La CSPE ? Une TVA déguisée. Et dévoyée !

 

Georges BLONDE & François POIZAT, IED : Synthèse d’expertise sur la CSPE - 20 mars 2008

 

 

Le présent document synthétise le travail et les résultats d’une expertise réalisée par le cabinet IED ¹ à la demande du Comité Central d’Entreprise d’Electricité de France.

Le rapport d’expertise² comporte plus de 70 pages, plus 50 pages d’annexes, ainsi qu’un répertoire de quelque 350 références. La plupart et les plus importantes de celles-ci sont :

- des textes publiés au Journal Officiel de la République Française, qu’il s’agisse des 175 textes de lois, décrets, etc. concernés, ou des avis rendus par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) sur les projets de décrets ou arrêtés que le Gouvernement est tenu de lui soumettre préalablement à leur parution ; sans parler des rapports et communications émis par cette instance de contrôle, statutairement indépendante ;

- les comptes-rendus de réunions ou d’échanges avec des représentants de tous les acteurs concernés,

- ainsi que les points de vue d’experts reconnus.

L’aridité de ce rapport est due à la complexité du sujet, jamais traité jusque là, au parti que nous avons pris d’un scrupuleux décryptage de textes nombreux, enchevêtrés et modifiés de façon récurrente ainsi qu’à la mouvance du regard porté par la CRE chargée d’en contrôler la mise en oeuvre. Ce dernier point est majeur car celle-ci, censée encourager, selon son Président, « la prise de conscience des consommateurs finals qui doivent être les bénéficiaires de tous ces mouvements », n’a pas vraiment facilité la compréhension d’un mécanisme qui, en l’état, va contre l’intérêt desdits consommateurs.

HISTORIQUE

En février 2000, la CSPE fut conçue comme un mécanisme de Compensation de charges du Service Public de l’Electricité qu’il fallait bien, dans un marché dérégulé, qu’un (ou des) opérateur(s) assume(nt). Ces charges étaient triples :

- la prise en charge des surcoûts de production de l’électricité en zone isolée (îles bretonnes, Corse, DOM, puis Mayotte), afin d’assurer l’égalité tarifaire des citoyen français ;

- la solidarité avec les plus démunis ;

- la politique de soutien aux installations dotées d’une efficacité énergétique (cogénération) et aux énergies renouvelables, impliquant l’« obligation d’achat », par EDF (ou les « distributeurs non nationalisés³ », dits DNN, lorsqu’ils bénéficient du monopole local), de l’électricité ainsi produite.

Les opérateurs supportant ces charges devaient en être intégralement indemnisés, par le biais d’un fonds de compensation, géré par la Caisse des Dépôts et Consignations, auquel sont tenus de contribuer tous les consommateurs, au prorata de leur consommation.

Petit à petit, les choses évoluèrent, les modifications succédant aux dérogations, de sorte que le mécanisme initial a été dévoyé :

- d’abord en en faisant subir la charge financière à une partie seulement des clients, les gros consommateurs industriels (représentant un cinquième de la consommation) en étant, de diverses façons, exonérés (soit un « swap » de ~ 400 M€) ;

- ensuite en modifiant le calcul des charges liées au volet principal, à savoir l’obligation d’achat des énergies renouvelables (éolien en tête) ou de récupération (cogénération, surtout), en remplaçant les « coûts d’investissement et d’exploitation » évités à EDF par un « prix de marché » évité nettement plus élevé. Ce calcul minore une « compensation », qui n’est plus « intégrale » du tout, EDF semblant n’être compensée de ses achats obligés que pour un tiers ;

- enfin en différenciant l’application de ce mode de calcul selon que l’acheteur obligé est EDF ou un DNN, ce dernier étant intégralement compensé, voire gagnant s’il est propriétaire d’une installation « vertueuse »⁴.

Il importe de souligner l’ambiguïté du rôle joué par la CRE qui, au début du moins, adopta une position frontale vis-à-vis des gouvernements : après avoir fait savoir combien elle contestait les « indues » incitations financières à l’utilisation d’énergies « vertueuses », c’est elle qui proposa, en mai 2002, la méthode de calcul du surcoût d’obligation d’achat ci-dessus évoquée, soulignant que « les deux familles de méthodes envisagées (analyse du fonctionnement du parc de production d’EDF ; prix de marché) n’[avaie]nt pas de raison de donner des résultats significativement différents ».

Ce qui ne l’empêcha pas de continuer à rendre des avis défavorables sur les projets ministériels d’arrêtés ou décrets fixant les tarifs de l’obligation d’achat, sans jamais, semble-t-il, en empêcher la parution ... De fait, les cadeaux aux producteurs d’électricité renouvelable ou cogénérée ne firent que croître et embellir :

- substantiel relèvement des conditions d’achat en 2006-7 (plus de 30% par rapport à 2001-2),

- suppression ou abaissement de toutes les clauses de dégressivité censées prendre en compte la productivité grandissante des technologies mises en oeuvre,

- possibilités de contracter un second contrat, aussi avantageux que le premier, moyennant le très léger « lifting » de leur installation hydraulique, de cogénération ou de biogaz,

- déplafonnement du prix du gaz entrant dans le calcul du tarif d’achat de l’électricité des cogénérateurs (au moins 200 M€/an), avant la révision annoncée de ce tarif, et …

- surtout, fixation, pour fin 2015, d’objectifs d’investissements considérables (22 250 MW) en équipements « renouvelables » supplémentaires.

La CRE ayant placé le débat de la CSPE sur le terrain méthodologique pour lequel nous ne sommes pas qualifiés, nous nous sommes contentés de suivre l’évolution de ses prévisions concernant le montant des charges à compenser chaque année. Il en ressort que la Commission, après avoir pronostiqué une incompatibilité entre le plafonnement de la contribution unitaire de CSPE (actuellement fixée à 4,5 €/MWh⁵) et les hausses de charges prévisibles (montée en puissance de l’éolien et du solaire, notamment), a miraculeusement vu ses craintes se dissoudre, le nouveau mode de calcul, appuyé sur le marché, rabotant automatiquement ladite contribution unitaire. Selon Marcel Boiteux, la « position de la CRE est erronée » parce que ledit marché devrait être celui « des fournitures non garanties [alors que] ce marché, théoriquement parfait, n’existe pas en fait ! ».

Le constat du grand écart entre les montants pronostiqués et ceux avérés, ainsi que celui d’une prévision systématiquement erronée de l’inflation des prix du marché de l’électricité (triplant en cinq ans, au grand dam des éligibles⁶ …), ne semble pas avoir amené la CRE, le ministère et les politiques à s’interroger sur les raisons de « résultats [aussi] significativement différents » de ceux attendus.

Plus grave, on peut suspecter une manoeuvre délibérée consistant à ménager, dans une CSPE grossièrement minorée, la place pour un volant d’indemnisation des fournisseurs d’éligibles partis voir ailleurs si l’électricité pouvait y être moins chère (ce qui fut sans doute le cas … pendant quelques mois), tout en permettant le retour quasi-indolore de ces « fils prodigues » à des tarifs réglementés, du moins pendant 2 ans.

C’est ainsi que le dispositif ad-hoc, dit « TaRTAM » (Tarif Réglementé Transitoire d’Ajustement du Marché), constitue le 4ème volet d’une CSPE conçue à l’origine pour assurer une mutualisation des seules charges relevant de l’intérêt général. Il en coûtera 211 M€, prélevés sur la CSPE une première fois en 2007, au moins autant une seconde fois en 2008, aux frais de tous les consommateurs d’électricité⁷.

 

IMPORTANCE FINANCIERE DE CETTE CSPE ?

L’estimation est évidemment plus facile, et précise, pour l’immédiat qu’à moyen terme :

Pour l’heure, c’est-à-dire en 2007…

- la contribution unitaire est restée à 4,5 €/MWh (pour permettre, via le TaRTAM, le retour des « éligibles repentis »)

- les dépenses annuelles d’EDF dépasseront 3 300 M€, dont 2 500 M€ pour l’obligation d’achat (en France continentale) et seulement 130 M€ pour le volet social (lequel n’intéresse visiblement pas grand-monde … en dehors des personnes concernées) ;

- le fameux TaRTAM coûtera 431 M€ (CUHN incluse)

- et EDF ne sera « intégralement compensée » qu’à hauteur de 1 090 M€.

Comme on le voit, ce n’est pas absolument rien, le montant des achats obligés sur un an représentant, à lui seul, le coût total d’un réacteur EPR. Plus grave, les abonnés d’EDF supporteront environ 2 200 M€ pour le financement des énergies vertueuses, cogénération incluse (hors Corse et DOM).

En 2016, au terme des investissements prévus par la PPI(« Programmation Pluriannuelle des Investissements de production électrique » arrêtée le 7 juillet 2006) et à mécanisme de CSPE inchangé, les prévisions sont proprement faramineuses :

- les dépenses annuelles EDF relatives à cette CSPE avoisineront 9 600 M€⁸, dont 260 M€, peut-être, pour le volet social mais presque 9 000 M€ d’achats obligés :

Ÿ4 300 M€ pour l’éolien⁹,

Ÿ1 500 M€ pour la cogénération (supposée reconduite autour de 5 000 MW),

Ÿ1 100 M€ pour l’hydraulique,

Ÿbiomasse, biogaz et incinération d’ordures ménagères : 900 M€,

Ÿphotovoltaïque : 500 M€, etc

- si l’on reconduit l’actuel mode de calcul de la CRE (prix de marché supposé de 60 €/MWh), la compensation d’EDF s'élèvera à 3 600 M€,

- alors que, calculée sur la base des coûts réellement évités pour EDF (environ 30 €/MWh, coût complet), elle devrait s'élever à près de 6 400 M€, la différence représentant alors, chaque année, une perte de 2 800 M€ (partie immergée de l’iceberg) !

Cette fois-ci :

- la CRE sera contrainte de doubler l’impôt qu’est la CSPE, à 9 €/MWh, celui-ci représentant alors, toutes choses supposées égales par ailleurs, environ 10 % du tarif moyen de l’abonné domestique ;

- l’Etat devra modifier la loi pour relever le plafond de cette CSPE en conséquence ;

- pour EDF, la perte comptable liée à ce mécanisme de compensation représentera environ 10 % de son chiffre d’affaires en France (c’est-à-dire presque l’équivalent d’un réacteur EPR par an à un moment où il faudra obligatoirement construire de nouveaux moyens de production). L’abonné EDF devra donc, un jour ou l’autre, combler ce trou, à hauteur de 7 €/MWh. Au total, il lui en coûtera environ 16 €/MWh, soit une majoration du tarif domestique actuel de 20 %, toutes choses égales par ailleurs.

 

CONSEQUENCES

L’apparent paradoxe de prévisions constamment erronées (au point que la CRE ne s’y risque plus au-delà de l’année à venir) n’a de fâcheuses conséquences que pour EDF :

- les opérateurs n’ont à facturer à leurs clients (sans explication superflue) qu’une modeste contribution unitaire de 0,45 c€/kWh (4,5 €/MWh) et à en reverser le produit à la Caisse des Dépôts et Consignations ;

- les contributeurs, nous voulons dire les « abonnés domestiques », n’y voient que du feu, l’individualisation de la CSPE ayant été compensée, jusqu’à présent, par une baisse équivalente du tarif réglementé¹⁰ ;

- les producteurs indépendants (cogénérateurs, promoteurs éoliens, « producteurs autonomes de pointe », etc.) produisent des kWh et … s’enrichissent, sur la base de généreux tarifs garantis sur 12, 15 ou 20 ans, sans aucun risque, au point que des observateurs de plus en plus nombreux en viennent à redouter la création d’une « bulle verte » ;

- les quelque 160 DNN, opérateurs historiques eux aussi, n’y perdent rien, voire y gagnent quand ils disposent d’une source d’énergie ainsi subventionnée ;

- enfin les écologistes (affairistes ou militants sincères) se félicitent de ce « système avec obligation d’achat » et apprécient l’apparente modicité de la contribution citoyenne (« Ah ! Cachez cet iceberg que je ne saurais voir ! » car il ne faut tout de même pas trop s’illusionner sur l’esprit civique des abonnés, a fortiori des clients …).

Seule EDF voit ses débours d’obligation d’achat sous-évalués du fait de leur comparaison au « prix moyen du marché pondéré », et donc sous-compensés, au détriment et à l’insu de ses 26 millions de clients particuliers et/ou de ses actionnaires qui, à terme, en subiront les effets.

« CONCURRENCE LIBRE ET NON FAUSSEE ? » …

… telle pourrait être, au terme de cette expertise, l’unique question à poser :

- à EDF, dont la Direction est bien obligée _ du moins le donne-t-elle à penser _ de faire le dos rond devant l’Etat-actionnaire¹¹ ;

- à la CRE, dont l’objectif de permettre « au client d’occuper une position plus forte face au fournisseur » relève de l’incantation ;

- aux pouvoirs publics, qui n’en ignorent absolument rien …

- si ce n’est à Bruxelles, dont le dogmatisme est chaque jour plus criant¹².

A) Sans doute la détermination précise des coûts évités relève-t-elle de la mission impossible. La solution _ à moins de remettre en chantier la dérégulation elle-même _ est-elle alors de recourir à ce que la CRE appelle un « intégrateur » ? C’est à elle que revient de prendre l’initiative. Après tout, EDF accueille bien en son sein des commissaires aux comptes chargés, en permanence, de traquer ses erreurs (si ce n’est ses « tricheries »), la CRE pourrait faire de même avec de tels intégrateurs (24 heures sur 24, bien sûr) détachés à RTE ou/et GRD.

On touche du doigt les limites concrètes de la nécessaire régulation d’un système volontairement dérégulé, dont il est permis de penser que le fonctionnement requiert peut-être plus de matière grise que celui du précédent système monopolistique : ajoutant aux quelque 150 personnes travaillant à la CRE leurs interlocuteurs à EDF (pour ne pas parler des DNN), sans doute n’est-on pas loin d’un demi-millier de cerveaux monopolisés sur ces tâches « administratives », d’autant plus qualifiés que celles-ci sont complexes. Ne seraient ils pas mieux utilisés à des tâches de production proprement dite ?

B) Ayant évoqué une bien improbable mise à plat du mécanisme de mutualisation (pour ne rien dire de la remise en cause d’une cogénération au gaz condamnée en janvier 2007 par une mission du Ministère de l’Industrie lui-même, à nouveau par le CAS et Jean Syrota ; sans non plus escompter que soit repris en main un affairisme « vert » effréné¹³), nous formulons le voeu minimal suivant : que quelques explications soient données aux clients pour qu’ils sachent au moins quels financements se cachent derrière cette « autre prestation » facturée, que leurs fondements soient plus ou moins avouables (volet social, réduit à la portion congrue, péréquation républicaine et effort de vertu écologique) ou ne le soient absolument pas (l’incongru TaRTAM !).

Ceci éviterait au moins que de nombreux (si ce n’est tous les) contributeurs se méprennent sur l’objet de leur contribution forcée et, surtout, que certains puissent délibérément mentir à son sujet, tels ce Jean-Michel Germa, PDG bien connu de la « Compagnie du Vent », affirmant que la CSPE servait d’abord à financer le démantèlement de … Super-Phénix (il fallait y penser !).

C) Ce Monsieur Germa est aussi vice-président de « France Energie Eolienne ». Jean-Yves Grandidier, le président de cette FEE et vice-président du Syndicat des Energies Renouvelables, a exprimé publiquement ce que nous croyons être le fond de la stratégie des promoteurs de l’éolien industriel : « à supposer que le prix de l’électricité augmente chaque année de 4 %, ce qui est peu, l’éolien constituerait une rente pour la collectivité en 2026 » (sur Radio BFM, le 17-11-2006¹⁴).

On en vient au paradoxe énoncé par Marcel Boiteux : « Il ne s’agit plus d’ouvrir la concurrence pour faire baisser les prix, mais d’élever les prix pour permettre la concurrence ! » et, surtout, les bonnes affaires : le processus inflationniste est désormais bien enclenché, la prochaine étape étant vraisemblablement la suppression des tarifs réglementés.

La tactique de l’iceberg d’une CSPE que l’on charge le plus possible, pour en cacher la partie émergée comme on pousse la poussière sous le tapis, y contribue, à tous points de vue. En effet, la CSPE a institutionnalisé un mécanisme d’inflation :

- plus le prix du marché monte,

- moindre est la compensation d’EDF,

- plus le prix de revient d’EDF croît,

- favorisant l’envolée du prix du marché, etc.

Et plus les énergies décrétées « propres » (grande hydraulique et nucléaire toujours exclues) apparaîtront compétitives !

A terme, l’actuelle « Taxe à la Vertu Alléguée » qu’est une CSPE extorquée de clients volontiers solidaires et républicains, pourra exciper du statut de « Taxe à la Vertu Avérée ».

 

ON EN EST LA, A MOINS QUE …

… les politiques, de gauche comme de droite, après avoir bien fait assaut d’une « vertitude » de bon aloi, ne se ressaisissent et révisent un processus qui, en l’état, affecte(ra) la satisfaction d’un besoin élémentaire, universel et, qui pis est, éminemment exposé aux menées spéculatives¹⁵.

Ceci suppose que soit restaurée la primauté de l’intérêt général, bien malmené aujourd’hui au nom du sacro-saint « Intérêt Individuel Immédiat ».

Vaste programme !

1 Tour Orion, 12-16 rue de Vincennes, 93 512 MONTREUIL Cedex.

2 « Le mécanisme de contribution aux Charges de Service Public d’Electricité », IED, novembre 2007. Ce document est accessible sur le site du collectif « Sauvons le Climat » https://www.sauvonsleclimat.org/fr/ressources/base-doc/mecanisme-cspe

3 Les plus importants desservent, depuis 1946, Strasbourg, Metz et Grenoble, l’Alsace, les Charentes, la Vienne, etc.

4 Les promoteurs des énergies bénéficiant de l’obligation d’achat n’hésitent pas à les dire vertueuses, même si elles émettent des fumées comme le traitement des ordures ménagères ou la cogénération au gaz naturel. Le nucléaire (exempt de CO2) et la grande hydraulique (exclue du mécanisme d’obligation d’achat car supérieure à 12 MW : « Small is beautiful. Only. », n’est-il pas ?) ne bénéficient ni de ce label, ni d’un tarif préférentiel.

5 Ou 0,0045 €/kWh. La loi impose que cette contribution unitaire ne dépasse pas 7 % de la facture du client domestique « lambda », actuellement de l’ordre de 0,00585 €/kWh.

6 Il s’agit de clients, industriels puis professionnels, qui eurent le privilège de pouvoir s’adresser à des fournisseurs autres qu’EDF ou le DNN du coin. Mal leur en prit, pour la plupart, qui vite demandèrent et obtinrent du gouvernement, en décembre 2006, la possibilité de revenir aux tarifs réglementés. D’où le « TaRTAM ».

7 Accessoirement et hors CSPE, la « vache à lait » EDF se fendra d’une somme équivalente (la « CUHN », contribution unitaire hydraulique et nucléaire, à 220 M€/an, inégalement partagée avec Suez-Electrabel), que ses clients supporteront un jour aussi.

8 Un ordre de grandeur ? : il s’agit là presque du tiers de l’actuel chiffre d’affaires d’EDF en France.

9 Un peu moins si l’on considère, avec RTE (cf. son « Bilan 2007 »), que la durée annuelle moyenne de fonctionnement de l’éolien terrestre est de 2 170 et non pas 2 300 h/an. Disons donc 4 000 M€ au bas mot.

10 Et, par ce biais, une ristourne tarifaire de presque 400 M€ aux industriels déjà exonérés de la CSPE. Un comble !

11 Le double jeu d’EDF est total, mais cette ambiguïté la dessert modérément, compte tenu de la « rente nucléaire ».

12 La Commission Européenne en vient à soupçonner EDF et Electrabel « d’avoir verrouillé les marchés d’électricité français et belge [car] les deux groupes pourraient avoir introduit « des obligations d’achat exclusif à long terme » dans leurs contrats d’approvisionnement avec des consommateurs industriels dans les deux pays ». Une « obligation d’achat » sur 12 à 20 ans, est-ce possible ?!

13 L’énergie électrique n’étant pas, à ce jour, stockable en grande quantité, notre condamnation des énergies « vertes »

intermittentes (même si le photovoltaïque offre des perspectives de progrès bien supérieures à celles de l’éolien) à l’échelle industrielle vaut pour la France hexagonale. L’absence de réseau interconnecté et /ou l’indisponibilité de production nucléaire en zones isolées (Corse, DOM, Mayotte) prédisposent ces contrées à accueillir de tels investissements. Le mécanisme d’incitation ne doit cependant pas se superposer aux niches fiscales outre-mer, comme le craint la CRE. Mais les opérateurs semblent préférer la métropole, plus rémunératrice …

14 Argument resservi par le même, sur France Culture le 18-01-2008, avec une hausse de 5%/an jusqu’en 2014.

15 Les ressemblances avec la gabelle sont frappantes : les producteurs vertueux seraient-ils devenus de modernes « fermiers généreux » ?