nucléaires ou de traitement, d’entreposage ou de stockage de déchets radioactifs ;

– les installations contenant des substances radioactives ou fissiles et répondant à des caractéristiques définies par décret en Conseil d’État ;

– les accélérateurs de particules répondant à des caractéristiques définies par décret en Conseil d’État ;

– les centres de stockage en couche géologique profonde de déchets radioactifs.

2.   La fiscalitÉ des installations nuclÉaires de base

Les INB sont soumises à six taxes spécifiques, dont les principales caractéristiques sont résumées dans le tableau suivant.

taxes spÉcifiques aux installations nuclÉaires de base

(en millions d’euros)

Dénomination de l’imposition	Types d’installations taxées	Produit en 2022	Affectataire
Taxe sur les installations nucléaires de base	Toutes	558	Budget général
Taxe additionnelle dite « d’accompagnement »	Production d’énergie, retraitement du combustible usé	57	Groupements d’intérêt public (GIP) « Objectifs Meuse » et « Haute-Marne »
Taxe additionnelle dite « de recherche »		65	Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA), fonds « recherche »
Contribution spéciale pour la gestion des déchets radioactifs		80,7	ANDRA, fonds « conception »
Taxe additionnelle dite « de stockage »	Stockage	3	Collectivités dans les périmètres autour de l’installation
Contribution de radioprotection et de sûreté nucléaire	Toutes	60,5	Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN)

Source : Évaluation préalable annexée au projet de loi.

1.   La taxe annuelle sur les installations nucléaires de base

Les installations nucléaires de base sont assujetties à une taxe annuelle, due par l’exploitant à compter de l’autorisation de création de l’installation et jusqu’à la décision de radiation de la liste des installations nucléaires de base. À compter de l’année civile suivant la date de l’arrêt définitif de l’installation, l’imposition forfaitaire applicable à l’installation concernée fait l’objet d’une réduction. Cette taxe est prévue par l’article 43 de la loi n° 99-1172 du 30 décembre 1999 de finances pour 2000.

Le montant de la taxe par installation est égal au produit d’une imposition forfaitaire à laquelle est appliqué un coefficient multiplicateur. L’imposition forfaitaire est fixée dans le tableau ci-dessous. Les coefficients multiplicateurs sont fixés par décret en Conseil d’État en fonction du type et de l’importance des installations dans les limites fixées pour chaque catégorie dans le tableau ci-dessous. Pour la catégorie des réacteurs nucléaires de production d’énergie, la taxe est due pour chaque tranche de l’installation.

imposition forfaitaire de la taxe annuelle sur les installations nuclÉaires de base

Catégorie	Installations n’étant pas à l’arrêt définitif		Installations à l’arrêt définitif
	Montant de l’imposition forfaitaire (en euros)	Coefficient multiplicateur	Montant de l’imposition forfaitaire (en euros)	Fourchette du coefficient multiplicateur
Réacteurs nucléaires de production d’énergie autres que ceux consacrés à titre principal à la recherche (par tranche)	3 670 000	1 à 4	263 000	1 à 4
Réacteurs nucléaires de production d’énergie consacrés à titre principal à la recherche (par tranche)	1 197 470	1 à 2	263 000	1 à 2
Autres réacteurs nucléaires	263 000	1 à 3	131 500	1 à 3
Installations de séparation des isotopes des combustibles nucléaires	618 824	1 à 3	131 500	1 à 3
Usines de fabrication de combustibles nucléaires	618 824	1 à 3	309 412	1 à 3
Usines de traitement de combustibles irradiés	1 856 474	1 à 3	880 000	1 à 3
Installations de traitements d’effluents liquides radioactifs et/ ou de traitement de déchets solides radioactifs	250 000	1 à 4	125 000	1 à 4
Usines de conversion en hexafluore d’uranium ; autres usines de préparation et de transformation des substances radioactives	278 472	1 à 4	139 236	1 à 4
Installations destinées au stockage définitif de substances radioactives	2 165 886	1 à 3	15 000	1 à 3
Installations destinées à l’entreposage temporaire de substances radioactives ; accélérateurs de particules et installations destinées à l’irradiation ; laboratoires et autres installations nucléaires de base destinées à l’utilisation de substances radioactives	24 754	1 à 4	12 377	1 à 4

Source : article 43 de la loi n° 99-1172 du 30 décembre 1999 de finances pour 2000.

coefficients multiplicateurs de la taxe annuelle sur les installations nuclÉaires de base

Catégorie	Importance de l’installation	Installations n’étant pas à l’arrêt définitif	Installations à l’arrêt définitif
Réacteurs nucléaires de production d’énergie autres que ceux consacrés à titre principal à la recherche (par tranche)	Puissance thermique installée (en mégawatts thermiques – Mwth)	-	-
	Inférieure à 2 000 Mwth	1	1
	Supérieure ou égale à 2 000 Mwth et inférieure à 3 000 Mwth	2	1
	Supérieure ou égale à 3 000 Mwth et inférieure à 4 000 Mwth	3	1
	Supérieure ou égale à 4 000 Mwth	4	1
Réacteurs nucléaires de production d’énergie consacrés à titre principal à la recherche (par tranche)	Puissance thermique installée (en mégawatts thermiques – Mwth)	-	-
	Inférieure à 1 000 Mwth	1	1
	Supérieure ou égale à 1 000 Mwth et inférieure à 2 000 Mwth	2	1
Autres réacteurs nucléaires	Puissance thermique installée (en mégawatts thermiques – Mwth)	-	-
	Inférieure à 1 00 Mwth	1	1
	Supérieure ou égale à 1 00 Mwth et inférieure à 150 Mwth	2	1
	Supérieure ou égale à 150 Mwth	3	1
Installations de séparation des isotopes des combustibles nucléaires	Capacité annuelle de séparation des isotopes des combustibles nucléaires	-	-
	Inférieure à 10 millions d’unités de travail de séparation	2	2
	Supérieure ou égale à 10 millions d’unités de travail de séparation	3	3
Usines de fabrication de combustibles nucléaires	Capacité annuelle de fabrication	-	-
	Inférieure à 1 000 tonnes	1	1
	Supérieure ou égale à 1 000 tonnes et inférieure à 5 000 tonnes	2	2
	Supérieure ou égale à 5 000 tonnes	3	3
Usines de traitement de combustibles nucléaires usés	Capacité annuelle de traitement	-	-
	Inférieure à 250 tonnes	1	1
	Supérieure ou égale à 250 tonnes et inférieure à 1 000 tonnes	2	2
	Supérieure ou égale à 1 000 tonnes	3	3
Installations de traitements d’effluents liquides radioactifs et/ ou de traitement de déchets solides radioactifs	Capacité annuelle de traitement exprimée en mètres cubes pour les effluents liquides et en tonnes pour les déchets solides	-	-
	Inférieure à 10 000 tonnes Inférieure à 10 000 mètres cubes	1	1
	Supérieure ou égale à 10 000 tonnes et inférieure à 50 000 tonnes Supérieure ou égale à 10 000 mètres cubes et inférieure à 50 000 mètres cubes	2	2
	Supérieure ou égale à 50 000 tonnes et inférieure à 100 000 tonnes Supérieure ou égale à 50 000 mètres cubes et inférieure à 100 000 mètres cubes	3	3
	Supérieure ou égale à 100 000 tonnes Supérieure ou égale à 100 000 mètres cubes	4	4
Usines de conversion en hexafluore d’uranium	Par installation nucléaire de base	1	1
Autres usines de préparation et de transformation des substances radioactives	Par installation nucléaire de base	2	2
Installations destinées au stockage définitif de substances radioactives	Capacité de stockage autorisée inférieure à 1 000 000 mètres cubes	1	1
	Capacité de stockage autorisée supérieure ou égale à 1 000 000 mètres cubes et inférieure à 1 500 000 mètres cubes	2	2
	Capacité de stockage autorisée supérieure ou égale à 1 500 000 mètres cubes	3	3
Installations destinées à l’entreposage temporaire de substances radioactives	a) Ancien réacteur transformé en installation entreposant ses propres déchets Par installation nucléaire de base	4	4
	b) Autre installation d’entreposage. Capacité d’entreposage exprimée en tonnes pour les substances solides et en mètres cubes pour les substances liquides	-	-
	Inférieure à 10 000 tonnes Inférieure à 10 000 mètres cubes	2	2
	Supérieure ou égale à 10 000 tonnes et inférieure à 25 000 tonnes Supérieure ou égale à 10 000 mètres cubes et inférieure à 25 000 mètres cubes	3	3
	Supérieure ou égale à 25 000 tonnes Supérieure ou égale à 25 000 mètres cubes	4	4
Accélérateurs de particules et installations destinées à l’irradiation	Par installation nucléaire de base	1	1
Laboratoires et autres installations nucléaires de base destinées à l’utilisation de substances radioactives	Par installation nucléaire de base	2	2

Source : décret n° 2000-361 du 26 avril 2000 relatif à la taxe et aux taxes additionnelles auxquelles sont assujetties les installations nucléaires de base en application de l’article 43 de la loi de finances pour 2000.

 

 

2.   Les taxes additionnelles à la taxe sur les installations nucléaires de base

Il existe, de plus, trois taxes additionnelles à la taxe sur les installations nucléaires de base, prévues par l’article 43 précité de la loi de finances pour 2000.

Le montant de ces taxes additionnelles, dites respectivement « de recherche », « d’accompagnement » et « de stockage », est déterminé, selon chaque catégorie d’installations, par application d’un coefficient multiplicateur à une somme forfaitaire. Les coefficients sont fixés par décret en Conseil d’État dans des limites fixées par la loi. Par exception, depuis 2017 et jusqu’en 2025, la valeur des coefficients de la taxe additionnelle d’accompagnement est fixée par la loi.

Le champ des redevables de ces taxes additionnelles est plus réduit que celui de la taxe annuelle sur les INB :

– pour les taxes additionnelles de recherche et d’accompagnement, il ne comprend que les réacteurs nucléaires et les usines de traitement de combustibles nucléaires usés ;

– pour la taxe additionnelle de stockage, il ne comprend que les installations destinées au stockage définitif de substances radioactives.

1.   Les taxes additionnelles de recherche et d’accompagnement

● Ces taxes sont dues par l’exploitant, sans réduction possible, à compter de la création de l’installation et jusqu’à la décision de radiation de la liste des installations nucléaires de base.

imposition forfaitaire des taxes additionnelles À la taxe annuelle sur les installations nuclÉaires de base

Catégorie	Montant de l’imposition forfaitaire (en millions d’euros)	Fourchette du coefficient multiplicateur
		Recherche	Accompagnement
Réacteurs nucléaires de production d’énergie autres que ceux consacrés à titre principal à la recherche (par tranche)	0,28	[0,5-6,5]	[0,6-3]
Réacteurs nucléaires de production d’énergie consacrés à titre principal à la recherche	0,25	[0,5-6,5]	[0,6-3]
Autres réacteurs nucléaires	0,25	[0,5-6,5]	[0,6-3]
Usines de traitement de combustibles nucléaires usés	0,28	[0,5-6,5]	[0,6-3]

Source : article 43 de la loi n° 99-1172 du 30 décembre 1999 de finances pour 2000.

valeur des coefficients de la taxe additionnelle de recherche

Catégorie	Coefficient multiplicateur
Réacteurs nucléaires de production d’énergie autres que ceux consacrés à titre principal à la recherche (par tranche)	2,88
Réacteurs nucléaires de production d’énergie consacrés à titre principal à la recherche	3,67
Autres réacteurs nucléaires	3,67
Usines de traitement de combustibles nucléaires usés	2,91

Source : article 5-1 du décret n° 2000-361 du 26 avril 2000 relatif à la taxe et aux taxes additionnelles auxquelles sont assujetties les installations nucléaires de base en application de l’article 43 de la loi de finances pour 2000.

valeur des coefficients de la taxe additionnelle d’accompagnement de 2017 À 2025

Catégorie	Coefficient multiplicateur
Réacteurs nucléaires de production d’énergie autres que ceux consacrés à titre principal à la recherche (par tranche)	2,60
Réacteurs nucléaires de production d’énergie consacrés à titre principal à la recherche	3,00
Autres réacteurs nucléaires	3,00
Usines de traitement de combustibles nucléaires usés	2,63

Source : article 43 de la loi n° 99-1172 du 30 décembre 1999 de finances pour 2000.

Sous déduction des frais de collecte fixés à 1 % des sommes recouvrées, le produit de la taxe additionnelle dite « de recherche » est reversé à l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA), dans la limite d’un plafond fixé à 55 millions d’euros par l’article 156 de la loi n° 2023-1322 du 29 décembre 2023 de finances pour 2024, le reliquat alimentant le budget général de l’État. Le rendement prévu pour 2024 est de 65 millions d’euros.

L’article L. 542-12-1 du code de l’environnement prévoit que le produit de la taxe additionnelle de recherche finance, au sein de l’ANDRA, un fonds destiné au financement des recherches et études sur l’entreposage et le stockage en couche géologique profonde des déchets radioactifs.

Sous déduction des frais de collecte fixés à 1 % des sommes recouvrées, le produit de la taxe additionnelle dite « d’accompagnement » est réparti, à égalité, en un nombre de parts égal au nombre de départements mentionnés à l’article L. 542‑11 du code de l’environnement – c’est-à-dire les départements de la Meuse et de la Haute-Marne. Ces départements sont ceux sur le territoire desquels est situé tout ou partie du périmètre d’un laboratoire souterrain ou d’un centre de stockage en couche géologique profonde.

De plus, une fraction de chacune de ces parts, déterminée par décret en Conseil d’État dans la limite de 20 %, est reversée par les groupements d’intérêt public mentionnés au même article L. 542-11, au prorata de leur population, aux communes du département dont une partie du territoire est distante de moins de dix kilomètres de l’accès principal aux installations souterraines d’un laboratoire souterrain mentionné à l’article L. 542-4 du même code ou d’un centre de stockage en couche géologique profonde mentionné à l’article L. 542-10-1 dudit code. Pour les communes proches de l’accès principal des installations souterraines du laboratoire de recherches de Bure, cette fraction est fixée à ([93]) :

– 6,34 % de la part départementale en ce qui concerne le département de la Meuse ;

– 4,51 % de la part départementale en ce qui concerne le département de la Haute-Marne.

L’encadré suivant précise la définition des laboratoires souterrains et des centres de stockage en couche géologique profonde, ainsi que celle des groupements d’intérêt public concernés.

 

 

Depuis le 1er janvier 2021, une fraction supplémentaire de chacune de ces parts, déterminée par décret en Conseil d’État dans la limite de 20 %, peut être reversée par ces groupements d’intérêt public aux établissements publics de coopération intercommunale à fiscalité propre du département comprenant une ou plusieurs de ces communes et au prorata de la population de ces dernières.

Cette fraction, qui est effectivement versée, a été fixée à ([94]) :

– 5,23 % de la part départementale en ce qui concerne le département de la Meuse ;

– 5,95 % de la part départementale en ce qui concerne le département de la Haute-Marne.

Le solde de chacune de ces parts est reversé au groupement d’intérêt public mentionné à l’article L. 542-11 du code de l’environnement.

3.   La taxe additionnelle de stockage

Le montant de la taxe additionnelle de stockage est déterminé, selon chaque catégorie d’installation destinée au stockage définitif de substances radioactives, par application d’un coefficient multiplicateur à une somme forfaitaire.

La somme forfaitaire est calculée comme le produit de la capacité du stockage par une imposition au mètre cube, fixée à 2,2 euros / m³.

Les coefficients sont fixés par décret en Conseil d’État après avis des collectivités territoriales concernées, dans les limites indiquées dans le tableau ci‑dessous, notamment en fonction des caractéristiques des déchets stockés et à stocker, en particulier leur activité et leur durée de vie.

valeur des coefficients de la taxe additionnelle de stockage

Catégorie d’installation	Fourchette du coefficient multiplicateur
Déchets de très faible activité	[0,05-0,5]
Déchets de faible activité et déchets de moyenne activité à vie courte	[0,5-5]

Source : article 43 de la loi n° 99-1172 du 30 décembre 1999 de finances pour 2000.

Le coefficient multiplicateur applicable aux installations de stockage de déchets de faible activité et de déchets de moyenne activité à vie courte a été fixé à 1,5 ([95]).

Le coefficient multiplicateur applicable aux installations de stockage de déchets de haute activité et moyenne activité à vie longue, fixé par décret en Conseil d’État, est lié au ratio de radioactivité au mètre cube des déchets de haute activité à vie longue.

La taxe additionnelle de stockage est recouvrée jusqu’à la fin de l’exploitation des installations concernées.

La taxe additionnelle de stockage est recouvrée dans les mêmes conditions et sous les mêmes sanctions que la taxe sur les installations nucléaires de base.

Sous déduction des frais de collecte fixés à 1 % des sommes recouvrées et plafonnés à 70 000 euros, le produit de la taxe additionnelle de stockage est perçu au profit :

– des communes et des établissements publics de coopération intercommunale dans des périmètres autour de l’accès principal aux installations de stockage déterminés après avis du conseil départemental ;

– des départements et des régions d’implantation des installations de stockage lorsque ces installations correspondent à des installations de stockage de déchets de haute activité et moyenne activité à vie longue.

De plus, l’article 127 de la loi n° 2020-1721 du 29 décembre 2020 de finances pour 2021 dispose qu’une loi précise la répartition de la taxe de stockage des déchets de haute activité à vie longue pour une première durée de vingt ans à compter de la demande d’autorisation de construction.

4.   La contribution spéciale pour la gestion des déchets radioactifs

Une contribution spéciale a été instaurée par la loi de finances rectificative pour 2013 ([96]), au profit de l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA), afin de financer les études nécessaires à la conception ainsi que les opérations et travaux préalables au démarrage de la construction du centre de stockage réversible de déchets nucléaires en couche géologique profonde. Cette contribution est exigible jusqu’à la date de publication du décret d’autorisation de création du centre de stockage en couche géologique profonde, mentionné au 2° de l’article 3 de la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs, et au plus tard jusqu’au 31 décembre 2025.

Cette contribution est due par les exploitants de certaines installations nucléaires de base à compter de la création de l’installation et jusqu’à la décision de radiation de la liste des installations nucléaires de base. Ces installations sont les réacteurs nucléaires, à l’exception des réacteurs à faisceaux de neutrons, et les usines de traitement de combustibles nucléaires usés.

Le montant de la contribution est fixé par installation. Il est égal au produit d’une somme forfaitaire par un coefficient multiplicateur fixé par arrêté des ministres chargés de l’énergie et du budget dans des fourchettes fixées par la loi.

Ce coefficient tient compte des besoins de financement de l’ANDRA ainsi que de la quantité estimée et de la toxicité des colis de déchets radioactifs dont la solution de gestion à long terme est le stockage en couche géologique profonde. Pour la catégorie des réacteurs nucléaires de production d’énergie, la contribution est due pour chaque tranche de l’installation.

sommes forfaitaires et coefficients multiplicateurs
nÉcessaires au calcul de la contribution spÉciale sur les installations nuclÉaires de base perçue au profit de l’Agence nationale
pour la gestion des dÉchets radioactifs

(en millions d’euros)

Catégorie	Somme forfaitaire	Fourchette du coefficient multiplicateur
Réacteurs nucléaires de production d’énergie autres que ceux consacrés à titre principal à la recherche (par tranche)	1	1 - 3
Réacteurs nucléaires de production d’énergie consacrés à titre principal à la recherche	1	1 - 3
Autres réacteurs nucléaires, à l’exclusion des réacteurs à faisceaux de neutrons	1	1 - 3
Usines de traitement de combustibles nucléaires usés	1	1 – 3

Source : article 58 de la loi n° 2013-1279 du 29 décembre 2013 de finances rectificative pour 2013.

Un arrêté du 24 décembre 2020 ([97]) fixe les valeurs des coefficients multiplicateurs comme suit.

coefficients multiplicateurs nÉcessaires au calcul de la contribution spÉciale sur les installations nuclÉaires de base perçue au profit de l’Agence nationale pour la gestion des dÉchets radioactifs

Catégorie	Coefficient multiplicateur
Réacteurs nucléaires de production d’énergie autres que ceux consacrés à titre principal à la recherche (par tranche)	1
Réacteurs nucléaires de production d’énergie consacrés à titre principal à la recherche	1,37
Autres réacteurs nucléaires, à l’exclusion des réacteurs à faisceaux de neutrons	1,37
Usines de traitement de combustibles nucléaires usés	1

Source : arrêté du 24 décembre 2020 fixant les valeurs des coefficients multiplicateurs mentionnés au 3 de l’article 58 de la loi n° 2013-1279 du 29 décembre 2013 de finances rectificative pour 2013.

La collecte de cette contribution est assurée par l’ASN, qui perçoit à cet effet des frais de collecte fixés à 0,5 % des sommes recouvrées.

L’article L. 542-12-3 du code de l’environnement prévoit que le produit de cette contribution, qui n’est pas plafonné, est affecté à un fonds institué au sein de l’ANDRA et destiné à financer les études nécessaires à la conception des installations de stockage des déchets radioactifs de haute et moyenne activité à vie longue construites par cette agence, ainsi que les opérations et travaux préalables au démarrage de la phase de construction de ces installations. Le produit de cette contribution attendu en 2024 est de 80,7 millions d’euros.

5.   La contribution de radioprotection et de sûreté nucléaire

Les exploitants des installations nucléaires de base sont également assujettis à une contribution annuelle au profit de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN), prévue par l’article 96 de la loi n° 2010-1658 du 29 décembre 2010 de finances rectificative pour 2010. Cette contribution est due par l’exploitant à compter de l’autorisation de création de l’installation et jusqu’à la décision de radiation de la liste des installations nucléaires de base.

Le montant de la contribution est déterminé, selon chaque catégorie d’installations, par application d’un coefficient multiplicateur à une somme forfaitaire.

Les coefficients sont fixés par arrêté des ministres chargés du budget, de l’énergie et de l’écologie dans les limites indiquées dans le tableau ci-dessous. Les coefficients tiennent notamment compte des besoins de financement pour les travaux d’expertise et les études associées, de gestion de crise et de surveillance de l’environnement de l’IRSN résultant de l’activité des exploitants d’installations nucléaires de base du secteur civil.

sommes forfaitaires et coefficients multiplicateurs
nÉcessaires au calcul de la contribution spÉciale sur les installations nuclÉaires de base perçue au profit de l’institut de radioprotection
et de sÛretÉ nuclÉaire

(en euros)

Catégorie	Somme forfaitaire	Fourchette du coefficient multiplicateur
Réacteurs nucléaires de production d’énergie autres que ceux consacrés à titre principal à la recherche	760 000	1 à 2
Réacteurs nucléaires de production d’énergie consacrés à titre principal à la recherche	600 000	1 à 2
Autres réacteurs	150 000	1 à 2
Installations de séparation des isotopes des combustibles nucléaires	290 000	1 à 2
Usines de fabrication de combustibles nucléaires	290 000	1 à 2
Usine de traitement de combustibles irradiés	500 000	1 à 2
Installations de traitement d’effluents liquides radioactifs et / ou de traitement de déchets solides radioactifs	290 000	1 à 2
Usines de conversion en hexafluorure d’uranium	290 000	1 à 2
Autres usines de préparation et de transformation des substances radioactives	145 000	1 à 2
Installations destinées au stockage définitif de substances radioactives	200 000	1 à 2
Installations destinées à l’entreposage temporaire de substances radioactives	200 000	1 à 2
Irradiateur ou accélérateur de particules	20 000	1 à 2
Laboratoires et autres installations nucléaires de base destinées à l’utilisation de substances radioactives	210 250	1 à 2
Réacteurs nucléaires de production d’énergie autres que ceux consacrés à titre principal à la recherche à l’arrêt définitif	290 000	1 à 2
Réacteurs nucléaires de production d’énergie consacrés à titre principal à la recherche à l’arrêt définitif	145 000	1 à 2
Autres réacteurs à l’arrêt définitif	145 000	1 à 2

Source : article 96 de la loi n° 2010-1658 du 29 décembre 2010 de finances rectificative pour 2010.

Un arrêté du 15 décembre 2011 ([98]) a fixé l’ensemble de ces coefficients multiplicateurs à 1.

3.   le projet cigÉo

● « Cigéo » est le projet français de centre de stockage profond de déchets radioactifs, mis en œuvre par l’ANDRA. Il est conçu pour stocker les déchets hautement radioactifs et à durée de vie longue produits par l’ensemble des installations nucléaires actuelles, jusqu’à leur démantèlement, et par le traitement des combustibles usés utilisés dans les centrales nucléaires.

En effet, la production d’électricité d’origine nucléaire génère des déchets radioactifs. Les plus dangereux d’entre eux ne peuvent pas être stockés en surface ou à faible profondeur en raison de leur niveau de radioactivité élevé et de leur durée de vie longue. Le projet Cigéo vise à protéger sur le très long terme la population et l’environnement du danger constitué par ces déchets.

● Ce projet trouve son origine dans la loi n° 91-1381 du 30 décembre 1991 relative aux recherches sur la gestion des déchets radioactifs, dite loi « Bataille », qui a fixé trois axes de recherche pour la gestion des déchets radioactifs les plus dangereux : la séparation-transmutation, l’entreposage de longue durée et le stockage géologique profond.

Après des études menées par l’ANDRA et l’ASN, le stockage géologique profond a été retenu comme la solution de référence pour la gestion de long terme de ces déchets, ce qu’a entériné la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs.

● Cependant, un laboratoire souterrain avait commencé à être creusé dès 2000 par l’ANDRA dans la commune de Bure, dans la Meuse, à la frontière avec la Haute-Marne. Ce laboratoire ne contient pas de déchets radioactifs. Il vise à étudier les caractéristiques de la roche dans laquelle il est situé à travers des expérimentations et le recueil de données, concernant notamment la réaction de la roche au creusement, les effets de la chaleur sur celle-ci et sa capacité à retenir les substances radioactives, en vue de l’implantation du centre de stockage.

Ce laboratoire est constitué d’un réseau de 2 000 mètres de galeries souterraines situées à une profondeur comprise entre 445 et 900 mètres, dans une couche argileuse du Callovo-Oxfordien ([99]), auquel mènent deux puits d’accès de 4 et 5 mètres de diamètre. Les installations en surface (locaux administratifs, ateliers et bâtiment d’accueil du public) couvrent une superficie de 17 hectares.

● Le projet de stockage Cigéo a été présenté en 2012 et a fait l’objet d’un débat public organisé par la Commission nationale du débat public en 2013. La loi n° 2016-1015 du 25 juillet 2016 précisant les modalités de création d’une installation de stockage réversible en couche géologique profonde des déchets radioactifs de haute et moyenne activité à vie longue a prévu que l’installation de stockage devrait être réversible, c’est-à-dire conçue de manière à ce que les générations futures puissent soit en poursuivre la construction et l’exploitation, soit réévaluer les choix définis antérieurement et faire évoluer les solutions de gestion. Comme le prévoit depuis cette date l’article L. 542-10-1 du code de l’environnement, la réversibilité doit être mise en œuvre par la progressivité de la construction, l’adaptabilité de la conception et la flexibilité d’exploitation, afin de permettre d’intégrer le progrès technologique et de s’adapter aux évolutions possibles de l’inventaire des déchets consécutives notamment à une évolution de la politique énergétique. Elle inclut la possibilité de récupérer des colis de déchets déjà stockés selon des modalités et pendant une durée cohérentes avec la stratégie d’exploitation et de fermeture du stockage.

Après un second débat public organisé en 2019 et 2020 sur le Plan national de gestion des matières et déchets radioactifs, le projet Cigéo a été déclaré opération d’intérêt national et a fait l’objet d’une déclaration d’utilité publique en 2022 ([100]).

● Le calendrier prévoit un début des travaux de construction en 2027 et de premiers stockages de colis de déchets radioactifs en 2035-2040. Cigéo doit être bâti à environ 5 kilomètres du laboratoire souterrain.

Les déchets destinés à Cigéo, dont la moitié ont déjà été produits, sont les déchets dits de haute activité (HA) et de moyenne activité à vie longue (MA-VL). Ils se caractérisent par leur durée de vie très longue – plusieurs centaines de milliers d’années pour certains – et leur activité élevée.  Le projet Cigéo doit permettre de protéger l’homme et l’environnement de ces déchets de manière pérenne sur le très long terme, sans nécessiter d’action ni de contrôle de la part de la société, puisque ceux-ci ne sauraient être garantis sur de telles échelles de temps.

Le principe du stockage géologique repose sur le rôle de barrière de protection naturelle à long terme joué par la roche. Une fois le stockage fermé, la roche limite et retarde la dispersion dans l’environnement des substances radioactives. Puisque la dangerosité des déchets diminuera au fil du temps en raison de la décroissance naturelle de la radioactivité, la plupart des éléments radioactifs n’atteindront jamais la surface ou bien l’atteindront au bout de milliers d’années et en très petites quantités, largement inférieures à la radioactivité naturelle. C’est pourquoi le site situé à la limite de la Meuse et de la Haute-Marne, proche de Bure, a été choisi, en raison de l’homogénéité de la couche géologique concernée, de son épaisseur et de l’absence de faille en son sein dans la zone identifiée pour le stockage.

Dans un premier temps, ce sont les matériaux utilisés pour conditionner les déchets qui assureront le confinement de la radioactivité ; par exemple, les déchets de haute activité sont incorporés dans du verre qui se dissout très lentement. Avec le temps, les colis de déchets se dégraderont progressivement et ce sont les propriétés de la roche qui permettront de limiter fortement le déplacement des éléments radioactifs contenus dans les déchets : la couche géologique assurera ainsi le confinement des radioéléments sur de très longues périodes de temps.

● Cigéo disposera d’une zone souterraine où seront stockés les déchets radioactifs, et de deux installations de surface : l’une dédiée à la réception et la préparation des colis de déchets pour leur stockage, l’autre venant en appui aux travaux de construction de l’installation souterraine. Le stockage sera construit de manière progressive, au fur et à mesure de l’arrivée des déchets, puis refermé pour assurer le confinement de la radioactivité sur le très long terme, sans nécessiter d’action humaine.

4.   la crÉation de l’autoritÉ de sûreté nuclÉaire et de radioprotection

La loi n° 2024-450 du 21 mai 2024 relative à l’organisation de la gouvernance de la sûreté nucléaire et de la radioprotection pour répondre au défi de la relance de la filière nucléaire a modifié la gouvernance de la sûreté nucléaire, en prévoyant la fusion, le 1er janvier 2025, de l’ASN et de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) au sein d’une nouvelle institution, dénommée Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR). Cette autorité est dotée du statut d’autorité administrative indépendante.

1.   Les missions de l’ASNR

Les missions de cette nouvelle autorité, prévues à l’article L. 592‑1 du code de l’environnement, sont les suivantes :

– elle participe au contrôle de la sûreté nucléaire, de la radioprotection et des activités nucléaires comportant un risque d’exposition des personnes aux rayonnements ionisants ;

– elle assure une mission générale d’expertise, de recherche et de formation dans les domaines de la sûreté nucléaire et de la radioprotection ;

– en relation avec des organismes publics ou privés, français ou étrangers, elle contribue, par ses travaux d’analyse, de mesurage et de dosage ainsi que par ses activités d’expertise, de recherche et de formation, au maintien d’un haut niveau de compétences en matière de sûreté nucléaire et de radioprotection et concourt à l’amélioration constante des connaissances scientifiques et techniques dans ces domaines ;

– elle assure une veille permanente en matière de radioprotection sur le territoire national ;

– elle contribue à la surveillance radiologique de l’environnement et des personnes exposées aux rayonnements ionisants ainsi qu’au recueil et à l’analyse de données dosimétriques concernant la population générale, les travailleurs et les patients, y compris en cas d’accident nucléaire ;

– elle contribue aux travaux et à l’information du Parlement, dont l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) et les commissions permanentes compétentes de l’Assemblée nationale et du Sénat, en matière de sûreté nucléaire et de radioprotection ;

– elle participe, dans ses domaines de compétence, à l’information du public et à la mise en œuvre de la transparence ;

– elle contribue au développement d’une culture de radioprotection chez les citoyens.

Deux activités de l’IRSN ne seront pas transférées à l’ASNR :

– la direction de l’expertise nucléaire de défense doit être placée sous l’autorité du ministre de la défense ;

– les activités concernant la fourniture et l’exploitation de dosimètres à lecture différée doivent être transférées au Commissariat à l’énergie atomique.

2.   Un lien renforcé avec le Parlement

L’ASNR doit entretenir des liens étroits avec le Parlement, comme prévu par le nouvel article L. 592-29-1 du code de l’environnement.

Celui-ci prévoit que l’ASNR présente à l’OPECST, en lien avec les commissions permanentes compétentes de l’Assemblée nationale et du Sénat, les sujets sur lesquels une association du public est organisée ainsi que les modalités de sa mise en œuvre et leur en rend compte.

L’ASNR devra également communiquer la nature et les principaux résultats des programmes de recherche qu’elle mène à l’OPECST et aux commissions permanentes compétentes de l’Assemblée nationale et du Sénat.

De plus, le projet de décision d’adoption de son règlement intérieur devra être présenté à l’OPECST, ainsi que tout projet de décision de modification de celui-ci.

2.   Le dispositif proposÉ

Le présent article procède à une refonte des six taxes sur les installations nucléaires de base (INB), aujourd’hui dispersées dans plusieurs lois, en les codifiant dans le code des impositions sur les biens et services (CIBS). Cette refonte vise à améliorer la lisibilité de ces dispositifs.

Cette codification reprend les principes qui guident la rédaction du CIBS, notamment celui selon lequel les impositions sont présentées du point de vue du redevable. Il en découle un regroupement des taxes sur les INB en deux taxes :

– une taxe sur les installations nucléaires de base relevant du secteur énergétique et assimilées. Ces INB sont les réacteurs nucléaires, les installations concourant à la production de combustible nucléaire, les installations de retraitement du combustible nucléaire usé et les installations assimilées ;

– une taxe sur les installations nucléaires de base concourant à la gestion des substances radioactives, à savoir les installations d’entreposage de substances radioactives, de stockage de déchets radioactifs et de traitement d’effluents liquides radioactifs ou de déchets solides radioactifs autres que les combustibles nucléaires usés.

Chacune de ces taxes est décomposée en plusieurs tarifs, qui reprennent les dénominations des taxes existantes et traduisent leur affectation, à l’exception de la contribution spéciale pour la gestion des déchets radioactifs, qui est renommée « tarif de conception ».

Le tableau suivant fait correspondre les dénominations actuelles de ces taxes et celles proposées par le présent article.

 

correspondance entre les dÉnominations actuelles et les dÉnominations proposÉes par le plf des taxes spÉcifiques aux installations nuclÉaires
de base

Dénomination actuelle de l’imposition	Dénomination proposée par le présent article
Taxe sur les installations nucléaires de base	Pour les réacteurs nucléaires, les installations concourant à la production du combustible nucléaire, les installations de retraitement du combustible nucléaire usé	Tarif de base de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et assimilées
	Pour les installations à usage non réactif, les installations de transformation et les installations de dépôt, d’entreposage ou de stockage de déchets radioactifs	Tarif de base de la taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives
Taxe additionnelle de recherche	Tarif de recherche de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et assimilées
Taxe additionnelle d’accompagnement	Tarif d’accompagnement de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et assimilées
Taxe additionnelle de stockage	Tarif de stockage de la taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives
Contribution spéciale pour la gestion des déchets radioactifs	Tarif de conception de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et assimilées
Contribution de radioprotection et de sûreté nucléaire	Pour les réacteurs nucléaires, les installations concourant à la production du combustible nucléaire, les installations de retraitement du combustible nucléaire usé	Tarif de base de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et assimilées
	Pour les installations à usage non réactif, les installations de transformation et les installations de dépôt, d’entreposage ou de stockage de déchets radioactifs	Tarif de base de la taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives

Source : commission des finances.

Cette codification donne également lieu :

– à des renvois plus systématiques au code de l’énergie, afin d’éviter des interprétations parallèles ;

– à une sécurisation et une simplification des renvois au pouvoir réglementaire.

Au-delà de cette codification, le présent article procède à deux modifications :

– il tire les conséquences de la fusion de l’IRSN et de l’ASN au sein de l’ASNR, en intégrant la contribution affectée à l’IRSN au sein de la taxe générale sur les installations nucléaires de base, qui est collectée par l’ASN ;

– il prolonge la perception de la contribution spéciale pour la gestion des déchets radioactifs jusqu’à 31 décembre 2028 au plus tard, au lieu du 31 décembre 2025.

Interrogée sur la question de savoir si la restructuration des taxes proposée est neutre en termes de montants à recouvrer par taxe et par installation, l’administration a indiqué au rapporteur général que « la charge fiscale pesant sur chaque catégorie d’installations résultera des paramètres retenus dans le décret différenciant les catégories d’installations en fonction de leur capacité de production et des montants qui figureront dans l’arrêté fixant les tarifs annuels pour chaque catégorie d’installation » et souligné que les « fourchettes ont été déterminées en fonction des tarifs aujourd’hui applicables » et qu’elles « permettront de conserver, sous contrainte de rendement équivalent et sans modifier la répartition du montant acquitté par les exploitants, une cohérence dans le ratio entre le montant de l’imposition et la puissance des réacteurs, y compris pour les futurs projets, au travers d’une progressivité de l’imposition des installations à l’arrêt ou en activité ».

Le paragraphe I (alinéas 1 à 166) modifie le CIBS afin d’y codifier les six taxes sur les INB en les regroupant au sein de deux taxes :

– la taxe sur les installations nucléaires de base relevant du secteur énergétique et assimilées (alinéas 2 à 89) ;

– une taxe sur les installations nucléaires de base concourant à la gestion des substances radioactives (alinéas 90 à 166).

Le paragraphe II (alinéas 167 à 189) procède, au sein du code de l’environnement, à diverses modifications de conséquence tenant au regroupement et à la codification des taxes sur les INB et à la fusion de l’ASN et de l’IRSN.

Le paragraphe III (alinéas 190 à 200) procède à des modifications de conséquence au sein du code général des collectivités territoriales.

Les paragraphes IV et V (alinéas 201 à 208) procèdent, au sein du CGI et du livre des procédures fiscales, à des modifications de conséquence relatives aux modalités de recouvrement de ces taxes.

Le paragraphe VI (alinéas 209 à 223) procède à des modifications de conséquence au sein de l’ordonnance n° 2021-1843 du 22 décembre 2021 portant partie législative du code des impositions sur les biens et services et transposant diverses normes du droit de l’Union européenne.

Les paragraphes VII à IX (alinéas 214 à 225) procèdent à des abrogations de conséquence.

1.   La taxe sur les installations nuclÉaires de base relevant du secteur ÉnergÉtique

Au sein du paragraphe I, les alinéas 2 à 89 créent, au sein du chapitre II, relatif aux énergies, du titre II, portant sur les taxes ne relevant pas du régime général d’accise, du livre III du CIBS, une sous-section 1 relative à la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et assimilées. Le titre II du livre III du CIBS est créé à l’article 4 du présent projet de loi.

1.   Le champ des redevables de la taxe

● Le paragraphe 1 (alinéas 5 à 32) de cette nouvelle sous-section porte sur les éléments taxables et les territoires de taxation.

L’article L. 322-39 (alinéa 7) prévoit que les règles relatives aux éléments taxables et aux territoires de cette taxe sont déterminées, au sein du CIBS, par les dispositions du titre Ier du livre Ier, par celles de la section 1 de ce chapitre et par celles de ce présent paragraphe.

● L’article L. 322-40 (alinéas 8 à 15) dispose qu’est soumise à la taxe l’installation qui répond aux conditions cumulatives suivantes :

– elle constitue une installation nucléaire de base au sens de l’article L. 593‑2 du code de l’environnement qui relève de l’une des catégories suivantes :

• les réacteurs nucléaires, dans les conditions prévues à l’article L. 322‑41 ;
• les installations concourant à la production du combustible nucléaire au sens de l’article L. 322‑42 ;
• les installations de retraitement du combustible nucléaire usé au sens de l’article L. 322‑43 ;
• les autres installations nucléaires de base relevant du secteur énergétique et assimilées au sens de l’article L. 322-44 ;

– elle est en activité ou à l’arrêt au sens de l’article L. 322‑45 ;

– elle est située sur le territoire de taxation mentionné à l’article L. 321‑2 ([101]).

Les articles suivants définissent les différentes catégories d’installations nucléaires de base énumérées par l’article L. 322-40.

L’article L. 322-41 (alinéas 16 à 21) prévoit que les réacteurs nucléaires sont distingués selon les catégories suivantes :

– réacteurs nucléaires de production d’énergie, autres que ceux consacrés à titre principal à la recherche ;

– réacteurs nucléaires de production d’énergie consacrés à titre principal à la recherche ;

– autres réacteurs nucléaires.

Lorsqu’une installation comprend plusieurs réacteurs nucléaires, la taxe est déterminée séparément pour chacun d’entre eux.

Il est précisé que n’est pas soumis à la taxe le réacteur nucléaire transformé mentionné au 1° de l’article L. 433‑4, c’est-à-dire les anciens réacteurs nucléaires transformés en installation entreposant leurs propres déchets radioactifs.

L’article L. 322-42 (alinéas 22 à 25) prévoit que les installations concourant à la production du combustible nucléaire comprennent :

– les usines de conversion en hexafluorure d’uranium ;

– les installations de séparation des isotopes des combustibles nucléaires ;

– les installations de fabrication de combustibles nucléaires.

L’article L. 322-43 (alinéa 26) précise que les installations de retraitement du combustible nucléaire usé s’entendent des installations de gestion du combustible usé qui assurent son retraitement au sens du dixième alinéa de l’article L. 542-1-1 du code de l’environnement. Celui-ci définit le retraitement comme « un traitement dont l’objet est d’extraire les substances fissiles ou fertiles des combustibles usés aux fins d’utilisation ultérieure ».

L’article L. 322-44 (alinéas 27 à 30) dispose que les autres INB relevant du secteur énergétique et assimilées comprennent :

– les accélérateurs de particules et les irradiateurs ;

– les usines de préparation et de transformation de substances radioactives ;

– les laboratoires et les ateliers de maintenance ou d’expertise de pièces radioactives.

L’article L. 322-45 (alinéas 31 et 32) précise que l’installation est réputée être en activité à compter de la publication de l’autorisation de création prévue au I de l’article L. 593-7 du code de l’environnement jusqu’à la veille de son arrêt définitif déterminé dans les conditions prévues au premier alinéa de l’article L. 593‑26 du même code, et qu’elle est réputée être à l’arrêt à compter de son arrêt définitif jusqu’à la veille du jour de son déclassement résultant de la décision prévue à l’article L. 593-30 du même code.

• Le paragraphe 2 (alinéas 33 à 38) porte sur le fait générateur.

L’article L. 322-46 (alinéa 35) dispose que les règles relatives au fait générateur de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et assimilées sont déterminées par les dispositions du titre II du livre Ier du CIBS et par celles du présent paragraphe.

L’article L. 322-47 (alinéas 36 à 38) prévoit que le fait générateur de la taxe intervient :

– au début de l’activité de l’installation ;

– le premier jour de chaque année civile, autre que celle au cours de laquelle intervient le début de l’activité, au cours de laquelle l’installation est en activité ou à l’arrêt.

2.   Les modalités de calcul de la taxe et sa déclinaison en différents tarifs

Le paragraphe 3 (alinéas 39 à 41) porte sur le montant de cette taxe. L’article L. 322-48 (alinéa 41) dispose que les règles relatives au montant de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et assimilées sont déterminées par les dispositions du titre III du livre Ier et par celles du présent paragraphe.

● Le sous-paragraphe 1 (alinéas 42 à 53) porte sur les règles de calcul.

L’article L. 322-49 (alinéas 44 à 49) prévoit que le montant de la taxe est égal, pour chaque INB concourant à la production d’énergie, à la somme des tarifs annuels suivants :

– pour toutes les installations, le tarif de base ;

– uniquement pour les réacteurs nucléaires et les installations de retraitement du combustible nucléaire usé :

• le tarif de recherche ;
• le tarif d’accompagnement ;
• le tarif de conception.

L’article L. 322-50 (alinéas 50 et 51) précise que le tarif de base est différencié en fonction d’un paramètre déterminé par décret représentatif de la capacité de production de l’installation. Toutefois, cette disposition n’est pas applicable aux usines de conversion en hexafluorure d’uranium et aux autres installations nucléaires de base relevant du secteur énergétique et assimilées.

L’article L. 322-51 (alinéa 52) dispose que le tarif de base est réduit lorsque l’installation est à l’arrêt.

L’article L. 322-52 (alinéa 53) exonère du tarif de conception le réacteur nucléaire autre que de production d’énergie et destiné à fournir des faisceaux de neutrons ([102]).

● Le sous-paragraphe 2 (alinéas 54 à 61) porte sur les règles de détermination des tarifs annuels.

L’article L. 322-53 (alinéa 56) dispose que les tarifs annuels sont déterminés pour chaque catégorie d’installation mentionnée aux articles L. 322‑50 à L. 322‑53, et, le cas échéant, selon que l’installation est en activité ou à l’arrêt, par arrêté conjoint du ministre chargé du budget et du ministre chargé de l’énergie.

L’article L. 322-54 (alinéas 57 à 59) prévoit que les tarifs annuels autres que le tarif de base sont déterminés compte tenu des besoins en financement des missions auxquelles le produit de la taxe est affecté en application des dispositions mentionnées à l’article L. 322‑65.

Pour l’application de cette règle au tarif de conception, il est tenu compte de la quantité estimée et de la toxicité des colis de déchets radioactifs pour lesquels la solution de gestion à long terme est le stockage en couche géologique profonde.

Il est précisé que le tarif d’accompagnement est déterminé après avis des conseils départementaux et des groupements d’intérêt public mentionnés à l’article L. 542-11 du code de l’environnement.

L’article L. 322-55 (alinéa 60) dispose que les tarifs annuels sont, pour chaque catégorie de réacteurs nucléaires et pour les installations de retraitement du combustible nucléaire usé, compris entre les limites minimales et maximales suivantes, exprimées en millions d’euros :

LIMITES MINIMALE ET MAXIMALE DE CHAQUE TARIF ANNUEL pour les rÉacteurs nuclÉaires et les installations de retraitement

(en millions d’euros)

Catégorie de l’installation	Tarif de base, en activité	Tarif de base, à l’arrêt	Tarif de recherche	Tarif d’accompa-gnement	Tarif de conception
Production d’énergie, autre que la recherche	de 0,02 à 19	de 0,002 à 1,9	de 0,005 à 3	de 0,001 à 1,4	de 0,005 à 4,1
Production d’énergie, recherche	de 1,7 à 3,6	de 0,2 à 1	de 0,1 à 1,7	de 0,1 à 0,8	de 1 à 3
Autre que production d’énergie	de 0,4 à 1,3	de 0,2 à 0,4	de 0,1 à 1,7	de 0,1 à 0,8	de 1 à 3
Retraitement du combustible nucléaire usé	de 2,1 à 6,4	de 0,8 à 2,7	de 0,1 à 1,9	de 0,1 à 0,9	de 1 à 3

L’article L. 322-56 (alinéa 62) prévoit que le tarif de base est, pour chaque catégorie d’installations autres que les réacteurs nucléaires et les installations de retraitement du combustible nucléaire usé, compris entre les limites minimales et maximales suivantes, exprimées en millions d’euros.

LIMITES MINIMALE ET MAXIMALE du tarif de base
pour les installations autres que les rÉacteurs nuclÉaires
et les installations de retraitement

(en millions d’euros)

Catégorie de l’installation	En activité	À l’arrêt
Usines de conversion en hexafluorure d’uranium	de 0,5 à 2,3	de 0,4 à 1,7
Installations de séparation des isotopes des combustibles nucléaires	de 0,7 à 2,2	de 0,2 à 0,7
Installations de fabrication de combustibles nucléaires	de 0,7 à 2,3	de 0,5 à 1,8
Accélérateurs de particules et irradiateurs	de 0,01 à 0,2	de 0,01 à 0,2
Usines de préparation et de transformation des substances radioactives	de 0,3 à 1,5	de 0,2 à 0,9
Laboratoires et ateliers de maintenance ou d’expertise de pièces radioactives	de 0,2 à 0,9	de 0,1 à 0,5

3.   Les modalités d’exigibilité, de recouvrement et d’affectation de la taxe

● Le paragraphe 4 (alinéas 62 à 64) porte sur les modalités d’exigibilité de cette taxe.

L’article L. 322-57 (alinéa 64) dispose que les règles relatives à l’exigibilité de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et assimilées sont déterminées par les dispositions du titre IV du livre Ier du CIBS.

● Le paragraphe 5 (alinéas 65 à 68) concerne les personnes soumises aux obligations fiscales.

L’article L. 322-58 (alinéa 67) prévoit que les règles relatives aux personnes soumises aux obligations fiscales pour la taxe sur les installations nucléaires de base relevant du secteur énergétique et assimilées sont déterminées par les dispositions du titre V du livre Ier du CIBS et par celles du présent paragraphe.

L’article L. 322-59 (alinéa 68) dispose qu’est redevable de la taxe le titulaire de l’autorisation de l’installation mentionnée à l’article L. 322‑49 du CIBS.

● Le paragraphe 6 (alinéas 69 à 72) porte sur la constatation de la taxe.

L’article. L. 322-60 (alinéa 71) dispose que les règles relatives à la constatation de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et assimilées sont déterminées par les dispositions du titre VI du livre Ier du CIBS et par celles du présent paragraphe.

L’article L. 322-61 (alinéa 72) prévoit que la taxe est constatée par le président de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR).

● Le paragraphe 7 (alinéas 73 et 74) porte sur le paiement de la taxe.

L’article L. 322-62 (alinéa 75) dispose que les règles relatives au paiement de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et assimilées sont déterminées par les dispositions du titre VII du livre Ier du CIBS.

● Le paragraphe 8 (alinéas 76 à 83) porte sur le contrôle, le recouvrement et le contentieux.

L’article L. 322-63 (alinéa 78) prévoit que les règles relatives au contrôle, au recouvrement et au contentieux de la taxe sur les installations nucléaires de base relevant du secteur énergétique et assimilées sont, par dérogation aux dispositions du titre VIII du livre Ier du CIBS, déterminées par les dispositions du présent paragraphe.

L’article L. 322-64 (alinéas 79 à 83) dispose que les règles relatives au contrôle, au recouvrement et au contentieux de la taxe sur les installations nucléaires de base relevant du secteur énergétique et assimilées sont déterminées par les dispositions suivantes :

– s’agissant des compétences en matière de contrôle, de traitement des réclamations et de suivi des contentieux, l’article L. 592-34 du code de l’environnement. Cet article, tel que réécrit par le paragraphe II du présent article, confie ces compétences à l’ASNR ;

– s’agissant des procédures d’établissement de l’impôt en cas de méconnaissance par le redevable de ses obligations, du recouvrement ainsi que du paiement spontané et du contentieux :

• les dispositions du livre II du CGI et des titres III et IV du livre des procédures fiscales qui sont propres aux installations nucléaires de base ou qui sont applicables aux impôts directs ;
• le B du III de l’article 55 de la loi n° 2010-1658 du 29 décembre 2010 de finances rectificative pour 2010, qui prévoit une majoration de 10 % en cas de retard de paiement.

● Le paragraphe 9 (alinéas 84 à 89) porte sur l’affectation.

L’article L. 322-65 (alinéas 86 à 89) prévoit que l’affectation de cette taxe est déterminée par les dispositions suivantes :

– pour le tarif d’accompagnement, l’article L. 542-11-1 du code de l’environnement. Cet article est créé par le paragraphe II du présent article ;

– pour le tarif de recherche, l’article L. 542-12-1 du code de l’environnement ;

– pour le tarif de conception, l’article L. 542-12-3 du code de l’environnement. Celui-ci prévoit que son produit, qui n’est pas plafonné, est affecté à un fonds institué au sein de l’ANDRA et destiné à financer les études nécessaires à la conception des installations de stockage des déchets radioactifs de haute et moyenne activité à vie longue construites par cette agence, ainsi que les opérations et travaux préalables au démarrage de la phase de construction de ces installations.

2.   La taxe sur les installations nuclÉaires de base concourant à la gestion des substances radioactives

Au sein du paragraphe I, les alinéas 90 à 166 créent, au sein du livre IV du CIBS, qui porte sur les impositions sectorielles autres que celles portant sur les énergies, les alcools et les tabacs, un titre III portant sur l’environnement.

Au sein de ce livre III, ils créent un chapitre III intitulé « Sûreté et déchets ». L’évaluation préalable précise sur ce livre III aura vocation à accueillir également les dispositions relatives à la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP), qui figurent aujourd’hui dans le code des douanes.

Au sein du nouveau chapitre III, la section 1 est consacrée à la nouvelle taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives.

1.   Le champ des redevables de la taxe

● Le paragraphe 1 (alinéas 97 à 112) de cette section porte sur les éléments taxables et les territoires de taxation.

L’article L. 433-1 (alinéa 99) prévoit que les règles relatives aux éléments taxables et aux territoires de la taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives sont déterminées par les dispositions du titre Ier du livre Ier du CIBS, par celles du chapitre unique du titre Ier du livre III du même code et par celles du présent paragraphe.

● Sont soumises à cette taxe les installations de traitement, d’entreposage et de stockage de déchets et substances radioactifs. L’article L. 433-2 (alinéas 100 à 106) dispose ainsi qu’est soumise à cette taxe l’installation qui répond aux conditions cumulatives suivantes :

– elle constitue une INB au sens de l’article L. 593‑2 du code de l’environnement qui relève de l’une des catégories suivantes :

• les installations de traitement d’effluents liquides radioactifs ou de déchets solides radioactifs autres que les combustibles nucléaires usés ;
• les installations d’entreposage de substances radioactives mentionnées à l’article L. 433‑4 ;
• les installations de stockage de déchets radioactifs ;

– elle est en activité ou à l’arrêt au sens de l’article L. 433‑5 ;

– elle est située sur le territoire de taxation mentionné à l’article L. 411-5 ([103]).

L’article L. 433-3 (alinéa 107) prévoit que la substance radioactive, les déchets radioactifs, l’entreposage de matières ou de déchets radioactifs et le stockage de déchets radioactifs s’entendent respectivement au sens des deuxième, cinquième, onzième et douzième alinéas de l’article L. 542-1-1 du code de l’environnement, lesquels contiennent les définitions suivantes :

– une substance radioactive est définie comme une substance qui contient des radionucléides, naturels ou artificiels, dont l’activité ou la concentration justifie un contrôle de radioprotection ;

– les déchets radioactifs sont définis comme des substances radioactives pour lesquelles aucune utilisation ultérieure n’est prévue ou envisagée ou qui ont été requalifiées comme tels par l’autorité administrative ;

– l’entreposage de matières ou de déchets radioactifs est l’opération consistant à placer ces substances à titre temporaire dans une installation spécialement aménagée en surface ou en faible profondeur à cet effet, avec intention de les retirer ultérieurement ;

– le stockage de déchets radioactifs est défini comme l’opération consistant à placer ces substances dans une installation spécialement aménagée pour les conserver de façon potentiellement définitive, sans intention de les retirer ultérieurement.

L’article L. 433-4 (alinéas 108 à 110) dispose que les installations d’entreposage de substances radioactives mentionnées à l’article L. 433‑2 comprennent :

– les anciens réacteurs nucléaires transformés en installation entreposant leurs propres déchets radioactifs ;

– les autres installations destinées à l’entreposage de substances radioactives.

L’article L. 433-5 (alinéas 111 et 112) prévoit que l’installation est réputée être en activité à compter de la publication de l’autorisation de création prévue au I de l’article L. 593-7 du code de l’environnement jusqu’à la veille de son arrêt définitif déterminé dans les conditions prévues au premier alinéa de l’article L. 593‑26 du même code, et que l’installation est réputée être à l’arrêt à compter de son arrêt définitif jusqu’à la veille du jour de son déclassement résultant de la décision prévue à l’article L. 593-30 du même code.

● Le paragraphe 2 (alinéas 113 à 118) porte sur le fait générateur.

L’article L. 433-6 (alinéa 115) prévoit que les règles relatives au fait générateur de cette taxe sont déterminées par les dispositions du titre II du livre Ier du CIBS et par celles de ce paragraphe.

L’article L. 433-7 (alinéas 116 à 118) dispose que le fait générateur de la taxe intervient au début de l’activité de l’installation et le premier jour de chaque année civile, autre que celle au cours de laquelle intervient le début de l’activité, au cours de laquelle l’installation est en activité ou à l’arrêt.

2.   Les modalités de calcul de la taxe

Le paragraphe 3 (alinéas 119 à 141) porte sur le montant de la taxe.

L’article L. 433-8 (alinéa 121) prévoit que les règles relatives au montant de cette taxe sont déterminées par les dispositions du titre III du livre Ier du CIBS et par celles du présent paragraphe.

● Le sous-paragraphe 1 (alinéas 122 à 132) porte sur les règles de calcul.

L’article L. 433-9 (alinéas 124 à 126) dispose que le montant de la taxe est égal, pour chaque INB concourant à la gestion des substances radioactives, à la somme des tarifs annuels suivants :

– pour toutes les installations, le tarif de base ;

– pour les seules installations de stockage de déchets radioactifs en activité, le tarif de stockage.

L’article L. 433-10 (alinéas 127 et 128) prévoit que le tarif de base est différencié en fonction d’un paramètre déterminé par décret et représentatif, selon le cas, de la capacité de traitement, d’entreposage ou de stockage de l’installation. Toutefois, cette disposition ne s’applique pas aux anciens réacteurs mentionnés au 1° de l’article L. 433-4, à savoir les anciens réacteurs nucléaires transformés en installation entreposant leurs propres déchets radioactifs.

L’article L. 433-11 (alinéa 129) précise que le tarif de base est réduit lorsque l’installation est à l’arrêt.

L’article L. 433-12 (alinéas 130 à 132) dispose que le tarif annuel de stockage d’une installation est égal au produit des facteurs suivants :

– le volume total de déchets radioactifs que l’installation est autorisée à stocker ;

– un tarif unitaire.

Le sous-paragraphe 2 (alinéas 133 à 141) contient les règles de détermination des tarifs.

L’article L. 433-13 (alinéa 135) dispose que le tarif de base et le tarif unitaire de stockage sont déterminés pour chaque catégorie d’installations mentionnée au 1° de l’article L. 433‑2 et, le cas échéant, selon que l’installation est en activité ou à l’arrêt, par arrêté conjoint du ministre chargé du budget et du ministre chargé de l’énergie dans les conditions prévues par les dispositions du présent sous-paragraphe.

L’article L. 433-14 (alinéa 136) prévoit que le tarif unitaire de stockage est déterminé après avis des collectivités territoriales auxquelles la taxe est affectée en application des dispositions mentionnées à l’article L. 433‑26, en fonction des caractéristiques des déchets stockés ou à stocker, notamment leur activité et leur durée de vie.

L’article L. 433-15 (alinéas 137) porte sur le calcul du tarif de base, qui est, pour chaque catégorie d’installations, compris entre les limites minimales et maximales suivantes, exprimées en millions d’euros :

LIMITES MINIMALE ET MAXIMALE du TARIF de base

(en millions d’euros)

Catégorie de l’installation	En activité	À l’arrêt
Anciens réacteurs nucléaires transformés en installation entreposant leurs propres déchets radioactifs	de 0,1 à 0,5	de 0,01 à 0,3
Autres installations d’entreposage de substances radioactives	de 0,1 à 0,5	de 0,01 à 0,3
Installations de stockage de déchets radioactifs	de 2,2 à 6,8	de 0,2 à 0,7
Installations de traitement d’effluents liquides radioactifs ou de déchets solides radioactifs autres que les combustibles nucléaires usés	de 0,4 à 1,9	de 0,2 à 1,1

L’article L. 433-16 (alinéas 138 à 141) porte sur le calcul du tarif unitaire de stockage, qui est modulé en fonction du degré d’activité des déchets ; il est compris :

– entre 0,11 et 1,1 euro par mètre cube pour les installations de déchets de très faible activité ;

– entre 1,1 et 11 euros par mètre cube pour les installations de déchets de faible activité et de moyenne activité à vie courte ;

– entre 77 et 770 euros par mètre cube pour les installations de déchets de haute activité et de moyenne activité à vie longue.

Le tarif unitaire de stockage, pour les déchets de très faible activité et les déchets de faible activité et de moyenne activité à vie courte, est le même que le tarif actuel de la taxe additionnelle de stockage.

3.   Les modalités d’exigibilité, de recouvrement et d’affectation de la taxe

● Le paragraphe 4 (alinéas 142 à 144) porte sur l’exigibilité.

L’article L. 433-17 (alinéa 144) prévoit que les règles relatives à l’exigibilité de cette taxe sont déterminées par les dispositions du titre IV du livre Ier du CIBS.

● Le paragraphe 5 (alinéas 145 à 148) précise les personnes soumises aux obligations fiscales.

L’article L. 433-18 (alinéa 147) dispose que les règles relatives à ces personnes sont déterminées par les dispositions du titre V du livre Ier du CIBS et par celles du présent paragraphe.

L’article L. 433-19 (alinéa 148) prévoit qu’est redevable de la taxe le titulaire de l’autorisation de l’installation.

● Le paragraphe 6 (alinéas 149 à 152) porte sur la constatation de la taxe.

L’article L. 433-20 (alinéa 151) dispose que les règles relatives à la constatation de cette taxe sont déterminées par les dispositions du titre VI du livre Ier du CIBS et par celles du présent paragraphe.

L’article L. 433-21 (alinéa 152) prévoit que cette taxe est constatée par le président de l’ASNR.

● Le paragraphe 7 (alinéas 153 à 155) porte sur le paiement.

L’article L. 433-22 (alinéa 155) dispose que les règles relatives au paiement de cette taxe sont déterminées par les dispositions du titre VII du livre Ier du CIBS.

● Le paragraphe 8 (alinéas 156 à 163) porte sur le contrôle, le recouvrement et le contentieux.

L’article L. 433-23 (alinéa 158) prévoit que les règles relatives au contrôle, au recouvrement et au contentieux de la taxe sur les installations nucléaires de base concourant à la gestion des substances radioactives sont, par dérogation aux dispositions du titre VIII du livre Ier du CIBS, déterminées par les dispositions du présent paragraphe.

L’article L. 433-24 (alinéas 159 à 163) dispose que ces règles sont déterminées par les dispositions suivantes :

– s’agissant des compétences en matière de contrôle, de traitement des réclamations et de suivi des contentieux, l’article L. 592-34 du code de l’environnement. Cet article, tel que réécrit par le paragraphe II du présent article, confie ces compétences à l’ASNR ;

– s’agissant des procédures d’établissement de l’impôt en cas de méconnaissance par le redevable de ses obligations, du recouvrement ainsi que du paiement spontané et du contentieux :

• les dispositions du livre II du code général des impôts et des titres III et IV du livre des procédures fiscales qui sont propres aux installations nucléaires de base ou qui sont applicables aux impôts directs ;
• le B du III de l’article 55 de la loi n° 2010-1658 du 29 décembre 2010 de finances rectificative pour 2010, qui prévoit une majoration de 10 % en cas de retard de paiement.

● Le paragraphe 9 (alinéas 164 à 166) porte sur l’affectation.

L’article L. 433-25 (alinéa 166) prévoit que l’affectation du produit du tarif de stockage de cette taxe est déterminée par l’article L. 542-10-2 du code de l’environnement.

3.   Des modifications de consÉquence

La codification des taxes sur les INB au sein du CIBS entraîne des modifications de conséquence dans plusieurs codes et lois.

Le paragraphe II (alinéas 167 à 189) contient les modifications de conséquence portant sur le code de l’environnement.

Le 1° (alinéa 168), le 4° (alinéa 175), le 5° (alinéas 176 à 179), le 6° (alinéas 180 à 183) et le 7° (alinéa 184) modifient les dénominations des taxes sur les INB aux articles L. 125-31, L. 542-12, L. 542-12-1, L. 542-12-3 et L. 592-18 de ce code.

Le 3° (alinéas 170 à 174) codifie, sans les modifier, les dispositions relatives à l’affectation de la taxe additionnelle d’accompagnement – qui serait désormais dénommée « tarif d’accompagnement » de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique – au sein d’un nouvel article L. 542-11-1 dans le code de l’environnement.

Le 2° (alinéa 169) supprime une disposition devenue inutile à l’article L. 542-11 du code de l’environnement. Il supprime également une disposition prévoyant que les personnes redevables de la taxe additionnelle d’accompagnement publient un rapport annuel sur les activités économiques qu’elles conduisent dans les départements où est situé tout ou partie du périmètre d’un laboratoire souterrain ou d’un centre de stockage en couche géologique profonde.

Le 8° (alinéas 185 à 189) crée, au sein d’une nouvelle sous-section 7 intitulée « Attributions en matière de fiscalité » insérée dans la section 4 du chapitre II du titre IX du livre V du code de l’environnement, un nouvel article L. 592-34, qui prévoit que l’ASNR est compétente pour constater et collecter, pour le compte de l’État, la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et assimilées et la taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives, contrôler les éléments sur la base desquels elles sont établies, instruire les réclamations et suivre les contentieux. Ce nouvel article précise qu’à cette fin, les références des dispositions du livre des procédures fiscales à l’administration, à l’administration fiscale ou à la direction générale des finances publiques s’entendent de références à l’ASNR.

Le paragraphe III (alinéas 190 à 200) contient les modifications de conséquence portant sur le code général des collectivités territoriales (CGCT).

Le 1° (alinéas 191 à 193) complète l’article L. 2331-3, qui énumère les recettes de la section de fonctionnement des communes, et l’article L. 3332-1 du CGCT, qui énumère les recettes de la section de fonctionnement des départements, afin de mentionner, parmi ces recettes, le produit du tarif d’accompagnement de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et du tarif de stockage de la taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives.

Le 2° (alinéa 194) modifie la dénomination de la taxe additionnelle de stockage à l’article L. 2334-4 du CGCT.

Le 3° (alinéas 195 et 196) complète l’article L. 4331-2 du CGCT, qui énumère les recettes de la section de fonctionnement de la région, pour y ajouter le produit du tarif de stockage de la taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives.

Le 4° (alinéas 197 à 200) crée un nouvel article L. 5211-27-3 dans le CGCT, prévoyant que les établissements publics de coopération intercommunale peuvent percevoir le produit du tarif d’accompagnement de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et le produit du tarif de stockage de la taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives. Il s’agit d’une disposition de conséquence.

Le paragraphe IV (alinéas 201 à 205) codifie à l’article 1647 du CGI les dispositions relatives aux montants prélevés par l’État pour frais de recouvrement sur les sommes collectées, jusqu’à présent, par l’ASN et l’IRSN, et qui doivent l’être désormais par l’ASNR.

Le paragraphe V (alinéas 206 à 208) complète l’article L. 256 B du livre des procédures fiscales afin de prévoir qu’un titre de perception est adressé au redevable en l’absence de paiement ou en cas d’insuffisance de paiement à la date limite prévue pour la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique et pour la taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives.

Le paragraphe VI (alinéas 209 à 213), complète l’article 4 de l’ordonnance n° 2021-1843 du 22 décembre 2021 portant partie législative du code des impositions sur les biens et services et transposant diverses normes du droit de l’Union européenne. Cet article, créé à l’occasion de la recodification de nombreuses impositions au sein du CIBS, qui a entraîné un changement de dénomination pour la plupart d’entre elles, contient un tableau d’équivalence entre les anciennes et les nouvelles dénominations de celles-ci. Le VI y intègre les anciennes taxes sur les INB et leurs nouvelles dénominations découlant du présent article.

Le paragraphe VII (alinéas 214 à 218) abroge plusieurs dispositions rendues obsolètes par le présent article, à savoir :

– l’article 43 de la loi n° 99-1172 du 30 décembre 1999 de finances pour 2000 ;

– l’article 96 de la loi n° 2010-1658 du 29 décembre 2010 de finances rectificative pour 2010 ;

– l’article 58 de la loi n° 2013-1279 du 29 décembre 2013 de finances rectificative pour 2013 ;

– l’article 127 de la loi n° 2020-1721 du 29 décembre 2020 de finances pour 2021.

4.   le report de la date limite d’abrogation de la taxe finançant le fonds de conception de Cigeo, de 2025 à 2028

Le paragraphe VIII (alinéas 219 à 225) prévoit l’abrogation de plusieurs dispositions modifiées par le présent article à compter de la première des deux dates suivantes :

– la date de publication de l’autorisation de création prévue au I de l’article L. 593-7 du code de l’environnement relative au centre de stockage en couche géologique profonde mentionné au 2° de l’article 3 de la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs ;

– le 31 décembre 2028.

Il s’agit des dispositions relatives au tarif de conception de la taxe sur les INB relevant du secteur énergétique, soit l’actuelle contribution spéciale pour la gestion des déchets radioactifs, aujourd’hui affectée au fonds de l’ANDRA destiné à financer les études nécessaires à la conception des installations de stockage des déchets radioactifs de haute et moyenne activité. Ces dispositions ont, en effet, vocation à disparaître à partir de date de création de Cigéo. Pour l’heure, cette contribution doit disparaître au plus tard le 31 décembre 2025. Il est donc nécessaire de décaler cette date pour tenir compte du calendrier effectif du projet Cigéo.

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*     *

 

 

• Article 6
  Répartition des coûts du mécanisme de capacité entre les utilisateurs
  du système électrique

1.   l’état du droit

Le fonctionnement actuel du marché de l’électricité, avant tout conçu pour assurer l’équilibre entre l’offre et la demande à court terme, n’assure que partiellement l’objectif de sécurité d’approvisionnement. Afin d’éviter les interruptions du système électrique en période de pointe de consommation et de pallier les insuffisances du marché, un mécanisme de capacité, fonctionnant selon un principe décentralisé, a été mis en place depuis 2016 afin d’obliger les fournisseurs à se doter de garanties de capacités auprès d’exploitants. Les évaluations du dispositif réalisées ces dernières années confirment son intérêt pour garantir la sécurité d’approvisionnement, mais soulignent également des limites qui appellent à une réforme structurelle de son architecture.

1.   le fonctionnement du marchÉ de l’ÉlectricitÉ n’assure que partiellement la sÉcuritÉ d’approvisionnement

Le marché de gros de l’électricité est d’abord efficace pour assurer l’équilibre de l’offre et de la demande d’électricité à court terme : à plus long terme, ses imperfections ne permettent pas de couvrir le risque en matière de sécurité d’approvisionnement pour le système électrique et nécessitent une régulation extérieure.

1.   Le marché de gros de l’électricité vise en priorité à assurer l’équilibre de l’offre et de la demande d’électricité à court terme

Le marché de gros de l’électricité désigne le marché où l’électricité est négociée, c’est-à-dire achetée et vendue, avant d’être livrée via le réseau aux clients finals, particuliers ou entreprises. Il assure l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité et tient donc une place centrale dans le fonctionnement du système électrique français.

Parmi les produits du marché de gros, on distingue les produits spot ou de court terme, achetés pour une livraison le lendemain ou le jour même, et les produits à terme, qui correspondent aux contrats conclus entre acteurs du marché de l’électricité pour une fourniture à une date à plus longue échéance que le marché spot.

Les prix de référence pour le marché de l’électricité français sont ceux de l’échéance journalière, complétée par la plateforme à échéance infrajournalière « XBID ». Ces prix de court terme sont volatils. En effet, l’électricité ne peut pas être stockée à grande échelle et des facteurs influençant l’équilibre entre l’offre et la demande peuvent varier, comme les conditions climatiques ou des événements exceptionnels sur le parc électrique. RTE, le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité français, assure la gestion de l’équilibre entre l’offre et la demande en temps réel.

Les prix à terme, à échéance plus lointaine et qui intègrent généralement la moyenne des prix spot anticipés sur la période considérée, sont moins volatils que les prix spot. Ils permettent la couverture du risque pour les producteurs et les fournisseurs ([107]) et servent à la définition du prix des clients finals.

2.   Le marché comporte des imperfections qui ne permettent pas de garantir pleinement la sécurité d’approvisionnement

Si le fonctionnement actuel des marchés de gros de l’énergie vise à garantir une optimisation des coûts du parc électrique européen au bénéfice des consommateurs à court terme, il présente en revanche des limites en matière de sécurité d’approvisionnement en raison de l’incertitude des revenus des actifs nécessaires à garantir ce principe.

En effet, le marché de court terme, dans la mesure où il n’apporte pas de visibilité ni de perspectives stables de rentabilité, n’incite pas au financement des installations de production, d’effacement ([109]) ou de stockage, qui ne sont appelées que lors des quelques heures de tension du réseau au cours de l’année et qui jouent donc un rôle essentiel en termes de sécurité d’approvisionnement des consommateurs.

En outre, le marché à terme n’assure pas non plus cette fonction : il est très peu liquide au-delà d’un horizon de trois ans et se distingue par une imperfection de marché connue sous le nom de « missing money » (« argent manquant »), c’est-à-dire une sous-rémunération des producteurs en raison de l’écart entre les prix de marchés et le niveau de prix qui leur assurerait la couverture de leurs coûts fixes.

Conçu pour optimiser l’utilisation des capacités de production et d’effacement des acteurs, le marché de l’électricité, qui ne couvre pas l’intégralité des coûts de fonctionnement de certains actifs essentiels à l’équilibre du système électrique, ne permet pas de garantir que le critère de sécurité d’approvisionnement électrique soit respecté.

3.   Les enjeux de la sécurité d’approvisionnement en périodes de pointe

Garantir la sécurité de l’alimentation des consommateurs en électricité est indispensable à l’activité sociale et économique. Comme l’électricité ne peut être stockée à bas coût en grande quantité en l’état de la technologie actuelle, la quantité d’électricité produite et injectée dans le réseau doit être égale à tout moment à la quantité d’électricité consommée. L’un des principaux enjeux en termes de sécurité d’approvisionnement consiste donc à assurer une capacité suffisante du parc électrique et des flexibilités associées, comme le stockage et l’effacement, afin de couvrir la demande électrique à tout instant.

Dans le cas contraire, des situations de déséquilibres locales peuvent survenir et se propager au reste du système électrique, entraînant des coupures préjudiciables sur le plan socio-économique. En effet, l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité est soumis à deux risques principaux :

– des pointes de consommation, c’est-à-dire les heures d’une année de livraison durant laquelle le risque de rupture de l’équilibre est le plus élevé ([110]), liées aux événements climatiques extrêmes, en raison de la forte sensibilité de la consommation électrique à la température ;

– des fluctuations horaires, journalières ou hebdomadaires, tant du côté de l’offre, en raison de l’intermittence de la production renouvelable ([111]), que de la demande en raison de sa périodicité ([112]).

Ces risques peuvent être renforcés dans les régions qui présentent une vulnérabilité électrique particulière, notamment en raison de la faiblesse de leur production locale. D’autres risques, comme celui du défaut des réacteurs nucléaires, comme en 2022 avec la mise à l’arrêt de réacteurs en raison de fissures liées au phénomène de corrosion sous contrainte ([113]), ou encore la chute de la production d’énergie renouvelable, doivent également être intégrés afin de développer des outils de flexibilité. À ce titre, RTE réalise des analyses saisonnières semestrielles afin d’anticiper les difficultés d’approvisionnement en électricité.

● La consommation électrique française est très sensible aux variations de températures en raison de la part importante du chauffage électrique en France, utilisé à environ 35 % en 2021 dans les résidences principales ([114]). Le principal risque pesant sur la sécurité d’approvisionnement en électricité est donc représenté par les pointes de consommation lors des vagues de froid hivernales, qui excèdent largement la consommation électrique moyenne : la consommation augmenterait alors d’environ 2,4 gigawatts (GW) par degré Celsius en moins. Le niveau maximal de puissance appelée à ce jour en France est de 102,1 GW, atteint lors d’un épisode de froid exceptionnel le 8 février 2012. Le parc de production doit donc être calibré en fonction du pic de consommation et non de la demande moyenne annuelle, tout en tenant compte de la capacité de certains consommateurs à réduire leur consommation et de la contribution des capacités électriques situées à l’étranger.

4.   Le critère de sécurité d’approvisionnement

Le risque nul reviendrait à développer des capacités massives pour se prémunir de tous les aléas, ce qui entraînerait des hausses de prix pour les consommateurs. Dès lors, le critère de sécurité d’approvisionnement utilisé en France repose sur une approche économique des coûts, entraînés par le maintien et le développement des capacités de production, de stockage et des flexibilités, et des bénéfices, c’est-à-dire le minimum de coupures d’électricité.

Le 2° de l’article L. 100-1 du code de l’énergie dispose que la politique énergétique « assure la sécurité d’approvisionnement et réduit la dépendance aux importations ». Comme le prévoit l’article L. 141-7 du même code, cet objectif « implique que soit évitée la défaillance du système électrique ». La défaillance, qui n’est pas synonyme de coupure généralisée du système électrique, se définit comme la nécessité de recourir aux moyens exceptionnels ([115]), contractualisés ou non, pour assurer l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité.

Le critère de défaillance peut être compris comme le niveau de rupture de l’alimentation électrique, en raison du déséquilibre entre l’offre et la demande, acceptable chaque année pour la collectivité. Son respect n’implique pas une absence totale de risque de défaillance, mais l’encadrement du risque dans des limites définies. Il est fixé par la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) en vertu du 1° de l’article L. 141-2 du code de l’énergie et est décliné à l’article D. 141-12-6 du même code.

En France, le critère de sécurité d’approvisionnement est composé d’un double critère de risque probabiliste :

– un critère de défaillance, dont le recours doit être inférieur à trois heures par an, ce qui signifie que « la durée moyenne pendant laquelle l’équilibre entre l’offre et la demande ne peut pas être assuré par le fonctionnement normal des marchés de l’électricité, dans toutes les configurations d’aléas considérées, est inférieure ou égale à trois heures par an » ([116]) ;

– un critère de délestage, soit des coupures ciblées et momentanées de consommateurs, dont la durée moyenne doit être inférieure à deux heures par an « dans toutes les configurations d’aléas considérées ».

● En vertu de l’article L. 141-8 du code de l’énergie, RTE « établit chaque année un bilan électrique national et un bilan prévisionnel pluriannuel évaluant le système électrique au regard du critère de défaillance », dont les contenus sont définis aux articles D. 141-3 à D. 141-9 du code de l’énergie. Dans son bilan prévisionnel 2023-2025 publié en juillet 2024, RTE souligne que si « le risque sur la sécurité d’approvisionnement a augmenté depuis 15 ans, notamment du fait de la réduction de la disponibilité des centrales nucléaires et de la fermeture des moyens thermiques », la sécurité d’approvisionnement devrait se renforcer au cours des prochaines années avec la diversification des capacités de flexibilité.

Enfin, garantir la sécurité d’approvisionnement est un objectif d’autant plus critique pour le système électrique que la tendance est à l’électrification des usages. Selon le scénario de référence présenté par RTE dans son bilan prévisionnel 2023‑2035, la consommation annuelle d’électricité devrait atteindre entre 580 et 640 TWh/an en 2035, contre 446 TWh en 2023, soit une hausse moyenne d’environ 35 %, tirée par la décarbonation des transports, de l’industrie, ainsi que la progression de la part de logements et de surfaces tertiaires chauffés à l’électricité. Cet objectif de décarbonation, qui entraîne une augmentation de la consommation d’électricité, est une composante intégrée à la conception du mécanisme de capacité.

2.   le mÉcanisme de capacitÉ vise À garantir la sÉcuritÉ d’apProvisionnement lors des pointes de consommation

L’atteinte de l’équilibre entre l’offre et la demande lors des pointes de consommation est permise de façon économiquement efficace par la mobilisation de moyens de production dits « de pointe » ou d’effacement de la consommation. Comme le relève la Cour des comptes dans son rapport sur l’organisation des marchés de l’électricité de juillet 2022, « ces moyens présentent des coûts variables de mobilisation élevés et des coûts fixes suffisamment faibles pour être couverts par les prix atteints en période de pointe ».

Toutefois, l’incertitude en termes de prix sur les marchés de l’électricité est telle que les investissements sur les capacités de pointe peuvent apparaître trop risqués au regard de leurs coûts fixes. Pour éviter que ces moyens ne disparaissent ou ne se développent pas, ce qui mettrait en risque la sécurité d’approvisionnement sur les heures les plus tendues du système électrique français, un mécanisme de capacité permet d’apporter aux producteurs une rémunération « assurantielle » dépendant de leur disponibilité et non pas seulement de leur production.

1.   Le mécanisme de capacité a été conçu en réponse à l’incapacité du marché à assurer la sécurité d’approvisionnement

Afin de remédier au phénomène de « missing money » et apporter un revenu supplémentaire aux producteurs d’électricité, un mécanisme d’obligation de capacité a été mis en place : les revenus de ce mécanisme doivent permettre au producteur, « en complément des revenus tirés de la vente de son électricité, de couvrir les coûts fixes d’exploitation et d’investissement nécessaires à son fonctionnement » ([120]) afin d’assurer la poursuite de l’activité de production nécessaire à la sécurité de l’alimentation électrique française lors de périodes de tension. Le paragraphe 22 de l’article 2 du règlement européen (UE) 2019/943 du 5 juin 2019, dans sa version modifiée en juin 2024 ([121]), définit le mécanisme de capacité comme une mesure « qui vise à obtenir le niveau nécessaire d’adéquation des ressources en rémunérant les ressources pour leur disponibilité ».

Issu des propositions du groupe de travail parlementaire sur la maîtrise de la pointe électrique d’avril 2010 ([122]), le mécanisme de capacité a été introduit par l’article 6 de la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité, dite « NOME ». Le décret n° 2012-1405 du 14 décembre 2012 ([123]), complété par un arrêté en 2015 ([124]), a précisé les modalités d’application du mécanisme, révisées à plusieurs reprises depuis et codifiées aux articles R. 335-1 et suivants du code de l’énergie. Dans une décision du 8 novembre 2016, la Commission européenne a estimé que le mécanisme de capacité constituait une aide d’État compatible avec le marché intérieur et l’a autorisé pour une période maximale de dix ans ([125]), soit jusqu’en novembre 2026, en contrepartie de certains engagements de la France relatifs notamment à la prise en compte des interconnexions ([126]).

2.   Le fonctionnement du mécanisme de capacité

Les principes de fonctionnement du mécanisme de capacité sont décrits aux articles L. 335-1 et suivants du code de l’énergie. Afin de contribuer à la sécurité d’approvisionnement en électricité en France, les acteurs obligés ([127]) – principalement les fournisseurs d’électricité – sont tenus de justifier chaque année d’un volume de garanties de capacités destiné à couvrir la consommation électrique de leurs clients en périodes de pointe.

Les garanties de capacité, qui portent sur une année de livraison (AL), sont échangeables et cessibles : elles peuvent être obtenues par les fournisseurs en investissant dans des moyens de production ou d’effacement, ou auprès d’exploitants, qui s’engagent sur la disponibilité de leurs capacités lors des périodes de pointe de consommation, de gré à gré ou via des enchères sur un marché secondaire décentralisé géré par EPEX spot. Les exploitants ont l’obligation de faire certifier leurs capacités disponibles par RTE : l’engagement de disponibilité en MW est établi dans un contrat de certification avec RTE, qui délivre au titulaire des garanties de capacité ([128]).

schÉma du fonctionnement gÉnÉral du mÉcanisme de capacitÉ

Source : lettre des autorités françaises à la Commission européenne du 2 février 2015, publiée dans la décision du 8 novembre 2016 de la Commission européenne.

Comme souligné par la Cour des comptes dans son rapport précité de 2022, en théorie, « sur le marché des capacités, les exploitants de capacités certifiées doivent demander pour celles-ci un prix équivalent à leur « missing money », soit la part de leurs coûts fixes d’exploitation non couverts par les revenus qu’ils anticipent du marché de l’énergie ». La demande devrait se faire « à tout prix », c’est-à-dire de manière à assurer la couverture en garanties de capacités des acteurs obligés. La valeur de marché de la capacité correspond alors au prix d’équilibre résultant de la rencontre de l’offre et de la demande totales de capacités lors d’une enchère : le prix payé est, pour toutes les capacités échangées, le prix d’équilibre de l’enchère.

● Tout échange de capacités, via une enchère ou de gré à gré, est enregistré dans le registre des garanties de capacité ([129]) : les acteurs obligés doivent détenir un contrat d’accès au registre, qui comptabilise, de manière confidentielle et sécurisée, l’ensemble des opérations de délivrance, transaction et destruction de garanties de capacité du propriétaire du compte. Par ailleurs, depuis 2021, les capacités doivent respecter des limites d’émissions de CO2 afin de pouvoir être certifiées ([130]).

● Le mécanisme de capacité se déroule selon un calendrier qui débute quatre ans en amont de l’année de livraison (AL) :

– les exploitants de capacité de production en service en AL – 4 (soit quatre ans avant le début de l’année de livraison) ont l’obligation de certifier leur capacité de production pour l’année de livraison avant le 31 octobre de l’AL – 4 ;

– les exploitants de capacité d’effacement n’ont pas l’obligation de certifier leur capacité et peuvent choisir de certifier leur capacité pour l’année AL jusqu’au 31 octobre de l’AL – 1 ;

– il est possible, sous certaines conditions, de faire évoluer le niveau de capacité certifiée (NCC), à la hausse ou à la baisse, en procédant à des demandes de rééquilibrage jusqu’au 30 septembre de l’année AL + 1.

Durant l’année de livraison, RTE signale les jours de pointe PP1 (pour les acteurs obligés) et PP2 (pour les exploitants), la veille pour le lendemain, durant lesquels les acteurs obligés et les exploitants de capacité devront remplir leurs engagements respectifs sur des plages horaires définies.

En année AL + 3, RTE effectue les contrôles sur l’année AL afin de vérifier que les acteurs obligés ont bien détenu le niveau des garanties nécessaires à la consommation de leurs clients sur la base des consommations réalisées. Les écarts donnent lieu à un règlement financier, c’est-à-dire au versement de pénalités.

calendrier du mÉcanisme de capacitÉ

Source : RTE.

En application des dispositions de l’article R. 335-57 du code de l’énergie, la CRE définit les modalités de calcul de la référence de prix pour le calcul des écarts en capacité (dite « PREC ») ([131]) et publie, pour chaque année de livraison, une proposition de prix plafond pour le règlement des écarts en capacité (dit « prix administré »). Les acteurs doivent s’acquitter d’un règlement financier à hauteur du prix administré lorsqu’un déficit de capacité supérieur au seuil de 2 GW est constaté. Comme la CRE l’explique dans sa délibération n° 2023-308 du 28 septembre 2023, le prix administré est « la pénalité la plus élevée du mécanisme de capacité » et agit « comme un prix plafond sur les échanges du marché de capacité ».

valeur du prix administrÉ et du prix de rÉfÉrence des Écarts en capacitÉ

Année de livraison	Prix administré (€/MWh)	PREC (€/MWh)
2017	20 000	9 999,8
2018	40 000	9 342,7
2019	40 000	17 365,3
2020	40 000	16 583,9
2021	60 000	39 095,4
2022	60 000	23 899,9
2023	60 000	60 000,0
2024	60 000	6 200,2

Source : CRE.

3.   un dispositif qui remplit globalement ses objectifs mais dont l’architecture est perfectible, alors qu’il arrive À ÉchÉance en 2026

Le mécanisme de capacité français a été approuvé en 2016 pour une durée de dix ans. Au-delà de son utilité pour atteindre l’objectif public de sécurité d’approvisionnement, la complexité du dispositif et ses insuffisances actuelles invitent à des actions correctrices.

1.   Le mécanisme de capacité remplit globalement ses objectifs

Le mécanisme de capacité actuel est fondé sur plusieurs principes :

– il porte sur toutes les capacités (« capacity-wide » ou « market-wide », par opposition à une réserve stratégique) : l’ensemble des installations de production, d’effacement et de stockage peuvent valoriser leurs capacités dans les mêmes conditions à service rendu identique ;

– il est décentralisé : il revient à chaque fournisseur d’acquérir des garanties de capacité permettant de couvrir la pointe de consommation pour leur portefeuille de clients ;

– sa temporalité est diffuse et offre la possibilité aux acteurs d’échanger des certificats plusieurs années avant la livraison ;

– il institue une vérification du niveau effectif de disponibilité et de contribution à la pointe ;

– il est ouvert aux moyens de stockage et d’effacements ;

– il est ouvert à des contrats pluriannuels pour les nouvelles installations sur le marché de capacité (hors énergies fossiles), dans le cadre d’un dispositif ad hoc prenant la forme d’un appel d’offres long-terme (AOLT) organisé quatre années en amont de l’année de livraison et qui garantit aux lauréats un revenu capacitaire stable pendant sept ans.

● Dès la mise en œuvre du mécanisme de capacité, une clause de revoyure a été inscrite dans le cadre réglementaire ([132]), fondée sur un retour d’expérience visant à évaluer le mécanisme à l’issue de ses premières années de fonctionnement. Un retour d’expérience réalisé par RTE en juillet 2021 participe de cette évaluation ([133]).

Il existe aujourd’hui un consensus sur la nécessité du maintien d’un dispositif de rémunération de la capacité et de la contribution du mécanisme de capacité à l’atteinte du critère de sécurité d’approvisionnement. Selon RTE, de l’ordre de 1,8 à 3,5 GW de capacités ont été maintenus en service grâce aux revenus tirés du mécanisme de capacité. Le maintien de capacités aurait permis, toutes choses égales par ailleurs, d’éviter une dégradation du niveau de sécurité d’approvisionnement, pour un gain évalué entre 100 et 300 millions d’euros par an pour la collectivité selon les scénarios contrefactuels considérés.

En prenant également en compte les effets sur les coûts des gestionnaires de réseaux et taxes, le coût du mécanisme de capacité pour le consommateur est évalué entre 1,2 et 2,60 €/MWh sur la période 2017-2019, ce qui se situe dans la moyenne des pays européens. L’estimation par RTE du poids financier brut total du dispositif pour le consommateur varie entre 500 et 1 200 millions d’euros par an.

Au terme du retour d’expérience réalisé par RTE en 2021, il est établi que le mécanisme de capacité a permis de limiter la hausse des prix de marché lors des pointes de consommation, au bénéfice des consommateurs, et a permis de conférer un prix de référence à la sécurité d’approvisionnement.

2.   Des insuffisances qui nécessitent une adaptation des règles sans remettre en cause l’intérêt du mécanisme de capacité

Les bénéfices du mécanisme pour la collectivité, évalués par RTE entre 100 et 300 millions d’euros par an en termes de gains de sécurité d’approvisionnement, se font au prix d’un transfert financier important des consommateurs vers les exploitants de capacités, de l’ordre de 1 milliard d’euros par an ([134]). Ce coût du mécanisme de capacité met en évidence l’existence d’effets d’aubaine importants : la Cour des comptes estime dans son rapport précité de 2022 que « le caractère déterminant du mécanisme de capacité pour inciter les filières hydroélectrique ou nucléaire, à être disponibles pendant les pointes de consommation, n’est pas démontré ». La Cour considère donc que le niveau des revenus perçus par les différentes filières n’est aujourd’hui pas suffisamment justifié au regard des nécessités de la sécurité d’approvisionnement. Le périmètre du mécanisme pose question dans ce contexte, ou plus spécifiquement le niveau de rémunération des moyens de base par ailleurs déjà rentables sur le marché de l’énergie.

En outre, la Cour des comptes observe que « le montant des rémunérations reçues globalement par les différents détenteurs de capacités, et supportées in fine par les clients finals, est, pour partie, sans lien avec l’efficacité du dispositif ». En effet, le mécanisme rémunère au même prix toutes les capacités échangées, quand bien même certains moyens couvrent de façon structurelle leurs coûts complets sur le marché de l’énergie. La question du niveau de rémunération des moyens existants se pose également : le « missing money » de ces derniers se limite à la part non couverte des coûts fixes d’exploitation, tandis que les moyens nouveaux doivent pouvoir compter sur une couverture de leurs coûts complets.

La Cour souligne que « la réflexion engagée sur le mécanisme de capacité par le retour d’expérience de RTE devrait ainsi conduire à s’interroger, dès 2023, sur la conception même du dispositif et les conditions de son renouvellement à l’échéance de 2026 ».

● Comme l’a souligné la CRE dans une délibération publiée en 2021 ([135]), le mécanisme de capacité avait notamment pour objectif de permettre de nouveaux investissements dans des capacités de pointe, en particulier des moyens thermiques fossiles. Les orientations de politique énergétique, notamment celles fixées par la loi n° 2019-1147 relative à l’énergie et au climat du 8 novembre 2019, dite loi « énergie-climat », et la stratégie nationale bas carbone (SNBC), ont mis fin à la mise en service de nouveaux moyens de production thermiques fossiles ([136]). L’utilité du mécanisme est donc aujourd’hui restreinte au maintien des capacités existantes. Si une rémunération capacitaire peut encore se justifier pour ces installations, « leur nombre est limité et leur soutien ne semble plus nécessairement justifier un dispositif d’une telle ampleur ».

Rejoignant les constats du retour d’expérience de RTE, la CRE fait valoir que « le caractère décentralisé de l’obligation n’a pas porté ses fruits entre 2017 et 2019 » et « n’a pas été déterminant pour le développement de capacités d’effacement », tandis que « la temporalité diffuse des échanges ne permet pas l’émergence d’un signal prix fiable, et conduit certains exploitants de capacité à intégrer dans leurs offres des prix de réserve alors qu’une grande partie des capacités ont un « missing money » nul ».

Elle conclut que les travaux autour des nouvelles règles du mécanisme de capacité « devront en particulier réinterroger les choix structurants du mécanisme français, à savoir son périmètre et son caractère décentralisé, dans l’objectif d’en améliorer le fonctionnement, et d’en réduire le coût pour les consommateurs ».

2.   le dispositif proposÉ

L’article 6 a pour objet de créer, en remplacement de l’obligation d’achat de capacités existantes, un prélèvement pesant sur les fournisseurs d’électricité pour financer l’achat, par le gestionnaire de réseau de transport, des engagements de disponibilité des producteurs assurant la sécurité d’approvisionnement.

Ainsi, le mécanisme de capacité envisagé comprend deux volets :

– la centralisation du dispositif, avec un achat direct des engagements de capacité par le gestionnaire du réseau de transport public (RTE dans le cas de l’électricité) auprès des producteurs dans le cadre d’une procédure concurrentielle, dans l’objectif de répondre au besoin de capacités pendant les périodes de tension du système électrique ;

– la création d’un prélèvement, dénommé « taxe sur l’utilisation du système électrique aux heures de tension », pesant sur l’utilisation du système en période de tension par les fournisseurs d’électricité : il est affecté au gestionnaire de réseau de transport public afin de financer le coût d’achat des engagements.

Ce nouveau dispositif, qui remplace l’ancien, devra être notifié à la Commission européenne dans des délais permettant son approbation au plus tard en 2026 et sa mise en œuvre en 2027.

1.   synthÈse de la rÉforme envisagÉe

En anticipation de la fin prévue en novembre 2026 du régime d’aide d’État et compte tenu du risque de non atteinte du critère de sécurité d’approvisionnement en l’absence d’un mécanisme de capacité, RTE a été chargé de mener une concertation démarrée en 2022 afin de refondre le dispositif. À l’issue de cette concertation, RTE a proposé de retenir comme objectif une centralisation, une simplification et un recentrage sur sa vocation première du mécanisme de capacité : assurer la viabilité économique des capacités nécessaires au respect du critère de sécurité d’approvisionnement pour chaque période de livraison.

La réforme proposée du mécanisme de capacité, qui a considérablement évolué par rapport à la version envisagée à l’article 12 de l’avant-projet de loi relatif à la souveraineté énergétique (PJLSE) présenté en janvier 2024 mais jamais examiné en Conseil des ministres, intègre des évolutions majeures par rapport au cadre actuel, dont la principale est la contractualisation des capacités par le gestionnaire de réseau public de transport à l’occasion d’enchères centralisées.

Dans sa délibération n° 2024-10 portant avis sur le PJLSE, la CRE considérait « favorablement l’évolution de l’architecture du mécanisme de capacité qui répond en particulier à plusieurs difficultés identifiées », notamment « la complexité du mécanisme de capacité actuel, l’émergence d’un signal prix peu lisible lié à la temporalité diffuse des échanges et à la multiplicité des enchères, et la non-couverture par les acteurs obligés de la totalité de leur estimation d’obligation avant le début d’une année de livraison ». Elle observe que le modèle proposé s’inspire du fonctionnement de dispositifs mis en place dans des pays tels que l’Irlande, l’Italie et la Belgique.

schÉma simplifiÉ de l’organisation proposÉe du mÉcanisme de capacitÉ

Source : commission des finances.

● Dans le dispositif proposé, le besoin en capacités nécessaires à la sécurité d’approvisionnement en métropole continentale pour une période de livraison est approuvé par la CRE, après avis de RTE. Le critère de sécurité d’approvisionnement actuel n’est pas révisé. Les capacités nécessaires pour répondre au besoin sont ensuite sélectionnées de manière centralisée par RTE dans le cadre de « procédures concurrentielles », soit des enchères.

Le calendrier des enchères sera défini par un décret. Selon les informations recueillies par le rapporteur général, la proposition de RTE est d’organiser une enchère en AL-4 pour couvrir la quasi-intégralité du volume et une en AL-1 pour le volume résiduel. Ce calendrier permettra aux acteurs ayant peu de visibilité sur leur disponibilité et qui ne peuvent pas s’engager quatre ans à l’avance – par exemple, les effacements de consommation – de participer au mécanisme. Lors de l’enchère, les exploitants de capacité viendront « s’engager à être disponibles » à un prix qu’ils seront libres de définir. Face au niveau du besoin total « mis aux enchères », les capacités sélectionnées seront celles qui permettent d’atteindre le besoin au meilleur coût : c’est ce qui définira la rémunération versée par RTE, c’est-à-dire le prix des engagements de capacité.

En réduisant le nombre d’enchères par rapport à un marché décentralisé, l’offre sera davantage concentrée et la lisibilité du prix en serait améliorée. S’agissant des effets d’aubaine éventuels, le texte prévoit, d’une part, au 8° du II que les revenus tirés du mécanisme de capacité par les producteurs seront pris en compte dans les contrats de complément de rémunération ([137]) et, d’autre part, explicite le contrôle des interdictions de manipulation de marché par la CRE au nouvel article L. 316-11 du code de l’énergie. Le rapporteur général émet toutefois des réserves sur l’efficacité de ce nouveau mécanisme en matière de formation du prix par rapport à l’ancien fonctionnement de marché.

La notion actuelle d’acteurs obligés est supprimée. Ainsi, plutôt que de devoir se doter en garanties de capacité, les fournisseurs s’acquitteront d’une nouvelle taxe dont le montant dépend de leur utilisation du système électrique pendant sa période de tension. Le montant de ce prélèvement est égal aux coûts supportés par RTE pour l’acquisition de capacités, répartis entre chaque fournisseur à hauteur des consommations de sa part.

Grâce à cette taxe dont le produit lui est affecté, RTE rémunère les exploitants de capacités de production, de stockage et d’effacement sélectionnés et certifie leurs capacités. En contrepartie, les exploitants s’engagent par des contrats avec RTE à ce que leurs capacités soient disponibles en période de tension du système électrique. Cette centralisation permettra néanmoins aux acteurs de s’échanger des engagements sur un marché secondaire : un acteur ayant pris un engagement de disponibilité auprès de RTE en échange de la rémunération pourra le céder à un autre acteur.

Le coût total d’achat des capacités pour la période de livraison est répercuté par RTE sur les fournisseurs, ceux-ci étant libres de la répercussion sur les consommateurs. D’après l’évaluation préalable de l’article annexée au projet de loi de finances pour 2025, la centralisation « ne créera pas de nouvelle charge pour les consommateurs par rapport à aujourd’hui ». La clé de répartition du coût du mécanisme est fondée sur les données de consommation du portefeuille de clients de chaque fournisseur lors des pointes durant la période de livraison.

● Alors que le mécanisme actuel est approuvé par la Commission européenne jusqu’en novembre 2026, la mise en œuvre d’un nouveau mécanisme de capacité à compter de l’hiver 2026-2027 et son examen au titre du droit des aides d’État par la Commission nécessitent de définir un nouveau cadre législatif et règlementaire au plus tard en 2025. Ces délais sont présentés comme nécessaires pour la mise en œuvre opérationnelle par les gestionnaires de réseaux et pour donner de la visibilité aux acteurs souhaitant porter des projets susceptibles d’être sélectionnés. Le rapporteur général observe néanmoins qu’il n’y a pas d’urgence à adopter cette réforme dès le projet de loi de finances pour 2025 : son examen dans le cadre d’une loi consacrée à la politique énergétique serait préférable pour la qualité du débat parlementaire et la bonne compréhension des enjeux.

La première période de livraison sera au plus tôt au cours de l’automne 2026, après un accord de la Commission européenne au titre des règles sur les aides d’État qui définira également une date limite. Au moins une enchère pourra être organisée en amont de cette période de livraison.

2.   La crÉation d’un prÉlÈvement sur les fournisseurs destinÉ À financer le coÛt des engagements de disponibilitÉ en pÉriode de tension du systÈme Électrique

L’article 6 crée, afin de réguler l’utilisation du système électrique aux heures de tension dans le cadre de la réforme du mécanisme de capacité, une taxe due par les fournisseurs, assise sur leur utilisation du système électrique en période de tension. Elle est affectée au gestionnaire du réseau public de transport d’électricité, c’est-à-dire RTE.

Le I (alinéas 1 à 53) modifie le code des impositions sur les biens et les services et crée un prélèvement sur les fournisseurs d’électricité dénommé « taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité », au sein d’une section 2 comprenant les articles L. 322-5 à L. 322-21.

1.   Les redevables de la nouvelle taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité

Les articles L. 322-5 à L. 322-12 (alinéas 19 à 29) et L. 322-16 (alinéa 45) déterminent le fait générateur et les redevables de la taxe.

Les « contributeurs au mécanisme de capacité », définis par l’article L. 322-8, sont :

– les fournisseurs d’électricité souhaitant exercer l’activité d’achat d’électricité pour revente aux consommateurs finals ou aux gestionnaires de réseaux pour leurs pertes, et, à partir du 1er juillet 2023, les producteurs d’électricité concluant un contrat de vente directe d’électricité aux consommateurs finals ou aux gestionnaires de réseaux pour leurs pertes ([138]), pour les quantités d’électricité fournies à des personnes qui les consomment sur le territoire de taxation, c’est‑à‑dire le territoire métropolitain national aux termes de l’article L. 322-10 ;

– la personne qui consomme de l’électricité sur le territoire métropolitain national, y compris pour compenser ses pertes, pour les quantités d’électricité qui ne sont pas fournies par les personnes désignées au paragraphe précédent.

Les consommations d’électricité réalisées sans être raccordées au système électrique ne sont pas prises en compte.

En vertu des articles L. 322-6, L. 322-10 et L. 322-12, la fourniture ou la consommation d’électricité sur le territoire métropolitain national par un contributeur au mécanisme de capacité pendant la période de tension du système électrique ([139]), telle qu’établie par l’article L. 316-4 du code de l’énergie, créé par le 9° du II, est soumise à la taxe et en constitue donc le fait générateur.

L’article L. 322-16 indique que le contributeur au mécanisme de capacité est redevable de la taxe.

L’article L. 322-11 précise que la CRE émet un avis en amont de la prise de mesures réglementaires relatives à l’application de cette nouvelle sous-section du code des impositions sur les biens et services.

2.   Les modalités de calcul de la taxe présentent les caractéristiques d’un impôt de répartition

Les articles L. 322-13 à L. 322-21 (alinéas 30 à 53) établissent les paramètres de calcul de la taxe. La nouvelle taxe est conçue comme un impôt de répartition : son montant est calculé en divisant le montant à financer, défini à l’article L. 322-14, par l’assiette, c’est-à-dire la puissance soutirée par un contributeur en période de tension. Les écarts éventuels liés à la temporalité de la taxe sont gérés par régularisation d’une période sur l’autre (2° du L. 322-14), de même que les créances irrécouvrables (4° du même article).

● L’article L. 322-13 prévoit la formule de calcul du montant de la taxe, qui correspond à l’équation suivante :

M correspond au « montant à financer », défini par l’article L. 322-14.

Pbénéficiaires est la puissance soutirée sur le système électrique par tous les contributeurs, dans les conditions établies par l’article L. 322-15 et résultant de la dernière estimation effectuée en vertu de l’article L. 316-5 du code de l’énergie, créé par le 9° du II.

Pbénéficaire fait référence à la puissance soutirée pendant la période de tension par un contributeur individuel, dans les conditions prévues au même article L. 322‑15, détaillées infra.

Sur proposition de RTE, la CRE constate les deux premiers facteurs.

L’article L. 322-14 donne une définition du montant à financer pour une période de livraison, qui peut être résumée par la formule suivante :

Mr est le montant total des rémunérations versées par RTE aux exploitants de capacité, majoré de la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) assise sur ces rémunérations et non déductible pour le gestionnaire, au titre des enchères prévues à l’article L. 316-5 achevées avant la période de livraison.

Mtaxepl est le montant total de la taxe Mtaxe exigible au cours de chacune des périodes de livraison précédentes.

Mpl désigne le montant à financer M établi au titre de chacune des périodes précédentes.

Mc indique les montants échangés, le cas échéant, entre le gestionnaire de réseau et les exploitants en exécution des contrats de l’article L. 316-5 exigibles au titre d’une période de livraison précédente et qui n’ont pas été pris en compte dans le montant à financer M pour une de ces périodes. Les sommes dues à RTE sont comptées positivement, celles dues par le gestionnaire sont comptées négativement.

Mirr fait référence, le cas échéant, aux montants dus à RTE au titre de la taxe ou en exécution des contrats de l’article L. 316-5, lorsqu’ils sont devenus exigibles au cours d’une période de livraison précédente et sont devenus irrécouvrables. Les montants pris en compte pour chaque livraison sont arrêtés par le ministre chargé de l’énergie sur proposition de RTE.

Pour l’application de cet article, seuls sont pris en compte les éléments établis au premier jour du mois qui précède le début de la période de livraison. Les éléments établis postérieurement sont pris en compte pour la période de livraison suivante.

L’article L. 322-15 (alinéas 42 à 44) définit la puissance soutirée sur le système par le contributeur, qui peut être illustrée par l’équation suivante :

Q représente la quantité totale d’électricité, corrigée des aléas climatiques et des effacements, fournie ou consommée par le contributeur au cours de la période de tension du système électrique.

Dt est la durée de la période de tension du système électrique.

La formule de calcul de la taxe résultant des articles L. 322-13 à L. 322‑15 serait donc la suivante :

● Les articles L. 322-17 à L. 322-21 décrivent les règles relatives au recouvrement, au contrôle et à l’affectation de la taxe :

–  les données relatives à la quantité d’électricité fournie ou consommée par le redevable en période de tension sont transmises par les gestionnaires de réseau public de distribution d’électricité à RTE (article L. 322-17) ;

– le montant dû par chaque redevable est constaté par RTE et notifié au redevable (article L. 322-18) ;

– la taxe fait l’objet d’acomptes (article L. 322-19) : à ce titre, le 1° du I modifie le 2° de l’article L. 172-3 et prévoit que, lorsqu’une imposition est payée par acompte, les échéances des acomptes ne peuvent être antérieures au premier jour de l’année civile qui précède la constatation ;

– le comité de règlement des différends et de sanctions (CoRDiS) de la CRE est compétent en matière de contentieux et la taxe est soumise aux règles relatives au recouvrement du code des procédures civiles d’exécution (article L. 322-20) ;

– la taxe est affectée à RTE (article L. 322-21).

Les 3° et 4° du II disposent qu’une décision de la CRE fixe les règles concernant la communication par RTE des informations permettant à la CRE d’exercer sa mission de constatation des paramètres de la taxe créée par le 3° du I.

3.   La définition des réseaux publics de transport et de distribution de l’électricité et du gaz

Le 2° du I (alinéas 3 à 13) insère une section 1 intitulée « dispositions communes » au début du chapitre II du titre du livre III, dans sa rédaction résultant de l’article 5 du projet de loi de finances pour 2025, qui comporte quatre articles allant de L. 322-1 à L. 322-4. Cette section rappelle les définitions existantes des réseaux publics de transport et de distribution de l’électricité et du gaz, ainsi que leurs gestionnaires respectifs.

L’article L. 322-1 précise que le réseau public de transport d’électricité répond à la définition de l’article L. 321-4 du code de l’énergie et que le gestionnaire de ce réseau est la société RTE.

L’article L. 322-2 définit les réseaux publics de distribution de l’électricité comme ceux constitués « par les ouvrages de tension inférieure à 50 kilovolts (kV) situés sur le territoire de l’autorité organisatrice de la distribution d’électricité ainsi que par les ouvrages de tension supérieure existant, sur le territoire métropolitain continental, à la date de publication de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 précitée et non exploités par EDF en tant que gestionnaire du réseau public de transport à cette même date » ([140]), ainsi que ceux « exploités au 11 août 2004 par le gestionnaire du réseau public de transport, à l’exception des ouvrages déclassés » et les « ouvrages de tension supérieure ou égale à 50 kV qui après cette date sont créés sur le territoire métropolitain continental ou transférés » ([141]).

En application de l’article L. 111-52 du code de l’énergie, les gestionnaires des réseaux publics de distribution d’électricité sont, dans leurs zones de desserte exclusives, la société Enedis, les entreprises locales de distribution (ELD), et, dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental, l’entreprise EDF et les sociétés concessionnaires de la distribution publique d’électricité de Mayotte et Wallis-et-Futuna.

L’article L. 322-3 définit les réseaux publics de transport de gaz comme ceux ne relevant pas de réseau public de distribution du gaz définit à l’article L. 322‑4. Les gestionnaires des réseaux de transport du gaz sont désignés en application de l’article L. 111-2 du code de l’énergie : il s’agit aujourd’hui de GRTgaz et de Téréga, qui gère le réseau situé dans le sud-ouest du pays.

L’article L. 322-4 indique que les réseaux publics de distribution de gaz appartiennent aux collectivités territoriales ou à leurs groupements compétents en matière de distribution publique d’électricité et de gaz ([142]).

En application de l’article L. 111-53 du code de l’énergie, les gestionnaires des réseaux publics de distribution de gaz sont, dans leurs zones de desserte exclusives, la société GRDF, les ELD, ainsi que, hors de ces zones, les distributeurs agréés en vertu du III de l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales.

3.   une rÉforme du mÉcanisme de capacitÉ qui vise À rÉpondre aux limites actuelles

Le II de l’article modifie et complète le code de l’énergie afin de proposer une réforme du mécanisme de capacité, dont la synthèse a été présentée au A du présent développement.

Le 9° (alinéas 72 à 117) complète le titre Ier du livre III du code de l’énergie par un chapitre VI relatif à la nouvelle architecture du mécanisme de capacité, qui comporte treize articles allant du L. 316-1 au L. 316-13.

L’article L. 316-13 dispose qu’un décret en Conseil d’État pris après avis de la CRE précise les modalités d’application du mécanisme de capacité.

1.   RTE rémunère les exploitants de capacité en contrepartie de leurs engagements de disponibilité

Afin d’assurer le respect du critère d’approvisionnement défini à l’article L. 141-7, l’article L. 316-1 institue un mécanisme de capacité qui prend la forme d’une rémunération versée par RTE aux exploitants de production, de stockage et d’effacement de consommation, en contrepartie de leurs engagements de disponibilité en périodes de tension.

● Cette rémunération est financée par l’affectation du produit de la taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité à RTE, aux termes de l’article L. 316-2.

Si aucune difficulté d’adéquation des ressources en l’absence de mécanisme de capacité n’est démontrée, l’article L. 316-3 permet de suspendre le mécanisme de capacité, reprenant la possibilité aujourd’hui ouverte par l’article L. 335-2. La suspension s’effectue sans préjudice des enchères prévues par le nouveau mécanisme et de l’exigibilité de la taxe créée.

Par ailleurs, le 1° du 2 modifie l’article L. 121-24 et prévoit que la rémunération versée par RTE aux exploitants en contrepartie de leurs engagements de disponibilité est déduite de leurs charges de service public de l’énergie. Le 8° modifie l’article L. 314-20 afin de tenir compte de la rémunération versée par RTE aux exploitants au titre du mécanisme de capacité dans l’établissement des conditions du dispositif de complément de rémunération.

● Les périodes de livraison et de tension du système électrique, définies à l’article L. 316-4, sont arrêtées par le ministre chargé de l’énergie après proposition de RTE et avis de la CRE :

– la période de livraison, déterminée sur une base annuelle, comprend une plage terminale d’au minimum un mois ne recouvrant pas les heures pendant lesquelles sont anticipés les pics de consommation électrique ;

– la période de tension correspond, pour chaque période de livraison, à l’ensemble des heures de tension pour le système électrique, qui doivent être comprises entre 100 et 500 heures réparties sur au maximum soixante jours.

Pour chaque période de livraison, le besoin en capacités de production, de stockage et d’effacement de consommation sur les périodes de tensions du système électrique est approuvé par la CRE, sur proposition du gestionnaire du réseau public de transport. Le besoin en capacités pendant les périodes de tension du système électrique détermine le volume des engagements de disponibilité à rémunérer.

L’article L. 316-5 détermine les conditions de calcul par la CRE de la quantité d’électricité consommée pendant la période de tension du système électrique. Les capacités d’effacement certifiées sont comptabilisées comme une consommation effective.

2.   Les engagements de disponibilité en période de pointe sont rémunérés par RTE après une procédure d’enchères

Les modalités d’attribution des capacités sont définies par l’article L. 316‑6. Afin de répondre au besoin en capacité, RTE sélectionne après mise en concurrence des installations de production, de stockage et d’effacement de consommation. Ces procédures concurrentielles peuvent :

– prévoir l’obligation pour les exploitants d’offrir un volume minimal de capacité ;

– prévoir des modalités spécifiques pour les nouvelles capacités, notamment une rémunération pluriannuelle de leur disponibilité ;

– prévoir des modalités plus favorables pour les installations de stockage et d’effacement.

Les capacités situées dans un État membre de l’Union européenne disposant d’un raccordement direct au réseau électrique français sont prises en compte pour répondre au besoin en capacité.

L’article L. 316-7 impose aux exploitants de capacité de prendre des engagements de disponibilité sur la période pour laquelle ces capacités ont été sélectionnées. Ces engagements sont fixés par contrat conclu avec RTE, qui précise les conditions de contrôle de la disponibilité et de versement de la rémunération.

3.   La certification et la sanction de la réalité des engagements de capacité

L’article L. 316-8 fixe les modalités de certification des capacités par les gestionnaires de réseau, en application de l’article L. 321-16. Tout exploitant de capacité doit en demander la certification par le gestionnaire du réseau public auquel son installation est raccordée.

● Le 10° remplace les actuels articles L. 321-16 et L. 321-17, relatifs au rôle du gestionnaire du réseau public de transport dans la certification des capacités, par trois articles :

– c’est au gestionnaire de certifier les capacités raccordées au réseau public de transport de façon à permettre aux exploitants de conclure un engagement de disponibilité au titre du mécanisme de capacité (article L. 321-16) ;

– le gestionnaire procède à la comptabilité des engagements de disponibilité détenus par chaque fournisseur et au calcul des écarts entre ces engagements et la disponibilité effective des capacités (article L. 321-16-1) ;

– le gestionnaire est chargé de la constatation et du recouvrement de la taxe créée au I (article L. 321-17).

Le 11° complète l’article L. 322-8 relatif aux obligations des gestionnaires de réseau de distribution d’électricité, qui doivent certifier les installations de capacité raccordées à leur réseau et transmettre à RTE leur disponibilité effective.

● L’article L. 316-12 reprend une partie des dispositions du II de l’actuel article L. 335-3 relatif au rôle de titulaire de périmètre de certification.

L’exploitant de capacité est responsable des écarts entre la capacité effective et la capacité certifiée : il devient alors titulaire de périmètre de certification et peut, par contrat, transférer ce rôle à une autre personne.

Le titulaire de périmètre de certification est redevable d’une pénalité financière versée à RTE dans le cas où la disponibilité effective de la capacité dont il a la charge est inférieure à l’engagement de disponibilité.

En outre, en application de l’article L. 316-8, la personne tenue d’acheter de l’électricité produite en France métropolitaine continentale à partir d’énergies renouvelables ou par cogénération doit certifier les capacités correspondantes à la place du producteur de cette électricité. Elle devient également responsable des écarts entre la capacité effective et l’engagement de disponibilité, ce qui correspond au principe déterminé par l’actuel article L. 335-5 du code de l’énergie.

● L’article L. 316-9 reprend les dispositions de l’actuel III de l’article L. 335-3 relatives au seuil d’émission de dioxyde de carbone (CO2) faisant obstacle à la certification des installations de production :

– une installation de production dont la production commerciale a débuté après le 4 juillet 2019 et qui émet plus de 550 grammes de CO2 issu de carburant fossile par kWh d’électricité ne peut voir sa capacité certifiée ;

– une installation de production dont la production commerciale a débuté avant le 4 juillet 2019 et qui émet plus de 550 grammes de CO2 issu de carburant fossile par kWh et plus de 350 kilogrammes de CO2 issu de carburant fossile en moyenne par kWe ([143]) installée ne peut voir sa capacité certifiée.

Les modalités de calcul des émissions pour l’atteinte des plafonds sont définies par décret.

● Aux termes des articles L. 316-10 et L. 316-11, l’exploitant de capacité encourt une sanction pécuniaire prononcée par le CoRDiS en cas de manquement aux règles suivantes :

– les règles de participation aux enchères ;

– l’obligation de volume minimal de capacité ;

– l’obligation de certification ;

– la réalisation d’une opération d’initiés, d’une manipulation de marché ou d’une tentative de manipulation de marché se rapportant à des produits de mécanisme de capacité, ainsi que l’omission de publication d’informations privilégiées, par un acteur intervenant sur les marchés sur lesquels sont négociés les produits du mécanisme de capacité, au sens du règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie ([144]).

● Le 2° du II modifie l’article L. 131-2 en indiquant que la CRE surveille, pour l’électricité et le gaz naturel, les transactions effectuées par les gestionnaires de réseau. La notion de « garanties de capacité » y est remplacée par le « mécanisme de capacité ».

Le 5° du II tire les conséquences du 1° de l’article L. 322-19 du code des impositions sur les biens et services créé par l’alinéa 51 et modifie l’article L. 134‑19 du code de l’énergie pour préciser que le CoRDiS peut être saisi en cas de différend relatif à la constatation de la taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité.

Le 6° du II modifie l’article L. 134-25 du code de l’énergie afin que le CoRDiS soit compétent pour prononcer des sanctions en cas de manquement au seuil d’émission de CO2 permettant la certification au titre du mécanisme de capacité, tel qu’énoncé au nouvel article L. 316-9 créé par le 9°.

4.   Dispositions de coordination et entrée en vigueur de l’article

Le 7° du II procède à une coordination à l’article L. 134-29 indiquant la nouvelle référence au mécanisme de capacité dans le code de l’énergie.

Le 12° et le 13° du II tirent les conséquences de la réforme du mécanisme de capacité proposée par le 9° et abrogent le chapitre V du titre III du livre III du code de l’énergie, relatif au « dispositif de contribution des fournisseurs à la sécurité d’approvisionnement en électricité », c’est-à-dire le mécanisme de capacité actuel, ainsi que les références à ce chapitre dans le code de l’énergie.

Le III supprime la référence aux certificats de garanties de capacité au second alinéa du 2 septies de l’article 283 du code général des impôts, qui dispose que la TVA est acquittée par l’assujetti bénéficiaire du transfert de ces certificats.

Le IV précise les conditions d’entrée en vigueur du 3° du I, ainsi que des II et III.

En raison de la procédure de notification de la réforme du mécanisme de capacité auprès de la Commission européenne, il est prévu que la taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité, la réforme du mécanisme de capacité et le III entrent en vigueur à une date fixée par décret. Cette date ne peut être postérieure de plus de six mois à la date de réception par le Gouvernement de la réponse de la Commission européenne considérant le dispositif législatif comme conforme au droit de l’Union européenne en matière d’aides d’État.

À compter de cette date, la nouvelle taxe et la réforme sont applicables à l’électricité produite, fournie ou consommée. Les dispositions de l’article L. 335-1 du code de l’énergie relatives à la contribution des fournisseurs d’électricité à la sécurité d’approvisionnement qui se rapportent à des garanties de capacités ou des consommations intervenant avant cette date demeurent également applicables.

4.   coÛt du mÉcanisme et consÉquences budgÉtaires

Le retour d’expérience sur le mécanisme de capacité publié par RTE en 2021 montre que l’existence du dispositif de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) a des effets sur le coût de couverture de plus d’un tiers de l’obligation portée par les fournisseurs : en effet, dans le cadre de l’ARENH, les fournisseurs alternatifs obtiennent les garanties de capacité associées au profil d’énergie livré. Dès lors, compte tenu de la disparition programmée (ARENH) au 1er décembre 2025 ([145]) et de sa réforme prévue par l’article 4 du projet de loi de finances pour 2025, et de l’électrification croissante des usages, et bien que le prix de la capacité ne soit pas fixe ([146]), le coût du mécanisme est estimé à environ 2,5 milliards d’euros par an.

Le dispositif prévoit que les montants versés à RTE par les fournisseurs sont égaux aux montants nécessaires à la rémunération des engagements de disponibilité : la réforme devrait donc conduire à un accroissement des dépenses et des recettes de RTE d’une ampleur équivalente, sans effet sur le budget de l’État. D’après les informations recueillies par le rapporteur général, la réforme a donc vocation à être neutre pour les consommateurs finals.

Toutefois, la taxe supportée par les fournisseurs sera égale à la charge financière actuellement supportée dans le cadre du mécanisme de capacité, majorée de 20 % au titre de la TVA que RTE n’aura pas pu déduire et assise sur ses achats de capacités. Au regard du coût estimé du mécanisme, la TVA non déductible supportée par RTE serait de l’ordre de 500 millions d’euros par an par rapport à une situation sans réforme du mécanisme de capacité. Ainsi, sans mesure correctrice, cette charge fiscale supplémentaire pèsera sur les fournisseurs qui pourront la répercuter sur les consommateurs.

Selon les informations transmises au rapporteur général, cette hausse liée à la TVA non déductible pour RTE, à la fois sur le plan budgétaire et sur les prix, a vocation à être neutralisée intégralement en 2026. L’évaluation préalable mentionne qu’une « baisse concomitante de l’accise sur l’électricité [est] à ce stade privilégiée », tandis que les effets d’aubaine des autres affectataires de la TVA devront être neutralisés par la loi de finances pour 2026.

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*     *

 

 

• Article 7
  Adaptation des tarifs d’accise sur l’électricité
  et diverses simplifications et sécurisations

1.   l’État du droit
   1.   les taxes pesant sur les essences et les gazoles
      1.   Les tarifs normaux d’accise

Les tarifs normaux d’accise sur les carburants sont fixés comme suit.

tarifs normaux d’accise sur les carburants

Catégorie fiscale	Tarif normal à compter de 2022 (en euros / MWh)
Gazoles	59,40
Carburéacteurs	76,826
Essences	76,826
Gaz de pétrole liquéfiés carburants	16,208
Gaz naturels carburants	5,23

Source : article L. 312-35 du code des impositions sur les biens et services.

Un tarif dit « particulier » de 74,57 euros / MWh s’applique à l’essence SP95-E10, c’est-à-dire au mélange d’hydrocarbures et, le cas échéant, de composés oxygénés organiques et d’éthanol, avec une teneur volumique maximale en éthanol d’au moins 10 % ([147]).

2.   Les majorations régionales d’accise
   1.   La majoration régionale de droit commun

Comme le prévoit l’article L. 312-39 du code des impositions sur les biens et services (CIBS), les tarifs normaux d’accise applicables aux essences et aux gazoles et le tarif particulier applicable à l’essence SP95-E10 font l’objet, dans les collectivités autres que celles régies par l’article 73 de la Constitution, et depuis 2011, de majorations régionales dans les limites suivantes :

– 1,35 euro / MWh pour la catégorie fiscale des gazoles ;

– 0,82 euro / MWh pour la catégorie fiscale des essences.

Le montant de la majoration est déterminé par la région sur le territoire de laquelle les produits sont vendus à la personne qui les consomme. En pratique, toutes les régions ont adopté des majorations au taux maximal autorisé, à l’exception de la région Auvergne-Rhône-Alpes, où ce taux est de 1,08 euro / MWh pour les gazoles et de 0,65 euro / MWh pour les essences, et de la Corse, où cette majoration n’est pas appliquée.

Les régions sont affectataires du produit de cette majoration et doivent l’affecter à des projets déterminés, comme le prévoit le dernier alinéa du 4° de l’article L. 4331-2 du code général des collectivités territoriales. Selon ses termes, une fraction égale au produit de la majoration régionale mentionnée à l’article L. 312-39 du CIBS perçue dans la région est versée à la section de fonctionnement du budget de chaque région.

Le IX de l’article 60 de la loi n° 2019-1479 du 28 décembre 2019 de finances pour 2020 fixe les modalités de répartition de ce produit entre les régions :

– depuis le 1er janvier 2020, les produits des fractions de taxe revenant à chaque région sont déterminés sur la base des quantités métropolitaines de l’année en cours réparties entre chaque région de la métropole à hauteur de la proportion de la consommation régionale au sein de la consommation métropolitaine au cours de l’année 2019 ;

– depuis la même date, les produits des fractions de taxe revenant à chaque région et relatifs au gazole sont assis sur la somme des quantités de gazole traditionnel et de « gazole supportant la hausse » – expression désignant le GNR – et sont corrigés d’un coefficient multiplicatif égal au rapport entre, d’une part, les quantités métropolitaines de gazole traditionnel de l’année 2019, et, d’autre part, la somme des quantités métropolitaines de gazole traditionnel et des quantités de gazole supportant la hausse, pour cette même année.

Les recettes correspondantes doivent être affectées au financement d’une infrastructure de transport durable, ferroviaire ou fluvial, mentionnée aux articles 11 et 12 de la loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement ou à l’amélioration du réseau de transports urbains en Île-de-France ([148]).

L’évaluation préalable indique que le produit de cette majoration est d’environ 600 millions d’euros par an.

2.   La majoration supplémentaire propre à l’Île-de-France

De plus, sans préjudice de cette majoration, l’article L. 312-40 du CIBS dispose que les tarifs de ces produits, lorsqu’ils sont vendus en Île-de-France à la personne qui les consomme, font l’objet de majorations dans les limites suivantes :

– 1,89 euro / MWh pour la catégorie fiscale des gazoles ;

– 1,148 euro / MWh pour la catégorie fiscale des essences.

Cette majoration est applicable depuis le 1er janvier 2017.

Le montant de cette majoration est déterminé par Île-de-France Mobilité et son produit lui est affecté, comme le prévoit le 11° de l’article L. 1241-14 du code des transports. En pratique, le montant maximal autorisé est appliqué.

L’évaluation préalable indique que les recettes de cette majoration sont d’environ 85 millions d’euros par an.

3.   La fiscalité des essences et des gazoles applicable en Corse
   1.   La minoration de l’accise

Pour les produits de la catégorie fiscale des essences vendus en Corse à la personne qui les consomme, l’article L. 312-41 du CIBS dispose que le tarif normal est, sans préjudice de l’article L. 312-39, minoré de 1,125 euro / MWh.

Cette disposition est applicable jusqu’à la première des échéances mentionnées à l’article 2 de la décision d’exécution (UE) 2019/372 du 5 mars 2019 ([149]).

Cette décision a autorisé la France à appliquer une réduction du taux d’imposition ne dépassant pas un euro par hectolitre à l’essence sans plomb utilisée comme carburant et mise à la consommation en Corse ; elle précisait qu’afin d’éviter toute surcompensation, la réduction ne devait pas aller au-delà des coûts supplémentaires de transport, de stockage et de distribution supportés dans les départements de Corse par rapport à la France continentale.

L’article 2 de cette décision précise qu’elle expire le 31 décembre 2024, à moins que le Conseil n’adopte un système général modifié de taxation des produits énergétiques avec lequel cette autorisation n’est pas compatible, auquel cas cette décision expirerait le jour où les règles de ce système modifié deviendraient applicables.

Les tarifs d’accise sur les essences et les gazoles, après application des majorations régionales et de la minoration applicable en Corse, s’établissent comme suit.

tarifs d’accise sur les carburants par région (en euros / MWh)

Région	Catégorie fiscale
	Gazoles	Essences	SP95-E10
Île-de-France	62,64	78,795	76,545
Auvergne-Rhône-Alpes	60,48	77,479	75,229
Corse	59,40	75,701	73,451
Toutes autres régions métropolitaines	60,75	77,647	75,397

Source : commission des Finances.

2.   Le taux réduit de TVA

Les ventes de produits pétroliers livrés en Corse sont imposées à la TVA au taux réduit de 13 %, comme le prévoit l’article 297 du CGI, au lieu du taux normal de 20 %.

4.   L’affectation du produit de l’accise sur les essences et les gazoles

En sus des règles exposées plus haut concernant la définition de ses majorations régionales, l’affectation du produit de l’accise sur les gazoles et les essences obéit à des règles complexes, élaborées au fil des transferts de compétences aux collectivités territoriales.

L’article L. 312-107 du CIBS reprend les dispositions régissant cette affectation. S’agissant de l’accise perçue sur les gazoles et les essences, la majeure partie de son produit est affectée aux régions ; une partie est affectée aux départements ; et une partie au Département de Mayotte.

Le h) du 1° de cet article renvoie aux deux derniers alinéas du 4° du 1) de l’article L. 4331-2 du code général des collectivités territoriales, qui prévoient l’affectation aux régions :

– d’une fraction égale à 1,77 euro par hectolitre pour l’essence E10 et les produits relevant de la catégorie fiscale des essences soumis au tarif normal et d’une fraction égale à 1,15 euro par hectolitre pour les produits relevant de la catégorie fiscale des gazoles et soumis au tarif normal ;

– d’une fraction égale au produit de la majoration régionale mentionnée à l’article L. 312-39 du CIBS perçue dans la région.

Le i) du 1° du même article L. 312-107 renvoie au 11° de l’article L. 1241‑14 du code des transports, qui prévoit que le produit de la majoration régionale propre à l’Île-de-France est affecté à Île-de-France Mobilité.

2.   l’accise sur l’ÉlectricitÉ
   1.   Les tarifs d’accise

La fiscalité pesant sur l’électricité repose sur l’essentiel sur une taxe à la consommation longtemps dénommée « taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité » (TICFE), ou encore « contribution au service public de l’électricité » (CSPE) ([150]), et aujourd’hui renommée « fraction de l’accise sur les énergies perçue sur l’électricité », ou plus communément « accise sur l’électricité » ([151]). Elle est prévue par les articles L. 312-1 à L. 312-107 du CIBS. L’article L. 312-37 de ce code fixe les tarifs normaux de cette accise, qui sont reproduits dans le tableau ci‑dessous.

tarifs normaux de la fraction de l’accise sur les Énergies
perçue sur l’ÉlectricitÉ

Catégorie fiscale	Tarif (en euros / MWh) à compter du 1er janvier 2023
Ménages et assimilés	32,0625
Petites et moyennes entreprises	25,6875
Haute puissance	22,5

Source : article L. 312-37 du code des impositions sur les biens et services.

Une hausse de tarif est intervenue pour les catégories fiscales des ménages et des PME le 1er janvier 2023. Elle s’explique par l’intégration de la taxe communale sur la consommation finale d’électricité (TCCFE) à cette date. Le 1er janvier 2022, la taxe départementale sur la consommation finale d’électricité (TDCFE) avait déjà été intégrée à la TICFE ([152]).

Les catégories fiscales énumérées dans le tableau supra sont définies selon la nature des activités pour les besoins desquelles l’électricité est consommée et la puissance sous laquelle celle-ci est fournie.

catÉgories fiscales de l’ÉlectricitÉ

Catégorie fiscale	Activités pour les besoins desquelles l’électricité est consommée	Puissance sous laquelle l’électricité est fournie
Ménages et assimilés	Activités non économiques	Inférieure ou égale à 250 kVA
	Activités économiques	Inférieure ou égale à 36 kVA
Petites et moyennes entreprises	Activités économiques	Supérieure à 36 kVA et inférieure ou égale à 250 kVA
Haute puissance	Toutes	Supérieure à 250 kVA

Source : article L. 312-24 du code des impositions sur les biens et services.

Toutefois, de nombreuses activités économiques bénéficient de tarifs inférieurs aux tarifs normaux. C’est le cas dans le secteur des transports et dans celui de l’industrie.

Les tarifs réduits applicables dans le secteur des transports sont prévus par l’article L. 312-48 du CIBS. Ils sont reproduits dans le tableau ci-dessous.

tarifs rÉduits d’accise sur l’ÉlectricitÉ
dans le secteur des transports

Activités	Tarif réduit (en euros / MWh)
Transport guidé de personnes et de marchandises	0,5
Transport collectif routier de personnes	0,5
Alimentation à quai des engins flottants utilisés à des fins commerciales ou pour les besoins des autorités publiques	0,5
Production à bord des navires et bateaux	0
Manutention portuaire ([153])	0,5
Exploitation des aérodromes ouverts à la circulation aérienne publique	7,5

Source : articles L. 312-48, L. 312-50, L. 312-51, L. 312-56, L. 312-57, L. 312-57-2 et L. 312-59 du code des impositions sur les biens et services.

Les tarifs réduits applicables dans le secteur de l’industrie sont prévus par l’article L. 312-64 du CIBS. Ils sont reproduits dans le tableau ci-dessous.

tarifs réduits d’accise sur l’ÉlectricitÉ
dans le secteur industriel

Activités	Tarif réduit (en euros / MWh)
Doubles usages ([154])	0
Fabrication de produits minéraux non métalliques ([155])	0
Production de biens très intensive en électricité ([156])	0
Centres de stockage de données	12

Source : articles L. 312-64, L. 312-66, L. 312-67, L. 312-68 et L. 312-70 du code des impositions sur les biens et services.

Pour certaines activités industrielles, le bénéfice d’un tarif réduit est soumis à la condition d’atteindre un niveau minimal d’électro-intensité et, le cas échéant, selon leur niveau d’électro-intensité.

L’intensité énergétique est définie dans l’encadré ci-dessous.

Les tarifs applicables sont prévus par l’article L. 312-65 du CIBS et reproduits dans le tableau ci-dessous.

tarifs rÉduits d’accise sur l’ÉlectricitÉ dans le secteur industriel
sous condition d’Électro-intensitÉ

Activités	Niveau minimal d’électro-intensité	Tarif réduit (en euros / MWh)
Entreprises ayant une activité industrielle	0,5 %	0
Installations industrielles relevant de certains secteurs d’activité exposés à la concurrence internationale	0,5 %	12
	3,375 %	7,5
	6,75 %	1
	13,5 %	0,5 ([157])

Source : articles L. 312-65, L. 312-71, L. 312-72 et L. 312-73 du code des impositions sur les biens et services.

Les « entreprises ayant une activité industrielle » sont les industries extractives, de l’industrie manufacturière, de la production et de la distribution d’électricité, de gaz, de vapeur ou d’air conditionné et de la production et de la distribution d’eau, de l’assainissement, de la gestion des déchets et de la dépollution.

Les « installations industrielles relevant de certains secteurs d’activité exposés à la concurrence internationale » appartiennent aux secteurs d’activité suivants :

– extraction de minerais de fer, de minéraux pour l’industrie chimique et d’engrais naturels, ainsi que les activités de soutien à ces activités ;

– métallurgie du fer, de l’aluminium, du cuivre, du plomb, du zinc ou de l’étain, ainsi que la fabrication des tubes, tuyaux et raccords de tubes et tuyaux en ces métaux, des barres, tiges, profilés et fils en plomb et des plaques, feuilles et bandes en zinc ;

– fabrication de produits chimiques de base, organiques et inorganiques, autres que les gaz industriels, les colorants et pigments et l’alcool éthylique dénaturé, à l’exception de l’enrichissement de l’uranium et de la production d’alcool éthylique à partir de matériaux fermentés ;

– fabrication de produits azotés et d’engrais ainsi que production de compost par traitement et élimination de déchets organiques ;

– fabrication des matières plastiques de base suivantes : polyéthylène à basse densité, à basse densité linéaire et à haute densité, polypropylène, chlorure de polyvinyle et polycarbonate ;

– filature du coton, fabrication de fibres artificielles ou synthétiques et fabrication de vêtements en cuir, ainsi que des vêtements résistants au feu et de protection en cette matière ;

– fabrication de papier, de carton et de pâtes à papier mécaniques.

2.   Le bouclier tarifaire sur l’électricité
   1.   La hausse des prix de marché de l’électricité

À partir du printemps 2021, la conjonction d’une demande importante liée à la reprise économique, de la faiblesse des stocks européens et de la croissance de la consommation de gaz naturel liquéfié en Asie, d’une part, et d’une offre contrainte du fait de la saturation des capacités de production en Algérie et en Norvège, d’une baisse des exportations russes et de la production de gaz naturel en Europe, d’autre part, a provoqué une hausse inédite des cours du gaz naturel en Europe.

Bien que le « mix électrique » français soit peu carboné, cette hausse des prix du gaz s’est directement répercutée sur ceux de l’électricité en raison des règles de fonctionnement du marché européen de l’énergie, dans lequel la formation du prix de gros de l’électricité est déterminée par le prix de production de la dernière centrale nécessaire pour satisfaire la demande, qui est, le plus souvent, une centrale à gaz. Le doublement du prix du carbone dans le système européen d’échange de quotas d’émission (SEQE) au cours de l’année 2021 a également contribué à ce renchérissement.

Le prix à terme de l’électricité pour l’année suivante est ainsi passé d’environ 55 euros / MWh en mars 2021 à 90 euros / MWh en septembre, 150 euros / MWh en octobre et plus de 200 euros / MWh en décembre de la même année. Après la mise en place du bouclier tarifaire, ce prix s’est maintenu à un niveau très élevé et a atteint son pic fin août 2022, à plus de 1 000 euros / MWh, avant de se stabiliser autour de 550 euros / MWh. La fin de l’année 2022 et le premier semestre de 2023 ont vu cette baisse se poursuivre. Le prix à terme était d’environ 100 euros / MWh fin juin 2023. Il s’agit, toutefois, de prix à terme, ce qui implique que l’effet de cette baisse relative sur les tarifs de vente aux consommateurs finals est différé.

2.   Les tarifs réglementés de vente d’électricité

En France, le prix de détail de l’électricité relève encore majoritairement des tarifs réglementés de vente de l’électricité (TRVe), dits « tarifs bleus », proposés par EDF et les entreprises locales de distribution. Ces tarifs bénéficient aux ménages et aux microentreprises pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kVA ([158]).

Aux termes de l’article L. 337-4 du code de l’énergie, la CRE transmet aux ministres chargés de l’économie et de l’énergie ses propositions motivées de TRVe. La décision est réputée acquise en l’absence d’opposition de l’un des ministres dans un délai de trois mois. Les tarifs sont publiés au Journal officiel.

Comme le prévoit l’article L. 337-6 du même code, les TRVe sont établis selon la méthode dite d’« empilement des coûts », c’est-à-dire par addition :

– du coût d’approvisionnement de la part relevant de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique ([159]) ;

– du coût du complément d’approvisionnement au prix de marché ;

– de la garantie de capacité ([160]) ;

– des coûts d’acheminement de l’électricité, évalués à partir des tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) ;

– des coûts de commercialisation ;

– et d’une rémunération normale de l’activité de fourniture.

3.   Le dispositif voté en loi de finances pour 2022 et sa reconduction

● Le dispositif de la LFI 2022

Tel que prévu par la LFI 2022 ([161]), le dispositif du bouclier relatif à l’électricité permettait au Gouvernement de mettre en œuvre une minoration exceptionnelle du tarif de l’accise lorsqu’en moyenne, le TRVe proposé aux ménages en France continentale, majoré des taxes applicables au 1er janvier 2022, excédait de plus de 4 % celui applicable au 1er août 2021, taxes comprises. Cette minoration ne pouvait conduire à ce que l’accise soit inférieure à 0,5 euro / MWh pour les consommations professionnelles et à 1,0 euro / MWh pour les consommations non professionnelles, soit les minima fixés par le droit européen ([162]).

Cette baisse de l’accise s’est appliquée de manière uniforme dans l’ensemble des territoires où elle est prélevée, y compris outre-mer, et à tous les types de consommations d’électricité. Elle était prévue pour durer jusqu’au 31 janvier 2023.

● La reconduction en LFI 2023

L’article 64 de la loi n° 2022-1726 du 30 décembre 2022 pour 2023 a reconduit le volet fiscal du bouclier sur l’électricité pour une année supplémentaire, c’est-à-dire pour les quantités d’électricité fournies jusqu’au 31 janvier 2024.

De plus, ce texte a inscrit directement dans la loi le niveau de l’accise, à savoir 1 euro par mégawattheure pour les consommations relevant de la catégorie fiscale « ménages et assimilés » et 0,50 euro par mégawattheure pour les autres consommations, alors que le dispositif précédent autorisait le Gouvernement à mettre en œuvre, à certaines conditions, une minoration dans la limite d’un plancher égal à 1 euro par mégawattheure pour les ménages et à 0,50 euro par mégawattheure pour les autres consommations.

Il a également opéré une montée en puissance du bouclier fiscal, puisque celui-ci a intégré, à compter du 1er janvier 2023, la TCCFE, ce qui a augmenté d’autant l’ampleur de la minoration du tarif.

● La reconduction en LFI 2024 et la sortie partielle du dispositif

L’article 92 de la loi n° 2023-1322 du 29 décembre 2023 de finances pour 2024 a reconduit le volet fiscal du bouclier sur l’électricité pour une année supplémentaire, c’est-à-dire pour les quantités d’électricité fournies entre le 1er février 2024 et le 31 janvier 2025.

Il a également prévu la possibilité pour le Gouvernement de relever l’accise sur l’électricité par arrêté, pour autant que le montant toutes taxes comprises du tarif réglementé de vente d’électricité (« tarif bleu »), applicable au 1er février 2024, n’excède pas de plus de 10 % celui applicable au 1er août 2023.

En application de cette disposition, un arrêté du 25 janvier 2024 ([163]) a prévu que les tarifs normaux de l’accise sur l’électricité sont, pour les quantités d’électricité fournies entre le 1er février 2024 et le 31 janvier 2025, les suivants :

– 21 euros / MWh pour la catégorie fiscale des ménages et assimilés ;

– 20,50 euros / MWh pour les PME et la haute puissance.

4.   L’évolution des TRVe en 2022 et 2023

La hausse des prix de marché de l’électricité a été en partie répercutée sur les TRVe, en quatre étapes.

● La hausse du 1er février 2022

La CRE calcule une évolution des TRVe reflétant l’évolution réelle des coûts de fourniture (cf. supra la méthode législative d’empilement des coûts). Le niveau effectif du gel est fixé par le Gouvernement.

La CRE ayant proposé, dans une délibération du 18 janvier 2022 ([164]), une hausse de 36,5 % du niveau moyen des TRVe au 1er février 2022, l’accise avait été abaissée à son niveau minimum permis par le droit européen, soit 0,5 euro / MWh pour les consommations professionnelles et 1,0 euro / Mwh pour les consommations non professionnelles ([165]). Cette baisse de l’accise avait permis de contenir la hausse des TRVe à 20 %, toutes taxes comprises, de son niveau d’août 2021. Une hausse du plafond du volume d’Arenh a complété le bouclier afin de limiter cette hausse à 4 %. Après cette augmentation intervenue en février 2022, les TRVe n’ont pas été augmentés en août 2022.

● La hausse du 1er février 2023

Au 1er février 2023, la CRE a évalué à 99,36 % toutes taxes comprises la hausse du TRVe pour les tarifs bleus résidentiels, par rapport au TRVe gelé en vigueur depuis le 1er février 2022 ([166]). Cette hausse reflète celle des coûts de fourniture, due au niveau exceptionnellement élevé des prix de gros à terme de l’électricité pour livraison en 2023 constaté en 2022. Ce niveau s’explique lui-même, d’une part, par le prix très élevé des prix de gros du gaz et, d’autre part, par la faible disponibilité anticipée du parc nucléaire français.

Le Gouvernement a décidé d’une hausse de 15 % des TRVe au 1er février 2023 ([167]) .

● La hausse du 1er août 2023

Au 1er août 2023, la CRE a évalué à 0,88 % toutes taxes comprises la hausse du TRVe pour les tarifs bleus résidentiels, par rapport au TRVe calculé dans sa proposition du 19 janvier 2023 ([168]). Au 1er août 2023, la CRE estimait ainsi que les TRVe théoriques se situaient 74,5 % au-dessus des tarifs gelés en vigueur, toutes taxes comprises.

Le Gouvernement a décidé d’une hausse de 10 % des TRVe au 1er août 2023 ([169]) .

● La hausse du 1er février 2024

Au 1er février 2024, le TRVe a augmenté en moyenne de 9,5 % TTC pour les particuliers. Cette augmentation résulte, pour l’essentiel, de la hausse de l’accise découlant de l’arrêté du 25 janvier 2024, qui a été fixée comme indiqué supra à 21 euros / MWh pour les ménages et 20,50 euros / MWh pour les entreprises.

Bien que la CRE ait publié, le 15 juillet 2024, des délibérations tendant à relever le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité (TURPE), qui auraient entraîné une augmentation d’environ 1 % du TRVe, ce dernier n’a pas été augmenté le 1er août 2024.

3.   les accises sur les combustibles

Les tarifs normaux d’accise sur les combustibles, fixés par l’article L. 312‑36 du CIBS, figurent dans le tableau ci-dessous.

tarifs normaux d’accise sur les combustibles

Catégorie fiscale	Tarif normal à compter de 2022 (en euros / MWh)
Charbons	14,62
Fiouls lourds	12,555
Fiouls domestiques	15,62
Pétroles lampants	15,686
Gaz de pétrole liquéfiés combustible	5,189
Gaz naturels combustible	8,45

Source : article L. 312-36 du code des impositions sur les biens et services.

Pour les gaz naturels, le tarif normal peut être majoré par arrêté conjoint des ministres chargés de l’économie et du budget, sans pouvoir excéder 16,37 euros par mégawattheure. En application de cette disposition, un arrêté du 29 décembre 2023 ([170]) a fixé ce tarif au maximum autorisé, soit 16,37 euros / MWh.

4.   les charges imputables aux missions de service public relatives aux zones non interconnectÉes
   1.   Les zones non interconnectées

Les zones non-interconnectées (ZNI) sont les territoires qui ne sont pas reliés au réseau électrique métropolitain continental, c’est-à-dire à celui de l’Hexagone. Ils bénéficient d’un dispositif de péréquation tarifaire nationale.

Il s’agit de la Corse, de certaines îles du Ponant (îles de Sein, Molène, Ouessant et Chausey), de la Guyane, de la Guadeloupe, de la Martinique, de Saint-Pierre et Miquelon, de La Réunion, de Mayotte et de Wallis et Futuna. Pour les plus éloignés de ces territoires, il est impossible d’envisager un raccordement au réseau électrique hexagonal tandis que dans d’autres, plus proches des côtes comme les îles du Ponant, la faible consommation électrique de chaque île ne justifie pas d’investir dans des moyens de raccordement.

La Nouvelle-Calédonie et la Polynésie Française, qui exercent une compétence propre en matière d’énergie, ne bénéficient pas de ce dispositif.

Ces territoires, à l’exception de la Corse, qui est raccordée pour partie à la Sardaigne et au réseau continental italien, doivent assurer leur approvisionnement électrique à partir de leur seule production locale, beaucoup plus onéreuse que celle produite sur le territoire métropolitain continental, et garantir par eux-mêmes la stabilité et l’équilibre de leur réseau.

Y sont appliquées une réglementation particulière, dérogatoire au droit commun européen, et des dispositions spécifiques figurant dans le code de l’énergie pour leur politique de transition énergétique. Il s’agit, en particulier, de l’élaboration de programmations pluriannuelles de l’énergie (PPE) propres à chaque territoire, îles du Ponant exceptées, et régulièrement révisées.

2.   La compensation des charges imputables aux missions de service public dans les ZNI

● Le dispositif de soutien aux ZNI est hérité de la période antérieure à 2000 pendant laquelle le système électrique relevait d’un service public assuré en monopole par EDF et quelques entreprises locales de distribution. La situation des ZNI n’était alors pas différente de celle de n’importe quel département français ; la totalité des coûts supportés par EDF était couverte par les tarifs publics, sans distinction géographique.

L’instauration d’un marché concurrentiel de l’électricité dans l’Hexagone et le maintien de TRVe pour les ménages et les petits consommateurs professionnels a conduit à rendre visible la charge spécifique induite par la péréquation tarifaire dans les ZNI. Jusqu’en 2015, le coût de cette péréquation au profit des ZNI était supporté par les autres usagers d’EDF. Il l’est depuis lors par les contribuables puisque c’est le budget de l’État qui compense désormais intégralement les surcoûts de production et d’achat d’électricité des entreprises locales de fourniture d’électricité, non couverts par les recettes tarifaires ([171]) .

● Les règles encadrant le financement des charges résultant des obligations de service public en matière de production et de fourniture d’électricité et en matière d’effacement de consommation d’électricité sont fixées par le code de l’énergie.

L’article L. 121-6 de ce code dispose que les charges imputables aux missions de service public assignées aux opérateurs électriques définies aux articles L. 121-7, L. 121-8 et L. 121-8-1 sont intégralement compensées par l’État et, lorsque ces missions induisent des recettes, ces dernières sont intégralement reversées à l’État.

L’article L. 121-7 du même code précise qu’en matière de production d’électricité, les charges imputables aux missions de service public comprennent, dans les zones non interconnectées (ZNI) au réseau métropolitain continental :

– les surcoûts de production qui, en raison des particularités du parc de production inhérentes à la nature de ces zones, ne sont pas couverts par la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d’électricité ou par les plafonds de prix prévus pour les clients des ZNI qui ont exercé leur droit à choisir leur fournisseur ;

– les coûts des ouvrages de stockage d’électricité gérés par le gestionnaire du système électrique. Ces coûts sont pris en compte dans la limite des surcoûts de production qu’ils contribuent à éviter ;

– les surcoûts d’achats d’électricité, qui, en raison des particularités des sources d’approvisionnement considérées, ne sont pas couverts par la part relative à la production dans les TRVe. Ces surcoûts sont pris en compte dans la limite des surcoûts de production qu’ils contribuent à éviter ;

– les coûts supportés en raison de la mise en œuvre d’actions de maîtrise de la demande portant sur les consommations d’électricité et les consommations de gaz de pétrole liquéfié converties en équivalent électrique par les fournisseurs d’électricité et, le cas échéant, par les collectivités et les opérateurs publics pouvant les mettre en œuvre. Ces coûts, diminués des recettes éventuellement perçues à travers ces actions, sont pris en compte dans la limite des surcoûts de production qu’ils contribuent à éviter ;

– les coûts d’études en vue de la réalisation de projets d’approvisionnement électrique identifiés dans la PPE locale, supportés par un producteur ou un fournisseur ou à l’initiative du représentant de l’État dans le département ou du gestionnaire de réseau, et conduisant à un surcoût de production ou à un surcoût d’achat d’électricité, même si le projet n’est pas mené à son terme ;

– les coûts liés à la réalisation de projets d’approvisionnement en électricité reconnus comme des projets d’intérêt public et nécessaires à la sécurité d’approvisionnement, supportés en phase de développement et de construction par un producteur, un fournisseur ou le gestionnaire de réseau et devant conduire à un surcoût de production ou à un surcoût d’achat d’électricité, même si le projet n’est pas mené à son terme, dans la limite d’un plafond.

L’article L. 121-8 du code de l’énergie prévoit les charges imputables aux missions de service public en matière de fourniture d’électricité.  Il s’agit des pertes de recettes liées au chèque énergie et des coûts induits par les dispositifs d’aides en faveur des personnes en situation de précarité.

L’article L. 121-8-1 fixe les charges imputables aux missions de service public en matière d’effacement de consommation d’électricité.

L’article L. 121-9 prévoit que chaque année, la CRE évalue le montant des charges et que les charges imputables aux missions de service public définies aux articles L. 121-7, L. 121-8 et L. 121-8-1 sont calculées sur la base d’une comptabilité appropriée tenue par les opérateurs qui les supportent.

L’article L. 121-16 dispose que la compensation fait l’objet d’acomptes mensuels sur la base du montant des charges évaluées par la CRE.

L’article 121‑19 précise que, lorsque le montant de la totalité des acomptes versés au titre d’une année ne correspond pas au montant constaté des charges de l’année, la régularisation intervient l’année suivante au titre des charges dues pour cette année ; selon que le montant des acomptes versés est inférieur ou supérieur au montant constaté des charges de l’année, la régularisation consiste, respectivement, à majorer ou à diminuer à due concurrence les charges de l’année suivante.

L’article 121-19-1 indique que, pour chaque opérateur, si le montant de la totalité des acomptes versés au titre d’une année est inférieur, respectivement supérieur, au montant constaté des charges mentionnées aux articles L. 121-7, L. 121-8 et L. 121‑8-1, il en résulte une charge, respectivement un produit, qui porte intérêt à un taux fixé par décret. La charge ou le produit ainsi calculé est, respectivement, ajouté ou retranché aux charges à compenser à cet opérateur pour les années suivantes.

L’évaluation préalable indique que la péréquation est assurée par quatre opérateurs : Électricité de France, Électricité de Mayotte, Électricité de Wallis-et-Futuna et l’Agence d’aménagement durable, d’urbanisme et d’énergie de la Corse. Le surcoût induit par cette péréquation est financé par le budget général à travers les charges du service public de l’électricité.

Le coût de ce dispositif devrait atteindre 3 milliards d’euros en 2025, en hausse par rapport aux années précédentes :

Évolution du coût des charges liÉes aux missions de service public
dans les zni

(en milliards d’euros)

2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025 (prév.)
1,8	1,9	2,0	2,2	2,5	2,4	2,4	3,0

Source : évaluation préalable annexée au PLF 2025.

5.   La contribution due par les gestionnaires de réseaux de distribution pour l’électrification rurale

L’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales prévoit, à son paragraphe I bis, une contribution due par les gestionnaires des réseaux publics de distribution pour le financement des aides aux collectivités pour l’électrification rurale.

Cette contribution est assise sur le nombre de kilowattheures distribués à partir des ouvrages exploités en basse tension l’année précédant celle du versement de la contribution.

Le taux de cette contribution est fixé annuellement au début de l’exercice concerné par arrêté des ministres chargés du budget et de l’énergie après consultation du Conseil à l’électrification rurale ([172]).

Ce taux est compris :

– entre 0,03 et 0,05 centime d’euro par kilowattheure pour les communes dont la population est inférieure à 2 000 habitants ;

– entre 0,15 et 0,25 centime d’euro par kilowattheure pour les autres communes.

Le second taux doit être au moins égal à cinq fois le taux fixé pour les communes dont la population est inférieure à 2 000 habitants.

Pour l’année 2024, ce taux a été fixé à ([173])  :

– 0,200 176 centime d’euro par kilowattheure pour les communes dont la population est supérieure à 2 000 habitants ;

– 0,040 033 centime d’euro par kilowattheure pour les communes dont la population est inférieure à 2 000 habitants.

Les gestionnaires des réseaux publics de distribution acquittent leur contribution auprès des comptables de la direction générale des finances publiques comme en matière de taxes sur le chiffre d’affaires.

 

Les recettes tirées de cette contribution alimentent le compte d’affectation spéciale « Financement des aides aux collectivités pour l’électrification rurale » (Facé), qui est doté de 377 millions d’euros chaque année depuis 2012.

Le Facé apporte un soutien financier à certains investissements réalisés par les autorités organisatrices de la distribution d’électricité (AODE) dans le réseau public de distribution d’électricité des communes rurales, généralement regroupées dans des syndicats départementaux.

La contribution des GRD fait l’objet d’une prise en charge dans les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) au titre des charges d’exploitation d’Enedis.

Dans son rapport de 2022 précité, la Cour des comptes relevait : « dans la mesure où cette contribution au profit de l’électrification rurale est intégrée aux charges d’Enedis prises en compte pour la détermination du TURPE, elle est donc supportée par tous les clients et pour un montant identique. La péréquation entre communes urbaines et communes rurales mise en avant pour cette contribution au Facé repose, d’une part, sur le fait que ce sont surtout les consommateurs urbains qui contribuent, en raison du volume de leur consommation d’électricité et d’autre part, sur les transferts entre gestionnaires de réseaux de distribution selon leur zone d’exploitation. En revanche, Enedis assurant près de 95 % de la distribution d’électricité en France métropolitaine, la péréquation liée aux taux différenciés appliqués pour cette contribution entre les zones urbaines et rurales est marginale. Financée par le TURPE, la contribution des GRD au Facé, majoritairement acquittée dans des territoires urbains, emporte un effet « péréquateur » dans la mesure où l’enveloppe financière correspondante est affectée à des travaux sur les réseaux BT en zone rurale ».

6.   la tva sur l’ÉlectricitÉ et le gaz naturel

Deux taux de TVA s’appliquent à l’électricité et au gaz naturel combustible :

– le taux réduit de 5,5 % s’applique aux abonnements relatifs aux livraisons d’électricité d’une puissance maximale de 36 kilovolt-ampères (kVA), et de gaz naturel combustible, distribués par réseaux. Les locaux d’habitation disposent toujours d’un abonnement à l’électricité d’une puissance inférieure à ce seuil. Ce taux réduit est prévu par le B de l’article 278-0 bis du CGI ;

– le taux normal de 20 % s’applique sur le montant des consommations, sur l’accise et sur les abonnements d’une puissance supérieure à 36 kVA.

2.   le dispositif proposÉ
   1.   les mesures relatives aux taxes sur les carburants
      1.   L’intégration des majorations régionales aux tarifs normaux d’accise sur les carburants

Le présent article intègre les majorations régionales d’accise sur les essences et les gazoles aux tarifs normaux, sans incidence sur le financement des régions, sauf sur celui de la région Auvergne-Rhône-Alpes, appelé à augmenter en raison du relèvement du tarif de l’accise dans cette région. De plus, il supprime, au 1er janvier 2026, la majoration régionale d’accise spécifique à l’Île-de-France.

Le 1° (alinéas 2 à 4) du paragraphe I modifie, à l’article L. 312-35 de ce code, les tarifs normaux d’accise sur les gazoles et les essences, pour les porter, respectivement, de 59,40 euros / MWh à 60,75 euros / MWh, et de 76,82 euros / MWh à 77,647 euros / MWh.

Le 11° (alinéa 36) modifie, à l’article L. 312-79 du CIBS, le tarif normal d’accise sur l’essence SP95-E10, afin de le porter de 74,576 euros / MWh à 75,397 euros / MWh.

Il s’agit d’intégrer au tarif normal le montant maximal des majorations régionales d’accise pour ces carburants.

Le 5° (alinéa 25) et le 6° (alinéa 26) abrogent, en conséquence, l’article L. 312-39, relatif aux majorations régionales d’accise de droit commun sur les carburants, et l’article L. 312-40 du CIBS, relatif à la majoration d’accise sur les carburants spécifique à l’Île-de-France. Comme prévu par le A (alinéa 91) et le C (alinéa 94) du paragraphe IX, l’abrogation de l’article L. 312-39 est prévue le 1er janvier 2025 et celle de l’article L. 312-40 le 1er janvier 2026.

L’évaluation préalable indique que « la suppression de la majoration additionnelle d’accise existant en Île-de-France au bénéfice d’Île-de-France Mobilité est décalée au 1er janvier 2026, ce qui permettra d’identifier les solutions optimales de compensation fiscales ou budgétaires avec l’établissement ».

Le 7° (alinéas 27 à 30) modifie l’article L. 312-41 du CIBS, relatif à la minoration d’accise sur les essences applicable en Corse.

Le a) (alinéa 28) tient compte de l’intégration des majorations régionales au tarif normal d’accise sur les carburants en relevant d’autant le montant de cette minoration, portée de 1,125 euro / MWh à 1,946 euro / MWh.

Le b) (alinéas 29 et 30) tient compte de l’intégration de la majoration régionale, qui n’était pas appliquée en Corse, au tarif normal d’accise sur les carburants, en créant une minoration d’accise sur les gazoles applicable en Corse, s’élevant à 1,35 euro / MWh.

Le 12° (alinéas 37 à 47) modifie l’article L. 312-107 du CIBS, qui porte sur l’affectation du produit de l’accise sur les énergies.

Le i) du a) (alinéas 39 et 40) remplace la référence aux deux derniers alinéas du 4° du a de l’article L. 4331-2 du code général des collectivités territoriales par une référence au dernier alinéa du a de cet article et, pour la Corse, à l’article L. 4425-28-1 du même code.

En effet, le 3° du paragraphe IV du présent article (alinéas 73 à 76) supprime, à l’article L. 4331-2 du code général des collectivités territoriales, l’affectation à la section de fonctionnement des régions du produit de la majoration régionale perçue dans la région, puisque celle-ci est supprimée. L’affectation du produit de cette majoration au financement d’une infrastructure de transport durable, ferroviaire ou fluvial ou à l’amélioration du réseau de transports urbains en Île-de-France est également supprimée.

En revanche, le présent article relève la fraction perçue sur les essences et l’essence E10, en la portant de 1,77 euro par hectolitre (hL) à 2,5 euros / hL, et celle perçue sur les gazoles, en la portant de 1,15 euro / hL à 2,5 euros / hL ([174]).

De plus, le 4° du paragraphe IV du présent article (alinéas 77 à 80) crée un nouvel article L. 4425-28-1 dans le code général des collectivités territoriales, qui prévoit que la fraction prévue au dernier alinéa du 4° du a de l’article L. 4331‑2 de ce code est, en Corse, égale au montant suivant :

– 1,15 euro / hL pour les gazoles soumis au tarif normal ;

– 1,77 euro / hL pour les essences soumises au tarif normal.

Le ii) du a) (alinéa 41) du 12° du paragraphe I supprime, à l’article L. 312-107 du CIBS, la référence au 11° de l’article L. 1241-14 du code des transports, qui prévoit l’affectation à Île-de-France Mobilités du produit de la majoration de l’accise sur les énergies perçue sur les gazoles et essences en Île‑de‑France.

Le paragraphe V (alinéas 81 à 84) procède à des modifications de conséquence appelées par l’intégration des majorations régionales de l’accise sur les carburants au tarif normal de celle-ci, à l’article 60 de la loi n° 2019-1479 du 28 décembre 2019 de finances pour 2020.

L’évaluation préalable indique que cette intégration des majorations régionales au tarif normal vise :

– à mettre fin à des modulations locales qui ne sont pas justifiées sur le plan économique ou environnemental ;

– à mettre fin au suivi complexe et aux régularisations qu’elles impliquent.

Le niveau de fiscalité acquittée par le contribuable demeure inchangé, sauf en région Auvergne-Rhône-Alpes, où l’accise devrait augmenter de 0,27 euro / MWh pour les gazoles et de 0,653 euro / MWh pour les essences. Cela représenterait, selon l’évaluation préalable, un surcoût inférieur à 2 euros par véhicule et par an.

2.   La suppression du taux réduit de TVA et de la minoration d’accise sur les carburants en Corse au profit d’une minoration spécifique

Le paragraphe VII (alinéas 86 à 89) concerne la fiscalité des carburants en Corse. Il prévoit que la minoration d’accise prévue par l’article L. 312-41 du CIBS en Corse, modifiée par le présent article à compter du 1er janvier 2025, sera remplacée, à compter d’une date déterminée par décret, et au plus tard trois mois après la notification de l’autorisation de la Commission européenne, par une minoration déterminée par arrêté conjoint du ministre chargé du budget et du ministre chargé de l’énergie et comprise entre 11 et 15 euros / MWh pour les essences et entre 9 et 12 euros / MWh pour les gazoles. Le montant de cette minoration sera déterminé en fonction des surcoûts liés à l’approvisionnement de ces produits en Corse.

À la même date, le taux réduit de TVA à 13 % qui s’applique aux ventes de produits pétroliers livrés en Corse, prévu au 6° du 1 du I de l’article 297 du CGI, sera supprimé. Les essences et gazoles vendus en Corse se verront, dès lors, appliquer le taux normal de 20 %.

L’évaluation préalable souligne que ces mesures permettront de « garantir et simplifier les niveaux réduits de taxation en Corse » et laissera « strictement inchangé le niveau de fiscalité ainsi que les recettes locales et étatiques ».

2.   les mesures relatives à la fiscalité de l’électricité et des combustibles

Le présent article contient plusieurs mesures relatives à la fiscalité de l’électricité et des combustibles.

S’agissant de la fiscalité sur l’électricité, le dispositif comprend :

– plusieurs mesures à fiscalité inchangée ;

– une mesure de hausse, prévue aux alinéas 13 et 14, à travers l’introduction d’une modulation uniforme, par arrêté, des tarifs normaux de l’accise sur l’électricité, comprise entre 5 et 25 euros / MWh, de manière à limiter les évolutions des TRVe.

S’agissant des mesures dont la combinaison laisse la fiscalité inchangée, elles conduisent à une répartition différente de la charge fiscale entre ses différentes composantes, sans que la charge fiscale globale varie pour les consommateurs.

Pour le comprendre, il convient de se référer aux tarifs normaux de l’accise qui deviendraient applicables en 2025, en l’absence de nouvelles mesures et en tenant compte de l’inflation et de la fin du bouclier tarifaire. Ces tarifs sont indiqués par l’évaluation préalable et reportés dans le tableau ci-dessous.

tarifs normaux de la fraction de l’accise sur les Énergies
perçue sur l’ÉlectricitÉ en 2025 en l’absence de nouvelles mesures

Catégorie fiscale	Tarif (en euros / MWh)
Ménages et assimilés	33,78
Petites et moyennes entreprises	26,26
Haute puissance	22,5

Source : évaluation préalable.

Pour les ménages, la suppression de la contribution des gestionnaires de réseaux à l’électrification rurale, qui reviendrait, en l’absence d’autre mesure, à alléger la part des factures relative à l’abonnement de 1,16 euro / MWh, est compensée par une hausse équivalente de l’accise, soit un montant de 34,94 euros / MWh.

Ce montant est le même que celui qui est obtenu par l’addition :

– du nouveau tarif normal d’accise fixé par le présent article pour les ménages, soit 25,09 euros / MWh ;

– du montant de la majoration visant à financer les surcoûts de production d’électricité dans les ZNI, qui est de 4,89 euros / MWh ;

– de la hausse de la TVA sur l’abonnement, qui revient à 4,96 euros / MWh.

Le graphique suivant illustre le montant et la composition de l’accise sur l’électricité pour la catégorie fiscale des ménages selon trois scénarios :

– en l’absence de réforme, à l’exception de la suppression de la contribution des gestionnaires au fonds d’aides aux collectivités pour l’électrification rurale (FACé) ;

– avec la réforme prévue au présent article, à l’exception de la modulation comprise entre 5 et 25 euros / MWh ;

– avec la réforme prévue au présent article, y compris la modulation comprise entre 5 et 25 euros / MWh.