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Soutiens et subventions de l'état
aux énergies en France
Par Antoine BONDUELLE, Fréderic TUILLE et Sébastien FENET
Rapport réalisé pour GREENPEACE

1 - LES ENERGIES RENOUVELABLES
1.1 - La recherche et développement
1.2 - Les budgets d’intervention de l’ADEME
1.4 - Aides aux financement de projets d’électrification
1.5 - La fiscalité sur les énergies renouvelables
1.6 - La défiscalisation des biocarburants
1.7 - Le programme EOLE 2005

2 - L'ELECTRONUCLEAIRE
2.1 - Les subventions directes
2.1.1 - Les dépenses de R&D
2.1.2 - Les R&D d'autres partenaires
2.1.3 - Les coûts de la sûreté nucléaire en France
2.2 - Les subventions indirectes
2.2.1 - Les commandes anticipées de réacteurs
2.2.2- Le financement de la filière plutonium
2.2.3 La sous estimation des coûts du nucléaire français
2.2.3.1 - Les coûts de fonctionnement
2.2.3.2 - Les coûts externes, écologiques et autres de l'énergie nucléaire
Récapitulatif du nucléaire

3 - LE GAZ NATUREL
3.1- La R&D
3.2 - Les investissements des collectivités dans les réseaux de gaz
3.3 - Les aides commerciales

4 - LE CHARBON
4.1 - Les subventions à la recherche
4.2 - Les subventions à la production et les aides à la reconversion
4.3 - Les mandats d'achat entre EDF et Charbonnages de France
4.4 Les coûts externes pris en charge par la collectivité
4.4.1 La réhabilitation des friches minières
4.4.2 Les coûts externes de la production électrique

5 - LE PETROLE
5.1 - Les subventions directes
5.2 -Les subventions indirectes sur les transports
5.2.1 - Les taxes à l'acquisition
5.2.2 - Les taxes à la possession
5.2.3 - Les taxes à l'utilisation
5.2.4 - La non prise en compte des coûts externes de la circulation routière
5.2.5 - Les dépenses militaires

6- LES ACTIONS DE MAITRISE DE LA DEMANDE D'ENERGIE
6.1 - Les budgets français de maîtrise de l'énergie
6.2 - Les aides fiscales aux particuliers

7 - L’ELECTRICITE
7.1 - Les subventions directes
7.1.1 - Le FACE
7.1.2 - Les abus du monopole
7.2 - L'électricité dans les DOM et en Corse

LES EVOLUTIONS PREVISIBLES A DIX ANS

BIBLIOGRAPHIE

Résumé et principales conclusions

ü Subventions et biais favorables au nucléaire et aux fossiles

La nécessité d’identifier les subventions aux énergies

Sur le plan énergétique, l’année 97 aura été marquée par le débat sur l’effet de serre et par le retour du débat nucléaire en France. Ainsi, le débat énergétique en France est marqué par la nécessité désormais affichée de " diversifier les sources d’énergie " en soutenant mieux les énergies renouvelables. La France, en tant que signataire du protocole de Kyoto, s'est aussi donné un objectif de réduction des consommations d’énergies sans pour autant limiter la croissance économique.

Cependant, il y a loin des discours aux actes, et ce rapport essaie de mettre en lumière les aides financières et les pratiques publiques en faveur des différentes énergies.

Parmi les instruments préconisés pour atteindre les objectifs définis par le protocole de Kyoto, la fiscalité des énergies occupe une grande place. Par les taxes et subventions, les Pouvoirs Publics peuvent en effet encourager ou, à l’inverse, décourager, la consommation de biens. L’exemple classique d’incitation à la consommation est la fiscalité réduite sur le diesel. A l’inverse, la fiscalité sur le tabac a pour but de réduire sa consommation.

définition des subventions et soutiens aux énergies

Par soutien nous entendons " toute distorsion du système de prix qui induit un avantage compétitif d’un bien au détriment d’un autre ". La situation la plus simple d'un tel soutien est celle d'une subvention budgétaire payée par le contribuable en faveur de telle ou telle énergie.

Dans ce rapport, il ne sera pas jugé de l’opportunité de subventionner -ou de taxer- certaines formes d’énergies. Il s’agira uniquement de constater les distorsions, c’est à dire de répondre à la question : le prix dont s’acquitte le consommateur pour chaque type d’énergie couvre-t-il l’intégralité des coûts générés ? Si la réponse est non, alors il y a subvention ou soutien public et le problème sera d’identifier les transferts de richesses entre les consommateurs : qui paie pour qui ? Ce transfert peut se situer entre consommateurs (subventions croisées à l'intérieur d'un monopole public), entre consommateurs et contribuables (subventions directes, subventions indirectes), voire entre générations (effets externes dont les effets apparaissent à long terme).

Si cette définition peut paraître simple, elle renvoie à deux problèmes méthodologiques majeurs :

1. comment évaluer le " prix de marché " de chaque énergie, c’est à dire le prix qui s’établirait sur un marché exempt de toute intervention publique. En tout état de cause, ce prix ne peut constituer qu’une référence théorique puisque 1°) on ne peut envisager une économie moderne sans intervention publique et 2°) les prix actuels des énergies dépendent largement des interventions publiques passées. Par exemple, la " compétitivité " prétendue du nucléaire résulte des subventions passées à cette énergie ;
2. les distorsions de prix que représentent les subventions ne sont pas toujours directes et peuvent donc difficilement être évaluées.

Les subventions directes sont les paiements directs sur fonds publics ou des avantages fiscaux sur une énergie en particulier. Dans ce cas, le calcul est simple puisque en France la dépense se trouve de façon écrasante du côté du budget du CEA et du nucléaire : Le nucléaire reçoit plus que l’ensemble des autres énergies réunies !

En complément à ces subventions s'ajoutent des subventions indirectes ou implicites. Celles-ci, plus difficiles à identifier, sont :

• l’obligation ou la contrainte imposée par l'Etat à un acteur, ce qui influe sur son comportement et profite à une énergie. Ceci est en particulier le cas lorsqu’un monopole d’Etat se voit imposer des obligations coûteuses pour le consommateur,
• la distorsion de prix (non prise en compte de certains coûts, etc...),
• la prise en charge par l'Etat, et donc par le contribuable d'une partie des coûts,
• les subventions à l’usage qui représentent en définitive des subventions à l’énergie du fait du manque de concurrence. Ainsi les subventions à la route deviennent des subventions au pétrole lorsque le pétrole est en situation dominante.

Chaque ligne du bilan peut être critiquée, soit par son imprécision liée aux sources utilisées, ou encore par le débat sur les choix méthodologique. C’est pourquoi une fourchette de valeurs est mentionnée chaque fois que nécessaire. Cette méthode permet de ne donner en final que des valeurs conservatrices, tout en tentant d’être le plus exhaustif possible.

Ainsi, par exemple, des lignes budgétaires récurrentes et identifiées ne donnent pas lieu à une fourchette d’estimations. Par contre, des coûts plus discutables d’un point de vue méthodologique ou dont le niveau fait l’objet d’incertitudes peuvent n’apparaître que dans la fourchette haute. C’est le cas notamment des coûts externes des énergies, c’est à dire une estimation des dommages non pris en compte, qui ne sont pas intégrés dans les estimations basses de l’étude.

Neutralité

Autre choix, la neutralité des subventions. Ainsi, les énergies renouvelables, déjà plutôt mal loties, reçoivent une bonne part de leurs subsides sous forme de moindre taxation des biocarburants, éthanol et esters de colza. Dans les deux cas, ces plans sont critiqués par les écologistes, qui leur trouvent peu d’avantages environnementaux. Ce choix du gouvernement, effectué essentiellement pour des raisons de soutien aux agriculteurs, n’en constitue pas moins une aide à une énergie renouvelable. Ces sommes sont donc comptabilisées en même temps que des aides peut-être plus judicieuses.

Cependant, la neutralité est souvent difficile lorsque plusieurs énergies se partagent une même ressource. Le choix réalisé par l’étude est alors de toujours majorer l’aide reçue par les énergies renouvelables, pour respecter le caractère conservateur de l’étude. Ainsi, les subventions à l’électricité issues de taxes ou de budgets publics, ou encore celles imposées par les pouvoirs publics à l’EDF sont réparties entre les sources primaires concernées directement en fonction de leur importance. Cela conduit, par exemple, à attribuer une part importante de ces subventions à l’hydraulique et donc aux énergies renouvelables. Ceci est contradictoire avec les nombreuses études montrant que ce sont justement les subventions excessives au renforcement de lignes électriques rurales qui obèrent la compétitivité des énergies renouvelables comme le bois-énergie. Mais ces chiffres " a minima " pour les renouvelables renforcent la solidité des estimations du rapport.

Oublis et simplifications

Enfin, des simplifications ont dû être opérées pour obtenir les chiffres de synthèse. Certaines données ne sont pas disponibles ; ainsi des subventions européennes des fonds structurels, qui bénéficient pour une bonne part à des projets routiers mais sont difficiles à affecter entre sources d’énergie. Ces sommes devraient, en bonne logique, être comptabilisées dans les subventions au pétrole, d’autant plus qu’elles ne sont pas distribuées par l’Union Européenne, mais viennent dans les faits abonder des dépenses des Etats. Dans d’autres cas, comme la distribution rurale d’électricité, les données sont extrêmement difficiles à apprécier puisque les comptes d'EDF ne comportent pas de détails sur le coût de la mise à disposition du courant électrique. En effet, il faut séparer la mise à disposition de deux " sortes " d’électricité : d’un côté, un bien de service public pour tous les citoyens, qui correspond aux besoins élémentaires d’éclairage ou de motorisation, de l’autre une énergie concurrentielle de chauffage qui empêche le développement d’énergies concurrentes comme le bois.

Dans ce dernier cas, seule a été retenue une approche budgétaire et limitée, qui correspond à une partie des subventions explicites du FACE, le Fonds d’Amortissement des Charges d’Electrification Rurale, même si les conséquences économiques de la péréquation tarifaire sont en réalité beaucoup plus importantes sur le territoire français.

Récapitulatif des soutiens retenus dans le cadre de l’étude :

	Subventions budgétaires de recherche	Soutien à l’investissement et l’exploitation	Soutien fiscal ou aide parafiscale	Prise en charge par le public	Distorsions imposées
Energies renouvelables	Recherche publique	Budget ADEME et Régions	Soutien aux biocarburants, à l'électrification rurale (FACE)		Achat d’électricité éolienne par EDF
Nucléaire	Recherche publique, CEA, CNRS			Dépenses de sûreté	Filière du plutonium, commandes anticipées de réacteurs
Pétrole	Recherche publique, IFP			Accidents de la route
Gaz	Recherche publique, IFP
Charbon	Recherche publique, Charbonnages de France	Soutien à l’exploitation			Achat d’électricité charbon
Maîtrise de l’énergie	Recherche publique, ADEME	Budget ADEME	Fonds FACE	Aide à la rénovation du logement
Electricité			Fonds d’électrification rurale		Pertes dans les DOM et en Corse

D’autres soutiens ne sont retenus que pour les estimations hautes.

	Prise en charge collective	Abus de monopole	Coûts d’environnement
Energies renouvelables
Nucléaire	Défaut d’assurance	Subventions croisées	Evaluation ExternE
Pétrole			Evaluation INRETS
Gaz	Investissement par les collectivités	Subventions croisées
Charbon	Friches minières		Evaluation ExternE
Maîtrise de l’énergie
Electricité		Subventions croisées

1 - Les énergies renouvelables

Les énergies renouvelables reçoivent un soutien public via les aides apportées par l’ADEME (Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie) pour les projets et via les dépenses de recherche de cet organisme public. D’autres soutiens proviennent de l’aide à l’électrification rurale. Mais le soutien le plus important provient de la défiscalisation des biocarburants destinée à soutenir la production de colza et d’éthanol.

Enfin, le rachat de courant éolien par EDF dans le cadre du programme Eole 2005 est le seul soutien non budgétaire retenu pour l'estimation hors subventions directes.

Ce chiffre est d’autant plus dérisoire que 71 % des aides de l’ADEME sont orientées vers la recherche privée, c’est à dire une recherche appliquée. Ainsi, quasiment aucune recherche fondamentale n’est engagée en France en matière d’énergies renouvelables.

• 1996 : 20,7millions de francs,
• 1997 : 18,4 millions de francs,
• 1998 : 24,5 millions de francs.

• géothermie : 2 millions de francs,
• solaire thermique : 2,5 millions de francs,
• éolien : 2,5 millions de francs,
• photovoltaïque : 11,4 millions de francs.

2. - Les budgets d’intervention de l’ADEME

Le tableau ci-dessous présente les montants et le nombre d’opérations soutenus par type d’énergie :

Les collectivités locales, et en particulier certaines régions et départements, soutiennent les énergies renouvelables. Le montant total de ces aides est de moins de 45 millions annuels, toutes énergies confondues. Dans certains cas, ces fonds sont utilisés en commun avec l’Etat dans des " fonds régionaux de maîtrise de l’énergie ", et sont à ce titre déjà inclus dans les chiffres de l'ADEME.
 

En 1996, 52 millions de francs ont été consacrés aux énergies renouvelables sur les 100 millions disponibles. La relative lenteur du programme est essentiellement due à la réticence d’EDF et des syndicats d’électrification rurale à promouvoir les énergies renouvelables.

Aussi, la question de la propriété des équipements basse tension et de leur entretien futur a, dans un premier temps, perturbé les financements FACE. Dans le cas de réseaux électriques basse tension, les installations appartiennent à l'Etat et EDF est concessionnaire du réseau. Dans le cas de panneaux photovoltaïques cela reste flou, même si les installations financées par le programme sont désormais la pleine propriété d’EDF.
 

Seul le bois de chauffage est taxé à un taux de 5,5 % mais sous réserve qu'il soit destiné à un usage domestique. De ce fait, ce taux ne s'applique pas au bois livré à une entreprise qui l'utilise pour produire et revendre de la chaleur, notamment pour le chauffage de locaux à l'usage d'habitation. Dans ce cas, c'est un taux à 20,6 % qui est appliqué. Pourtant l’extension du taux le plus bas serait utile pour le développement de la filière bois-énergie : la référence à l'usage domestique et l'exclusion des réseaux de chaleur devraient être supprimées. Il est paradoxal que des politiques publiques s'opposent à des évolutions susceptibles de contribuer à la lutte contre l'effet de serre. Cette question est en navette régulière entre le Parlement et les services du Ministère des Finances, qui y mettent une particulière mauvaise volonté.

En ce qui concerne les déductions fiscales, tous les investissements en équipement de systèmes énergétiques basés sur des énergies renouvelables profitent d'une déduction fiscale à hauteur de 25 % du montant total de l'investissement. Aucune estimation du coût de cette mesure n’est publiée mais il est en tout état de cause faible, en raison du nombre réduit de projets renouvelables.

Une part essentielle de la défiscalisation a été réalisée au titre de la Loi Pons sur l’investissement dans les Départements d’Outre-mer. Cependant, les changements réguliers du statut ont induit des difficultés pour les fabricants, comme par exemple l’industriel Vergnet en Guadeloupe pour les éoliennes.

Les tableaux suivants présentent les éléments de calcul pour estimer le montant des détaxations octroyées par l'Etat depuis 1996. On distingue l’ETBE à base d’éthanol utilisé comme additif à l’essence sans plomb, et l’EVMH ou diester utilisé comme du diesel.

La détaxation des biocarburants est une subvention directe puisqu’elle constitue un " manque à gagner " pour les finances publiques. Elle est comptabilisée pour l’année de référence 1996 pour les estimations basse et haute, soit 820 millions de francs..
 

Même s’il s’agit d’un objectif modeste (ainsi, l’Allemagne a construit plus que 500 MW sur les six derniers mois et dépasse les 3000 MW installés dès à présent), cette subvention implicite doit être comptabilisée dans l’étude, puisqu’il s’agit d’une obligation imposée par l’état à EDF.

Si l’on compte les éoliennes effectivement installées lors de l’étude, une estimation de 10 MW sur le territoire métropolitain et dans les DOM correspond à une subvention sur l’approvisionnement de l’ordre de 39 centimes / kWh auxquels on retranche le prix des autres sources selon EDF, soit 23 centimes / kWh. Si aucune valorisation de la puissance obtenue (cas défavorable à l’éolien) n’est retenue, alors la production retenue (pour une durée de fonctionnement de 2300 heures par an) s’élève à 3,6 millions de francs par an. Ce chiffre est utilisé dans l’estimation haute.

A noter que pour estimer la subvention dans les prochaines années, le différentiel de prix se réduit à 12 centimes par kWh pour tenir compte de l’abaissement déjà observé du prix des enchères. Lors du dernier appel d’offres, le prix est en effet tombé à moins de 35 centimes par kilowatt-heure.

Enfin, pour l’estimation minimale, c’est le prix de rachat obligatoire actuel qui est utilisé, soit 29 centimes environ, pour estimer la " prime " offerte aux turbines. Cette estimation basse s’élève alors à 2,3 millions de francs.

L’étude ajoute à ce chiffre une part de soutien à l’investissement via les Conseils Régionaux et dans une moindre mesure de fonds européens en provenance des programmes Thermie, hors ADEME dans le cadre des contrats de plan Etat-Région. En effet, il est souvent difficile de séparer la part dévolue à l'Etat et celle des Régions et de l'Europe dans ces projets, c'est pourquoi l'ensembles des sommes - limitées - est affecté à l'Etat. Ce soutien peut être estimé à 30 % sur les premières machines montées en France depuis cinq ans, basées sur un prix de 7000 F/kW installé représentant un investissement de l’ordre de 70 MF sur cinq ans. Ceci donne un montant de 4,25 millions de francs par an sur la période.

Récapitulatif pour les énergies renouvelables

Note : Le calcul des subventions à l'électricité et la répartition de ces subventions par énergie primaire est précisé dans le chapitre 7.

2 - L'électronucléaire

Le nucléaire absorbe la quasi-totalité des subventions budgétaires sur la recherche dans le domaine des énergies. Il fait aussi l’objet de commandes anticipées de centrales électriques inutiles du point de vue du réseau national, afin de soutenir l’activité du constructeur Framatome. Par ailleurs, ces centrales font l’objet d’une sous-estimation de leurs coûts, soit en les reportant sur d’autres postes, soit en sous-estimant des dépenses futures, soit encore en faisant prendre en charge le risque par l’Etat. De plus, des obligations imposées par l’Etat à ses sociétés publiques (EDF...), en particulier le retraitement des déchets à La Hague, correspondent à un soutien implicite à certaines parties de la filière nucléaire. Enfin, certaines conséquences de la production nucléaire pour l’environnement et la santé sont négligées et leurs coûts sont à la charge de la collectivité.
 

• identifier clairement toutes les actions de R&D, c'est à dire les recherches fondamentales et les recherches appliquées menées par les différents acteurs ;
• identifier les montants engagés dans ces actions et ces programmes de recherche.

Source : WISE-Paris 1998

Depuis décembre 1992, un accord entre le CEA et la Cogema régit un programme commun de R&D qui s'étend jusqu'en 2003. La COGEMA, filiale de CEA-Industrie, se trouve dans le secteur public. Cependant, nous considérons que la prise en charge de telles recherches par un industriel ne relève pas d’une aide anormale.

En revanche, les dépenses d'EDF en matière de R&D dans le nucléaire relèvent bien de l’estimation des soutiens publics non budgétaires, puisque ces sommes font l’objet d’instruction de la tutelle de l’entreprise, ou encore donnent lieu à des contrats de plan entre l’Etat et l’EDF. En raisonnant à l’inverse, on peut estimer que l’Etat pourrait exiger de l’EDF qu’il développe les énergies renouvelables sur une échelle importante et réduise son soutien aux réacteurs du futur. Le présent rapport tient d’ailleurs compte du soutien apporté par EDF sur ordre de l’état au programme Eole 2005.

Cependant, le département DER (Direction des Etudes et Recherche) de l'entreprise ne diffuse pas de chiffres sur ces activités et les recoupements avec d'autres données sont difficiles.

L'étude de WISE a toutefois pu mettre en évidence le fait que 30 % (entre 1989 et 1991, puis 28 % en moyenne jusqu'en 1996) des investissements de R&D à court, moyen et long terme étaient consacrés aux énergies fossiles classiques et au nucléaire. Le reste va notamment dans la conception des réseaux de transport, dans la distribution, ou encore dans la conception de moyens performants d’usage de l’électricité.

Si l’on ramène la part du nucléaire à 75 % des sommes concernées (c'est à dire son poids dans la production d'électricité d’EDF) alors les dépenses de R&D de la part d'EDF dans le domaine du nucléaire sont :.

Une méthode conservatrice d'estimation de ces budgets est de ne prendre en compte que les recherches dans le domaine de la physique des particules faisant explicitement référence à l'industrie nucléaire. L'acteur principal de ces recherches est le département IN2P3 du CNRS, qui est dédié aux recherches théoriques et aux expérimentations nucléaires.

En se basant sur la ligne budgétaire de l'année 1995 de ce département, la dépense était de 1 234 millions de francs, soit 8,6 % du budget total du CNRS. Ce coût est intégré dans le total des dépenses de recherche publique.
 

Par ailleurs, on peut également mentionner le coût pour l'état de la présence policière et militaire occasionnée par les transports radioactifs nationaux et internationaux : gardiennage des sites nucléaires, escorte des transports de combustibles neufs et usés, escorte navale des navires transportant des produits de fission et des déchets depuis et vers le Japon. De tels coûts ne sont pas négligeables, comme le montre le débat politique en Allemagne sur les problèmes posés par le transport des déchets nucléaires vers le site de Gorleben.

D'autres sources de coût pour le contribuable se retrouvent dans la construction d'infrastructures. Ainsi, les infrastructures routières nécessaires pour le transport des cuves de réacteurs de Civaux n'ont été que partiellement prises en charge par l'EDF...
 

• Le soutien aux constructeurs nucléaires par la construction de réacteurs en surcapacité ;
• La prise en charge de la filière plutonium de la COGEMA et de Superphénix ;
• La sous estimation des coûts du nucléaire qui conduit à faire prendre en charge des frais actuels ou à venir et des risques par le contribuable ou par le consommateur d’aujourd’hui ou de demain ;
• Les coûts environnementaux de la filière

Cette surcapacité en nucléaire a donné lieu à des exportations représentant jusqu'à 20% de la production française, pour un prix souvent inférieur au coût complet du courant tel que publié dans les statistiques de l’EDF ou du Ministère de l’Industrie. Selon un rapport de l’INESTENE, le bilan réel de ces exportations dépasse 5 milliards de francs de pertes par an sur les années 1992 à 1995.

Seule l’estimation haute utilise ce rapport pour estimer l’aide implicite apportée à l’énergie nucléaire par cette politique d’exportations, en excluant les coût sociaux liés à la production électrique (comptabilisés par ailleurs).

Au delà de la polémique sur les exportations, il reste que l’industrie nucléaire a été favorisée par des commandes de réacteurs anticipées de façon explicite pour soutenir le constructeur Framatome. Ceci est notamment le cas pour les réacteurs construits à Chooz (Ardennes) et à Civaux (Vienne), qui ont été décidés alors que la situation de surcapacité était reconnue officiellement. En effet, aucun besoin de grandes centrales en base ne se fera ressentir avant au plus tôt 2010 ou 2015, selon les hypothèses mêmes d’EDF publiées lors d’un atelier du Commissariat au Plan, et même nettement au delà selon l’hypothèse EDF de remplacement du parc nucléaire après 40 ans de service.

La meilleure façon d’estimer le soutien implicite apporté par ces constructions est d’utiliser les " coûts de référence " et la notion de " coût anticipé " d’investissement des réacteurs. Ces estimations publiées par EDF et par le Ministère de l’Industrie tiennent compte de l’impact du retard ou de l’anticipation d’un réacteur nucléaire, ramené à l’année présente. Pour un kilowatt de puissance, le coût d’anticipation représente en francs 1996 une somme de 1190 francs par an. Au total sur les réacteurs anticipés, le soutien de l’état représente donc la somme annuelle de 7140 millions de francs. Il s’agit donc d’un soutien payé par les consommateurs d’EDF en faveur du nucléaire de préférence à un autre énergie.

Ainsi, même si la décision de construire ces réacteurs devait être prise " de toute façon " dans un futur proche, ce qui reste à démontrer, la construction anticipée des réacteurs représente des sommes importantes qui auraient pu être employées en faveur d’énergies alternatives.

Les incidents multiples sur les prototypes de Chooz et sur les autres réacteurs de la série, en particulier l’échec du système de contrôle-commande à automatisme intégral et un défaut générique important sur les tuyauteries et sur les barres de commande du combustible, alourdissent la facture. Ces surcoûts ne sont pris en compte que dans l’estimation haute, qui prend en compte un surcoût global de 20% par rapport au programme initial pour tenir compte des travaux supplémentaires et de la perte de production sur des réacteurs démarrés.

A noter que ce coût n’intègre les intérêts durant la construction que pour une durée de 66 mois, soit un peu plus de cinq ans, alors que la construction réelle a duré entre dix et douze ans. Les intérêts intercalaires supplémentaires, intégrés dans l’estimation haute des soutiens, représentent plus de 20% de l’investissement. Enfin, le coût de référence considère une série de dix réacteurs alors que le nombre de réacteurs de type N4 construits n’est que de quatre. Pour une telle série plus limitée, l’estimation des coûts de référence pour l’investissement monte de 15%, une augmentation qui n’est intégrée que dans l’estimation haute. Celle-ci s’élève alors à 11000 millions annuels en tenant compte des facteurs cités précédemment.

Il ne s'agit cependant que d'une estimation à-minima. Seule en effet cette aide à la construction de quatre réacteurs est intégrée dans le calcul des soutiens publics en toute hypothèse, excluant ainsi les autres dépenses liées à la surcapacité, comme les exportations de courant ou encore le déclassement anticipé de centrales charbon neuves durant les années 80.

Jeudi 2 juillet 1998, la Commission d'enquête parlementaire sur Superphénix, sous la direction du député PS Christian Bataille, a publié son rapport concluant sur "l’acquiescement à l'arrêt de Superphénix". L'expérience Superphénix prend ainsi fin après une dépense totale de 34,4 milliards de francs sans le coût de fonctionnement, tandis que reste à payer le démantèlement du surgénérateur.

Le décret de mise à l'arrêt définitif de Superphénix est paru à l'hiver 1998, l'exploitant devant encore en préciser les modalités techniques. Le calendrier de la première phase de démantèlement prendra cinq ou sept ans, et commencera par le déchargement du coeur en 1999 (dix-huit mois). Suivra la vidange des 5 000 tonnes de sodium et sa transformation en soude sur place (vingt ans).

Il existe quelques divergences sur le coût global de démantèlement du réacteur. EDF cite un montant de 10,6 milliards de francs, tandis que la Cour des Comptes, dans son rapport de 1996, évalue ce chiffre à 27,4 milliards de francs (en francs constants de 1994) qui inclut les coûts d'arrêt vis à vis de partenaires étrangers du projet.

Le gouvernement a surtout arrêté les modalités d'accompagnement social. Au total, près de 100 millions de francs financés par l'Etat et EDF sur cinq ans via une batterie de structures : cellule de reclassement des salariés sous-traitants, fonds de développement économique doté de 10 millions de francs par an, coordination des aides régionales aux PME, prêt d'honneur à la création d'entreprises, etc. D'autre part, l'Etat éponge les dettes des collectivités locales contractées au moment de la construction de Superphénix.L'Europe participera par le biais de la prime d'aménagement du territoire.

A noter que le coût d’exploitation de Superphénix lorsque le réacteur était autorisé à fonctionner dépassait les 500 millions de francs annuels, qui s’ajoutaient aux dépenses inhérentes à l’amortissement, tandis que la production du réacteur couvrait à peine les coûts des combustibles. Le réacteur était donc déjà un équipement ruineux avant même sa décision de fermeture.

Le retraitement à La Hague et le cycle Mox

Le coût réel du retraitement et du cycle Mox est un des secrets les mieux gardés de la République en France. Ainsi, le rapport de deux ingénieurs des Mines, MM. Vesseron et Mandil sur cette filière, commandé par le gouvernement Juppé, non seulement n’est pas diffusé, mais ne contiendrait pas d’estimation précise de coût pour la France. Les estimations internationales font l’objet de variations importantes.

Le choix du retraitement pour les combustibles usés n’est plus fait systématiquement par l’EDF, qui a choisi de ne faire retraiter à La Hague que les quantités nécessaire à la fabrication de combustible mixte de plutonium et d’uranium (le M.Ox). Cela signifie que la poursuite du retraitement n’est plus une solution unique mais bien une option choisie sur ordre des tutelles de l’électricité. Ceci est confirmé par les options possibles prises désormais par le gouvernement Jospin pour les déchets nucléaires, qui pourraient soit être entreposés en l’état près de la surface, soit retraités et placés au fond de galeries profondes. De même, les débats récents sur la gestion des déchets à vie longue montrent le peu d’intérêt du retraitement du point de vue de l’environnement, ou encore de la prolifération nucléaire.

Le retraitement n’est donc plus considéré en France comme une obligation légale, mais bien comme un choix coûteux réalisé pour des raisons de politique industrielle - le soutien à COGEMA, filiale de CEA-Industrie - peu étayé du point de vue économique ou écologique.

Cette obligation a été chiffrée par EDF, qui parle ainsi de la " subvention plutonium ", voulant exprimer ainsi l’obligation qui lui est faite d’utiliser les combustibles au plutonium et de retraiter son combustible nucléaire. Le chiffre utilisé par EDF est celui retenu en estimation basse, soit 11 milliards de francs, tandis que le chiffre d’estimation haute inclut le coût d’investissement de la part EDF du réacteur Superphénix, soit un total de 13 milliards de francs annuels.

D’autres études donnent même un avantage de 6 centimes par kWh au gaz par rapport au nucléaire (18 centimes contre 24). Le choix de l’énergie nucléaire peut ainsi apparaître comme un soutien imposé par les tutelles lors des choix d’investissement.

Ainsi, il existe une suite de biais dans le calcul des coûts de production électronucléaire. Ces "omissions" apparaissent dans toutes les étapes du calcul du coût de production du kWh. En estimation basse, le rapport considère que le calcul actuel du coût est sincère et complet, tandis que l’estimation haute prend en compte les incertitudes considérables attachées à l’exploitation du nucléaire. En particulier, cette technologie inclut des coûts de fin de cycle très différents de ceux des autres énergies, qui obligent à prévoir des sommes importantes dans le futur proche - le démantèlement - et éloigné - le stockage des déchets nucléaires. La compétitivité du nucléaire dépend en effet de paramètres futurs, comme l’acceptation des déchets ou le coût du démantèlement qui ne peuvent être précisés aujourd’hui. De même, le risque d’accident, quel que soit sa probabilité, entache le prix présent d’une incertitude bien réelle.

Electricité de France affirme avoir pris en compte, depuis le début du programme nucléaire, la gestion des déchets et le démantèlement des centrales. Pour l'ensemble de son parc actuel de centrales nucléaires, EDF a évalué le coût de démantèlement à 15 % du coût complet d'investissement. Cependant, ces provisions sont actualisées à 8% et intégrées dans le budget d’EDF. Au contraire, d’autres exploitants comme les propriétaires suédois ou américains doivent mettre ces cotisations dans des fonds extérieurs portant intérêt et limitant les risques. Un des scandales liés à la privatisation du nucléaire anglais avait justement été le fait que les provisions réalisées par l’exploitant, le CEGB, avaient été dépensées dans le budget de cet organisme. Ainsi, EDF crédite de fait ses provisions d’un intérêt très supérieur au taux de rémunération du marché, qui n’a été que de moins de 2% en francs constant durant les dernières décennies. Ceci a pour effet de gonfler artificiellement la richesse de l’EDF, qui pourrait ne pas pouvoir faire face à ses obligations lors du démantèlement très groupé de ses réacteurs en fin de vie.

Au delà des méthodes de constitution de provisions, le coût du démantèlement sera affecté par le travail lui-même, estimé à 15% de l’investissement en 1974, une estimation qui n’a pas été révisée depuis. Pourtant, des exploitants de centrales en fin de vie comme de type similaire parlent plutôt de sommes allant jusqu'à la moitié de l’investissement, voire au delà. Leurs consultants financiers s’inquiètent du risque. De plus, les normes futures ne peuvent être connues précisément du point de vue de la sécurité des travailleurs ou de la tolérance à la pollution radioactive liée au démantèlement.

On doit également mentionner le cas particulier du CEA, qui ne constitue pratiquement pas de provisions pour le démantèlement de ses installations, mais qui fait figurer les charges correspondantes, soit environ 9 milliards de francs telles qu'elles sont calculées aujourd'hui, dans ses engagements hors bilan, en annexes de ses comptes. Cette situation, regrettable sur le plan de l'imputation correcte des coûts, s'explique par le fait que les ressources du CEA sont en majeure partie constituées de subventions budgétaires et que l'Etat ne considère pas comme prioritaire d'effectuer des versements budgétaires complémentaires qui permettraient à l'établissement de se doter d'un compte de provision pour démantèlement. Dans ce cas, la charge est reportée sur les futurs contribuables.

De façon similaire, l'usine UP1 située à la Hague ne fait même pas l’objet de provisions " sur le papier ". Cette usine est la plus vieille du site de retraitement et son coût de démantèlement, estimé entre 20 et 38 milliards de francs, n'a pas fait l'objet de provision. La durée du démantèlement devrait s'étaler entre 20 et 30 ans, suivant le niveau de financement.

L'étude KRAUSE estimait que le coût actualisé du démantèlement était sous-estimé d'un facteur de l'ordre de dix à cause de l'utilisation d'un taux d'actualisation au lieu du taux d'intérêt porté sur les sommes mises en réserves pour le démantèlement des centrales. L'étude proposait une estimation des coûts de la fin du cycle des centrales suivant deux scénarios "bas" et "haut" qui s'appuient sur l'expérience américaine. Ainsi le coût de démantèlement passe à 25 % et à 50 % du coût complet de construction.

Florentin Krause estime également qu’une détérioration de la disponibilité et une augmentation des frais de maintenance se produiront sur les réacteurs. Ainsi, due aux coûts croissants d'exploitation-maintenance, la durée de vie économique des réacteurs est réduite à 25 ans dans le cas du scénario "bas" et de 20 ans dans le cas du scénario "haut" de son rapport. Ceci est cohérent avec les durées de vie observées en France sur les réacteurs du cycle graphite-gaz soit une vingtaine d’années.

Un autre paramètre important est le facteur de taille. En effet, le réacteur nucléaire vu sa taille plus importante que les autres centrales impose au système un coût de fonctionnement et un surcoût lors de son installation. De même, la réserve française est obtenue de façon disproportionnée par l’hydraulique et par le thermique charbon et fioul ce qui correspond à une pénalité pour réserve.

Les résultats obtenus sur ces bases par Krause sont les suivants : après l'intégration dans les coûts de production des éléments précédents, la production électronucléaire se situe dans une marge de 30 à 50 centimes par kWh (ce qui doit être comparé au prix officiel 1993 qui est de 24 à 26 centimes, ou encore celui de 1997 qui est un peu inférieur).

L’estimation de la subvention implicite sur le coût du nucléaire est choisie comme une estimation intermédiaire de l’étude Krause, soit huit centimes par kWh. Elle n’inclut pas les coûts externes évalués par ailleurs. Elle n’est incluse que dans l’estimation haute des subventions et aides en faveur du nucléaire, soit une somme de 28,800 milliards de francs.
 

De même, quel est le coût d’un accident nucléaire majeur, et comment chiffrer ce risque pour les sociétés et les économies ?

L’ouvrage du Secrétariat à l’Industrie, les " coûts de référence ", néglige le coût d’un accident. En général, les estimations de l’Etat en France ne prennent en compte que les dommages pour l’opérateur. Lors d’un débat public avec un responsable de la DIGEC, la tutelle d’EDF, le chiffre de 1/10 centime par kWh a été annoncé, soit une " quantité négligeable ". Ramené à la production française, ceci représente tout de même une somme d’environ 360 millions de francs par an !

A l’opposé, l’estimation d’Hohmeyer pour le coût d’un accident majeur en Europe de l’Ouest est pondérée par une probabilité d’accident durant une longue période, qui varie entre cinq pour cent mille et cinq pour dix mille. Dans son estimation, cela correspond à une estimation variant entre 1,2 pfennigs par kWh et 12 pfennigs par kWh produit. Le coût d’un cancer y est estimé à 750000 DM. Ramenés à la production française, ces chiffres donnent l’équivalent d’une subvention située entre 30 et 300 milliards de francs par an.

Des estimations monétaires ont également été réalisées sur le cycle du combustible et de la production nucléaire par Pierce, Hohmeyer, le laboratoire national d’Oak Ridge aux Etats-Unis, et enfin lors de l’étude ExternE, financée par la direction de la recherche (DG XII) de la Commission Européenne.

Cette dernière étude exclut le risque d’accident en estimant que l’imprécision y est trop forte. Mais cette étude possède deux avantages importants : elle se base sur le cas français d’un cycle incluant le retraitement et correspond donc à un périmètre de décompte mieux adapté que les exemples anglais et américains. Autre avantage, elle a été réalisée par des professionnels du secteur au Centre d’étude sur l’Evaluation de la Protection dans le domaine Nucléaire (CEPN) à Fontenay-aux-Roses, qui dépend du CEA, qu’il serait difficile d’accuser de faire le jeu des opposants au nucléaire. Elle peut donc être retenue à-minima.

C’est cette dernière estimation qui est retenue dans l’étude pour la fourchette haute des coûts. L’estimation du CEPN se base sur un coût du cancer induit de 0,25 million d’ECU, soit 1,65 millions de francs, et celle d’un cancer mortel à 2,6 millions d’ECU soit 17,6 millions de francs.

La variation de l’estimation ExternE dépend pour une grande part de l’actualisation, puisque les cancers et les malformations du foetus sont comptabilisés sur une période de 100000 ans par les méthodes internationales. L’impact estimé de 13 hommes Sievert/TWh est pour l’essentiel dispersé dans l’environnement. Le total d’impact sur la santé en utilisant les équivalences de CIPR 60 de la Commission Internationale de Protection contre les Radiations (CIPR) aboutit à un total de 0,65 cancers mortels par TWh, 1,56 cancers non mortels par TWh, et 0,13 malformations graves par TWh.

Si l’on " actualise la vie ", c’est à dire que l’on néglige les cancers au delà de quelques générations, alors ces valeurs sont très inférieures, de plus, elles se comparent à des nombres importants de cancers en Europe, de l’ordre de 800000 par an.

Selon que l’on tient compte d’une actualisation ou non, l’estimation CEPN varie alors entre 0,05 mECU/kWh et 2,5 mECU/kWh. Ramenée à la production française, cela représente un coût pour la société de 120 MF à 5940 MF, soit près de six milliards de francs annuels. C’est ce dernier chiffre que l’étude retient dans son estimation haute, tandis qu’aucun coût externe n’est comptabilisé dans l’estimation minimale.

Les coûts externes comptabilisés dans l’étude s’élèvent ainsi à 5980 MF en hypothèse haute, et ne sont pas pris en compte en hypothèse basse. Le risque d’accident n’est pas pris en compte dans le calcul.

Il est à noter que l’estimation CEPN montre que l’essentiel des incidences sur la santé se situe aux alentours de La Hague, pour plus des deux tiers, même en ne considérant que certains émetteurs à vie moyenne et longue. Un arrêt du retraitement pourrait ainsi avoir des incidences importantes sur ce calcul.
 

Note 1 : Le calcul des subventions à l'électricité et la répartition de ces subventions par énergie primaire est précisé dans le chapitre 7.

Note 2 : Seules les lignes de recherche publique et de prise en charge de la sûreté font l'objet de l'estimation budgétaire.

3 - Le gaz naturel

Trois cas de subventions ou d’aide sont considérés dans le cas du gaz :

• La Recherche et Développement (R&D), seule à émarger au budget de l’Etat via l’Institut Français du Pétrole,
• les investissements des collectivités locales dans les réseaux de gaz,
• les aides commerciales.

De son côté, l’entreprise publique GDF dépense 12 % de son chiffre d'affaires en R&D soit 400 millions de francs en 1994, que l’on peut considérer comme une dépense normale d’entreprise qui ne sont donc pas comptabilisés dans la comparaison des subventions.

Les investissements en France de GDF s’élèvent au total à 5 Milliards de francs annuels environ, dont une partie sert au transport du gaz, une autre à rénover le réseau existant, et enfin à étendre le réseau à de nouvelles communes. Même les données sont peu disponibles sur la question, une estimation de 200 MF/ an, soit un soutien de 15 à 30 % des collectivités locales sur les opérations d’extension, peut être utilisé à minima. Cependant, en l’absence de données plus précises, ce chiffrage n’est utilisé que pour l’estimation haute du calcul.

4 - Le charbon

Le charbon est une énergie subventionnée pour des raisons de politique industrielle. Le soutien au charbon est toutefois appelé à disparaître avec l’abandon progressif des derniers puits. On distingue principalement les subventions directes d’exploitation et des prises en charge plus indirectes comme l’aide au nettoyage des sites miniers. Par ailleurs, une part importante du soutien public est constituée d’obligations d’achat de courant ou de charbon destiné à la production d’électricité. Enfin, les coûts externes restent élevés puisque les centrales françaises, souvent vétustes, restent encore peu dépolluées.

En 1986, il fut décidé de fermer progressivement les mines. D'importants programmes sociaux ont été engagés par CDF afin d'aider la reconversion des mineurs et d'encourager le développement de nouvelles industries dans les bassins miniers.

En 1995, les subventions au titre du budget de l’état se sont montées à un total de 4,5 milliards de francs contre 6,4 milliards l’année précédente (le maximum ayant été atteint durant l’année 1991 avec 7 milliards de francs de subventions). Etant donné la décroissance régulière des budgets, le chiffre de 4,5 Milliards est retenu pour les deux fourchettes d’estimation.
 

Ces achats se justifient du point de vue électrique en période de pointe (c’est à dire en hiver). Ils se justifient beaucoup moins en été.

Pour calculer économiquement le soutien public implicite de ces achats, on calcule le transfert de richesse entre EDF et CDF sur la base de la différence entre le prix de vente et le coût de revient moyen tel qu’annoncé par l’EDF. Par contre, ce transfert est corrigé par le service de soutien au réseau apporté par CDF.

La différence du prix au kWh supposée est de 17 centimes (40 - 23). Ce chiffre est ensuite multiplié par le volume d'électricité livré à EDF (énergie contrôlée par EDF) entre 1989 et 1996, soit entre 8000 GWh et 7000 GWh.Ceci correspond à un transfert de richesse situé aux alentours de 1200 MF/an durant la période récente.

Il faut déduire de ce transfert de richesse le coût de la puissance économisée par EDF. Ce coût est de 233 francs par kW de puissance installée pour une TAC (Turbine à Combustion).neuve. Si on multiplie ce chiffre par la puissance installée par CDF, c'est à dire 2 500 MW, on obtient une estimation du service apporté pour la mise à disposition de son parc. Cette mise à disposition s’élève à 582 millions de francs.
 
 

Le coût implicite du soutien public à la filière charbon s’élève ainsi pour les mandats d’achat d’électricité à 600 millions annuels.

Par exemple, la région Nord Pas de Calais comprend plus de la moitié des friches industrielles du pays (10 000 hectares) et bénéficie des budgets les plus importants. Une étude de la situation de cette région permet d’estimer les budgets dépensés pour les friches, qui ne représentent qu’une part du coût subi par ces régions.

Ces subventions sont allouées par l'Etat, la région et la Communauté Européenne. Les budgets consacrés aux friches minières de la région, pour une durée de six ans à partir de 1994, s’élèvent à 85 millions de francs pour la Région, à 330 millions de francs pour la part de l’Etat déjà comptabilisée dans le budget de soutien aux houillères, et de 313 millions de francs pour la part de l’Union Européenne transitant par les services de l'Etat.

Si l’on tient compte des autres régions minières, il s’agit donc de plus de 100 MF par an consacrés par l’Europe et les collectivités locales (en excluant la part de l’état déjà comptabilisée dans le budget charbonnier). Cette estimation du soutiens public au titre des friches minières n’est comptabilisée dans l’étude que dans les fourchettes haute de l’estimation.
 

Note : Le calcul des subventions à l'électricité et la répartition de ces subventions par énergie primaire est précisé dans le chapitre 7. Ni les externalités, ni les subventions implicites de rachat d'électricité ne sont intégrées dans l'estimation "budgétaire" des subventions.
 

5 - Le pétrole

Le pétrole est l'énergie fossile à la fois la plus taxée et la plus subventionnée. Cela se manifeste tant au niveau des investissements directs (dépenses de recherche et développement), qu'à celui des aides indirectes comme les coûts d'une présence militaire près des zones de production, ou encore des dégâts prévisibles dus à la pollution atmosphérique.

Pour partie, la situation du pétrole se confond avec celle des transports. Ainsi, la taxe sur les produits pétroliers (TIPP) compense pour partie la construction de routes ou le coût de la présence policière le long des grands axes de circulation. Cependant, les coûts sociaux comme les accidents, les pollutions, le bruit, la consommation d’espace, ou le temps passé dans les embouteillages sont loin d’être compensés par les recette fiscales.

Enfin, les masses financières en jeu sont telles que les incertitudes sont extrêmement importantes. Ainsi, la taxation moindre des carburants en Corse doit-elle être décomptée comme une aide à la consommation ? L’amortissement accéléré d’une plate-forme pétrolière dans le golfe du Gabon doit-il être ajouté aux aides de l’Etat à ce secteur ?

C’est pourquoi le travail se limite ici, à citer les principales formes de subventions et de distorsions, en se référant à des synthèses existantes.

De même, des subventions croisées existent à l’intérieur du secteur, comme par exemple la moindre taxation du moteur diesel par rapport à celui fonctionnant à l’essence. Mais seul le bilan total intéresse la présente étude.

Enfin, le transport aérien est lui aussi largement sous-taxé par rapport à d’autres activités économiques, alors qu’il ne bénéficie qu’à une part limitée de la population. De plus, les aéroports bénéficient des subventions des collectivités locales et des Chambres de Commerce à une échelle nettement supérieure à la part de marché de ce moyen de transport.
 

On peut donc estimer à 871 millions de francs, les dépenses engagées par l'Etat en aides directes pour le pétrole au titre de la recherche en 1996.

Pour calculer le bilan du transport, non seulement les coûts sont nombreux et de nature variée, mais c’est aussi le cas pour les taxations. Classiquement, les défenseurs du " tout-route " isolent une valeur de taxe comme celle sur les permis de conduire, l’essence ou la vignette, sans se reporter à l’ensemble des dépenses qui pèsent sur le reste des contribuables du fait du transport automobile.

C’est pourquoi la présente étude se base sur l’un des bilans les plus complets pour la France, effectué par l’INRETS, un institut de recherche sur les transports qui dépend du Ministère de l’Equipement. Ce travail montre clairement que le transport routier ne paie pas sa part du coût pour la société.

Les revenus publics liés à l'activité routière en France peuvent être divisés en trois catégories :

• les taxes à l'acquisition,
• les taxes sur la possession,
• les taxes sur l'utilisation des véhicules.

Ainsi, en 1996 l’abaissement de TVA a introduit une somme de près de 12 milliards de francs par rapport à une situation initiale. La question est de savoir si ce changement de fiscalité est une subvention, puisque le taux " normal " de TVA n’est pas un absolu mais bien une donnée relative.
 

Le nouveau calcul de la vignette avantage toujours le diesel par le choix de la formule basée sur les émissions de CO2 et qui ne tient pas compte des émissions d’oxyde d’azote notamment.
 

Le différentiel de Taxe Intérieure sur les Produits Pétroliers (TIPP) entre le super sans plomb et le gazole est aujourd'hui d'environ 1,43 francs/litre. Alors que le prix hors taxe d'un litre de gazole est égal à celui d'un litre de super carburant sans plomb (respectivement 1,21 francs contre 1,25 francs), la TIPP est de 2,41 francs dans un cas contre 3,84 dans l'autre. La Finlande mise à part, il s'agit de l'écart le plus important au sein de l'Union Européenne (l'écart de prix TTC est de près de 1,8 francs par litre en faveur du gazole). Cela se traduit par une subvention de 45 à 55 milliards de francs par an en faveur du diesel.

Ce différentiel a conduit au taux de diésélisation du parc de véhicule le plus élevé du monde, même si d’autres pays ont fait connaître leur volonté d'accroître leur parc de véhicules diesel. La part du diesel dans l'ensemble du parc automobile français est ainsi de 38,1 %, de plus la motorisation diesel concerne 39 % des immatriculations nouvelles. A titre de comparaison, la part de marché des véhicules diesel est de 14,6 % en Allemagne, 10,3 % en Italie et de 22 % en Europe.
 

Une étude menée par l'INRETS a identifié les principaux coûts externes de la circulation routière.

Cette étude révèle la différence notable de situation entre milieu urbain et milieu rural, ce dernier étant moins favorisé par la situation fiscale. Le bilan de la circulation en milieu urbain est fortement négatif (la route est subventionnée de 43 à 80 milliards de francs), alors qu'en rase campagne, le bilan est, pour les mêmes critères pris en compte, plus proche de l'équilibre (de -9 à +5 milliards de francs).

D'autre part, le bilan des véhicules diesel est négatif (de -34 à -55 milliards de francs), bien plus que les véhicules essence (-6 à -34 milliards de francs) et ce malgré un parc plus important.

Enfin, les motos, les cyclomoteurs et les camions sont largement sous-tarifés relativement aux automobiles à essence.

Le bilan complet réalisé par l’INRETS chiffre ainsi le bilan de la circulation routière à 38 Milliards de francs en hypothèse basse et à 89 Milliards en hypothèse haute :

• Le coût des accidents est estimé à 45 Milliards de francs.
• Le coût de la pollution est estimé de 16 à 37 Milliards de francs.
• L’effet de serre est estimé entre 4 et 14 Milliards de francs.
• Le bruit est estimé entre 10 et 16 Milliards de francs.
• Le coût de la congestion est estimé à 15 à 29 Milliards de francs.

• Le bilan des dépenses et des recettes spécifiques est estimé à 57 Milliards de francs par an.
• En fourchette basse des coûts : Seuls les accidents sont comptabilisés, ce qui aboutit à une situation proche de l’équilibre des recettes et des dépenses.
• En fourchette haute : Accidents, pollution (valeur haute), bruit (valeur haute), congestion pour les piétons et les transports publics, (valeur haute), soit un coût social et environnemental de 140 Milliards de francs par an.
• L’estimation de l’effet de serre n’est pas incluse dans cette dernière fourchette, pour rester cohérent avec l’estimation des coûts du nucléaire qui n’inclut pas le coût de l’accident nucléaire. Il n’est reste pas moins que les dommages potentiels des conséquences de l’usage immodéré du pétrole sont considérables.

Un raisonnement similaire pourrait être mené pour la France qui s’est engagée dans le conflit du Koweït. Il est cependant très difficile d'avancer un chiffre qui estimerait les dépenses militaires françaises destinées à assurer la protection de l’approvisionnement du pays en pétrole, et surtout de le séparer des risques d’instabilité inhérents à la région du Golfe Persique. On pourrait aussi estimer qu’une partie de la guerre du Koweit et du blocus de l’Irak qui a suivi a été engagée pour rattraper les erreurs monstrueuses commises par le Commissariat à l’Energie Atomique (CEA) et les gouvernements français qui ont offert à Saddam Hussein de la technologie nucléaire proliférante présentée à l’époque comme " civile ". Il s’agirait alors d’un soutien implicite aux industriels du nucléaire.

Faute de pouvoir estimer clairement ces soutiens, aucune somme n’est donc intégrée aux estimations. Il n’en reste pas moins que le pétrole et le nucléaire bénéficient d’un soutien non négligeable de la puissance publique sous forme militaire.
 
 

Note : les subventions à l'électricité sont comptabilisées dans le chapitre 7.

6- Les actions de maîtrise de la demande d'énergie

Les actions de maîtrise et d’économies d’énergie ne sont pas à proprement parler des " soutiens à une énergie " puisqu’elles concernent toutes les sources primaires. Il est cependant intéressant de comparer les montants alloués par l’état à de telles politiques unanimement saluées comme " les plus rentables " et " les moins polluantes ". Cet unanimité peut sembler bien hypocrite, puisque l’étude montre que le soutien de l’état est le plus faible pour la Maîtrise de l’Energie, quelle que soit l’hypothèse retenue.
 

• pour l'industrie, les investissements de maîtrise de l'énergie bénéficient depuis 1977 d'un régime d'amortissement accéléré qui constitue un avantage équivalent à une subvention de 2 à 5 % selon la durée de vie de l'installation. Il n'a pas été possible de mettre en évidence l'impact de cette aide très modeste qui peut toutefois être un argument commercial pour les fabricants d'équipements éligibles.
• pour le logement et plus particulièrement les logements sociaux, une prime existe depuis 1977. Cette prime attribuée par le Ministère du Logement, nommée PALULOS, se traduit par une subvention de 20 % des travaux dans la limite d'un plafond de 85 000 francs par logement. On estime à 900 millions de francs par an les montants versés. La tendance de cette prime est à la baisse car entre 1983 et 1986 les sommes annuelles étaient de 1,5 milliards de francs.

• Enfin, Le secteur locatif privé fait l'objet d'un soutien de l'ANAH assez stable de 300 à 500 millions de francs par an.

L'ADEME estime à 11 Mtep par an les économies d'énergie globalement réalisées dans les logements anciens sur la période 1973-1993. Ce chiffre peut être rapproché du total des dépenses budgétaires et fiscales consacrées aux actions de maîtrise de l'énergie dans les logements qui représentent un montant de l'ordre de 34 milliards de francs 1994 sur cette période de vingt ans. Les sommes ont donc nettement diminué.

Cependant, malgré les potentiels d’économies d’énergie dans l’habitat, on ne peut que regretter le caractère irrégulier des aides fiscales à l’investissement.

Etant donné l’aspect de plus en plus marginal de l’énergie dans les décisions de rénovation, l’ensemble des primes d’amélioration de l’habitat est considéré pour un taux de 15 % à 30 % à la Maîtrise de l’énergie dans la présente étude : en hypothèse haute, ce sont 30 % des réduction d’impôts qui servent à l’économie d’énergie, et en estimation basse ce sont seulement 15 %.

Estimation des budgets publics du logement consacrés à l’énergie

• Fourchette haute : 1900 MF X 30% = 570 MF
• Fourchette basse : 1600 MF X 15% =240 MF

Note : L'ensemble des aides est comptabilisé en "fourchette basse" dans l'estimation budgétaire.

7 - L’électricité

De nombreuses subventions croisées existent dans le secteur de l’électricité en France. C’est d’ailleurs une des principales motivations de la directive européenne sur l’électricité d’obliger les compagnies à fournir des comptes clairs. Une partie de ces subventions est liée à des obligations imposées par l’Etat. C’est le cas de l’obligation d’achat du charbon déjà citée, mais surtout du soutien à la production électrique Corse ainsi qu'à celle des Départements d’Outre-mer, deux zones où le prix de vente du courant électrique est très inférieur au coût de revient pour la compagnie.

Enfin, les sommes allouées à la distribution d’électricité sont des subventions à l’électricité. Elles concourent en effet à la diminution du coût de l’électricité pour l’usager final et faussent la concurrence entre les énergies. Cela est d’autant plus dommageable que dans le cas de sites isolés, la production décentralisée est souvent moins coûteuse pour la collectivité que la production et la distribution de la production centralisée. Ainsi, Yves Martin ou Jean-Pierre Souviron citent la péréquation comme le principal frein au développement des énergies renouvelables.

1. - Les subventions directes

D'après la FNCCR (Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies), en 1997, 2 500 km de lignes électriques ont fait l'objet de travaux d'esthétisme et de rénovation en France. Le coût total de ces travaux s'est porté à 2 milliards de francs. Les modes de financements ont été :

• impôts locaux,
• tranche C du FACE (600 millions en 1997, contre 500 millions en 1996 et 1995),
• redevance sur la renégociation des contrats de concession EDF.

Cette somme sous-estime fortement le biais en faveur des dépenses rurales d’électricité, bien que les comptes d’EDF ne détaillent plus les distinctions entre urbain et rural.Il s’agit d’une estimation à minima, tandis que le biais réel au détriment du bois ou d’autres énergies en rural est probablement d’un ordre de grandeur très supérieur. C’est donc cette somme de 2,2 milliards de francs qui est comptabilisée en hypothèse basse, tandis que l’ensemble du FACE et du budget des collectivités destinés à l’électricité est comptabilisée comme un soutien public en hypothèse haute, soit 4,2 milliards de francs
 
 
 

Ce programme, lancé en 1997, est destiné à faire la promotion du chauffage électrique dans l'habitat neuf et dans l’ancien.

Les primes distribuées par Vivrélec sont les suivantes :

Le nombre de logements concernés par le programme a été évalué en 1997 à 39 000. Le montant des primes distribuées s’échelonnant entre 6 000 et 14 000 francs, on peut évaluer entre 234 millions et 546 millions de francs les subventions distribuées par EDF. A cela viennent s'ajouter d'autres primes comme une subvention de 1 500 F si on choisit le tarif TEMPO.

Selon Olivier Sidler peut-être ajouter une note, la prime distribuée par EDF dans le cadre du programme Vivrélec pour des logements anciens antérieurs à 1982 est de 6 F par kWh économisé par an. (c'est à dire une prime moyenne de 12 000 francs pour une économie de 2 000 kWh). Tandis que les programmes de subventions (réductions fiscales) aux travaux d'isolation n'offrent que des primes de 1 à 1,50 F par kWh économisé par an. Ces programmes offrent pourtant des efficacités unitaires nettement plus élevées.

Les soutiens d’EDF au chauffage électrique ne sont cependant comptabilisés que dans la fourchette haute de l’estimation, soit 546 millions de francs.
 

Le parc de production d’électricité des DOM est caractérisé par :

• la stabilité climatique qui oblige à surdimensionner le parc pour pouvoir assurer la maintenance, au lieu de le faire en saison creuse comme en métropole. De plus, même si les centrales installées sont souvent de petite taille, le rapport entre puissance unitaire d'une nouvelle centrale et la puissance de pointe reste élevé, autour de 15 %. Cela induit une surcapacité transitoire importante et une grande variabilité des coûts marginaux.
• un taux de disponibilité qui a été longtemps bas. (entre 60 et 70 % pour les unités de 20 MW). Quant à l'indisponibilité fortuite, elle était estimée à 15 % contre quelques pourcent en général.
• l’importance des énergies fossiles dans la production d’électricité et ce en dépit d'un potentiel important en énergies renouvelables. La part de ces dernières est estimée aux alentours de 10 % pour l'ensemble des DOM. Dans le cas de sites isolés, ce sont le plus souvent des petits groupes diesel qui sont utilisés et cela a accru la dépendance énergétique des DOM.

EDF étant tenu par les principes de péréquation et de fourniture d'électricité, un déficit de plus en plus important s'est constitué.

Celui-ci est estimé à près de 70 centimes le kWh en tarif bleu et 60 centimes le kWh en tarif vert. Aujourd'hui, le déficit cumulé d'EDF dans les DOM avoisine les 2,5 milliards de francs. Ce déficit est clairement une subvention aux énergies fossiles dans les DOM et marginalement aux énergies renouvelables (centrale géothermique de Bouillantes en Guadeloupe, ou installations photovoltaïques à l’île de Marie-Galante par exemple).

Dans le cas de la Corse, qui continue à s’équiper en barrages hydrauliques, une partie de la croissance bénéficie aux énergies renouvelables. Pour prendre une hypothèse conservatrice défavorable aux renouvelables, l’étude considère que la moitié de la subvention implicite bénéficie aux énergies renouvelables en Corse, tandis que 10 % de celle des DOM vont à ces énergies. Par rapport aux Départements d'Outre-Mer, la Corse se caractérise par une utilisation très importante du chauffage électrique (pour plus des trois quarts des ménages) qui coûte particulièrement cher dans les conditions insulaires.

Une estimation plus conservatrice peut consister à attribuer une partie du déficit à des conditions internes à l’EDF, notamment des effectifs importants et un coût unitaire de personnel élevé. Cette explication est utilisée en hypothèse basse, pour laquelle seule la moitié du déficit est comptabilisée comme soutien à l’électricité. Il n’en reste pas moins une concurrence peu équilibrée entre les énergies dans ces îles, nettement en faveur de l’électricité.

Le même raisonnement peut être effectué pour la Corse, pour laquelle une partie des surcoûts peut être attribuée à des conditions particulières.

Ces répartitions sont données dans le tableau suivant :

Répartition de l’électricité par source.

Pour les subventions sur le continent, la méthode de répartition consiste tout d’abord à attribuer entièrement les subventions à l’électricité aux productions correspondantes, en proportion de leur importance dans la production. Cette méthode est utilisée pour l’hypothèse haute.

En hypothèse basse, aucun soutien n’est comptabilisé pour des centrales ayant dépassé leur durée de vie économique. En effet, on peut considérer que la subvention ne va qu’aux équipements en cours d’amortissement ou dont la durée de vie économique n’est pas terminée. Ainsi, seule une fraction limitée du parc hydraulique et du parc charbon sont concernés, tandis que le nucléaire est fortement aidé. A noter que le soutien à l’électricité éolienne est comptabilisé par ailleurs dans le chapitre " renouvelables " et n’a donc pas à être utilisé ici.

La clé de répartition des subventions en métropole est donc : En hypothèse haute, nucléaire 78%, charbon 8%, renouvelables 14%. En hypothèse basse, nucléaire 78%, charbon 2%, renouvelables 2%.

Récapitulatif de l’estimation des aides à l’électricité
 

Sommes en MF	FACE	DOM et Corse	Subventions Vivrelec
Total estimation haute	4200	2500	550
Total estimation basse	2200	1250	0
Répartition :
Pétrole (haut)		2050
(bas)		1025
Charbon (haut)	336		44
(bas)	44		0
Renouvelables (haut)	588	450	11
(bas)	44	125	0
Nucléaire (haut)	3276		495
(bas)	1716		0
INESTENE 1998

A noter qu'aucun des soutiens explicites et implicites n'ont été comptabilisés en subvention "budgétaire", à l'exception des subventions directes du FACE aux renouvelables et à la maîtrise de l'énergie.
 

Pour tirer des conclusions de ce travail, il est nécessaire de le replacer dans un contexte plus général d’évolution. En particulier, l’année 1998 est marquée par l’annonce d’une relance de la politique de Maîtrise de l’Energie et aussi par l’introduction probable d’une réforme des entreprises électriques pour se conformer aux exigences de l’Europe.

Plusieurs évolutions ont d’ores et déjà été annoncées :

1. Une augmentation des budgets de l’ADEME destinés à la Maîtrise de l’Energie et des énergies renouvelables, ainsi que l’arrivée à maturité du programme Eole 2005 de construction de 500 MW d’éolien,
2. Une diminution des subventions au charbon liées à la fin de l’exploitation en France de ce mode d’énergie,
3. Un rééquilibrage fiscal annoncé sur les transports,
4. Une possibilité plus étendue d’action pour la Maîtrise de l’électricité, notamment dans les îles et dans les secteurs ruraux.

Pour la Maîtrise de l’Energie et les énergies renouvelables, il convient de relativiser la portée des nouveaux budget. Tout d’abord, il ne s’agit après tout que de rattraper les niveaux de financement du début des années 1990. Le déclin de cette ressource en France, est à cet égard, impressionnant, comme le montre le tableau comparatif du soutien public à la Recherche et au Développement dans la Maîtrise de l’Energie et les Renouvelables entre la France, l’Allemagne, le Japon et les Etats-Unis :

Il s’agit donc d’un rééquilibrage bienvenu, mais certainement pas d’une révolution suffisante pour tenir les objectifs ambitieux du pays. Face aux milliards du nucléaire, ceci est loin de faire le poids en effet.

Autre nouvel avantage consenti aux énergies renouvelables, le programme Eole 2005. Celui-ci oblige EDF à racheter le courant issu de l’éolien un peu plus cher que le tarif " tout-venant ". Cependant, la procédure de " mise aux enchères " menée par le Ministère de l’Industrie et l’EDF a abouti à écraser les prix au point de limiter les chances de cette filière industrielle.

Selon les résultats des enchères du début de 1998, le prix en métropole n’a été que de 33,7 centimes par kilowatt-heure, soit à peine plus que le prix de rachat utilisé selon la formule "tout-venant" en vigueur, soit 29 centimes environ. La prime sur l’ensemble du programme n’est donc que de quelques centimes pour chaque kilowatt-heure, dix à vingt fois moins que chez nos voisins danois ou allemands. Si nous considérons que le programme atteint bien les 500 MW prévus, on peut estimer que l’avantage consenti est donc de l’ordre de 40 à 60 MF/an vers la fin de la période et nettement moins auparavant.

Pour le charbon, la diminution des subventions est logique puisque cette industrie est à la fois en disparition économique et fortement émettrice de carbone. Le rapport considère ici que l’Etat tient parole. Cependant, la poursuite de l’exploitation du charbon de Gardanne et de certaines centrales devenues obsolètes revient régulièrement dans certains discours publics. Pire, un projet de construction d’une centrale au charbon à lit fluidisé circulant de 600 MW ressort périodiquement des cartons. Un argument pour la construction de cette centrale inutile est l’exportation de ce produit vers la Chine. La prise en charge publique ou le financement par les consommateurs français de la construction d’une telle centrale peut être estimé à 0,6 milliard de francs par an. Cette somme n’est pas intégrée dans les estimations du rapport, mais si ce choix était effectué, le soutien au charbon représenterait plus de dix fois le coût d’ensemble du programme éolien français, censé pourtant être le " chéri " du gouvernement.

Pour le pétrole et le secteur des transports, le rééquilibrage annoncé sur la fiscalité est intégré dans le calcul en prenant au mot le gouvernement. Dans cette hypothèse, le rapport considère alors que le coût du transport s’équilibre mieux par les taxes dans ce secteur. Nous avons vu cependant que la grande difficulté dans le cas du secteur pétrolier est d’estimer les coûts environnementaux et sociaux. Ainsi, même si le gouvernement fait contribuer mieux les produits pétroliers - cas par exemple du carburant diesel des autos et des camions qui ne paient pas actuellement leur part des coûts externes - il restera une grande incertitude dans cette partie du calcul.

Enfin, la perte d’exploitation des distributeurs d’électricité dans les DOM et en Corse restera-t-elle l’hémorragie actuelle, d’environ 2,5 milliards de francs par an ? Ici on peut parier que cette perte diminuera. Les sources importantes d’économies seront notamment les énergies renouvelables comme l’éolien, introduit en Corse ou en Guadeloupe, mais aussi la maîtrise de l’énergie et l’introduction du solaire pour l’eau chaude. En France métropolitaine, l’introduction de nouvelles réglementations sur l’électrification rurale notamment permettra d’intervenir sur la consommation chez les usagers ruraux au bénéfice de tous. Le rapport considère de façon optimiste une diminution par deux de la perte d’EDF dans les îles grâce à l’adoption de ces politiques.

D’autres prévisions sont plus hasardeuses et ne peuvent être intégrées dans le calcul, mais il convient de les mentionner pour mémoire :

La diminution des incitations croisées entre consommateurs à l’intérieur d’une même structure en état de monopole ; ainsi des centaines de millions investis par EDF et GDF dans la guerre des énergies (estimés respectivement à 550 MF/an et 350 MF/an dans le présent rapport), pour capturer notamment une part de marché sur le chauffage. Cette guerre a clairement ses perdants, les énergies renouvelables et les réseaux de chaleur qui permettent d’augmenter la pénétration de ces énergies dans les consommations.

En principe, la transparence imposée par les nouvelles réglementations devrait limiter ces subventions croisées et ces abus de monopole. Mais il faut encore rêver que la transparence soit établie par les nouvelles autorités, que les responsables commerciaux d’EDF et de GDF soient saisis par l’intérêt général... il est encore possible d’en douter.

Quant au nucléaire, sa situation particulière empêche pour l’instant toute visibilité. Ainsi, le contrat de gouvernement entre les partenaires de la Gauche Plurielle prévoit explicitement le gel de toute nouvelle construction nucléaire. Pourtant, certains industriels et même certains responsables gouvernementaux parlent régulièrement d’anticiper la construction d’un réacteur de type expérimental, l'EPR (European Pressurized Reactor).

La situation d’un tel réacteur du point de vue de la subvention est claire, puisque aucun besoin nouveau en base ne se manifestera dans le réseau EDF avant 2010 au moins, voire 2020. Quel que soit le mode de financement choisi, c’est à dire via le budget public de recherche, ou celui d’un financement par les consommateurs d’EDF ou encore les contribuables allemands et français, il s’agira d’un avantage consenti au nucléaire.

Selon les chiffres annoncés par EDF, le coût d’anticipation de l’EPR, c’est à dire l’ensemble du coût du réacteur ramené à une somme annuelle, est pour les coûts fixes de 1300 F/kW/an pour une machine de série. Si nous retenons cette estimation optimiste pour le prototype, sans inclure la part du combustible, il s’agirait alors d’une somme annuelle de l’ordre de 1,9 milliards de francs par an pour un seul réacteur ! Une possible évolution des subventions est donc non seulement de maintenir la subvention au nucléaire, mais encore de l’augmenter à la fois en valeur absolue et en proportion ! Cependant, et afin de rester dans des estimations conservatrices, cette somme n’est pas intégrée dans le calcul.

Ainsi, pour rester dans les hypothèses les plus conservatrices, les principales subventions et biais modifiés sont les suivants à l’horizon 2005 :

• Augmentation du budget public sur les énergies renouvelables telles qu’annoncées,
• Suppression graduelle des subventions directes sur le charbon et des mandats d’achat d’EDF,
• Succès du programme Eole 2005,
• Pas d’intégration du réacteur nucléaire du futur dans le calcul.

Cette politique reste contradictoire avec les objectifs français et européens liés au Protocole de Kyoto signé par notre pays, dans lequel sont mentionnées les énergies renouvelables (aucune autre forme d’énergie n’est citée dans le protocole) comme une solution à développer.
 
 

Le graphe suivant présente l'évolution comparée du soutien au nucléaire et aux énergies renouvelables. Il s'agit de l'estimation basse du rapport et du total budgétaire direct.

Bibliographie

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- Commissariat Général Du Plan, Groupe Energie 2010-2020, septembre 1997.
- Commission d'étude sur la fiscalité écologique, rapport BRICQ, Pour un développement durable et une fiscalité au service de l'environnement, rapport N° 1000, 1997.
- Comité interministériel de l'évaluation des politiques publiques, La maîtrise de l'énergie, rapport d'évaluation, 1998.
- Cour des Comptes, Les comptes et la gestion de la NERSA : la centrale nucléaire européenne à neutrons rapides (Superphénix), 1996.
- DGEMP, Secrétariat d’Etat à l’Industrie : Les " coûts de référence " de la production électrique,
- DSIN, revue "Contrôle", le démantèlement des installations nucléaires, novembre 1997.
- EDF, documentation sur Vivrélec, 1997.
- EDF, Statistiques Production Consommation, B 101, 1996.
- INESTENE, échange d’électricité en Europe, le cas de la France
- International Energy Agency (IEA), Energy prices and taxes, OCDE, 1996.
- International Energy Agency (IEA), Energy Policies of IEA Countries, France 1997 Review, OCDE.
- KRAUSE Florentin, IPSEP, Le coût de l'énergie nucléaire en Europe occidentale, 1994.
- ORFEUIL Jean-Pierre, Les coûts externes de la circulation routière, INRETS, janvier 1996.
- Vrije University Amsterdam, Energy subsidies in Europe, Greenpeace, 1997
- WISE, Research and develpment expenditure on nuclear issues in France 1960-1996, Paris 1998.

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