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2016
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Fiscalité locale des énergies renouvelables, un levier incertain de développement local (France)

Local taxation of renewable energy, an uncertain leverage of local development
Maximin Chabrol et Loïc Grasland

Résumés

L’exploitation de nouvelles ressources énergétiques renouvelables peut-elle bénéficier aux espaces de leur déploiement, c’est-à-dire les communes et leurs groupements ? Toute activité économique se traduit par des retombées fiscales pour les collectivités territoriales. La production d’énergie n’échappe pas à cette règle. Cette contribution traite de l’impact du développement des énergies renouvelables sur les finances des collectivités territoriales. Rarement abordée dans le cadre d’une mise en œuvre de la transition énergétique, cette question semble pourtant cruciale dans la mesure où pourraient en dépendre l’état des finances publiques locales et une mobilisation des élus locaux sur la question énergétique.

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Texte intégral

Introduction

1Les ressources énergétiques renouvelables (EnR) sont multiformes et dispersées dans l’espace. Leur exploitation modifie la répartition géographique des potentiels énergétiques. Mais peut-elle bénéficier aux territoires dans lesquels elles se déploient, c’est-à-dire les communes et leurs groupements ? Les activités économiques se traduisent par des retombées fiscales pour les collectivités territoriales et la production d’énergie n’échappe pas à cette règle. Si la question du financement et du coût d’une mise en œuvre de la transition énergétique est au centre des préoccupations, celle des revenus fiscaux des collectivités territoriales et des Etablissements Publics de Coopération Intercommunale (EPCI) liés aux énergies renouvelables reste peu abordée. Elle semble pourtant cruciale dans la mesure où l’échelon local reste le niveau d’implantation des infrastructures de production quelles qu’elles soient. Une meilleure connaissance de leur impact sur l’état des finances publiques locales, qui plus est dans un contexte de baisse des dotations de l’Etat aux collectivités, pourrait mobiliser les élus locaux sur la question énergétique et susciter une meilleure acceptabilité sociale des projets (Chanard, 2011). Les considérations environnementales ne suffisent pas toujours pour encourager les collectivités territoriales à placer la transition énergétique parmi les priorités de leurs politiques publiques. «Combien ça coûte ?» et «combien ça rapporte ?» sont aussi des questions déterminantes dans la prise de décision et l’élaboration de projets (Grison, 2013) dans un contexte de tensions sur les ressources de fonctionnement des collectivités. Le financement des collectivités territoriales par la fiscalité locale oriente leur capacité d’action (CPO, 2010). Cet article aborde ainsi l’impact du développement des énergies renouvelables sur les ressources des collectivités territoriales. Une mesure aussi précise que possible des retombées fiscales, actuelles et envisageables, liées à l’exploitation d’énergies renouvelables permet d’identifier de nouvelles sources de richesse dans les territoires et de s’interroger sur leur rôle dans des perspectives de développement local. L’essor rapide et récent de l’énergie solaire en région Provence-Alpes-Côte d’Azur et un accès à une information localisée des puissances énergétiques potentielles pour les centrales solaires au sol, l’éolien et la petite hydroélectricité invitent à prendre cette région et ces trois types de ressources renouvelables comme un exemple d’étude de cas.

Fiscalité locale et énergies renouvelables

Fiscalité locale et développement territorial

2Parmi leurs objectifs, les finances locales des collectivités territoriales et des EPCI ont comme vocation de contribuer au développement économique local et à l’aménagement du territoire (Bouvier, 2013). Relevant historiquement du rôle de l’Etat, ces compétences sont aujourd’hui au cœur de l’action des collectivités territoriales et des EPCI. Les objectifs premiers du développement local, ancrés au début des années 1980 dans un contexte de décentralisation, étaient d’apporter une réponse à la désindustrialisation par un développement qualifié alors d’endogène et d’ascendant, soit une conception où les collectivités territoriales favorisent les conditions d’une reprise économique en développant les potentialités de leur territoire (Aydalot, 1985 ; Talandier, Davezies, 2009). Cette conception du développement local, plutôt associée aux territoires ruraux, est tombée peu à peu en désuétude au profit d’un développement local favorisant les espaces urbains et les métropoles basé sur des stratégies partenariales entre sphère publique et sphère privée. A cela s’ajoute un double contexte : une désindustrialisation des pays occidentaux qui implique des modèles de développement territorial organisés de plus en plus autour de l’économie résidentielle (Davezies, 2009 ; Grandclément, Boulay, 2015), et une économie mondialisée dont les décisions d’exploitation et d’investissement relèvent non pas du niveau local, mais de systèmes d’acteurs économiques positionnés sur le marché international et guidés par des arbitrages marchands (Courlet, 2007). La production d’énergie a pu être considérée de ce point de vue comme a-territoriale dans la mesure où les systèmes productifs énergétiques actuels n’émanaient pas d’un système d’acteurs ancré dans le territoire d’exploitation de ces ressources (Gumuchian et al., 2003 ; Pecqueur, 2006). Des initiatives locales contredisent aujourd’hui cette tendance générale. Bien que fortement médiatisées, elles ne constituent pas encore un modèle alternatif de référence (le territoire du Mené, la commune de Montdidier, les Territoires à Energie Positive (TéPos), Biovallée etc.). A l’exception du bois, les productions nouvelles d’énergies renouvelables (solaire, éolien, petite hydroélectricité) ne sont pas suffisantes pour susciter directement un développement économique local, même si les politiques de développement des EnR ont évolué ces dix dernières années de politiques sectorielles vers des politiques plus intégrées suscitant un élargissement des possibles en matière de stratégies énergétiques territorialisées au travers des Schémas Régionaux Climat Air Energie (SRCAE) et des Plans Climat Energie Territoriaux (PCET). Si les productions énergétiques renouvelables sont nécessairement localisées, elles ne constituent pas pour autant une ressource directement favorable à un développement local des territoires. Elles ne s’inscrivent pas dans des cercles vertueux de dynamiques de développement, ne participent pas à l’émergence de districts industriels et génèrent très peu d’emplois. Les ressources énergétiques renouvelables sont en effet captées par des acteurs exogènes aux lieux d’exploitation et positionnés sur le marché international de l’énergie comme par exemple le Groupe ENGIE (ex-GDF/SUEZ). Les territoires concernés bénéficient toutefois de retombées financières qui peuvent favoriser indirectement des politiques de développement. Tout apport d’activités économiques, quelle que soit leur nature, est en effet générateur de recettes fiscales pour le territoire où ces activités se déploient, et ce d’autant plus si celui-ci en est au départ dépourvu. Le développement territorial est fondé en partie sur l’accueil d’activités et de populations qui participent à la vie collective par leurs contributions fiscales alimentant la dépense publique. Néanmoins, depuis la suppression de la taxe professionnelle en 2010, le levier fiscal n’est plus autant un facteur direct d’attractivité des territoires en faveur des entreprises (CPO, 2014b). Mais la fiscalité locale des entreprises contribue au financement des dépenses des collectivités territoriales qui peuvent être mises au service de leur attractivité, de l’amélioration des services publics ou encore pour limiter la pression fiscale sur les ménages.

3Cependant la latitude des finances locales s’est restreinte dans un contexte général d’affaiblissement des finances publiques. Le 7° rapport du Conseil des Prélèvements Obligatoires sur la fiscalité locale montre en effet la fragilité des recettes des collectivités (CPO, 2010). Leurs dépenses ont augmenté pendant trente ans à mesure que les transferts de compétences s’opéraient. La liberté de gestion dont les gouvernements infranationaux disposent est aussi un facteur d’augmentation de ces dépenses, notamment des dépenses de fonctionnement. Les collectivités ont mobilisé le levier fiscal pour faire face à la hausse de leurs dépenses. Les revenus fiscaux constituent l’essentiel des ressources locales, à hauteur d’environ 50 %, le reste provenant des dotations de l’Etat, de l’emprunt et dans une moindre mesure des ressources propres de fonctionnement. Depuis le gel puis la diminution des dotations de l’Etat aux collectivités, l’équilibre budgétaire des collectivités territoriales et de leurs groupements repose davantage sur les prélèvements fiscaux et le recours à l’emprunt. Or l’augmentation de la pression fiscale et de la dette est mal vécue par les contribuables locaux et les ménages (Meyer, 2013). Par conséquent le financement d’actions nouvelles pose le problème fondamental des moyens budgétaires permettant de les soutenir. D’autant plus que, comme l’a montré Gilbert Meyer (2013), les actions en matière de développement durable imposées par la loi Grenelle de 2010, auxquelles s’ajoutent aujourd’hui celles prescrites par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte d’août 2015, augmentent les contraintes budgétaires des collectivités. Dans ce contexte est-il possible d’envisager le développement des énergies renouvelables comme une source nouvelle de ressources financières locales ?

Une fiscalité économique favorable aux producteurs d’énergie renouvelable

4La fiscalité locale de l’énergie se compose de l’Impôt Forfaitaire sur les Entreprises de Réseau (IFER) et de la Contribution Economique Territoriale (CET). Elle est fortement dépendante de la taille des unités de production énergétique. Le calcul de la Cotisation Economique Territoriale (CET) impose des contributions fiscales importantes aux ouvrages de génie civil conséquents comme les centrales thermiques et les barrages hydroélectriques ; la taxe IFER est quant à elle liée à la puissance des installations. Cette fiscalité en place depuis la réforme de la taxe professionnelle et la loi de finances de 2010 est favorable aux entreprises productrices d’énergie renouvelable et se traduit par des retombées fiscales limitées.

5Comme pour toute activité présente sur un territoire, les propriétaires des terrains supportant des installations dédiées à la production d’énergie sont soumis au paiement de la taxe locale pesant sur les propriétés foncières bâties. Hors cas spécifique d’exonération ou de régime particulier d’imposition, la taxe est d’autant plus élevée que la surface et la valeur des immobilisations sont elles-mêmes élevées.

6La production d’énergie, considérée comme une activité industrielle et commerciale, est par ailleurs soumise à la Contribution Economique Territoriale (CET). Cette contribution fiscale est composée de deux taxes : la Cotisation Foncière des Entreprises (CFE) et la Cotisation sur la Valeur Ajoutée des Entreprises (CVAE).

7La CFE est calculée sur la base de la valeur locative des biens passibles de la taxe foncière (terrains, constructions, installations) utilisés par l’entreprise pour les besoins de son activité. Le montant de la CFE est le produit de la base d’imposition et d’un taux fixé par les communes ou les EPCI en fonction de leur régime fiscal (Lang et al., 2010).

8Les biens exonérés de taxe foncière sur les propriétés bâties sont exclus de la base d’imposition de la CFE. Les centrales solaires au sol et les éoliennes sont dans cette situation. Les panneaux photovoltaïques, les mâts et les pales des éoliennes ne sont pas des ouvrages de maçonnerie et par conséquent l’application de la taxe foncière sur les propriétés bâties, et donc de la CFE, ne s’impose qu’aux seuls socles en béton sur lesquels sont fixés les panneaux solaires ou les mâts des éoliennes (Sablière, 2014). Dans le cas des barrages hydroélectriques situés à la limite de plusieurs communes (c’est souvent le cas le long d’un cours d’eau), la base d’imposition est répartie entre les communes en fonction de l’emprise au sol des ouvrages de génie civil et des retenues d’eau (Bouvier, 2011). De façon générale, la CET ou la CFE frappe lourdement les ouvrages de génie civil conséquents comme les centrales thermiques et les barrages hydroélectriques et ce, d’autant plus que leur taille est importante.

9La loi de finances 2010 impose également la Cotisation sur la Valeur Ajoutée des Entreprises (CVAE) «aux personnes physiques et morales exerçant une activité professionnelle non salariée à titre habituel au 1er janvier de l’année d’imposition, imposables à la CFE et réalisant un chiffre d’affaires supérieur à 152 000 euros». La totalité de la CVAE est reversée aux collectivités ; elle se répartit actuellement entre les communes ou les EPCI (26.5 %), les départements (48.5 %) et les régions (25 %). Cependant, en raison de l’application d’un dégrèvement, seules les personnes réalisant un chiffre d’affaires supérieur à 500 000 euros sont assujetties à la CVAE. Le dégrèvement est compensé par l’Etat. Le montant de cette cotisation est égal à une fraction (1,5 %) de la valeur ajoutée produite par les entreprises. Il ne peut être inférieur à 250 euros pour les entreprises au chiffre d’affaires supérieur à 500 000 euros (Lang et al., 2010). Par ailleurs si l’entreprise redevable de la CVAE possède plusieurs établissements répartis dans des territoires différents, le calcul de la CVAE s’effectue sur le chiffre d’affaires du groupe et le montant de l’impôt est partagé au prorata de la taille des établissements en effectifs salariés. C’est particulièrement le cas des barrages exploités par EDF (Sablière, 2014).

10Les installations de production d’énergie renouvelable comme les parcs éoliens et les centrales solaires au sol sont très faiblement affectées par ces deux impôts (CFE et CVAE) pour deux raisons : l’absence d’ouvrages d’art les met à l’abri des impôts fonciers et le calcul de la CVAE basé sur le montant du chiffre d’affaires leur est favorable. Les installations solaires et éoliennes sont en effet souvent exploitées par des sociétés dédiées uniques (société à actions simplifiées (SAS) ou société à responsabilité limitée (SARL)). La gestion d’une installation de production d’énergie renouvelable par une société unique permet de réduire le chiffre d’affaires et de diminuer le montant de la CVAE. Les grands groupes procèdent aussi à une optimisation fiscale par la création de filiales et de sociétés à actions simplifiées, évitant ainsi les effets de la progressivité de la CVAE selon le chiffre d’affaires.

11La réforme de la taxe professionnelle (2010) dont l’objectif était d’améliorer la compétitivité et de diminuer la pression fiscale sur les entreprises a eu de ce fait les effets escomptés dans le secteur des énergies renouvelables ; elle a été favorable au développement du solaire et de l’éolien (CPO, 2014a). Mais comme l’association AMORCE l’a relevé en 2012, ce bénéfice pour les entreprises a pu se traduire par un manque à gagner pour les collectivités et par une réduction de leur autonomie fiscale (AMORCE, 2012 ; CPO, 2014b). La réforme de la taxe professionnelle a eu en effet comme incidence une baisse du coût de la fiscalité locale des entreprises de 15 % en euros courants entre 2009 et 2012 (CPO, 2013).

12Pour limiter le gain correspondant à la suppression de la taxe professionnelle au profit des activités non délocalisables (énergie, télécoms, transport ferroviaire) (Dubois, 2013), éviter l’effet d’aubaine dont auraient bénéficié ces entreprises, mais aussi pour maintenir au profit des collectivités territoriales, une forme d’incitation financière à l’accueil d’installations potentiellement génératrices d’externalités négatives (CPO, 2013), le Code Général des Impôts prévoit un Impôt Forfaitaire sur les Entreprises de Réseau, l’IFER. Cet impôt ne dépend pas de taux votés à l’échelon local. Celui-ci est fixé forfaitairement par l’Etat et revalorisé chaque année (+ 0.9 % en 2015). L’IFER s’applique à certaines catégories de biens et se décline en neuf composantes (Fig. 1). Si la CFE est fonction de la taille des entreprises, l’IFER dépend quant à lui de leur puissance. Les unités de production d’énergie renouvelable (solaire, éolien et hydroélectricité) d’une puissance supérieure à 100 kW et les unités de production d’origine nucléaire et thermique supérieure à 50 MW sont en effet imposables. Un forfait en euros par kilowatt de puissance installée et par type de production est appliqué. La répartition de l’IFER entre niveaux de collectivités territoriales et EPCI diffère selon la source d’énergie et la nature du régime fiscal des EPCI (fiscalité additionnelle FA ou fiscalité professionnelle unique FPU) (Fig. 2).

13La constitution de la ressource fiscale énergétique dépend donc de trois facteurs essentiels : la nature du régime fiscal des groupements de communes, le type de ressource énergétique et la capacité de l’infrastructure. La nature du régime fiscal des Etablissements Publics de Coopération Intercommunale (EPCI) implique des modalités différentes de perception et de partage des impôts locaux entre l’intercommunalité et ses communes-membres. Dans la mesure où ces modalités d’imposition fiscale ont des impacts notables sur la répartition du produit fiscal, notre analyse fera une distinction systématique selon le régime fiscal de l’intercommunalité.

Figure 1 : Les neufs composantes de l’IFER

imposition sur les éoliennes et hydroliennes

imposition sur les installations de production d’électricité d’origine nucléaire ou thermique à flamme

imposition sur les centrales de production d’électricité d’origine photovoltaïque ou hydraulique

imposition sur les transformateurs électriques

imposition sur les stations radioélectriques

imposition sur les installations gazières et sur les canalisations de transport de gaz naturel, d’autres hydrocarbures et de produits chimiques

imposition sur le matériel ferroviaire roulant utilisé sur le réseau ferré national pour les opérations de transport de voyageurs

imposition sur certains matériels roulants utilisés sur les lignes de transport en commun de voyageurs en Île-de-France

imposition sur les répartiteurs principaux de la boucle locale cuivre et certains équipements de commutation téléphonique

Source : Code Général des Impôts.

Figure 2 : Montant forfaitaire et territorialité de l’IFER au 1er janvier 2015

Production

Forfait en euros/kW

Commune

EPCI

Département

Eolienne

7,27

si FA : 20 %

si FPU : 0 %

si FA : 50 %

si FPU : 70 %

30 %

Hydrolienne

7,27

si FA : 50 %

si FPU : 0 %

si FA : 0 %

si FPU : 50 %

50 %

Solaire photovoltaïque

7,27

si FA : 50 %

si FPU : 0 %

si FA : 0 %

si FPU : 50 %

50 %

Hydroélectricité

3,003

si FA : 50 %

si FPU : 0 %

si FA : 0 %

si FPU : 50 %

50 %

Nucléaire et thermique à flamme

3,003

si FA : 50 %

si FPU : 0 %

si FA : 0 %

si FPU : 50 %

50 %

FA : fiscalité additionnelle, les communes et leur groupement perçoivent les quatre taxes directes : Taxe d’Habitation, Taxe Foncière sur les Propriétés Bâties, Taxe Foncière sur les Propriétés Non Bâties et Cotisation Economique Territoriale.
FPU : fiscalité professionnelle unique, seul le groupement perçoit l’impôt économique.

Source : DGFIP.

Infrastructures de production d’énergie renouvelable, des retombées fiscales limitées

14Pour les productions récentes d’énergie renouvelable (solaire, éolien, petite hydroélectricité), la taxe IFER est l’impôt qui pèse le plus. La valeur des contributions peut être dans certains cas cinq fois plus élevée que celle perçue au titre de la CVAE. Ainsi par exemple, un parc solaire EDF EN1 mis en service avant le moratoire2 de décembre 2010 avec un tarif d’achat d’environ 0,30 euros le kWh et d’une puissance de 5 MW ayant produit environ 7 800 MWh en 2013 aura généré environ 885 000 euros de valeur ajoutée3. A la fin de l’exercice 2013, l’EPCI à fiscalité professionnelle unique où il se situe aura perçu une part de la taxe IFER correspondant à 18 175 euros4 et une part de CVAE correspondant à 3 517 euros5.

15La comparaison entre des situations types montre bien à la fois le poids de la production énergétique dans les finances de certaines collectivités et les écarts considérables de retombées fiscales entre types de production. Il faudrait 26 parcs éoliens de 10 MW (soit entre 200 et 300 éoliennes d’une puissance d’environ 1 MW) sur le territoire d’un EPCI pour générer une taxe IFER d’un montant équivalent à celui dû à la présence d’une centrale thermique (Fig. 3). De ce point de vue, il peut paraître plus rentable pour un EPCI d’avoir sur son territoire une centrale thermique ou un grand barrage hydroélectrique plutôt que d’autres types d’infrastructures de production énergétique. Mais cela serait sans compter les externalités négatives liées à ces modes de production. L’actualité récente sur le nucléaire (Fukushima) ou même sur les barrages (Sivens) rappelle bien les questions d’acceptabilité sociale que soulève ce type d’infrastructure. Par ailleurs, en unité de puissance installée, les parcs éoliens et les centrales solaires sont davantage taxés. Cela peut sembler être un élément dissuasif pour leur implantation. Mais cet effet est en réalité largement compensé par le faible niveau d’imposition des taxes foncières appliquées à ces installations. Autre argument qui joue en leur faveur : le niveau d’imposition des taxes foncières est par ailleurs beaucoup plus élevé pour les centrales thermiques et les barrages.

16Le rapport entre les retombées d’IFER des énergies renouvelables et le produit de fonctionnement des EPCI montre bien que la fiscalité liée à ces infrastructures a peu d’impact sur les budgets des collectivités (Fig. 3). Si l’un des objectifs de l’IFER était, comme nous l’avons précédemment dit, de maintenir une forme d’incitation financière à l’accueil d’installations génératrices d’externalités négatives, notamment dans le cas des éoliennes à l’origine de nombreux conflits liés à leur impact paysager (Nadaï, Labussière, 2010), ces observations interrogent sur la capacité réelle du volet fiscal à favoriser l’acceptabilité sociale de ce type d’infrastructure.

Figure 3 : Taxe IFER et type d’installation de production énergétique en région PACA

Exemples d’installation

Puissance installée en MW

Montant de l’IFER au profit de l’EPCI à FPU en euros

Part de l’IFER dans le produit de fonctionnement

Population de l’EPCI

Montant de l’IFER en euros/habitant

Montant de l’IFER en euros/MW

Centrale thermique de Martigues (13)

900

1 351 350

3,8 %

71 346

13,5

1 501

Barrage André Blondel de Bollène (84)

350

525 525

6 %

24 535

21

1 501

Parc éolien du port autonome de Marseille (13)

10

50 890

0,02 %

99 599

0,51

5 089

Centrale solaire d’Esparron du Verdon (04)

8

29 080

0,07 %

62 198

0,47

3 635

Sources : Installations et puissances inventoriées par l’auteur ; IFER calculé par l’auteur ; produit de fonctionnement : (DGFIP) ; population : (INSEE).

Retombées fiscales des énergies renouvelables, effets d’aubaine et limitation des perspectives de développement local

17Nous posons la question des bénéfices financiers potentiels au profit des collectivités territoriales et EPCI générés par les retombées fiscales d’un possible déploiement des énergies renouvelables (EnR) en région Provence-Alpes-Côte d’Azur. Cette région marquée à la fois par la présence d’opérateurs historiques de l’hydroélectricité comme Electricité De France (EDF) et la Compagnie Nationale du Rhône (CNR) ainsi que par un développement rapide de l’énergie solaire au cours des dix dernières années (Dubois et Thomann, 2012 ; Duruisseau, 2015) est un terrain propice à l’analyse de la fiscalité de l’énergie.

  • 6 Les données quantifiées de potentiel sont déterminées après avoir intégré les contraintes de raccor (...)

18L’analyse proposée s’appuie sur un inventaire des puissances installées en région PACA en 2014 et sur des mesures de puissances énergétiques potentielles6 pour les centrales solaires au sol, l’éolien et la petite hydroélectricité (ADEME, 2005, 2009 et 2010). Grâce à ces données, peu connues et peu diffusées et construites pour les besoins de l’argumentaire, il est possible d’estimer et de cartographier les montants des taxes IFER correspondants et les montants de la CVAE liés aux centrales solaires au sol (Fig. 4).

Figure 4 : Sources et mesures

Puissances installées en 2014 (hydroélectricité, solaire, éolien)

Recensées par l’auteur à partir de différentes sources : DREAL PACA, communiqués de presse des industriels, EDF, CNR, GDF-Suez (Engie), Solaire Direct…, vérification par image satellite.

Puissances potentielles

Issues des études de l’ADEME, Région PACA, DREAL PACA

Montants de l’IFER

Calculés par l’auteur à partir de la définition de la DGFIP

Montants de la CVAE «solaire»

Calculés par l’auteur à partir de la définition de la DGFIP et des bilans des entreprises après vérification en fonction du tarif d’achat à la date de mise en service.

Un effet d’aubaine pour les territoires de l’arrière-pays provençal

19Les montants actuels de la taxe IFER pour l’hydroélectricité, le solaire au sol et l’éolien illustrent le niveau élevé de richesse fiscale de certaines communes ou EPCI lié à la présence d’opérateurs énergétiques historiques comme EDF ou la CNR. Les grands barrages hydroélectriques contribuent dans certains cas à plus de 20 % du produit de fonctionnement des territoires concernés. Le montant de l’IFER par habitant là où turbine un barrage peut atteindre près de 1 400 euros, la moyenne du produit de fonctionnement par habitant dans les EPCI de la région PACA étant de 680 euros. Cependant le développement récent du solaire a permis à d’autres communes ou EPCI d’augmenter leurs ressources financières. Les retombées de l’IFER résultant de la présence de centrales solaires peuvent atteindre des valeurs comparables à celles des territoires de grands barrages hydroélectriques. Certaines atteignent la moyenne de l’IFER issu de l’hydroélectricité, soit 200 000 euros annuels. On le constate pour des collectivités des Alpes-de-Haute-Provence qui ont accueilli des projets solaires d’envergure industrielle entre 2008 et 2010 (Fig.5).

20Par ailleurs, le régime fiscal choisi par les EPCI est un facteur particulier de distribution des retombées fiscales. En effet, le poids de l’activité énergétique dans les budgets locaux des communes appartenant à un EPCI à fiscalité additionnelle est très important. Les communes concernées sont presque en totalité des petites communes d’arrière-pays. Si les localités des espaces urbanisés ont un régime à fiscalité unique qui garantit de plein droit la perception de l’IFER par les EPCI, les communes d’arrière-pays qui ont un régime à fiscalité additionnelle ont une garantie de ressources fiscales lorsqu’une infrastructure de production pérenne est présente sur leur territoire. Cela s’observe dans le cas des barrages alpins EDF dont l’IFER représente plus de 50 % des budgets des communes (appartenant à un EPCI à fiscalité additionnelle). Mais ces cas sont extrêmement rares.

Figure 5 : Montant de l’IFER lié aux productions solaire, éolienne et hydroélectrique en région PACA au profit des EPCI en 2014.

Figure 5 : Montant de l’IFER lié aux productions solaire, éolienne et hydroélectrique en région PACA au profit des EPCI en 2014.

Source : Produits de fonctionnement : DGFIP ; IFER calculé par l’auteur

21L’exploitation des potentiels en solaire au sol, en éolien terrestre et en petite hydroélectricité augmenterait par conséquent le montant de l’IFER. Un développement des potentiels EnR identifiés se traduirait par une diffusion des retombées d’IFER à partir des espaces déjà bénéficiaires de cet impôt. Les potentiels solaires et éoliens contribuent largement à cette redistribution. Ces nouvelles recettes peuvent atteindre plusieurs centaines de milliers d’euros. De telles ressources représentent une somme importante pour des territoires d’arrière-pays où les activités économiques sont peu développées. Cependant le gain potentiel le plus important (près de 700 000 euros) concerne un EPCI parmi les plus riches, le pays d’Aix (13), tout en représentant moins de 1 % de son produit de fonctionnement. Il faut donc raison garder et relativiser l’impact de ces nouvelles ressources fiscales sur les budgets locaux.

22Si les retombées fiscales liées au solaire et à l’hydroélectricité sont partagées en deux parts égales, soit entre les EPCI à fiscalité unique et les départements, soit entre les communes appartenant un EPCI à fiscalité additionnelle et les départements (Fig. 2), les retombées liées au déploiement des potentiels éoliens modifieraient en revanche leur répartition. En effet, dans le cas des communes appartenant à un EPCI à fiscalité additionnelle, les 70 % de la taxe IFER accordés de plein droit dans le cas des EPCI à fiscalité unique, sont dans ce cas partagés entre la commune concernée (20 %) et son EPCI à fiscalité additionnelle de rattachement (50 %). L’exploitation des potentiels éoliens dans les EPCI à fiscalité additionnelle du centre nord de la région leur permettrait d’augmenter leur produit de fonctionnement d’entre 3 % et 10 % grâce à l’IFER, et dans le même temps d’augmenter le produit de fonctionnement d’une partie des communes qui les composent de plus de 10 %, cela grâce aux mêmes infrastructures. Une situation identique est observable dans l’arrière-pays des Alpes-Maritimes.

  • 7 Article 1379-0 bis V du code général des impôts.

23De toute évidence, des valeurs potentielles faibles d’IFER sont en mesure d’avoir un impact important sur les finances locales des collectivités ou EPCI qui ont un budget limité ; à l’inverse des potentiels importants ont peu d’impact pour des collectivités au budget conséquent. Certains montants d’IFER sont toutefois suffisamment élevés pour permettre une augmentation du produit de fonctionnement des EPCI supérieure à 1 % comme dans la vallée du Rhône. Le mode de répartition de l’IFER liée à l’éolien entre les échelons communaux et intercommunaux interroge sur l’intérêt pour les EPCI à fiscalité additionnelle de percevoir cet impôt au niveau du groupement ou bien de laisser les communes membres en bénéficier. En effet, dans les territoires ruraux, les montants d’IFER peuvent être très importants au regard des budgets des Communautés. Un transfert de cet impôt au niveau du groupement de communes pourrait en augmenter le produit de fonctionnement dans une perspective de solidarité territoriale. Le Code Général des Impôts donne aux EPCI à fiscalité additionnelle, sur délibérations concordantes, la possibilité de se substituer aux communes membres pour la perception de l’une, de plusieurs ou de l’ensemble des composantes de l’IFER7. Dans cette hypothèse, de nouveaux EPCI qui ne perçoivent pas d’IFER aujourd’hui pourraient en bénéficier, essentiellement grâce aux parts d’IFER potentiel solaire et hydroélectrique. Certains d’entre eux pourraient ainsi augmenter leur produit de fonctionnement de plus de 3 % pour les uns, jusqu’à plus de 15 % pour d’autres.

24Les retombées fiscales à envisager amènent à différencier clairement deux types d’espaces.

25Dans les espaces densément peuplés, voire métropolisés (Aix-Marseille et vallée du Rhône), où les recettes fiscales sont variées en raison d’une urbanisation et d’une activité économique importantes, le développement potentiel des EnR représente une diversification et un élargissement de l’assiette fiscale. Dans ce cas, les nouvelles ressources générées par les installations de production d’énergie renouvelable ne représentent qu’une part très limitée des budgets locaux. Elles peuvent alors être considérées comme un moyen de sécurisation des finances locales, sans pour autant bouleverser considérablement la gestion des territoires concernés et représenter un apport de richesse important.

26En revanche, dans les espaces périphériques, en particulier dans les arrière-pays provençaux, ces retombées fiscales potentielles sont en grande partie captées dans des espaces déjà producteurs et donc déjà bénéficiaires de ce type de ressource, particulièrement dans la vallée de la Durance. Cela signifie que les sites les plus favorables pour une production d’EnR ne sont pas encore tous exploités, et surtout que certaines collectivités ou EPCI sont dotés d’une ressource latente supplémentaire pouvant augmenter leur niveau de richesse (Fig.6).

Figure 6 : Taxe IFER potentielle liée aux productions solaire, éolienne et hydroélectrique en région PACA au profit des EPCI.

Figure 6 : Taxe IFER potentielle liée aux productions solaire, éolienne et hydroélectrique en région PACA au profit des EPCI.

Source : Produit de fonctionnement : DGFIP ; IFER calculé par l’auteur

27Le développement des EnR peut donc contribuer à une augmentation et à des modifications (institutionnelles ou territoriales) dans la répartition des ressources fiscales. Toutefois ces dynamiques concernent clairement les espaces d’arrière-pays. Les niveaux élevés de richesse fiscale liée à l’énergie sont très localisés en PACA. Ils se concentrent en amont de la vallée de la Durance, et de façon moins importante dans la vallée du Verdon et dans la vallée du Rhône. Ils sont fonction des capacités locales de production, du nombre d’habitants et de l’absence d’activités économiques fortement imposables. Moins il y a d’habitants et d’activités économiques, plus les apports de richesse fiscale liée à la production énergétique sont élevés. Mais il ne s’agit pas que d’un simple effet algébrique qui pourrait être vrai pour toute autre activité qui s’implanterait, quoi qu’elle produise, car ces surplus de richesse fiscale trouvent naissance dans des espaces peu attractifs pour d’autres types d’activités. En cela, les retombées fiscales des énergies renouvelables constituent un effet d’aubaine qui peut sécuriser les finances locales des territoires d’arrière-pays, mais sans pour autant accroître considérablement leurs chances de développement.

Dépendance aux conjonctures économique et politique

28Si l’IFER demeure la taxe la plus conséquente, les producteurs d’énergie renouvelable sont également redevables de la Cotisation Foncière des Entreprise (CFE) et de la Cotisation sur la Valeur Ajoutée des Entreprises (CVAE). Une estimation de la CFE est difficilement réalisable en raison de l’impossibilité d’accès à la valeur locative des terrains nécessaire à son calcul. Cependant, son montant reste minime dans le cas du solaire et de l’éolien pour lesquels peu de biens sont imposables à ce titre (cf. supra). En revanche, il est possible d’estimer la valeur de la CVAE qui revient aux communes ou aux intercommunalités pour les centrales solaires au sol. Dans un souci d’optimisation, la stratégie des opérateurs dans ce domaine est généralement de déclarer une entreprise dédiée pour chaque installation. Il est alors possible de rechercher le chiffre d’affaires et les charges d’exploitation de ces entreprises8 de façon à pouvoir ensuite calculer leur valeur ajoutée et estimer ensuite un montant de CVAE (1,5 % de la valeur ajoutée). 26,5 % de ce montant revient aux communes ou aux EPCI. Dans le cas où les EPCI ont opté pour un régime à fiscalité professionnelle unique, ils perçoivent la totalité de cette part de CVAE. Mais dans le cas où les EPCI sont à fiscalité additionnelle, la part est répartie entre l’EPCI et ses communes membres.

29Les montants de CVAE sont sans commune mesure avec ceux générés par l’IFER. Cela s’explique à la fois par la faible part de la CVAE qui revient au bloc communal (26,5 %), mais aussi par la chute du tarif d’achat de l’électricité suite au moratoire et au décret du 9 décembre 2010. Le tarif d’achat de l’électricité détermine en effet le chiffre d’affaires des entreprises exploitantes des sites de production. Le montant de la CVAE des installations raccordées au réseau après le moratoire et, a priori, celui des installations futures pèsent ainsi bien moins dans le bilan des retombées fiscales (Fig. 7).

30Dans ces conditions, il apparaît évident que seuls les projets d’énergie renouvelable d’envergure industrielle sont susceptibles de représenter des bénéfices fiscaux importants pour les collectivités locales, sous réserve que les futurs tarifs d’achat garantissent aux projets à venir des conditions de rentabilité. Les collectivités et les retombées sont donc tributaires de décisions tarifaires qui leur échappent.

Figure 7 : IFER et CVAE «solaire» : deux poids, deux mesures

  • 9 Pour 1200 heures de production (moyenne en PACA) : (1MW*1200)*(7270/2)
  • 10 Pour 1200 heures de production, un tarif d’achat de 30 cents le kWH (moyenne avant le moratoire), u (...)
  • 11 Pour 1200 heures de production, un tarif d’achat actuel de 7.36 cents le kWH, une valeur ajoutée d’ (...)

Pour 1 MW installé de solaire au sol

IFER au profit de la commune ou de l’intercommunalité concernée

3 635 euros9

CVAE au profit de la commune ou de l’intercommunalité concernée avant le moratoire

Environ 700 euros10

CVAE au profit de la commune ou de l’intercommunalité concernée depuis le moratoire

Environ 175 euros11

  • 12 le tarif d’achat est défini à la date de mise en service de la centrale et reste identique pendant (...)

IFER «solaire» 2014 en euros

CVAE «solaire» 2014 en euros

Maximum

EPCI «Moyenne Durance»

285 345

56 910

(Tarif d’achat antérieur au moratoire)12

Moyenne régionale

56 348

9 107

IFER «solaire» potentiel en euros

CVAE «solaire» potentielle en euros

Maximum

EPCI

«la Dracénoise»

422 092

24 459

(Tarif d’achat actuel)

Moyenne régionale

115 356

1 397

Source : Calculé par l’auteur

  • 13 Loi n° 2015-991 du 7 août 2015 portant la nouvelle organisation territoriale de la République
  • 14 Seule la CVAE du secteur solaire a été prise en compte dans les calculs.

31Par ailleurs, dans le cadre des réformes territoriales prévues dans la loi NOTRe13 et de la suppression progressive des départements, comment vont être réparties la part d’IFER et la part de CVAE dont bénéficient actuellement les départements ? Si l’objectif de la mobilisation des finances publiques locales est bien de contribuer à garantir un bon niveau de services publics de proximité, les communes et leurs groupements devraient se positionner rapidement sur cette question. Les départements sont en effet également bénéficiaires des retombées fiscales liées à la production d’énergie (Fig. 2). Les modalités actuelles du partage de l’impôt ne sont sans doute pas étrangères aux prises d’initiative des départements pour développer les énergies renouvelables dans leurs territoires, à l’instar du département des Alpes-de-Haute-Provence. Celui-ci a mis en place une action publique spécifique au secteur du photovoltaïque au sol qui a été un levier fort pour le développement de cette filière. Au niveau départemental, le montant de la CVAE est beaucoup plus élevé qu’au niveau des intercommunalités. Il est estimé à plus de 213 000 euros pour le secteur du solaire au sol en 2014 au profit des Alpes-de-Haute-Provence, soit 34 % du montant de l’IFER correspondant. Un développement des potentiels doublerait, au moins14, le montant des retombées fiscales liées à l’énergie dans trois départements sur six (Bouches-du-Rhône, Hautes-Alpes et Alpes-Maritimes). Les retombées pour le Vaucluse augmenteraient de moitié et celles des Alpes-de-Haute-Provence du quart, alors que celles du Var seraient multipliées par quatre. Les recettes fiscales supplémentaires les plus élevées profiteraient aux Bouches-du-Rhône, soit 1,08 millions d’euros, et près de 1 million d’euros au Var. Cependant, c’est dans les Alpes-de-Haute-Provence et les Hautes-Alpes que l’impact sur les budgets serait le plus sensible. Le produit de fonctionnement de ces deux départements augmenterait respectivement de 0,42 % et 0,35 % (Fig. 8). Mais toutes choses égales par ailleurs, ces montants restent extrêmement faibles au regard du produit de fonctionnement de ces collectivités qui atteignent plusieurs centaines de millions d’euros, et même plus de deux milliards pour le département des Bouches-du-Rhône. Ces observations interrogent quant à la possibilité de transférer l’ensemble des impositions issues des énergies renouvelables vers les EPCI, au regard du faible impact qu’elles peuvent avoir sur les budgets des départements.

Figure 8 : Retombées fiscales actuelles et envisageables liées à la production d’énergie au profit des départements

Figure 8 : Retombées fiscales actuelles et envisageables liées à la production d’énergie au profit des départements

L’adjectif «potentiel» est à interpréter dans le sens de «possible» ou «envisageable». 

Source : Produit de fonctionnement : DGFIP ; IFER et CVAE calculés par l’auteur.

Entre opportunités et perspectives limitées de développement local

32L’analyse de la fiscalité locale des énergies renouvelables en région PACA montre une contradiction entre un possible renforcement parfois important des recettes fiscales et une certaine fragilité liée au manque de diversification de l’assiette fiscale. Dans les espaces où le tissu économique est fragile ou peu développé, de nouvelles taxes représentent une opportunité certaine pour l’amélioration de la gestion publique locale, mais accroissent dans le même temps une forme de dépendance fiscale à une «mono-activité» peu territorialisée, et sur laquelle les élus locaux ont très peu de pouvoir en termes de fiscalité directe. Nous avons vu que les retombées les plus élevées sont dues à l’IFER. Or son montant est fixé par décret de l’Etat. Les élus locaux n’ont aucune marge de manœuvre pour moduler cet impôt. Le montant de la CVAE résulte par ailleurs de la législation nationale liée au tarif d’achat de l’électricité dont dépend directement le chiffre d’affaires des installations de production. En réalité la seule marge de manœuvre des élus locaux en terme de fiscalité sur les installations d’EnR se situe dans les taux votés pour les impôts fonciers, et nous avons vu que les productions solaire et éolienne sont très faiblement impactées par ces taxes voire, pour certaines, exonérées. Ce manque de gouvernabilité de la fiscalité locale des énergies renouvelables représente bien une limite pour encourager les élus locaux à accueillir ce type d’infrastructure sur leur territoire. Cela introduit de l’incertitude dans les visions de long terme. Cependant, tant que l’Etat garantit l’existence de l’IFER, les collectivités ou EPCI bénéficiaires pourraient, dans l’hypothèse d’un développement des énergies renouvelables, accroître leurs capacités d’investissement public dans des espaces jusqu’alors en retrait du dynamisme régional. Mais du fait du principe de non affectation des recettes des collectivités territoriales, rien ne garantit que les recettes fiscales liées aux EnR sont et seront réinvesties dans des projets de développement local, voire même qu’elles appuient des opérations à forte dimension environnementale ou en lien avec une mise en œuvre de la transition énergétique (rénovations thermiques, photovoltaïque toiture, etc.). Ces recettes peuvent aussi être absorbées par la gestion courante, par le remboursement de la dette ou par des investissements qui n’ont rien de durable. La question de l’affectation des recettes à des initiatives en faveur du développement local est une question politique qui dépend avant tout du choix des élus et des priorités budgétaires qu’ils définissent avec leurs assemblées délibérantes.

33Par ailleurs, des expériences récentes (cf. supra) montrent que les infrastructures de production d’énergie renouvelable constituent un élément moteur de développement local, si une mobilisation totale et coordonnée des acteurs locaux pour valoriser ces ressources s’effectue (Nadaï et al., 2015). Il s’agit dans ce cas d’intégrer ces infrastructures dans le cadre de véritables projets de territoires. Cela nécessite toutefois des capacités financières d’investissements importantes, des compétences techniques particulières et des volontés d’innovation sociale locale (Schneider, 2010). C’est pourquoi ces expériences sont encore marginales, limitées à des situations particulières. Ce type de dynamique s’observe dans des territoires dont l’histoire et le contexte économique et socio-spatial favorisent l’émergence d’une mobilisation collective (reconversion de bassins miniers dans le cas de Loos-en-Gohelle, redynamisation d’une coopérative agricole en perdition dans le cas de Figeac, réactivation de la régie locale d’électricité dans un contexte de libéralisation du marché pour la commune de Montdidier) (Nadaï et al., 2015). Jusqu’à présent, aucune expérience de ce type n’a été menée en région PACA. En outre, si ce type d’expérience permet de remobiliser un territoire autour d’un projet collectif, cela ne garantit pas pour autant que les perspectives de développement économique local s’en trouvent réellement augmentées. Le développement local se manifeste en effet en grande partie par la création d’emplois, ce que ne font pas vraiment les nouvelles activités productrices d’énergie renouvelable, particulièrement le solaire au sol et l’éolien dont les infrastructures, une fois mises en service, ne nécessitent pas la présence continue d’une main d’œuvre importante.

Conclusion

34L’analyse de la fiscalité locale de l’énergie révèle une situation particulière des collectivités territoriales et EPCI situés en zones rurales, entre opportunités financières nouvelles et dépendance à la conjoncture économique et politique. En région PACA, les communes, EPCI et départements d’arrière-pays sont les bénéficiaires privilégiés des retombées fiscales liées à la production d’énergie car ils offrent à la fois les meilleures conditions physiques pour produire de l’énergie renouvelable et des surfaces foncières disponibles et à faible valeur locative. Si le montant des retombées fiscales semble parfois dérisoire au regard des budgets des grandes métropoles, il peut être important par rapport aux budgets des collectivités et EPCI des territoires ruraux. Cependant, même si un développement d’infrastructures de production d’énergie dans ces espaces représente un bénéfice financier, il n’en représente pas nécessairement pour autant un élément directement moteur de développement local. Il peut néanmoins en être le carburant. La législation fiscale de l’énergie donne peu de visibilité à ces collectivités en les soumettant fortement à la conjoncture politique nationale et en réduisant leur marge de manœuvre en termes de fiscalité dynamique.

35Par ailleurs, certaines collectivités cherchent à tirer directement profit des ressources renouvelables dans une démarche de projet de territoire, encouragée dans le cadre du projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte. Au-delà de l’analyse de la fiscalité locale de l’énergie, on est amené à s’interroger sur la capacité des élus locaux à s’impliquer dans ce type de démarche de projet qui nécessite investissements publics, compétences techniques et mobilisation active, dans la mesure où subsiste la possibilité d’augmenter le niveau de richesse de leur collectivité sans investissement particulier de leur part si ce n’est d’accepter de nouvelles infrastructures de production sur leur territoire.

36Cet article révèle enfin plus généralement ce qu’on peut qualifier de dilemme de l’intérêt général. Les élus locaux se trouvent à la fois face à des injonctions en termes de développement durable contenues dans les lois Grenelle et de la transition énergétique, et face à des enjeux de développement économique de leurs territoires qui semblent pour l’instant difficilement trouver une réponse dans la «croissance verte». Les EnR ne sont pas mécaniquement un facteur de croissance. Les territoires qui ont des expériences abouties de projet territorial basé sur le développement des EnR témoignent par ailleurs de capacités d’ingénierie, de coordination politique ou d’expériences passées en matière de portage des EnR qui résultent de processus longs et complexes difficiles à reproduire et à généraliser.

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Notes

1 Nous prenons dans ce calcul l’exemple de la centrale photovoltaïque SFP EDF EN située à Sainte Tulle (04), lieu-dit « les Grenouillères ».

2 Décret n° 2010-1510 du 9 décembre 2010 suspendant l'obligation d'achat de l'électricité produite par certaines installations utilisant l'énergie radiative du soleil. Suite à ce décret qui a suspendu le rachat pendant trois mois, le tarif d’achat a été d’abord divisé par trois puis n’a cessé de diminuer. Il était en 2014 de 73,6 euros le MWh.

3 Source : http://www.verif.com/bilans-gratuits/CENTRALE-PHOT-SFP-EDF-STE-TULLE-504330713/

Valeur ajoutée = chiffre d’affaires – charges d’exploitation.

4 Soit 5000 kW * (7,27/2).

5 Soit (885 000 * 1,5 %) * 26,5 %.

6 Les données quantifiées de potentiel sont déterminées après avoir intégré les contraintes de raccordement au réseau, les enjeux paysagers et patrimoniaux, des études de faisabilité. Voir http://oreca.regionpaca.fr/

7 Article 1379-0 bis V du code général des impôts.

8 Plusieurs sites en ligne permettent de consulter les bilans des entreprises (http://www.verif.com/ , http://fr.kompass.com/ , http://www.societe.com/ , https://www.infogreffe.fr/ ).

9 Pour 1200 heures de production (moyenne en PACA) : (1MW*1200)*(7270/2)

10 Pour 1200 heures de production, un tarif d’achat de 30 cents le kWH (moyenne avant le moratoire), une valeur ajoutée d’environ 50 % du CA : (((1MW*1200*300)*50 %)*1.5 %)*26.5 %

11 Pour 1200 heures de production, un tarif d’achat actuel de 7.36 cents le kWH, une valeur ajoutée d’environ 50 % du CA : (((1MW*1200*73.6)*50 %)*1.5 %)*26.5 %

12 le tarif d’achat est défini à la date de mise en service de la centrale et reste identique pendant toute la durée du contrat.

13 Loi n° 2015-991 du 7 août 2015 portant la nouvelle organisation territoriale de la République

14 Seule la CVAE du secteur solaire a été prise en compte dans les calculs.

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Table des illustrations

Titre Figure 5 : Montant de l’IFER lié aux productions solaire, éolienne et hydroélectrique en région PACA au profit des EPCI en 2014.
Crédits Source : Produits de fonctionnement : DGFIP ; IFER calculé par l’auteur
URL http://cybergeo.revues.org/docannexe/image/27488/img-1.png
Fichier image/png, 135k
Titre Figure 6 : Taxe IFER potentielle liée aux productions solaire, éolienne et hydroélectrique en région PACA au profit des EPCI.
Crédits Source : Produit de fonctionnement : DGFIP ; IFER calculé par l’auteur
URL http://cybergeo.revues.org/docannexe/image/27488/img-2.png
Fichier image/png, 93k
Titre Figure 8 : Retombées fiscales actuelles et envisageables liées à la production d’énergie au profit des départements
Légende L’adjectif «potentiel» est à interpréter dans le sens de «possible» ou «envisageable». 
Crédits Source : Produit de fonctionnement : DGFIP ; IFER et CVAE calculés par l’auteur.
URL http://cybergeo.revues.org/docannexe/image/27488/img-3.png
Fichier image/png, 32k
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Pour citer cet article

Référence électronique

Maximin Chabrol et Loïc Grasland, « Fiscalité locale des énergies renouvelables, un levier incertain de développement local (France) », Cybergeo : European Journal of Geography [En ligne], Espace, Société, Territoire, document 770, mis en ligne le 03 février 2016, consulté le 28 mai 2016. URL : http://cybergeo.revues.org/27488 ; DOI : 10.4000/cybergeo.27488

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Auteurs

Maximin Chabrol

Doctorant, UMR 7300 ESPACE, Université d’Avignon et des Pays de Vaucluse maximin.chabrol@alumni.univ-avignon.fr

Loïc Grasland

Professeur, UMR 7300 ESPACE, Université d’Avignon et des Pays de Vaucluse
loic.grasland@univ-avignon.fr

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Droits d’auteur

© CNRS-UMR Géographie-cités 8504

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