Auteur moral

France. Conseil des prélèvements obligatoires

Auteur secondaire

Résumé

"La hausse des prix du pétrole a remis la fiscalité de l'énergie au centre des préoccupations des Français. Conçue à l 'origine comme un instrument de rendement, cette fiscalité est peu adaptée à la prise en compte de considérations environnementales ou de lissage des fluctuations des prix. À court terme, le CPO recommande d'éviter d'utiliser la fiscalité comme un levier pour compenser l'augmentation du prix des énergies fossiles. À moyen terme, il préconise, en complément du déploiement des marchés carbone, de continuer son adaptation progressive pour éviter qu'elle n'induise des comportements qui ralentissent la décarbonation. Enfin, à long terme, la transition énergétique se traduira par une perte de recettes fiscales dont le financement devra être anticipé pour éviter un ressaut de la dette publique." Source CPO

Editeur

Conseil des prélèvements obligatoires

Descripteur Urbamet

énergie ;fiscalité ;taxe ;tarification

Descripteur écoplanete

marché du carbone

Thème

Énergie - Climat

Texte intégral

Rapport du Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ?2 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 1 Le Conseil des prélèvements obligatoires, une institution associée à la Cour des comptes Le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) est « chargé d?apprécier l?évolution et l?impact économique, social et budgétaire de l?ensemble des prélèvements obligatoires, ainsi que de formuler des recommandations sur toute question relative aux prélèvements obligatoires » (articles L.411-1 et suivants du code des juridictions financières (CJF)). Placé auprès de la Cour des comptes et présidé par le Premier Président de la Cour des comptes, le collège du CPO comporte seize membres, huit magistrats et hauts fonctionnaires et huit personnalités qualifiées choisies, à raison de leur expérience professionnelle, par les Présidents de l?Assemblée nationale, du Sénat et du Conseil économique, social et environnemental, ainsi que par les ministres chargés de l?économie et des finances, des affaires sociales et de l?intérieur (articles L. 411-4 et L. 411- 5 du CJF). Le président du CPO peut désigner, pour une durée d'un an, au plus quatre personnalités qualifiées, afin d'éclairer les délibérations du Conseil. Ces personnalités qualifiées assistent aux réunions du Conseil mais n'ont pas voix délibérative (article L. 411-8 du CJF). Situé, comme la Cour des comptes, à équidistance du Gouvernement et du Parlement, le CPO est un organisme pluridisciplinaire et prospectif qui contribue à l?élaboration de la doctrine et de l?expertise fiscales, grâce à l?indépendance de ses membres et à la qualité de ses travaux. Le CPO peut être chargé, à la demande du Premier ministre ou des commissions de l?Assemblée nationale et du Sénat chargées des finances et des affaires sociales, de réaliser des études relatives à toute question relevant de sa compétence. Il peut également être saisi pour avis, dans les mêmes conditions, en vue d'apprécier les incidences économiques, sociales, budgétaires et financières de toute modification de la législation ou de la réglementation en matière d'impositions de toutes natures ou de cotisations sociales (article L. 411-3 du CJF). L?organisation des travaux du Conseil des prélèvements obligatoires Le CPO est indépendant. A cette fin, les membres du Conseil « ne peuvent solliciter ou recevoir aucune instruction du Gouvernement ou de toute autre personne publique ou privée ». Le secret professionnel s?impose à eux (article L.411-12 du CJF). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 2 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le CPO est pluridisciplinaire dans sa composition et collégial dans son mode de délibération. Il entend en audition des représentants de la société civile et du monde économique. Afin d?assurer l?information du CPO, le directeur général du Trésor, le directeur de la législation fiscale, le directeur du budget, le directeur général des collectivités locales, le directeur de la sécurité sociale, le directeur général des entreprises et le directeur général de l?Agence centrale des organismes de sécurité sociale assistent, à la demande de son président, à ses réunions et s?y expriment, sans voix délibérative, ou s?y font représenter. L?élaboration des rapports et études du Conseil des prélèvements obligatoires Le CPO fait appel à des rapporteurs habilités, comme ses membres, à se faire communiquer tous documents, de quelque nature que ce soit (articles L. 411 8 et suivants du CJF). Pour l?exercice de leurs missions, les membres du CPO comme les rapporteurs ont libre accès aux services, établissements, institutions et organismes entrant dans leur champ de compétences. Ceux-ci sont tenus de leur prêter leur concours, de leur fournir toutes justifications et tous renseignements utiles à l?accomplissement de leurs missions. Les rapports et études sont rendus publics et sont consultables sur le site internet www.ccomptes.fr/CPO. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Les rapports du Conseil des prélèvements obligatoires Décembre 2025 Corriger les principales distorsions de l?imposition du patrimoine Septembre 2025 Tracer un cadre fiscal et social pluriannuel pour l?industrie française Octobre 2024 Conforter l?égalité des citoyens devant l?imposition des revenus Décembre 2023 Pour une fiscalité du logement plus cohérente Février 2023 La TVA : une taxe à recentrer sur son objectif de rendement pour les finances publiques Février 2022 Redistribution, innovation, lutte contre le changement climatique : trois enjeux fiscaux majeurs en sortie de crise sanitaire Septembre 2019 La fiscalité environnementale au défi de l?urgence climatique Janvier 2018 Les prélèvements obligatoires sur le capital des ménages Janvier 2017 Adapter l?impôt sur les sociétés à une économie ouverte Décembre 2015 La taxe sur la valeur ajoutée Janvier 2013 Les prélèvements obligatoires et les entreprises du secteur financier Février 2012 Prélèvements à la source et impôt sur le revenu Novembre 2011 L'activité du Conseil des prélèvements obligatoires pour les années 2006 à 2011 Mai 2010 La fiscalité locale Novembre 2008 La répartition des prélèvements obligatoires entre générations et la question de l'équité intergénérationnelle Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 4 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Mars 2008 Sens et limites de la comparaison des prélèvements obligatoires entre pays développés Mars 2008 Les prélèvements obligatoires des indépendants Mars 2007 La fraude aux prélèvements obligatoires et son contrôle Les études et avis à la demande du Parlement et du Gouvernement Octobre 2025 Faut-il rapprocher les assiettes de la contribution sociale généralisée et des cotisations sociales ? Juin 2023 Octobre 2022 Les différences d?imposition sur les bénéfices entre les PME et les grandes entreprises La fiscalité locale dans la perspective du Zéro artificialisation nette (ZAN) Septembre 2020 Adapter la fiscalité des entreprises à une économie mondiale numérisée Juillet 2018 Les taxes affectées : des instruments à mieux encadrer Février 2015 Impôt sur le revenu, CSG : quelles réformes ? Mai 2014 Fiscalité locale et entreprises Juillet 2013 La fiscalité affectée : constats, enjeux et réformes Mai 2011 Prélèvements obligatoires sur les ménages : progressivité et effets redistributifs Octobre 2010 Entreprises et « niches » fiscales et sociales ? Des dispositifs dérogatoires nombreux Octobre 2009 Les prélèvements obligatoires dans une économie globalisée Mars 2009 Le patrimoine des ménages Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Les notes du Conseil des prélèvements obligatoires Novembre 2025 Juillet 2025 Note n°13 ? Baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux en France ? Troisième édition 2025 Note n° 12 ? Les prévisions de recettes en Europe : quel rôle pour les institutions budgétaires indépendantes ? Juin 2025 Note n° 11 - Baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux en France ? Deuxième édition 2023 : analyses complémentaires Décembre 2024 Octobre 2024 Note n° 10 ? Rationaliser la fiscalité des jeux d?argent et de hasard Note n° 9 ? Vers un rapprochement des régimes fiscaux de la location meublée et de la location nue Septembre 2024 Note n° 8 ? Les impôts et taxes affectés Février 2024 Note n° 7 ? Baromètre des prélèvements obligatoires ? Seconde édition 2023 Septembre 2023 Juillet 2023 Juin 2023 Note n° 6 ? La TVA est-elle un impôt juste ? Note n° 5 - La fiscalité nutritionnelle Note n° 4 - Les enjeux de la TVA à l?ère du numérique Février 2022 Note n° 3 - Baromètre des prélèvements obligatoires en France ? Première édition 2021 Juillet 2021 Note n° 2 - Les enjeux pour la France des négociations à l?OCDE sur la taxation des bénéfices des multinationales Juillet 2021 Note n° 1 - Quel taux pour l?impôt sur les sociétés en France ? Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Les rapports du Conseil des impôts 2005 2004 2003 La fiscalité dérogatoire ? pour un réexamen des dépenses fiscales 2002 Les relations entre les contribuables et l?administration fiscale 2001 La taxe à la valeur ajoutée 2000 L?imposition des revenus 1999 La fiscalité des revenus de l?épargne 1998 L?imposition du patrimoine 1997 La taxe professionnelle 1994 Fiscalité et vie des entreprises 1992 La fiscalité de l?immobilier urbain 1990 L?impôt sur le revenu 1989 La fiscalité locale 1984 L?impôts sur le revenu 1983 La taxe sur la valeur ajoutée 1980 1979 1977 1974 1974 1972 L?imposition des bénéfices industriels et commerciaux L?impôt sur le revenu Application de l?article 5 de la loi d?orientation du commerce et de l?artisanat L?impôt sur le revenu Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 7 Le Conseil des prélèvements obligatoires est présidé par Mme Amélie de MONTCHALIN, Première présidente de la Cour des comptes. Il comprend : M. Patrick LEFAS, vice-président, suppléant le Premier président de la Cour des comptes. En sont membres : - M. Alain CHRÉTIEN, maire de Vesoul et président d?agglomération - M. Jean-Claude HASSAN, conseiller d?État - M. Samuel GILLIS, conseiller référendaire à la Cour de cassation - Mme Mathilde LIGNOT-LELOUP, conseillère maître à la Cour des comptes - Mme Marie-Christine LEPETIT, inspectrice générale des finances - M. Pierre-Louis BRAS, inspecteur général des affaires sociales - M. Cédric AUDENIS, inspecteur général de l?institut national de la statistique et des études économiques - Mme Karine BERGER, inspectrice générale de l?institut national de la statistique et des études économiques - M. Pierre BOYER, professeur d?économie à l?École Polytechnique - M. Frédéric GONAND, professeur d?économie à l?université Paris Dauphine - Mme Lise PATUREAU, professeure d?économie à l?université Paris Dauphine - M. Rémi PELLET, professeur de droit à l?université de Paris Cité et à Sciences Po Paris - Mme Laurence JATON, vice-présidente d?Engie - M. Alexandre SAUBOT, président de France industrie - Mme Nadia JOUBERT, directrice des statistiques et de la science des données à la Mutualité sociale agricole - M. Jacques CREYSSEL, membre du conseil exécutif et co- président de la commission économie et finances du MEDEF Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 8 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le secrétariat du Conseil des prélèvements obligatoires est assuré par M. Guilhem BLONDY, conseiller maître à la Cour des comptes, secrétaire général du CPO, et M. Alexandre JEHAN, conseiller référendaire en service extraordinaire à la Cour des comptes, secrétaire général adjoint. Les travaux de secrétariat du Conseil sont réalisés par Mme Jacqueline SELLAM, chargée de mission. L?étude, présentée par MM. Guilhem BLONDY, conseiller maître à la Cour des comptes, secrétaire général du CPO, Alexandre JEHAN, conseiller référendaire en service extraordinaire à la Cour des comptes, secrétaire général adjoint du CPO et Arthipan ARULANDARAJAH, expert à la Cour des comptes, a été délibérée et arrêtée au cours de la séance du 21 mai 2026. Par ailleurs, ont été auditionnés par le Conseil : - M. Benoît LEGUET, directeur général de l?Institut de l?économie pour le climat (I4CE) - Mmes Nathalie MOGNETTI, directrice fiscale de TotalEnergies et Isabelle PATRIER, directrice de la direction France de TotalEnergies - Mme Emmanuelle WARGON, présidente de la commission de régulation de l?énergie Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Sommaire INTRODUCTION ............................................................................ 25 CHAPITRE I - LA FISCALITE DE L?ENERGIE AU DOUBLE DEFI DES INCERTITUDES GEOPOLITIQUES ET DE LA DECARBONATION ........................................................................ 29 1. Une transition énergétique appelée à s?accélérer dans une ampleur incertaine .................................................................................. 29 1.1. Réduction et décarbonation de la consommation énergétique sont déjà engagées, pour de multiples raisons ...................................... 30 1.2. Une évolution appelée à s?accélérer dans un contexte de volatilité des prix de l?énergie .............................................................. 36 2. Une fiscalité de rendement peu adaptée à des objectifs de décarbonation et de stabilisation des prix ............................................. 43 2.1. Une fiscalité pensée pour le rendement .................................... 43 2.2. Une volonté contrariée de mise en cohérence de l?accise avec les enjeux environnementaux................................................................ 56 2.3. Des expériences peu concluantes d?utilisation de l?outil fiscal pour contrer la volatilité du prix de l?énergie ....................................... 65 3. Une fiscalité complétée par les marchés carbone et le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières ..................................................... 67 3.1. Les leçons du premier marché carbone européen (SEQE ou ETS 1) 70 3.2. Les finalités du second marché carbone européen (SEQE ou ETS 2) 73 CHAPITRE II - LES EFFETS DU CHOC CONJONCTUREL DE PRIX ET DU CHOC STRUCTUREL DE DECARBONATION SUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ......................................... 75 1. Des effets ambivalents de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques ................................................................................... 76 1.1. En cas de hausse du prix du pétrole, une augmentation de la TVA sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la baisse de la consommation ................................................................... 76 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 10 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1.2. De multiples autres conséquences de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques ......................................................... 78 2. Au-delà des fluctuations à court terme des prix, une diminution tendancielle de la fiscalité de l?énergie .................................................. 80 2.1. Une accise menacée d?attrition, des recettes des marchés carbone incertaines et transitoires ......................................................... 80 2.2. Des conséquences de la transition énergétique sur les entreprises françaises difficiles à apprécier ............................................................. 90 2.3. À fiscalité inchangée, des taux d?effort énergétiques des ménages appelés à diminuer sous l?effet de la décarbonation mais durablement hétérogènes ...................................................................... 99 CHAPITRE III - LES PISTES D?EVOLUTION DE LA FISCALITE .................................................................................... 105 1. À court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles ....................................... 106 1.1. L?utilisation des impôts sur la consommation pour atténuer les évolutions des prix de l?énergie est peu efficace, insuffisamment ciblée et difficilement réversible ................................................................... 106 1.2. Une éventuelle taxation des bénéfices excédentaires ou des rentes de certaines entreprises aurait un rendement limité .................. 107 1.3. Même avec des prix des carburants supérieurs à 2,20 euros, la fiscalité des revenus surcompense les frais kilométriques .................. 108 2. À moyen terme, adapter la fiscalité au déploiement des marchés carbone................................................................................................... 111 2.1. Les taux réduits ont été récemment revus pour se conformer au droit européen, mais laissent subsister des difficultés ........................ 111 2.2. Des dépenses fiscales à réformer en fonction de l?exposition des entreprises à la concurrence internationale et de la maturité des alternatives technologiques ................................................................. 116 2.3. Poursuivre graduellement la révision de la structure des taux normaux d?accise sur l?énergie pour accompagner la transition énergétique.......................................................................................... 129 3. Clarifier les choix de finances publiques à long terme en réponse à la diminution de l?accise sur l?énergie .............................................. 133 3.1. Une augmentation d?autres taxes indirectes ne doit pas être écartée a priori .................................................................................... 134 3.2. La couverture des externalités de la route doit faire l?objet d?une réflexion .............................................................................................. 136 3.3. Des économies en dépenses peuvent compenser la baisse du rendement de l?accise de l?énergie ...................................................... 148 CONCLUSION ............................................................................... 149 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Synthèse du rapport Le niveau de consommation d?énergie et le mix énergétique français ont connu des modifications substantielles depuis 1970. Le basculement du pétrole vers l?électricité et le gaz des années 1970-2000 procède d?abord d?un choix d?indépendance énergétique consécutif aux chocs pétroliers. Des chocs d?offre plus récents ont aussi eu des effets sur la demande, comme l?illustrent les conséquences de l?invasion de l?Ukraine par la Russie sur la période 2022-2023 ou de la guerre au Moyen-Orient au premier semestre 2026. Les mutations structurelles jouent enfin un rôle décisif : la tertiarisation de l?économie réduit l?intensité énergétique à long terme. Face aux conséquences environnementales, sanitaires et économiques du changement climatique, l?Union européenne (UE) s?est fixée pour objectif, dans le cadre du Pacte vert pour l?Europe, de réduire, d?ici 2030, les émissions de gaz à effet de serre (GES) d?au moins 55 % par rapport à 1990 afin d?atteindre la neutralité carbone en 2050. Cet engagement devrait entraîner une accélération de la décarbonation du mix- énergétique français ainsi qu?une baisse du niveau de consommation d?énergie, nécessitant une action publique affirmée qui s?incarne dans le scénario « avec mesures supplémentaires » (AMS) de la stratégie nationale bas carbone (SNBC), dont la troisième version (SNBC 3) a été mise en consultation en décembre 2025, en vue d?une adoption non encore intervenue à la date de publication du présent rapport. Le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) n?est pas compétent pour apprécier le bien-fondé de cette stratégie. Il a en revanche souhaité analyser ses implications sur la fiscalité de l?énergie dans un contexte où la hausse du prix des énergies fossiles a amené une contestation du niveau de celle-ci. La fiscalité de l?énergie au double défi des incertitudes géopolitiques et de la décarbonation Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 12 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Bien que confrontée à ce double défi des incertitudes géopolitiques et de la décarbonation, la fiscalité de l?énergie reste d?abord guidée par des logiques de rendement budgétaire et de soutien sectoriel, et peu adaptée à la prise en charge à court terme d?une fonction de lissage des prix ou à plus long terme de considérations climatiques. La fiscalité énergétique (59,7 Md¤ en 2024, soit environ 2 % du PIB) repose principalement sur l?accise sur les produits énergétiques (39,5 Md¤) et sur la TVA (17,6 Md¤). L?essentiel de leur rendement provient des énergies fossiles. La structure de cette fiscalité est marquée par une grande complexité. Les tarifs d?accise résultent de l?articulation entre la directive européenne sur la taxation de l?énergie, qui fixe des minima et des catégories de produits, et des choix nationaux qui se sont accumulés au fil du temps. La France utilise très largement les possibilités d?exonération et de taux réduits offertes par le cadre européen. Trente- cinq régimes dérogatoires ont ainsi été recensés, pour un coût de l?ordre de 15 Md¤ en 2024. Ces avantages fiscaux concernent avec une intensité variable de nombreux secteurs ? transports, agriculture, pêche, industrie, bâtiment et travaux publics ? et différents produits, parmi lesquels le gazole non routier, les biocarburants ou certains usages énergétiques spécifiques. Malgré ces nombreux tarifs réduits qui placent la France dans la moyenne de l?Union européenne en termes de part de la fiscalité sur les énergies dans le PIB, les périodes de forte augmentation des prix de l?énergie s?accompagnent en général de mouvements de remise en cause du niveau d?imposition des produits énergétiques, qu?il s?agisse de la TVA ou de l?accise. Les expériences étrangères ou passées montrent pourtant que les ajustements de la fiscalité de l?énergie ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. L?utilisation de l?accise à des fins, non plus conjoncturelles de lissage des prix mais structurelles de politique climatique, connaît également des limites. La composante carbone devait constituer l?outil central de la transformation de cette taxation en un instrument d?incitation à la transition énergétique. Introduite en 2014, elle visait à faire converger progressivement la fiscalité énergétique vers une tarification explicite du CO?, avec une trajectoire ascendante programmée jusqu?en 2030. Cette trajectoire a toutefois été interrompue en 2019, à la suite des mouvements Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 13 de contestation sociale. Cet évènement rappelle que la première difficulté de mise en oeuvre d?une politique climatique utilisant principalement le levier du renchérissement du prix du carbone est l?acceptabilité de son effet sur le niveau de vie qu?elle entraîne. À l?échelle européenne, les systèmes d?échange de quotas d?émission (SEQE ou ETS, en anglais) constituent les vecteurs à privilégier pour augmenter la tarification du carbone sans dégrader la position compétitive de la France dans le marché intérieur. Le premier marché carbone, en vigueur depuis 2005 couvre les grandes installations industrielles, la production d?électricité et une partie de l?aviation, soit environ 40 % des émissions européennes et près de 20 % des émissions françaises. Après plusieurs années de prix très bas, la mise en place d?un plafond plus contraignant et d?une réserve de stabilité du marché a permis de faire remonter le prix du carbone, qui n?était pas en cohérence avec les effets négatifs des émissions. Le champ de la tarification européenne est en outre appelé à s?élargir avec l?entrée en vigueur désormais prévue en 2028 d?un second marché carbone pour les carburants et combustibles des bâtiments, du transport routier et de la petite industrie, tandis que les quotas gratuits attribués dans le cadre du premier marché diminueront progressivement. Le rythme de cette diminution fait cependant l?objet de discussions au niveau européen en lien avec les réflexions sur l?évolution du mécanisme d?ajustement carbone aux frontières (MACF), qui est entré en vigueur début 2026 et qui introduit une tarification du carbone sur certaines importations (acier, aluminium, ciment, engrais, hydrogène, électricité), afin de limiter les risques de fuite de carbone liés à la différence du prix du carbone entre l?Union européenne et les autres régions du monde. Un rendement faiblement modifié par les fluctuations des prix à court terme, mais exposé à une diminution tendancielle à long terme dans le contexte de la décarbonation Les fluctuations des prix de l?énergie à court terme ont des effets complexes sur les finances publiques qui dépendent notamment de la réaction de la politique monétaire et des mesures discrétionnaires prises par les autorités budgétaires. Les effets spécifiques de la hausse du prix du pétrole sont différents pour la TVA, assise sur les valeurs vendues et qui augmente donc avec les prix, et pour l?accise, fondée sur les quantités mises Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 14 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES à la circulation, dont le produit diminue en cas d?inflation en raison de la diminution de la demande en volume que celle-ci entraîne. Sous l?hypothèse du maintien des prix à leur niveau de mi-mai 2026 et d?une réaction de la demande comparable à celle observée lors du précédent choc de 2022-2023, ces deux effets entraîneraient une hausse du rendement de la fiscalité de l?énergie limitée à 0,2 Md¤ en année pleine, soit moins de 0,4 % des recettes totales. Après bouclage macroéconomique et avant les mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et les dépenses militaires supplémentaires liées à la crise au Moyen-Orient, l?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, même en faisant l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. Les modifications attendues de la structure énergétique française (mix énergétique et niveau de consommation) auront des impacts beaucoup plus importants à terme sur les recettes fiscales adossées à l?énergie : en utilisant des hypothèses préliminaires de la SNBC 3, la direction générale du Trésor prévoit ? à tarifs fiscaux constants ? une baisse des recettes nettes d?accise sur les énergies de 7 à 10 Md¤ en 2030 et de 15 à 30 Md¤ en 2050. Cette baisse porterait principalement sur le secteur du transport. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition écologique. Les marchés carbone européens offrent des relais de recettes, mais de façon transitoire. Pour le premier, la France perçoit une part relativement faible des recettes issues des enchères (6,1 % pour les quotas généraux, 11,3 % pour l?aviation), en raison d?un mix électrique déjà décarboné. En projetant les volumes de quotas alloués à la France à l?horizon 2030 et en retenant un prix entre 110 et 200 ¤ par tonne de CO2, les recettes du premier marché carbone pourraient atteindre 2,6 à 4,8 Md¤ en 2030, soit un gain de 1,8 à 4 Md¤ par rapport à 2019. Pour le second marché carbone, la France bénéficiera d?une clé de répartition de 16,1 % des recettes. Sur la base des quotas prévus à l?enchère et d?un scénario de prix central de 60 ¤/tCO? (avec une fourchette 40-70 ¤), les recettes françaises pourraient atteindre 7,3 Md¤ en 2030 (entre 4,9 et 8,5 Md¤ selon les scénarios de prix) dans l?hypothèse d?un maintien du calendrier de diminution des quotas gratuits. Ainsi, les recettes issues des marchés carbone sont incertaines mais pourraient être comparables aux pertes attendues de recettes d?accise à l?horizon 2030. Elles ne peuvent toutefois pas être considérées comme un substitut durable à la baisse attendue de la Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 15 fiscalité de l?énergie : les recettes de quotas sont par nature destinées à diminuer à mesure que la transition réussit. En outre, ces recettes issues des marchés carbone doivent être depuis 2024 intégralement fléchées sur des dépenses publiques pour le climat, notamment à des fins d?accompagnement de la transition pour les ménages et les entreprises les plus exposées. Ce fléchage peut prendre ou non la forme d?une affectation. En France, les recettes de quotas carbone affectées représentaient un tiers du total en 2024. Une grande partie des entreprises concernées par la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone et la mise en place du second bénéficient de tarifs réduits d?accise sur les carburants, le gaz ou l?électricité. En outre, le MACF a vocation à se substituer progressivement aux quotas gratuits alloués aux secteurs les plus exposés, mais suscite des inquiétudes des industriels tant sur sa complexité de gestion que sur ses risques de contournement et sur ses effets sur la compétitivité à l?exportation hors Union européenne pour les entreprises transformant en Europe des intrants frappés par le MACF. Des ajustements récents, notamment l?introduction d?un seuil d?exemption fondé sur la masse annuelle d?importations, visent à alléger les contraintes administratives. Certains secteurs industriels concernés (aluminium notamment) considèrent que ces modifications ne répondent pas à leurs inquiétudes et demandent le maintien des quotas gratuits tant que le MACF n?a pas fait la preuve de son efficacité. En réponse, la Commission a ouvert des discussions sur une possible extension du MACF vers certains produits aval et une diminution plus progressive des quotas gratuits. À horizon 2030, le déploiement du second marché carbone européen se traduirait également, selon des projections effectuées par le Commissariat général au développement durable (CGDD), par une hausse du prix des énergies fossiles et une augmentation du taux d?effort énergétique moyen des ménages représentant 0,3 point de leur revenu, mais ce taux d?effort diminuerait globalement de 1,4 point grâce à la baisse de la consommation d?énergie et à la substitution des carburants par une source d?énergie moins taxée, l?électricité. Par ailleurs, les ménages qui n?investiraient pas dans l?amélioration de l?efficacité énergétique de leur chauffage ou l?électrification de leur véhicule automobile ou ne réduiraient pas leur consommation verraient leur taux d?effort énergétique augmenter. De fortes incertitudes entourent toutefois ces projections (hypothèses de prix, rythme d?électrification, comportements de consommation). Elles illustrent néanmoins l?intérêt d?accompagner la mise en oeuvre du second Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 16 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES marché européen par des aides budgétaires à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse générale de la composante carbone de l?accise sur l?énergie qui enverrait un signal-prix en sens contraire. Le Fonds social pour le climat (FSC) de l?Union européenne créé pour amortir l?impact social du signal-prix en finançant des mesures nationales ciblant les ménages et micro-entreprises vulnérables pourra être mobilisé à cet effet. Trois orientations pour concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale Afin de concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale, le Conseil des prélèvements obligatoires formule trois orientations. À court terme, l?utilisation de l?outil fiscal pour compenser les fluctuations du prix des énergies fossiles serait contre-productive. Des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés, sont plus efficientes. À moyen terme, il convient de réduire les incohérences de la fiscalité afin de ne pas entraver la transition énergétique. Cela passe par une révision des taux normaux de l?accise pour aligner la fiscalité du diesel sur celle de l?essence, par une hausse de la fiscalité des combustibles fossiles et une baisse de celle de l?électricité ainsi que par un réexamen graduel des dépenses fiscales favorables aux énergies fossiles. Il s?agit ici moins de faire jouer un rôle incitatif à la fiscalité énergétique que d?éviter qu?elle n?envoie un signal-prix contraire à celui des marchés carbone. Afin de prévenir toutefois un cumul de mesures qui fragiliserait certains ménages et certaines entreprises, ces dispositions devront être mises en oeuvre progressivement, après l?entrée en vigueur du second marché carbone et la sixième période de déploiement des certificats d?économies d?énergie telle que résultant du décret du 30 octobre 2025 pour celles qui concernent les ménages, et en prenant en compte pour les entreprises leur exposition internationale et la maturité des alternatives technologiques aux énergies fossiles. Le déploiement du second marché carbone devra en outre être accompagné par des aides à l?investissement qui favoriseront la transition énergétique, tout en réduisant la vulnérabilité aux chocs sur les prix des énergies fossiles. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 17 La mise en oeuvre de l?ensemble de ces mesures laisserait subsister une perte d?accise sur l?énergie à l?issue de la transition énergétique, dont rien ne permet d?affirmer qu?elle puisse être compensée spontanément par d?autres effets de la transition énergétique. Pour y faire face, les autorités publiques ne pourront se reposer sur un seul instrument. Elles devront combiner une diminution des dépenses publiques, la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 18 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Synthèse des constats Constat n° 1 : La décarbonation de l?énergie a commencé dès les chocs pétroliers des années 70 et la consommation finale d?énergie décroît depuis le milieu des années 2000. Cette transition fait l?objet d?un soutien des autorités publiques pour des motifs environnementaux et de souveraineté économique. Constat n° 2 : Mi-mai 2026, la fiscalité représentait 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole. En 2025, elle s?établissait en moyenne légèrement en dessous de 30 % pour le tarif réglementé de l?électricité pour les clients résidentiels et pour le prix repère de commercialisation du gaz naturel. Constat n° 3 : Le rendement de l?accise sur l?énergie est limité par de nombreux tarifs spécifiques qui visent à atténuer ses effets sur la compétitivité de certains secteurs économiques. Constat n° 4 : Les mesures fiscales ne sont pas des outils pertinents de compensation des fluctuations des prix de l?énergie : elles ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. Constat n° 5 : Un marché carbone s?est progressivement mis en place dans l?Union européenne. Un second marché devrait couvrir d?autres secteurs d?activité à partir de 2028. Constat n° 6 : Lorsque les prix de l?énergie hors taxes augmentent, le rendement de l?accise diminue en raison de la baisse de consommation en réaction à la hausse des prix, tandis que les recettes de TVA progressent. En faisant l?hypothèse d?un maintien du prix à son niveau de la mi-mai 2026 et en appliquant les élasticités de la consommation au prix constatées lors du précédent choc de 2022-2023, l?effet de la hausse du prix du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 200 M¤ en année pleine. L?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, avant prise en compte des mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses militaires supplémentaires, Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 20 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES et sous l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. Constat n° 7 : Selon les projections de la Direction générale du Trésor, toutes choses égales par ailleurs, la transition énergétique induira une forte baisse du rendement de l?accise sur l?énergie. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition énergétique. Constat n° 8 : Les recettes des marchés carbone, fléchées et transitoires, ne compenseront pas les pertes d?accise sur l?énergie à l?horizon de la fin de la transition. Constat n° 9 : Le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières, entré en vigueur le 1er janvier 2026, est critiqué par une partie des industriels ; après de premières mesures, les discussions pour son amélioration se poursuivent au niveau européen. Constat n° 10 : Sous les hypothèses de la troisième stratégie nationale bas carbone, et hors coûts d?investissement pour réaliser la transition, la décarbonation de la consommation énergétique des ménages permettrait une baisse de leur taux d?effort énergétique moyen à horizon 2030 en raison notamment de la moindre taxation de l?électricité par rapport aux carburants. En revanche, le prix de l?énergie et le taux d?effort augmenteraient fortement pour les ménages qui continueraient à utiliser des énergies fossiles et ne réduiraient pas leur consommation. Constat n° 11 : Le barème des frais kilométriques de l?impôt sur le revenu est fortement surévalué, même en période de prix élevé des carburants, pour tous les types de motorisations. Constat n° 12 : La structure actuelle des taux normaux de l?accise sur les énergies qui repose pour les ménages sur une taxation du gaz et du fioul inférieure à celle de l?électricité et une taxation du diésel inférieure à celle de l?essence n?est pas cohérente avec les objectifs de transition énergétique. Constat n° 13 : L?électrification du parc automobile se traduira par une baisse des externalités négatives liées à l?usage de la route, Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 21 notamment en matière de pollution atmosphérique, mais aussi par une baisse de la couverture de ces externalités, compte tenu de la diminution de la fiscalité. Constat n° 14 : Une différenciation des tarifs d?accise sur l?électricité des particuliers en fonction de l?usage n?est pas souhaitable pendant la transition. À plus long terme, elle nécessiterait une base juridique européenne et des évolutions technologiques des compteurs. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 22 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Synthèse des recommandations À court terme Recommandation n° 1 : Face à la volatilité des prix de l?énergie, privilégier des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés plutôt qu?une baisse de la TVA ou de l?accise sur l?énergie. À moyen terme Recommandation n° 2 : Aligner les taux d?accise qui ne respecteraient pas les minima prévus par la directive taxation de l?énergie avec ces minimas et mettre en conformité les incitations au développement des biocarburants avec la directive RED III. Recommandation ° 3 : Dans le contexte du déploiement du second marché carbone européen et de la diminution des quotas gratuits sur le premier, maintenir les exonérations et tarifs réduits d?accise sectoriels pour les secteurs d?activité à forte intensité énergétique et exposés à la concurrence internationale, le temps que des alternatives technologiques compétitives à l?usage d?énergie carbonée soient développées. Recommandation n° 4 : Poursuivre, après le déploiement du second marché carbone européen, l?alignement graduel des taux normaux d?accise des gazoles sur ceux de l?essence. Recommandation n° 5 : Engager, à l?échéance de l?actuelle période de déploiement des certificats d?économie d?énergie, une trajectoire d?augmentation des taux normaux d?accise sur le gaz et le fioul du secteur résidentiel et de baisse de celui applicable à l?électricité consommée par les ménages. Recommandation n° 6 : Pour améliorer l?acceptabilité de la transition énergétique sans freiner son rythme, accompagner la mise en oeuvre du second marché carbone européen d?aides directes à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse de la fiscalité de l?énergie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo À long terme Recommandation n° 7 : Définir une stratégie à long terme pour faire face aux pertes d?accise liées à la sortie des énergies fossiles en combinant une diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Introduction La hausse des prix du pétrole dans le contexte des tensions au Moyen-Orient a remis la fiscalité de l?énergie au centre des préoccupations des Français. Selon un sondage récent, 82 % des Français se déclarent impactés par la hausse du prix des carburants1. Elle a ainsi placé les pouvoirs publics devant un arbitrage entre des objectifs de long terme (assainissement des finances publiques, compétitivité économique, transition écologique) et de court terme (soutien des ménages et des entreprises exposées) et des choix en termes d?outils d?intervention (réglementaires, fiscaux, budgétaires, instruments de trésorerie). Dans ce contexte, le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) entend poursuivre la réflexion sur la fiscalité de l?énergie qu?il avait engagée dans deux rapports en 2019 et 2022 et qui a donné lieu à de nombreux développements depuis (cf. encadré), tout en rappelant que cette fiscalité n?est que l?un des outils de la politique énergétique aux côtés des marchés carbone, des prescriptions réglementaires et des subventions budgétaires. 1 Institut Montaigne, Les Français face à la crise énergétique, avril 2026 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 26 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Encadré 1 : Les principaux rapports récents abordant la fiscalité de l?énergie Dans ses rapports de 2019 et 20222, le CPO concluait que, malgré l?introduction en 2014 d?une composante carbone, l?accise sur l?énergie n?était pas configurée pour être un outil de politique environnementale. La convention citoyenne pour le climat (2021)3 a envisagé différentes mesures pour financer la transition climatique, parmi lesquelles certaines portaient sur la fiscalité de l?énergie ou sur la fiscalité de ses usages. En 20224, la Cour des comptes européenne constatait que les niveaux actuels de taxation ne tenaient pas compte du degré de pollution des différentes sources d?énergie. Dans un rapport de mai 20235, l?Inspection générale des finances (IGF) a préconisé l?alignement progressif des tarifs réduits d?accise sur les carburants sur le tarif normal du gazole, et le relèvement de celui-ci, tout en recommandant des mesures de compensation ciblées. Elle appelait le Gouvernement à se prononcer sur les conséquences de l?extension des marchés carbone sur la composante carbone de l?accise. Dans une étude préparée à la demande de la Première ministre6, Jean Pisani-Ferry et Selma Mahfouz invitaient à repenser la fiscalité pour adapter sa structure à une économie neutre en carbone. Dans ses rapports sur les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone7, la direction générale du Trésor rappelait que la sortie progressive des énergies fossiles impliquera une baisse des recettes d?accise et observait que cette érosion s?accompagnera d?une dégradation de la couverture des coûts socio-économiques du transport routier. Dans des travaux publiés en 2024, la Cour des comptes8 observait que les taxes sur l?énergie constituaient une fiscalité de rendement aux objectifs environnementaux et sociaux peu explicites, qu?elle proposait de clarifier. 2 CPO, La fiscalité environnementale au défi de l?urgence climatique, 2019. CPO, Redistribution, innovation, lutte contre le changement climatique : trois enjeux fiscaux majeurs en sortie de crise sanitaire, 2022. 3 Conseil économique, social et environnemental, rapport de la convention citoyenne pour le climat, 2021. 4 Cour des comptes européenne, Taxation de l?énergie, tarification du carbone et subventions à l?énergie, 2022. 5 IGF, Adaptation de la fiscalité aux exigences de la transition écologique, 2023. 6 Pisani-Ferry J. & Mahfouz S., Les incidences économiques de l?action pour le climat, mai 2023. 7 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone, novembre 2023 et janvier 2025. 8 Cour des comptes, La place de la fiscalité dans la politique énergétique et climatique française, référé et observations définitives, 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 27 Le rendement de l?ensemble des prélèvements sur les produits énergétiques9 représente, sur la période 2017-2024, entre 50 et 60 Md¤ (59,7 Md¤ en 2024) par an. Ce rendement est très concentré sur l?accise sur les énergies (39,5 Md¤ en 2024) et sur la TVA (17,6 Md¤ en 2024). Le rapport rappelle les projections de consommation énergétique envisagées dans la stratégie nationale bas carbone en analysant les incertitudes liées à certaines de leurs hypothèses. Il dresse ensuite un état des lieux de la fiscalité de l?énergie applicable en France en revenant sur le bilan des politiques de réponse au choc énergétique de 2022-2023 et les leçons qu?il faut en tirer dans le contexte de nouvelles tensions sur les prix de l?énergie. Il s?attache enfin à analyser les effets attendus de la transition énergétique sur le niveau et sur la répartition des recettes fiscales et examine les pistes d?évolution de la fiscalité permettant de concilier accompagnement de la mise en oeuvre de la stratégie nationale bas carbone, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale. * * * 9 Accise, TVA, octroi de mer, CTA, TIRUERT, CPSSP, à l?exclusion des taxes sur les producteurs et distributeurs d?énergie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 28 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 29 Chapitre I - La fiscalité de l?énergie au double défi des incertitudes géopolitiques et de la décarbonation La décarbonation de l?énergie utilisée par les ménages et par les entreprises est engagée et devrait se poursuivre dans un contexte marqué par de fortes fluctuations des prix de l?énergie liées au contexte géopolitique. Cette transition énergétique sous tension constitue un défi pour la fiscalité de l?énergie centrée sur un objectif de rendement. Peu adaptée à la prise en compte directe d?objectifs environnementaux ou de stabilisation des prix, elle devra néanmoins évoluer à terme pour mieux s?articuler avec les autres outils de tarification du carbone. 1. Une transition énergétique appelée à s?accélérer dans une ampleur incertaine La diminution et la décarbonation de la consommation énergétique ont commencé en France dès le premier choc pétrolier de 1973 qui a conduit à la fixation d?un objectif de réduction de 25 % de la consommation énergétique unitaire des bâtiments, pour tenir compte de l?évolution des prix des énergies fossiles et dans une perspective de souveraineté nationale. Elle a connu une impulsion nouvelle avec le développement des politiques de lutte contre le changement climatique. La forte volatilité du prix des énergies fossiles dans un contexte de tensions géopolitiques multiples renforce aujourd?hui l?intérêt économique de l?électrification, tout en limitant les capacités d?investissement des ménages et des entreprises les plus exposés. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 1.1. Réduction et décarbonation de la consommation énergétique sont déjà engagées, pour de multiples raisons 1.1.1. Un impact important des crises sur la consommation finale d?énergie La quantité d?énergie consommée en France n?évolue pas de manière linéaire. Sur la période 1970-2026, trois grandes phases se distinguent : un ralentissement de la consommation d?énergie du fait des chocs pétroliers dans les années 1970, une hausse importante de cette consommation dans les années 1980 et 1990, puis, à partir du milieu des années 2000, une tendance à l?érosion portée à la fois par la désindustrialisation et les politiques climatiques et, depuis 2022, par un regain de tensions géopolitiques et des prix volatiles. Graphique n° 1 : La consommation finale à usage énergétique en France métropolitaine, en TWh de 1970 à 2024 Note : Les données publiées par le service des données et études statistiques (SDES) corrigées des variations climatiques ne sont disponibles qu?à partir de 1990. Source : Données SDES, Bilan énergétique de la France pour 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 31 Le premier choc pétrolier (1973-1975) interrompt brutalement la dynamique héritée des Trente Glorieuses. La hausse du prix du pétrole provoque un ralentissement de la consommation finale d?énergie et, surtout, engage un mouvement durable de baisse de l?intensité énergétique. Si la consommation d?énergie finale repart fortement à la hausse dans les années qui suivent, elle baisse à nouveau à la suite du second choc pétrolier (1979-1983), pour atteindre un niveau proche de celui connu après le premier choc. Après le contre-choc de la seconde moitié des années 1980, les années 1990 et la première partie des années 2000 correspondent à une phase de reprise de la consommation finale d?énergie. La consommation d?énergie continuera d?augmenter jusqu?à atteindre son pic en 2004. La crise financière de 2008-2009, ainsi que la crise de la zone euro en 2012-2013 favorisent la diminution de la consommation finale d?énergie. Par ailleurs, ces années entérinent une configuration où l?économie croît faiblement et où l?intensité énergétique continue de baisser. L?année 2020 rompt à nouveau la trajectoire par un choc d?une nature différente : la crise de la COVID-19 et les confinements entraînent une baisse de la consommation d?énergie finale. En 2021, la reprise de l?activité restaure la demande. En 2022, la guerre en Ukraine ainsi que des indisponibilités du parc nucléaire et hydraulique créent une situation inédite : malgré une activité économique en hausse, la consommation finale d?énergie corrigée des variations saisonnières recule rapidement. Après une stabilisation en 2024 et 2025, le conflit au Moyen-Orient a entrainé à la fin du premier trimestre 2026 une forte hausse du prix du pétrole. Ses effets sur la consommation sont à la date de publication de ce rapport non connus. Aux effets de réduction de la consommation constatés en 2022- 2023 pourraient s?ajouter, si la hausse persistait, des effets de substitution dans un contexte où, contrairement à 2022-2023, la production d?électricité est abondante. 1.1.2. La recherche d?indépendance énergétique est depuis longtemps au coeur de la politique énergétique française L?évolution de la quantité d?énergie consommée sur la période 1970?2026 s?accompagne d?une modification substantielle du mix énergétique. Le premier choc pétrolier a en effet provoqué une réévaluation de la dépendance aux produits pétroliers importés. Le programme Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 32 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES électronucléaire français s?accélère avec le plan Messmer du 6 mars 1974, modifiant durablement l?architecture de l?offre d?énergie et, à terme, la structure de la consommation finale par substitution d?électricité à certains usages thermiques. Ainsi, si en 1970, la part des énergies fossiles représentait 84,1 % de la consommation finale d?énergie, cette part a progressivement diminué et est revenue à 60,0 % en 2024. Cette baisse de la part du charbon et du pétrole s?est faite principalement au profit de l?électricité (24,6 % en 2024 contre 8,7 % en 1970) mais aussi du gaz naturel (16,8 % en 2024, contre 4,8 % en 1970) malgré une baisse dans la période récente. Cette déformation du bouquet final est d?abord l?empreinte de la stratégie d?indépendance énergétique et des prix relatifs post-chocs, bien en amont de la contrainte carbone. Cette question d?indépendance énergétique retrouve une forte actualité depuis 2022 dans un contexte de tensions géopolitiques accrues. Graphique n° 2 : Évolution du mix-énergétique en part de type d?énergie finale consommée, en France métropolitaine de 1970 à 2024 Source : Données SDES, Bilan énergétique de la France en 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 33 1.1.3. Une mutation de l?économie en lien avec les modifications observées de consommation d?énergie Au cours de la période 1970-2024, la création de richesse et l?emploi se sont déplacés de l?industrie vers les services. La valeur ajoutée des services progresse plus vite que celle de l?industrie, la part de l?emploi tertiaire s?élève, et la consommation d?énergie se « recompose » progressivement vers le résidentiel-tertiaire et les transports. Cette transformation structurelle pèse à la baisse sur l?intensité énergétique (moins d?énergie par unité de valeur ajoutée), même si elle diffuse des usages électriques spécifiques (informatique10, climatisation) dans les bâtiments de service. Elle se répercute partiellement dans la répartition de la consommation d?énergie par secteur : la part d?énergie finale consommée par le secteur tertiaire augmente, mais moins rapidement que la hausse constatée en part de PIB. 10 L'ADEME recense 352 data centers en activité en France. Leur consommation électrique totale est de 10 térawattheures (TWh) par an. Pour rappel, 1 TWh équivaut à 1 milliard de KWh. En 2025, la consommation électrique totale en France s?élevait à 449 TWh. Les data centers représentent donc à eux seuls 2,2 % de cette consommation annuelle, soit l?équivalent de l?électricité consommée par 9 à 10 agglomérations de plus de 100 000 habitants pendant un an. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 34 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 3 : La consommation énergétique finale en France métropolitaine par secteur d?activité de 1970 à 2024 Source : Données SDES, Bilan énergétique de la France en 2024. 1.1.4. Une incidence des politiques environnementales sur la consommation énergétique française difficile à mesurer, mais sans doute minoritaire Comme le rappelle le Haut Conseil pour le climat (HCC)11, l?attribution des évolutions d?émissions à des facteurs conjoncturels, structurels et aux politiques publiques relève encore d?un « objet de recherche » sans méthode établie. Cette limite étant rappelée, pour l?année 2024, le HCC estime que, sur 6,9 Mt éqCO? de baisse d?émissions de GES, 4,8 Mt relèvent d?effets conjoncturels et que 2,1 Mt constituent une valeur maximale attribuable aux politiques publiques climatiques. S?agissant de la consommation d?énergie, le HCC met en évidence des mécanismes distincts selon les années récentes. En 2022, les deux tiers 11 Haut conseil pour le climat, Relancer l?action climatique face à l?aggravation des impacts et à l?affaiblissement du pilotage, rapport annuel 2025 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 35 de la forte baisse des émissions dans les bâtiments sont d?abord dus aux variations climatiques, le solde étant lié à la hausse des prix et aux appels à la sobriété, sans que le HCC soit à même de séparer finement la part « prix » de la part « politique publique climatique ». L?année 2023 confirme que la demande d?énergie recule sous l?effet combiné des prix, des arbitrages de réduction de consommation et d?un contexte industriel sous contrainte. Le HCC note, pour l?ensemble du système énergétique, une consommation d?électricité toujours inférieure à la moyenne pré-Covid, une fois les effets climatiques neutralisés. Il insiste aussi sur l?effet-prix, en particulier dans l?industrie, pour expliquer la moindre demande, en notant que les politiques climatiques jouent un rôle d?appoint mais ne dominent pas l?explication de court terme. Parmi les politiques publiques d?incitation à la décarbonation, plusieurs études pointent néanmoins l?efficacité du marché carbone européen à long terme. Depuis 2005, celui-ci aurait réduit les émissions avec des effets limités sur la profitabilité des entreprises et l?emploi12. Les explications avancées pour expliquer le faible impact sur la performance économique des entreprises sont la capacité des secteurs concernés à répercuter dans l?ensemble le prix du carbone dans leurs prix de vente et l?augmentation des investissements dans l?efficacité énergétique des procédés. 12 A. Dechezleprêtre, D. Nachtigall, F. Venmans, The joint impact of the European Union emissions trading system on carbon emissions and economic performance (2023), Journal on environmental economics and management, vol. 118. J. Colmer, R. Martin, M. Muûls (2025), Does pricing carbon mitigate climate change ? Firm -level evidence from the European union trading system, The review of economic studies, vol. 92.3. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 36 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1.2. Une évolution appelée à s?accélérer dans un contexte de volatilité des prix de l?énergie Des travaux académiques convergents13 montrent le coût croissant de l?inaction face au changement climatique, au plan environnemental, sanitaire et économique. Même si une grande incertitude entoure l?estimation de l?impact économique, celui-ci semble nettement supérieur au coût des investissements nécessaires pour la transition (de l?ordre de 2 à 3 points de PIB par an). Ainsi, la Banque de France, dans son rapport sur la stabilité financière de 2025, a estimé qu?un scénario de statu quo (si rien n?est fait) entraînerait une perte de 11,4 points de PIB d?ici 205014. Les conséquences massives attendues du réchauffement climatique ont justifié l?adoption d?objectifs ambitieux de réduction des émissions de gaz à effet de serre aux niveaux international et européen, déclinées au niveau national par une planification énergétique ambitieuse. Les budgets carbone qu?elle définit ont été respectés au cours des dernières années dans un contexte marqué toutefois par l?incidence de la forte volatilité des prix sur la consommation d?énergie. 1.2.1. Une planification énergétique ambitieuse Des engagements ont été pris par les États parties à l?accord de Paris (2015) pour contenir l'élévation de la température moyenne de la planète nettement en dessous de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels (1850- 1900) et poursuivre l'action menée pour limiter l'élévation des températures à 1,5 °C en plafonnant, « dans les meilleurs délais », les émissions de gaz à effet de serre (GES) selon des objectifs et plans d?actions différenciés au niveau national. Dans le cadre du Pacte vert pour l?Europe, l?Union européenne a fixé pour objectif de réduire, d?ici 2030, les émissions nettes de GES d?au moins 55 % par rapport à 1990 afin d?atteindre la neutralité carbone en 13 Cf. Adrien Bilal et Diego R. Känzig (2026) ? The macroeconomic impact of climate change ? Global versus local temperature ? The Quaterly Journal of Economics ? Vol. 141 Isssue 2. A. Delahais et A. Robinet (2023), Coût de l?inaction face au changement climatique en France : que sait-on ?, France stratégie, document de travail n° 2023-1 14 Banque de France, rapport sur la stabilité financière, 2025 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 37 2050. Afin de planifier l?atteinte de ces objectifs, chaque pays doit faire parvenir à la Commission européenne un plan national intégré énergie- climat à jour. Le plan français est construit à partir de trois documents : - Le plan national d?adaptation au changement climatique (PNACC) vise à protéger les citoyens et à préparer les territoires, l?économie et l?environnement aux conséquences du changement climatique : il se fonde sur une trajectoire de réchauffement de référence de 2 °C en 2030, 2,7 °C en 2050 et 4 °C en 2100 en France hexagonale par rapport à l?ère préindustrielle ; - La stratégie nationale bas-carbone (SNBC) est la feuille de route de la France pour conduire la politique d?atténuation du changement climatique : elle définit des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre à l?échelle de la France ? les budgets carbone ? et vise l?atteinte de la neutralité carbone, c?est- à-dire zéro émission nette, à l?horizon 2050 ; - La programmation pluriannuelle de l?énergie (PPE) fixe les priorités d?actions des pouvoirs publics dans le domaine de l?énergie (maîtrise de la demande en énergie, promotion des énergies renouvelables, garantie de sécurité d'approvisionnement, maîtrise des coûts de l?énergie, développement équilibré des réseaux, etc.) pour 10 ans. Encadré 2 : Une mise à jour en cours de la planification climat-énergie Le troisième Plan national d?adaptation au changement climatique (PNACC-3), présenté officiellement le 10 mars 2025, est le document de référence pour l?adaptation. Il se fonde sur une trajectoire de réchauffement dite « de référence » ? environ +4 °C en France métropolitaine à l?horizon 2100. Pour l?atténuation des émissions de gaz à effet de serre, le cadre juridique reste aujourd?hui la Stratégie nationale bas-carbone de deuxième génération (SNBC-2), adoptée en 2020. C?est elle qui fixe les budgets carbone 2019-2023, 2024-2028 et 2029- 2033 et la trajectoire vers la neutralité carbone en 2050. Un projet de SNBC-3 a été mis en consultation le 12 décembre 2025. À ce stade, cependant, la SNBC-3 reste un projet avancé mais non encore adopté par décret. La Programmation pluriannuelle de l?énergie (PPE) détaille la trajectoire du système énergétique (mix, capacités, consommation). La troisième PPE (PPE-3) couvrant 2025- 2030 et 2031-2035 a été publiée le 12 février 2026. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 38 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Enfin, le Plan national intégré énergie-climat (PNIEC) est la traduction, vis-à-vis de l?Union européenne, de l?ensemble de cette stratégie. Le premier PNIEC français datait de 2019. La version finale actualisée du PNIEC 2021-2030 de la France a été transmise à la Commission européenne en juillet 2024. La SNBC distingue deux scénarios : un scénario nommé « Avec Mesures Existantes » (AME), qui présente les trajectoires de consommation d?énergie en l?état des mesures adoptées et un scénario nommé « Avec Mesures Supplémentaires » (AMS), qui prend en compte des mesures de politiques publiques supplémentaires à celles existant aujourd?hui afin de permettre à la France de respecter ses objectifs climatiques et énergétiques à court, moyen et long-terme. Le scénario dit « AMS » dessine une trajectoire possible de réduction des émissions de gaz à effet de serre jusqu?à l?atteinte de la neutralité carbone en 2050, à partir de laquelle sont définis les budgets carbone. Ils prennent la forme de plafonds d?émissions à ne pas dépasser par période de cinq ans. Ce scénario représente une projection d?un futur possible et raisonnable au regard des connaissances actuelles. Toutefois, différents chocs imprévus (économiques, sociaux technologiques ou géopolitiques) peuvent engendrer des écarts notables à la trajectoire voulue. Par ailleurs, les évolutions supposées dans le cadre du scénario AMS reposent sur la mise en oeuvre progressive de politiques publiques de plus en plus ambitieuses, qui ne sont pas toutes décrites explicitement et ne sont même pas actées à ce jour. Encadré 3 : Les financements nécessaires à la transition énergétique Pour que la France suive une trajectoire compatible avec la neutralité carbone, l?économie devrait mobiliser, d?ici 2030, un surcroît considérable d?investissements. La stratégie pluriannuelle des financements de la transition écologique jointe au projet de loi de finances pour 2026 estime les besoins supplémentaires à environ + 82 Md¤ par an en 2030 en brut par rapport à 2024. La répartition public/privé est un point d?équilibre délicat, dépendant de choix politiques. Une mission confiée par France Stratégie à Jean Pisani-Ferry et Selma Mahfouz chiffrait le supplément de dépenses publiques entre 25 et 34 Md¤ par an à l?horizon 203015. 15 Jean Pisani-Ferry & Selma Mahfouz, France Stratégie, « Les incidences économiques de l?action pour le climat », 2023 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 39 Les scénarios prospectifs énergie-climat-air proposent des trajectoires AME et AMS différentes, notamment en ce qui concerne la quantité d?énergie consommée : à horizon 2050, l?écart de consommation d?énergie entre ces deux scénarios est de près de 11%. Tableau n° 1 : Quantité d?énergie finale consommée à horizon 2030 et 2050 selon les scénarios AME et AMS (en TWh) AME AMS 2050 1 337 1 195 - 142 - 10,6 % Source : Scénarios prospectifs énergie-climat-air juin 2025 pour AME ; données DGEC de mai 2026 pour AMS. Ces différences en termes de quantité consommée d?énergie s?accompagnent d?un mix énergétique différent, proposant une énergie beaucoup plus décarbonée dans le scénario AMS. Tableau n° 2 : Mix-énergétique de la consommation finale à horizon 2030 selon les scénarios AME et AMS AME 2030 AMS 2030 Écart Energies fossiles 50,1 % 39,8 % - 10,3 Electricité et chaleur 39,5 % 46,1 % + 6,6 Renouvelables thermiques 10,2 % 12,4 % + 3,6 Hydrogène 0,2 % 0,3 % + 0,1 Source : Scénarios prospectifs énergie-climat-air mis à jour en juin 2025 pour AME ; données DGEC de mai 2026 pour AMS. 16 Le scénario AMS présente un niveau de consommation énergétique supérieur à celui du scénario AME à horizon 2030, car la SNBC 3 intègre une trajectoire de réindustrialisation de la France, à laquelle s'ajoute le déploiement des centres de données sur le territoire national. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 40 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 3 : Mix-énergétique de la consommation finale à horizon 2050 selon les scénarios AME et AMS AME 2050 AMS 2050 Ecart Energies fossiles 34,5 % 0,2 % - 34,3 Electricité et chaleur 55,4 % 78,2 % + 22,8 Renouvelables thermiques 9,5 % 19,9 % + 10,4 Hydrogène 0,6 % 1,7 % + 1,1 Source : Pour les données AME, Scénarios prospectifs énergie-climat-air mis à jour en juin 2025 ; Pour les données AMS, données DGEC. À horizon 2030, entre les scénarios AME et AMS, la part de produits énergétiques fossiles dans le mix-énergétique français diffère de 10,3 points. À horizon 2050, il diffère de 34,2 points. Constat n° 1 : La décarbonation de l?énergie a commencé dès le choc pétrolier et la consommation finale d?énergie décroît depuis le milieu des années 2000. Cette transition fait l?objet d?un soutien des autorités publiques pour des motifs environnementaux et de souveraineté économique. 1.2.2. Des budgets carbone jusqu?ici respectés malgré une forte volatilité des prix de l?énergie Le budget carbone 2019-2023 fixé par la SNBC-2 a été globalement respecté. Au terme de la période, tous les secteurs sont en avance sur la trajectoire à l?exception des déchets. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 41 Graphique n° 4 : émissions carbone annuelles en millions de tonnes équivalent CO2 Source : Citepa La période 2019-2023 a cependant été marquée par des événements exceptionnels favorisant le respect de la trajectoire. L?épidémie de Covid- 19 a entraîné à la fois une rétraction inédite de la consommation et une forte baisse des prix pour toutes les sources d?énergie. Le début de la guerre en Ukraine a correspondu à une période d?indisponibilité de plusieurs centrales nucléaires d?EDF et des conditions de sécheresse limitant la production hydro-électrique, la conjonction de ces trois circonstances ayant pour effet de propulser les prix de toutes les énergies à des niveaux très élevés. Malgré les dispositifs importants de soutien des ménages et des entreprises mis en place par le Gouvernement, ce signal-prix s?est traduit par une diminution de la consommation. 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 Energie Industrie Déchets Bâtiments Agriculture Transports Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 42 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 5 : Prix de marché de l?électricité en gros en France et du pétrole (brent) ? mai 2021/mai 2026 Note de lecture : prix de gros de l?électricité en France en ¤/Mwh sur l?echelle de droite ; prix du brent en $/baril sur l?échelle de gauche Source : Trading Economics Les budgets carbone 2024-2028 et 2029-2033, envisagés dans le cadre du projet de SNBC-3, restent très ambitieux. En 2030, par rapport à 2023, les émissions carbone sont attendues en retrait de 12% pour l?agriculture, de 27% pour les transports, de 29 % pour l?industrie, de 30% pour la production d?énergie et de 35% pour les bâtiments. La nouvelle hausse des prix des énergies fossiles enregistrée à la fin du premier trimestre 2026 dans le contexte de la guerre au Moyen-Orient, contrairement à l?épisode de 2022-2023, n?a pas affecté de façon importante le prix de l?électricité en France, les capacités de production d?origine nucléaire et hydraulique étant pleinement disponibles. Si elle durait, elle pourrait donc renforcer les incitations à la décarbonation par une réduction de la consommation comme en 2022-2023, mais aussi potentiellement par des effets de substitution, compte tenu de l?évolution différenciée des prix de l?électricité et des énergies fossiles. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 43 2. Une fiscalité de rendement peu adaptée à des objectifs de décarbonation et de stabilisation des prix La fiscalité de l?énergie, principalement composée de la TVA et des accises, a été conçue initialement comme une fiscalité de rendement. Elle s?est progressivement complexifiée, l?évolution saccadée des prix de l?énergie et l?alourdissement des tarifs normaux appliqués aux énergies fossiles en fonction d?objectifs environnementaux se conjuguant pour conduire au développement de nombreuses dépenses fiscales. 2.1. Une fiscalité pensée pour le rendement 2.1.1. Une fiscalité principalement fondée sur l?accise sur les énergies et sur la TVA L?accise sur les énergies, qui regroupe depuis 2022 les anciennes taxes intérieures de consommation, constitue le principal prélèvement sur l?énergie. Cette taxe comprend cinq fractions : électricité ; gaz naturels ; produits énergétiques, autres que les gaz naturels et les charbons, en métropole (carburants, notamment) ; produits énergétiques outre-mer ; charbons. Elle est assise sur les volumes physiques de produits mis à la consommation et son montant varie en fonction de la catégorie fiscale du produit, de son usage ou de son lieu de consommation. Les droits d?accise sur l?énergie ont été conçus principalement autour d?un objectif de rendement. Ainsi, la taxe intérieure pétrolifère (TIP) ? mise en place par les lois du 16 et 30 mars 1928 ? avait été créée pour compenser le déclin du rendement de l?impôt sur le sel. De même, la taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) ? créée par la loi du 28 décembre 1950 ? avait pour objectif d?aider au financement de la reconstruction du réseau de transport routier après la Seconde guerre mondiale et de faire contribuer les usagers de la route à l?entretien et au développement des infrastructures utilisées. L?évolution de cette taxe a conduit à y intégrer de nouveaux objectifs, pouvant néanmoins entrer en contradiction entre eux. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 44 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En premier lieu, un ensemble de régimes d?exonérations et tarifs particuliers et réduits a été prévu pour soutenir divers secteurs économiques (transport, bâtiment et travaux publics, agriculture, etc.). En deuxième lieu, l?accise a connu des révisions pour mieux intégrer les enjeux environnementaux. Après l?échec de la taxe carbone en 2009 ? en raison de sa censure par le Conseil constitutionnel ? les anciennes taxes intérieures de consommation ont été aménagées pour y inclure une composante carbone informelle, dont l?évolution a néanmoins été gelée à 45 ¤/tonne à la suite du mouvement social de l?automne 2018. De même, une convergence des taux entre les carburants routiers (gazoles et essences) a été engagée, sans être néanmoins finalisée. Encadré 4 : La taxe carbone - les décisions du Conseil constitutionnel En 2000, le Conseil constitutionnel a censuré le projet d?extension de la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) à l?électricité et aux produits énergétiques fossiles. Il a observé qu?il était prévu de soumettre l?électricité à la taxe, alors qu?en raison de la nature des sources de production de l?électricité en France, la consommation d?électricité contribuait très faiblement au rejet de dioxyde de carbone. En 2009, le projet de loi de finances pour 2010 prévoyait la création d?une contribution climat-énergie. La taxe devait peser sur la consommation d?énergies fossiles utilisées ou destinés à être utilisés comme carburants ou combustibles. Les tarifs devaient être calculés sur la base d?un prix de la tonne de carbone initialement fixé à 17 ¤, progressivement croissant. Le produit de la taxe carbone prélevée sur les ménages, devait faire l?objet d?une redistribution intégrale et forfaitaire, par la création d?un crédit d?impôt en faveur de l?ensemble des ménages. Pour les personnes non imposables, ce crédit d?impôt devait être restitué sous la forme d?un « chèque vert ». La taxe a été censurée par le Conseil constitutionnel, au motif que les régimes d?exemption de la taxe, qui représentaient plus de la moitié de la totalité des émissions, étaient contraires à l?objectif de lutte contre le réchauffement climatique et créaient une rupture caractérisée d?égalité devant les charges publiques17. Une composante carbone a été introduite dans les tarifs des taxes sur les énergies fossiles à partir de 2014. Le choix des pouvoirs publics d?insérer la taxation du carbone dans un outil fiscal préexistant avait pour but de se prémunir contre le risque de censure par le Conseil constitutionnel pour rupture d?égalité devant l?impôt. Si la loi de finances pour 2014 a bien été déférée au Conseil constitutionnel, son article 32 qui modifiait les tarifs des taxes intérieures de consommation n?a pas été examiné par le Conseil. 17 Décision n° 2009-599 DC du 29 décembre 2009. Cf. supra. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 45 En troisième lieu, pour clarifier les circuits de financement de l?électrification, l?accise a été révisée à plusieurs reprises ces dernières années pour y intégrer d?anciennes taxes ou dispositifs budgétaires, dans une logique de simplification de la taxation de l?énergie et de sécurisation juridique de sa structure au regard du droit de l?Union européenne. Encadré 5 : Une accise révisée pour simplifier et sécuriser le financement de la politique de l?énergie Le droit de l?Union européenne18 permet aux États membres de prélever des taxes indirectes supplémentaires sur les produits soumis à accise, sous deux conditions : elles doivent poursuivre une finalité spécifique (notamment environnementale) et être soit directement affectées à des dépenses en faveur de cette finalité, soit conçues de façon à pouvoir influencer le comportement des contribuables dans un sens permettant de réaliser cette finalité. Par une décision de 2018 dite « Messer France »19, la Cour de justice de l?Union européenne (CJUE) a relevé l?inconventionnalité partielle de l?ancienne contribution au service public de l?électricité (CSPE). Cette contribution avait à la fois une finalité environnementale (financement de surcoûts liés à l?obligation d?achat d?énergie verte), sociale (financement de baisse du prix de l?électricité pour les ménages précaires), de cohésion territoriale (dispositif de péréquation tarifaire géographique) et administrative (financement des coûts de fonctionnement d?autorités administratives). La CJUE a jugé que seule la première finalité pouvait être considérée comme conforme au droit européen. Pour mettre fin à ce contentieux, la CSPE a été fusionnée en 2015 avec l?ancienne taxe intérieure de consommation finale d?électricité (TICFE). La loi de finances pour 2021 a par ailleurs transformé les taxes départementales et communales sur la consommation finale d?électricité (TDCFE et TCCFE) en une hausse d?accise, à compter respectivement des années 2022 (pour la TDCFE) et 2023 (pour la TCCFE). Depuis le 1er août 2025, le financement du mécanisme de péréquation tarifaire au profit des zones non interconnectées (ZNI) est désormais également assuré par une majoration du tarif normal d?accise. Par ailleurs, le tarif de l?accise sur l?électricité a été relevé pour remplacer l?ancienne contribution sur les gestionnaires de réseaux de distribution, dédiée au financement des aides à l?électrification rurale (CAS FACé). En dernier lieu, l?accise sur les énergies a été mobilisée pour répondre à l?inflation énergétique qui a suivi la guerre en Ukraine. Un « bouclier tarifaire » sur les prix de l?électricité, en partie fiscal, a ainsi été 18 Directive (UE) 2020/262 du Conseil du 19 décembre 2019 établissant le régime général d?accise (refonte). 19 CJUE, Messer France SAS c/France, affaire C-103/17. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 46 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES mis en oeuvre à compter de 2022 et jusqu?à janvier 2025 pour limiter les effets pour les ménages et les entreprises de la hausse des prix de l?énergie. Le bouclier tarifaire « gaz naturel » et la remise carburants étaient en revanche des dispositifs budgétaires et non fiscaux. La taxe sur la valeur ajoutée (TVA) s?applique en outre à toutes les ventes de produits énergétiques, y compris pour des prestations portant sur des produits non soumis à l?accise (vente de bois de chauffage, de chaleur commercialisée, etc.)20. Le taux de TVA applicable est de 20 % du prix de vente (intégrant le montant de l?accise), sauf en Corse et dans les territoires ultramarins où certains taux réduits ou exonérations sont appliqués. En outre-mer, la TVA sur les produits pétroliers n?est pas applicable mais l?octroi de mer et l?octroi de mer régional s?y appliquent sur l?ensemble des produits pétroliers importés et vendus dans ces territoires. Leur taux sont définis par chaque collectivité. Ces deux grands prélèvements sur l?énergie sont complétés par trois prélèvements sur les produits énergétiques, au rendement moindre : la contribution tarifaire d?acheminement (CTA), la contribution pour la gestion des stocks stratégiques pétroliers et la taxe incitative relative à l?utilisation d?énergie renouvelable dans les transports (TIRUERT) et le versement unique visant à financer le comité professionnel des stocks stratégiques pétroliers (CPSSP) dû par les opérateurs pétroliers non agrées. La CTA, due sur les tarifs des réseaux de gaz et d?électricité depuis 2004, permet de financer la Caisse nationale des retraites des industries électriques et gazières21. Le 3 janvier 2026, le ministre de l?Économie, des Finances, de la souveraineté industrielle, énergétique et numérique, 20 Article 78 de la directive 2006/112/CE relative au système commun de taxe sur la valeur ajoutée de l?Union européenne. 21 Les sociétés Accorinvest et Société Générale ont contesté devant le juge administratif la conformité au droit communautaire de ce prélèvement, en considérant qu?il s?agissait d?une taxe indirecte supplémentaire sur les produits soumis à l?accise du fait de l?existence d?un mécanisme légal de répercussion de cet impôt sur le consommateur final d?électricité. Le Tribunal de l?UE a cependant conclu le 28 janvier 2026 que l?existence de ce mécanisme ne suffisait pas à rendre ce prélèvement contraire au droit communautaire. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 47 M. Roland Lescure, a fait part du souhait du Gouvernement de diminuer d?environ un quart la CTA. La TIRUERT est une taxe dégressive selon l?atteinte par les opérateurs d?objectifs cibles d?incorporation de biocarburants ou de carburants d?origine renouvelable. Il s?agit donc d?un mécanisme incitatif dont l?objectif principal n?est pas le rendement fiscal, mais la modification du comportement des redevables. Une réflexion est en cours concernant le remplacement de la TIRUERT par un instrument d?incitation à la réduction de l?intensité carbone des carburants (IRICC), de nature non fiscale. Les producteurs et fournisseurs d?énergie sont aussi assujettis à un ensemble de taxes, pouvant être répercutées en tout ou partie par ces entreprises sur le prix de l?énergie. Encadré 6 : les taxes spécifiques sur les producteurs et fournisseurs d?énergie L?imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER) est une taxe due aux collectivités territoriales aux établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) par les exploitants de dix catégories d?installations relevant des secteurs de l?énergie, du transport ferroviaire et des télécommunications. L?imposition forfaitaire sur les pylônes (IFP) est due aux communes et EPCI pour chaque pylône par les exploitants des lignes dont la tension est supérieure à 200 kilovolts. Une taxe annuelle sur les éoliennes maritimes (TAEM), affectée pour moitié aux communes littorales d?où les installations sont visibles, est acquittée par les exploitants de ces équipements et assise sur le nombre de mégawatts installés dans chaque unité. De même, deux taxes sur les installations nucléaires de base (TINB) sont payées par les exploitants de ces installations : une taxe générale sur les INB relevant du secteur énergétique et une taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives. Ces taxes sont affectées à l?Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) et au financement du projet dit « Cigéo », futur centre de stockage en couche géologique profonde de déchets radioactifs prévu en Meuse et en Haute-Marne. Deux nouveaux prélèvements sont entrés en vigueur en 2026. La politique publique française en matière d?électricité vise plusieurs objectifs dont la conciliation s?avère en pratique difficile : garantir une alimentation en électricité stable, y compris en période de pointe de consommation, promouvoir la production d?électricité à partir de sources d?énergie bas carbone, maintenir la concurrence sur le marché de l?électricité, permettre aux consommateurs de bénéficier de prix bas grâce à l?amortissement du parc nucléaire historique et garantir le nécessaire financement des investissements prévus par EDF pour entretenir et rénover Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 48 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES ce parc. Deux mécanismes non fiscaux, prévus pour respecter ces objectifs, ont été remplacés par deux nouveaux dispositifs de nature fiscale dans la loi de finances pour 202522. D?une part, l?ancien dispositif d?accès régulé à l?électricité nucléaire (ARENH) a été remplacé par un versement nucléaire universel (VNU). L?ARENH, instauré en 201023, a permis de faire bénéficier l?ensemble des consommateurs de la compétitivité du parc nucléaire historique indépendamment du choix du fournisseur. Néanmoins, l?ARENH a peu permis de développer la concurrence sur le marché de la production, selon l?Autorité de la concurrence24. Au surplus, comme l?a notamment relevé la Cour des comptes, ce dispositif a donné lieu à des « comportements opportunistes » de la part des fournisseurs alternatifs25, au détriment du consommateur. Dans ce contexte, le VNU prévoit le prélèvement d?une partie des revenus générés par le parc nucléaire historique de la société EDF au profit des autres fournisseurs qui doivent répercuter ce gain au consommateur final d?électricité. D?autre part, une taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité est prévue. Ce mécanisme a pour objectif de garantir le financement de capacités de production dites « de pointe », permettant de garantir la sécurité d?approvisionnement électrique du pays. En effet, ces installations de pointe ne sont pas rentables en raison de la ponctualité de leurs services. Le mécanisme de capacité en vigueur reposait sur une obligation, d?achat des capacités pour les fournisseurs d?électricité. Une valeur de marché de ces capacités de pointe était ainsi déterminée en fonction du prix d?équilibre résultant de la rencontre de l?offre et de la demande total de couvertures en garanties de capacités, lors d?enchères organisées de façon décentralisée. Le fonctionnement du mécanisme conduisait néanmoins les fournisseurs à minimiser leurs obligations de couverture en garanties de capacités, tout en induisant une forte variabilité du prix. 22 Articles 17 et 19 de la loi n° 2025?127 du 14 février 2025 de finances pour 2025. 23 Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité. 24 Autorité de la concurrence, Rapport d'évaluation du 24 décembre 2020 sur le dispositif d'ARENH. 25 Cour des comptes, L'organisation des marchés de l'électricité, 2022. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 49 Pour répondre à ces défauts, un nouveau dispositif est prévu à compter de novembre 2026. Il reposera sur une acquisition directe, par le gestionnaire de réseau, des engagements de disponibilité correspondant à ses besoins auprès des producteurs. Ce nouveau dispositif sera financé par une taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité, acquittée par les fournisseurs d'électricité, en proportion de la consommation de leurs clients pendant les périodes de tension qui s'exercent sur le système électrique. 2.1.2. Une assiette essentiellement constituée d?énergies fossiles Le rendement des prélèvements sur les produits énergétiques26 représente 59,7 Md¤ en 2024. Il est très concentré sur l?accise (39,5 Md¤ en 2024) et sur la TVA (17,6 Md¤ nets en 2024). 26 Accise, TVA, octroi de mer, CTA, TIRUERT et contribution au CPSSP, à l?exclusion des taxes sur les producteurs et distributeurs d?énergie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 50 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 6 : Évolution du rendement de la fiscalité sur l'énergie entre 2018 et 2024 par type de prélèvement (en Md¤) Source : CPO, d?après les données du SDES et la documentation budgétaire. Après un premier recul en 2020 consécutif à la crise sanitaire mais lié surtout à la baisse des déplacements et par voie de conséquence de la consommation de carburants, le rendement total de la fiscalité de l?énergie a de nouveau baissé en 2022 et en 2023 en raison d?un net recul du rendement de la fraction d?accise sur l?électricité, dans le contexte de la mise en place du bouclier tarifaire. Celui-ci a été partiellement levé en 2024, puis complètement en février 2025. Sur la même période, le rendement total de la fiscalité sur les produits pétroliers (accise, TVA, octroi de mer, TIRUERT et contribution au CPSSP) s?est stabilisé en valeur autour de 40 Md¤ (avec des évolutions du rendement de la TVA, liées à la volatilité des prix), tandis que celui de la fiscalité sur le gaz naturel (accise, TVA et CTA) s?est stabilisé autour de 4 Md¤ sur la période 2021- 2023, avant une hausse en 2024 à 5,6 Md¤. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 51 Graphique n° 7 : Évolution du rendement de la fiscalité sur les produits pétroliers raffinés, sur l?électricité et sur le gaz naturel entre 2018 et 2024 (en Md¤) a ? Produits pétroliers raffinés b ? Électricité c ? Gaz naturel Source : CPO, d?après les données du SDES et de la documentation budgétaire Les énergies fossiles ont représenté une part très majoritaire du rendement de la fiscalité sur l?énergie entre 2018 et 2024, de l?ordre de 71 % (en 2020, la crise sanitaire ayant conduit à un recul de la consommation de produits pétroliers raffinés) à 87 % (en 2023, le bouclier tarifaire ayant fortement réduit le rendement de l?accise sur l?électricité). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 52 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 8 : Évolution du rendement de la fiscalité sur l'énergie entre 2018 et 2024 par grands types de produit énergétique (en Md¤) Source : CPO, d?après les données du SDES et de la documentation budgétaire Le produit de l?accise sur les énergies est partagé. Ainsi, en 2025, sur 43,2 Md¤ de recettes fiscales brutes d?accise, le tiers (14,4 Md¤) faisait l?objet d?un transfert aux collectivités territoriales et environ 4 % (1,8 Md¤) était reversé à des opérateurs de transports ou, pour financer la péréquation tarifaire au bénéfice des zones non interconnectées (ZNI) et de l?électrification rurale. 2.1.3. Une fiscalité représentant une part importante du prix de l?énergie, en particulier pour les carburants La fiscalité sur les produits énergétiques (accise sur l?énergie, TVA et CTA) représente une part importante du prix de l?énergie, qui est cependant très variable selon le type d?énergie consommée. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 53 Graphique n° 9 : Ventilation du prix des carburants au détail en France continentale (en ¤/L) Source : CPO (données : UFIP) Pour les carburants, la fiscalité représentait au 15 mai 2026 environ 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole, en légère diminution par rapport à la proportion constatée avant le début de la guerre au Moyen- Orient (56 % et 52 %). Cette part a tendance à baisser lorsque le prix des carburants hors taxes augmente. Si la TVA est prélevée sur le prix des carburants accise comprise, l?accise a pour assiette les quantités mises à la consommation indépendamment de leur prix. Elle joue ainsi un rôle d?amortisseur automatique des fluctuations des prix hors taxes. Par ailleurs, environ la moitié des coûts de distribution (soit 13 ct par litre) serait imputable aux certificats d?économie d?énergie, dispositif réglementaire et non fiscal qui vise à diminuer la consommation d?énergie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Encadré 7 : Les certificats d?économie d?énergie Le dispositif des certificats d?économies d?énergie (CEE), créé en 2005, repose sur une obligation triennale de réalisation d?économies d?énergie imposée par les pouvoirs publics aux fournisseurs d?énergie (les "obligés"). Ces certificats sont attribués par les services du ministère chargé de l?énergie, aux acteurs éligibles (obligés mais aussi d?autres personnes morales non obligées) réalisant des opérations d?économies d?énergie. Les obligés ont également la possibilité d?acheter des CEE à d?autres acteurs ayant mené des actions d?économies d?énergie, en particulier les éligibles non obligés. Ils peuvent aussi obtenir des certificats en contribuant financièrement à des programmes d?accompagnement. En fin de période, les obligés doivent justifier de l?accomplissement de leurs obligations par la détention d?un montant de certificats équivalent à ces obligations. À défaut, ils sont tenus de verser une pénalité libératoire. Chaque année, ce dispositif finance selon le gouvernement plus d?un million d?opérations d?économies d?énergie dans les secteurs du bâtiment, des transports, de l?industrie, et de l?agriculture tout en contribuant directement à la souveraineté énergétique de la France, grâce aux réductions de consommation qu?il permet. Le décret relatif à la sixième période des certificats d?économies d?énergie du 30 octobre 2025, publié le 4 novembre 2025 et entré en vigueur le 1er janvier 2026, fixe les obligations annuelles d?économies d?énergie que doivent réaliser les fournisseurs d?électricité, de gaz, de chaleur et de froid, ainsi que les metteurs à la consommation de carburants et de fioul domestique pour les années 2026 à 2030. Il affiche ainsi la volonté de l?Etat de maintenir l?ambition écologique, toute en luttant contre les fraudes et les effets d?aubaine. L?objectif global d?économies d?énergie fixé pour la période 2026-2030 s?élève à 1 050 térawattheures cumulées par an, en hausse de 27 % par rapport à la période actuelle. Par ailleurs, dès 2026, les distributeurs de fioul et de carburants vendant plus de 500 m³ par an deviennent "obligés" du dispositif (contre 7 000 m³ auparavant). Enfin, les nouveaux coefficients de conversion favorisent l'électrification et la chaleur renouvelable. Financer une chaudière à gaz via les CEE deviendra impossible pour certains modèles, au profit des pompes à chaleur (PAC) et des raccordements aux réseaux urbains. Pour l?électricité et le gaz naturel, la fiscalité représentait un peu moins de 30 % du prix de vente aux consommateurs en 2025. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 55 Graphique n° 10 : décomposition du prix des énergies consommées par les ménages en 2025 (en ¤/MWh) Note: tarif réglementé résidentiel pour l?électricité, prix repère du gaz naturel Source : DGEC Constat n° 2 : Mi-mai 2026, la fiscalité représentait 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole. En 2025, elle s?établissait en moyenne légèrement en dessous de 30 % pour le tarif réglementé de l?électricité pour les clients résidentiels et le prix repère de commercialisation du gaz naturel. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 56 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 2.2. Une volonté contrariée de mise en cohérence de l?accise avec les enjeux environnementaux 2.2.1. Un encadrement européen de la structure des tarifs de l?accise en cours de révision L?ensemble des droits d?accise ? soit tous les impôts indirects sur la vente ou l?usage de certains produits (produits énergétiques et électricité mais aussi alcool et tabacs) ? font l?objet d?un encadrement européen. Ce cadre vise à garantir le bon fonctionnement du marché intérieur européen, notamment en harmonisant les législations fiscales nationales. La directive relative au régime général d?accise27 encadre notamment la possibilité de prélever des taxes indirectes supplémentaires à l?accise. Elle prévoit que ces taxes doivent, d?une part, être prélevées à des « fins spécifiques » et, d?autre part, respecter les règles de taxation propres à chaque accise. L?accise sur les énergies fait par ailleurs l?objet d?un encadrement spécifique prévu par la directive relative à la taxation de l?énergie, dite « DTE » (directive sur la taxation de l'énergie) de 200328. Cette directive recense notamment les produits énergétiques qui entrent dans son champ, fixe les niveaux minima de taxation applicables à ces produits et, sous certaines conditions, les exonérations ou les taux de taxation différenciée qui s?appliquent. Cette directive ne concerne ni les produits énergétiques ne faisant pas l?objet de droits d?accise, notamment le bois de chauffage, le charbon de bois et la chaleur commercialisée (qui sont uniquement assujettis à la TVA), ni certains usages exonérés d?accise, notamment l?électricité qui est utilisée pour produire de l?énergie ou les produits énergétiques utilisés dans le cadre de certains procédés minéralogiques ou chimiques. Elle prévoit en outre l?exonération obligatoire des produits énergétiques utilisés pour la 27 Directive (UE) 2020/262 du Conseil du 19 décembre 2019 établissant le régime général d?accise. 28 Directive 2003/96/CE du Conseil du 27 octobre 2003 restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l'électricité. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 57 navigation aérienne (hors aviation de tourisme privée) et pour la navigation maritime dans des eaux communautaires. Cette directive laisse également des marges de manoeuvre aux États membres pour prévoir, à la condition qu?ils respectent des minima fixés par la directive, des taux différenciés pour certains produits (électricité d?origine solaire ou hydraulique, gaz naturel liquéfié, biocarburants, etc.), entre consommation professionnelle et consommation non professionnelle, pour les grands consommateurs d?énergie ou pour certaines utilisations (transports publics, taxis, certains services publics, etc.), ou pour des « raisons de politique spécifique », sur autorisation préalable du Conseil. La DTE, qui encadre l?accise sur les énergies, manque de cohérence au regard des objectifs de l?Union Européenne en matière de climat et d?énergie. La Commission européenne, dans sa proposition de directive du Conseil restructurant le cadre de l?Union de taxation des produits énergétiques et de l?électricité, a recensé les principales raisons expliquant ce manque de cohérence. La DTE actuelle taxe les nouveaux carburants et combustibles à moindre intensité de carbone comme leurs équivalents fossiles s?ils sont apparus après l?adoption en 2003 de la dernière DTE. Les biocarburants sont notamment désavantagés par la taxation fondée sur le volume. En effet, un litre de biocarburant présente généralement une teneur énergétique inférieure à celle d?un litre de combustible fossile. En outre, la DTE ne fait pas de distinction entre les sources d?électricité en fonction de leur intensité carbone. En 2018, selon la Cour des comptes européenne, la moyenne des taxes variait en fonction du produit énergétique entre 1,7 euro par MWh et 107,8 euros par MWh. Ces variations ne reflètent pas les différences en matière d'efficacité carbone, l?électricité étant en moyenne cinq fois plus taxée que le gaz naturel et dix fois plus que le charbon29. De plus, toujours selon la Cour, les exonérations fiscales obligatoires dont bénéficient les secteurs des transport aérien et maritime, si elles assurent l?égalité de traitement des compagnies européennes avec les autres, ne reflètent pas l?efficacité carbone de ces modes de transport. 29 Cour des comptes européenne (2022), Taxation de l?énergie, tarification du carbone et subventions de l?énergie, document d?analyse n° 2022/01 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 58 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES La DTE n?a pas harmonisé la fiscalité au niveau européen. Ainsi, en 2021, avant les mesures mises en place par beaucoup d?États pour faire face à l?augmentation des prix de l?énergie en 2022-2023, la part de la fiscalité de l?énergie dans le PIB des États membres de l?Espace économique européen variait entre 0,7 % (Irlande) et 3,1 % du PIB (Grèce). Avec 1,8 % du PIB, la France était proche de la moyenne de l?Union européenne (1,7 % du PIB). Le projet de révision de la DTE, en cours de négociation, a pour but de répondre en partie à ces constats. La proposition de la Commission comprenait l'introduction de nouveaux taux de taxation basés sur le contenu énergétique, ainsi que sur les performances climatiques et environnementales, le passage d'une taxation fondée sur le volume à une taxation basée sur le contenu énergétique (euro/GJ), le classement et la fixation d'une taxation minimale pour les différents produits énergétiques en fonction de leurs performances environnementales, l?augmentation des taux minimaux de taxation pour les carburants et les combustibles et la réduction de la taxe minimale pour l'électricité à des fins de consommation non professionnelle. En outre, elle proposait la suppression du traitement de faveur accordé à certains secteurs ou carburants et l'extension du champ d'application de la DTE : élimination de la différence entre le diésel et l'essence ; suppression de l'exonération fiscale accordée au transport international aérien de passagers et au transport international maritime ; abrogation de la possibilité de taxer sous les minima les entreprises à forte intensité énergétique ; extension du champ d'application de la directive au bois de chauffage, au charbon de bois et aux carburants alternatifs tels que l'hydrogène ; spécification de différents taux minimaux de taxation de l'énergie pour les diverses catégories de biocarburants ; suppression de la distinction entre consommation professionnelle et consommation non professionnelle. Les États membres avaient toutefois la possibilité de continuer à appliquer des exonérations et des réductions pour des raisons d'ordre social ou de protection de l'environnement. L?adoption à court terme de cette révision reste toutefois très incertaine dans la mesure où les décisions concernant la fiscalité doivent être prises à l?unanimité des États membres. Une proposition de compromis, aux ambitions sensiblement réduites par rapport aux propositions de la Commission, a fait l?objet d?une discussion au Conseil de l?UE à l?occasion de la présidence danoise, le 10 novembre 2025. Elle prévoit notamment le maintien des exonérations sur le transport maritime et aérien international (en maintenant la possibilité déjà existante de limiter Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 59 leur champ à l?intérieur de l?Union européenne), l?autorisation de tarifs différenciés pour toutes les activités économiques et la possibilité de prévoir des tarifs réduits et des exonérations partielles ou totales pour les électro-intensifs et les énergo-intensifs, ainsi que pour certains secteurs pour lesquels des accords sont conclus avec le Gouvernement dans l?objectif d?encourager l?efficience énergétique. Ces discussions n?ont toutefois pas abouti et n?ont pas repris depuis. Face à la hausse du prix du pétrole constatée depuis février 2026 dans un contexte de tensions au Moyen-Orient, la Commission européenne a annoncé pour mai 2026 une nouvelle proposition de texte visant à réduire le prix de l?électricité notamment par une baisse de la fiscalité. 2.2.2. Un alourdissement des tarifs de l?accise sur les énergies fossiles interrompu entre 2019 et 2023 En France, la « composante carbone » de l?accise sur les énergies a été introduite dans la loi de finances pour 2014. La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) de 2015 a ensuite fixé une cible à long terme avec un taux défini à 100 ¤/tCO2 en 2030. Cette composante carbone n?est pas une taxe à proprement parler, mais une modalité de calcul de trois des quatre composantes de l?accise sur les énergies dues en France continentale : produits énergétiques, gaz naturel, charbon. L?accise sur l?électricité n?est pas concernée par la composante carbone. Suite au mouvement de contestation sociale intervenu à l?automne 2018 (Gilets jaunes), la composante carbone a été gelée à son niveau de 2018, soit 44,6 ¤ par tonne. Après une stabilisation globale des tarifs pour les énergies fossiles entre 2019 et 2023, les lois de finances pour 2024, 2025 et 2026 ont néanmoins procédé à plusieurs modifications des tarifs normaux de l?accise. L?accise sur le gaz naturel a augmenté de 8 ¤/MWh en 2024. Pour les carburants, les tarifs normaux du gazole et de l?essence ont été relevés pour intégrer dans le tarif légal les majorations régionales préexistantes. Le nouveau tarif conduit néanmoins à un léger rapprochement de l?accise sur le gazole et de celle sur l?essence. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Tableau n° 4 : Tarifs normaux d?accise sur les carburants Source : Conseil des prélèvements obligatoires, d?après l?article L. 312-35 du CIBS. Pour les autres catégories fiscales (combustibles et électricité), différentes modifications ont également été apportées en 2025 et 2026. L?accise sur le gaz et l?électricité a été allégée en 2025 pour compenser le relèvement du taux de TVA applicable aux abonnements de gaz et d?électricité. Afin de favoriser l?électrification des usages, l?article 71 de la LFI 2026 prévoit, à compter du 1er août 2026, un passage du tarif normal d?accise sur les énergies combustibles hors GPL de 10,54 à 10,73 ¤/MWh, tandis que le tarif normal sur l?électricité pour les ménages passera à la même date de 25,09 à 24,69 ¤/MWh, puis rebaissera à nouveau à 24,38 ¤/MWh au 1er février 2027. Si les nouveaux tarifs d?accise réduisent ainsi légèrement les divergences entre les catégories fiscales, des débats persistent néanmoins tant sur la cohérence du maintien d?un écart de taxation entre l?électricité et les combustibles fossiles (fioul, gaz naturel) au détriment de la première que sur la cohérence environnementale du maintien d?un différentiel entre le gazole et l?essence. 2.2.3. Une multiplicité d?exonérations, de tarifs réduits ou spécifiques La France a fait un usage large des possibilités d?exonération ouvertes par la directive relative à la taxation de l?énergie. Pour l?année 2024, 38 régimes d?exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits ont été recensés, dont 36 dépenses fiscales et deux anciennes dépenses fiscales relatives aux exonérations bénéficiant au Tarif normal jusqu'au 31/07/25 (en ¤/MWh) Gaz naturels 5,23 5,23 5,23 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 61 transport aérien et maritime international30. Si certains de ces régimes de faveur découlent directement de l?application de la directive sur la taxation de l?énergie, une majorité d?entre eux reflète des choix nationaux, dans le but de soutenir un territoire (Corse et outre-mer), un secteur d?activités (industrie, transports publics, transport routier de marchandises, taxis, etc.), une activité (R&D pour les moteurs d?avions et de bateaux, valorisation de la biomasse, stockage de données, etc.) ou un produit énergétique (gazole non routier, biocarburants, biogaz, etc.). Graphique n° 11 : Panorama des exonérations, tarifs réduits et tarifs particuliers Source : CPO Le montant cumulé de ces différents régimes particuliers d?accise s?élevait à 15 Md¤ en 2024. Leur coût pour les finances publiques a évolué entre 4 Md¤ et 7 Md¤ entre 2004 et 2014, avant d?augmenter rapidement entre 2014 et 2017 pour atteindre 10 Md¤, une évolution qui s?explique en 30 L?exonération prévue pour la navigation aérienne internationale résulte de l?application de l?article 24 de la convention de Chicago. Celle prévue pour la navigation maritime internationale repose sur des fondements plus informels. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 62 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES grande partie par l?évolution de la composante carbone. À compter de 2017, la documentation budgétaire permet de relever une baisse à 8 Md¤ en 2018, puis une stagnation entre 8 et 9 Md¤ jusqu?en 2024. La baisse constatée résulte de la crise sanitaire, de certaines mesures de taux (bouclier tarifaire sur l?électricité) et, surtout, du déclassement des deux exonérations sur le transport aérien et maritime. La réintégration dans le calcul de ces deux exonérations permet d?observer une hausse continue jusqu?en 2019 jusqu?à dépasser 12 Md¤, puis une baisse forte en 2020, avant une reprise entre 2021 et 2024 pour atteindre 15 Md¤. La forte augmentation observée en 2023 et 2024 tient en grande partie à la révision du tarif normal de l?accise sur les carburéacteurs qui sert de référence au calcul du montant de la dépense fiscale déclassée sur le transport aérien international. Graphique n° 12 : évolution du coût total des régimes particuliers d?accise sur l?énergie sur la période 2004 ? 2024 (M¤) Source : CPO Le coût de ces régimes particuliers est concentré sur dix régimes qui représentaient 93 % du montant total en 2024. Les quatre principales dépenses fiscales concernent le transport aérien international, le gazole non Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 63 routier agricole, les tarifs spécifiques à l?outre-mer (non étudiés dans le cadre de ce rapport) et le transport routier de marchandises. Graphique n° 13 : Les dix exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits d?accise sur l?énergie les plus coûteux en 2024 Source : CPO. En raison du déclassement de ces dépenses fiscales depuis 2017, les coûts des exonérations des transports aérien et maritime internationaux sont repris respectivement de la note d?exécution budgétaire du budget annexe « Contrôle et exploitation aériens » et du dernier chiffrage disponible (PLF 2019). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Graphique n° 14 : Ventilation sectorielle du coût des exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits d?accise sur l?énergie en 2024 (réalisé) et en 2026 (prévisionnel) Source : CPO. En raison du déclassement de ces dépenses fiscales depuis 2017, les coûts des exonérations des transports aérien et maritime internationaux sont repris respectivement de la note d?exécution budgétaire du budget annexe « Contrôle et exploitation aériens » et du dernier chiffrage disponible (PLF 2019). Cette multiplication des taux réduits, qui n?est pas propre à la France, limite les incitations tarifaires à la décarbonation et va à l?encontre de l?objectif de neutralité carbone en 2050. Constat n° 3 : Le rendement de l?accise sur l?énergie est limité par de nombreux tarifs spécifiques qui visent à atténuer ses effets sur la compétitivité de certains secteurs économiques. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 65 2.3. Des expériences peu concluantes d?utilisation de l?outil fiscal pour contrer la volatilité du prix de l?énergie Les périodes de forte augmentation des prix de l?énergie s?accompagnent en général de mouvements de remise en cause des niveaux élevés de taxation des produits énergétiques, qu?il s?agisse la TVA ou de l?accise. Face au choc énergétique de 2022-2023, 10 États membres de l?Union européenne avaient adopté des baisses de TVA sur l?électricité et 12 des baisses de TVA sur le gaz. Seule la Pologne avait abaissé la TVA sur les carburants pendant dix mois, en contravention avec le droit communautaire qui n?autorise pas de taux réduit pour ces produits. Compte tenu de l?augmentation du prix du pétrole observée en mars 2026, l?Espagne et la Pologne ont annoncé la réduction de leurs taux de TVA sur les carburants à respectivement 10 et 8 %, une évolution contraire aux dispositions de la directive dite « TVA »31. En 2023, dans son rapport sur la TVA32, le CPO avait approuvé la décision du Gouvernement français de privilégier d?autres outils que la baisse de TVA sur le gaz et l?électricité pour la protection des personnes les plus exposées. Il avait notamment montré que le chèque énergie était plus efficace et plus efficient pour protéger temporairement les ménages modestes face à la hausse des prix de l?énergie. De façon plus générale, il soulignait la faible pertinence de l?utilisation de la TVA comme instrument de politique conjoncturelle en raison de multiplicateurs plus faibles que la baisse d?autres impôts et de la difficulté politique à revenir sur cette mesure après la crise33. Il rappelait en outre qu?une baisse de TVA ne se traduisait souvent que partiellement dans les prix. L?effet de rigidité des prix à la 31 Directive 2006/112/CE du Conseil du 28 novembre 2006 relative au système commun de taxe sur la valeur ajoutée, révisée. 32 CPO, La TVA, un impôt à recentrer sur son objectif de rendement pour les finances publiques, décembre 2023. 33 Cette réversibilité dépend des conditions politiques propres à chaque pays. L?Allemagne a ainsi réussi à revenir rapidement sur la baisse temporaire de TVA mise en place pendant l?épidémie de covid-19 (juillet-décembre 2020). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 66 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES baisse existe, mais est plus faible pour des produits très concurrentiels comme les carburants34. Plusieurs États européens (Allemagne, Italie, Portugal, Suède) ont de leur côté annoncé des baisses des tarifs d?accise sur les carburants en réponse à la hausse du prix du pétrole de mars 2026. La France a connu par le passé deux expériences peu concluantes d?utilisation de l?accise pour porter des mesures de soutien du pouvoir d?achat en période d?augmentation du prix de l?énergie. Entre le 1er octobre 2000 et le 21 juillet 2002, le Gouvernement a mis en place la « taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) flottante » : cette taxe devait diminuer en période de hausse du prix du pétrole brut à due proportion du surplus de TVA et augmenter en période de baisse, afin de lisser le prix payé par les consommateurs. Comme le relevait le Conseil des impôts en 200535, l?effet sur les prix est resté limité (au plus, 2,19 ct par litre) et lorsque les prix de marché ont diminué, à la veille d?élections municipales, le Parlement n?a pas voté la hausse qui aurait dû avoir lieu, générant ainsi un déficit de recettes publiques : le coût de la TIPP flottante a ainsi représenté 2,7 Md¤ sur 22 mois alors que le surplus de TVA représentait 1,3 Md¤. Pendant l?épisode inflationniste qui a suivi l?invasion de l?Ukraine en 2022-2023, le bouclier tarifaire gaz naturel et la remise carburants ont été conçus sous la forme de dispositifs budgétaires, tandis que le bouclier tarifaire électricité était un instrument en partie fiscal, s?appuyant sur une baisse importante de l?accise sur l?électricité. Le coût total du volet fiscal du bouclier électricité a représenté 19,4 Md¤ entre 2022 et 202436. Alors que les dispositifs budgétaires ont été interrompus dès décembre 2022 pour 34 Face à la hausse des prix à la production, les coûts de distribution ont dans un premier temps diminué, passant pour le gazole de 0,28 à 0,257 ¤/L entre le 27 février et le 27 mars 2026. Entre le 27 mars et le 15 mai 2026, ils ont au contraire remonté à 0,299 ¤/L, alors que le prix à la production baissait. 35 Conseil des impôts, Fiscalité et environnement, 2005 36 Auxquels s?ajoutaient 30,3 Md¤ pour le volet budgétaire. Cour des comptes, Les effets de l?inflation sur les finances publiques (2022-2023), novembre 2025 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 67 la remise carburants et, pour l?essentiel fin 2023, pour le bouclier gaz37, il a fallu attendre février 2025 pour que la fiscalité de l?électricité retrouve son niveau d?avant l?épisode inflationniste pour les ménages. Cette difficulté n?est pas propre à la France : la baisse de l?accise sur les carburants décidée par le Royaume-Uni en 2022 était encore en vigueur début 2026. Sur le plan de l?efficacité, des études économétriques ont mis en évidence les effets limités des mesures de soutien du pouvoir d?achat du Gouvernement français sur la croissance en raison notamment du maintien d?un taux d?épargne des ménages élevé en 2022-202338. Par ailleurs, la Cour des comptes a pu relever le caractère très peu ciblé de ces mesures et le poids important du soutien des ménages par rapport à celui des entreprises. Constat n° 4 : Les mesures fiscales ne sont pas des outils pertinents de compensation des fluctuations des prix de l?énergie : elles ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. 3. Une fiscalité complétée par les marchés carbone et le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières Pour parvenir à l?objectif de neutralité carbone en 2050 que s?est fixée la France, les signaux-prix constituent un levier essentiel pour inciter à réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES). Afin d?appréhender ce signal-prix, l?OCDE a développé la notion de tarification effective du carbone, qui permet d?apprécier le niveau de tarification de chaque secteur. Le modèle « Elfe » du commissariat général au développement durable 37 Le bouclier gaz a été maintenu en 2024 pour les contrats collectifs signés à un prix élevé avant le 30 juin 2023. La dépense correspondante s?est toutefois limitée à 0,5 Md¤. 38 Les études disponibles (Malliet et Saumtally, OFCE, 2023 ; Lemoine, Petronevitch et Zutova, Banque de France, 2024) chiffrent l?impact du bouclier tarifaire sur le PIB réel entre 0,1 et 0,2 point de PIB réel en 2022 et entre 0,2 et 0,5 point en 2023. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 68 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (CGDD) permet d?analyser la tarification effective du carbone en France et prend en compte depuis 2023 l?intégralité des émissions de GES. Selon ce modèle, la tarification effective moyenne du carbone en 2023 est estimée à 91 ¤/tCO2éq, avec de très fortes disparités entre les émissions de GES d?origine énergétique (taxées à 124 ¤/tCO2éq) et les autres émissions (taxées à 20 ¤/tCO2éq, soit environ six fois moins)39. La majeure partie de la tarification carbone repose aujourd?hui sur la fiscalité, en particulier sur l?accise sur les énergies (qui couvre 52 % des émissions), alors que son assiette ne porte que sur les émissions d?origine énergétique. Les quotas d?émissions européens ne concernent à l?inverse que 20 % des émissions, alors qu?ils permettent de couvrir toutes les émissions, y compris celles d?origine non énergétique (CO2, protoxyde d?azote, méthane, gaz fluorés, etc.). Graphique n° 15 : Les outils de tarification d?émissions de GES en 2023 39 Ministères chargés des territoires, de l?écologie et du logement, Une tarification des émissions de gaz à effet de serre inégale selon les secteurs, décembre 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 69 Cette structure centrée sur l?accise a pour conséquence que la tarification carbone effective des émissions d?origine énergétique varie de manière importante selon les secteurs d?activités, du fait des exonérations et des tarifs réduits applicables. Par exemple, pour les gazoles, le gazole non routier (GNR) agricole a une taxation effective d?environ 15 ¤/tCO2éq, contre 170 pour le gazole utilisé pour le transport routier de marchandises et 230 pour le reste du transport routier. À l?inverse, l?organisation d?un marché carbone permet l?émergence d?une tarification unique. Le système d?échange de quotas d?émission de l?Union européenne (SEQE-UE 1, Emissions Trading System 1 ou ETS 1 en anglais) s?est progressivement développé et un nouveau marché carbone (SEQE 2 ou ETS 2) est prévu à compter de 2028 pour assurer la tarification carbone d?autres secteurs. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 70 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 16 : Tarification effective du carbone en France en 2025, ordonnée par niveau croissant de tarification 3.1. Les leçons du premier marché carbone européen (SEQE ou ETS 1) Le protocole de Kyoto, signé le 11 décembre 1997 et entré en vigueur en 2005, prévoyait, entre autres, la création et le déploiement de marchés carbone. Dès 2005, l?Union européenne a été pionnière en mettant en place son système d?échange de quotas d?émissions. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Encadré 8 : Marché carbone ou taxe carbone ? Du point de vue économique, une taxe carbone fixe le prix et laisse les quantités d?émissions s?ajuster, tandis qu?un marché d?échange fixe la quantité (le plafond) et laisse le prix s?ajuster. En théorie, à information parfaite et avec les bons correctifs, les deux instruments peuvent être conçus pour offrir des incitations équivalentes. En pratique, leurs propriétés diffèrent. Un marché carbone procure une certitude environnementale à court terme mais un prix volatil, que l?on peut lisser via une réserve, des planchers/plafonds de prix ou des dispositifs d?invalidation. Une taxe donne une certitude sur le coût marginal et est plus simple sur un plan administratif, mais l?atteinte d?une cible environnementale nécessite un ajustement régulier du taux au vu des émissions observées. Le marché carbone de l?Union européenne s?applique aux installations situées sur le territoire de l?Espace économique européen (27 États membres de l?UE, Norvège, Islande et Liechtenstein). Depuis 2021, à la suite du Brexit, les installations au Royaume-Uni n?en font plus partie, à l?exception des centrales électriques en Irlande du Nord, mais un accord de couplage des marchés carbone britannique et européen est en cours de négociation. Le marché carbone suisse est lié au marché carbone européen depuis janvier 2020. Ce lien permet aux installations couvertes d'utiliser des quotas des deux marchés pour remplir leurs obligations. Les secteurs actuellement concernés sont notamment la production d?électricité et de chaleur, l?industrie lourde (raffineries, production d?acier, de ciment, de produit chimique, d?aluminium, de verre, de céramique, de papier-carton, etc.) et le transport aérien intra-européen. Depuis 2024, le marché carbone s?applique aussi à une partie du secteur maritime. Hors aviation civile et secteur maritime, environ 10 000 installations sont incluses dans le marché carbone à l?échelle de l?Union européenne et 1 059 en France. En 2022, les émissions couvertes s?élevaient à 1 284 MtCO2 à l?échelle de l?UE (soit environ 40% des émissions de CO2), dont 84 MtCO2 en France (soit environ 20% des émissions territoriales de la France). Dans le secteur de l?aviation, le marché carbone couvre environ 350 compagnies d?aviation à l?échelle européenne, soit 48,7 MtCO2 d?émissions issues de l?aviation en 2022 dans l?UE, dont 3,2 MtCO2 émises par les compagnies attribuées à la France. Le but du marché carbone est de restreindre le volume des gaz à effet de serre qui peuvent être émis. Les quotas d'émission sont plafonnés à un niveau fixé par l'UE et les entreprises peuvent, soit recevoir à titre Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 72 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES gratuit, soit acheter des quotas individuels. Le plafond est abaissé au fil du temps, de manière à réduire progressivement la quantité d'émissions et augmenter le prix du carbone. Afin de pouvoir éviter une volatilité trop importante des prix, une réserve de stabilité du marché (MSR) a été mise en oeuvre à partir de 2017, permettant ainsi de faire varier la quantité de quota disponible sur le marché et donc d?intervenir sur le prix de ces quotas. Encadré 9 : Fonctionnement de la réserve de stabilité (SEQE/ETS 1) La Market Stability Reserve (MSR) est un moyen de régulation du SEQE 1. Il ajuste mécaniquement l?offre de quotas mis aux enchères afin d?éviter les excès durables d?offre ou les pénuries et doit donc permettre de stabiliser le signal-prix du carbone. Chaque année, la Commission calcule le TNAC (Total Number of Allowances in Circulation). Lorsque le TNAC dépasse un certain seuil, le MSR retire des quotas des enchères pendant douze mois. Si le TNAC se situe entre 833 et 1 096 millions de quotas, la quantité retirée correspond exactement à l?écart au-dessus de 833 millions ; s?il dépasse 1 096 millions, le retrait s?élève à 24 % du TNAC. À l?inverse, si le TNAC tombe sous 400 millions, le MSR relâche 100 millions de quotas supplémentaires aux enchères. Dans tous les cas, l?ajustement passe uniquement par les volumes enchéris : les allocations gratuites aux installations ne sont pas modifiées, et la répartition des retraits/relâchements se fait au pro rata entre États membres. Pour éviter que le MSR ne devienne un « stock-tampon » permanent, une invalidation automatique est prévue : chaque 1?? janvier, les quotas accumulés dans la réserve au- delà de 400 millions sont annulés définitivement. Afin de renforcer la capacité d?action de la MSR, la Commission a proposé en mars 2026 de supprimer ce mécanisme d?invalidation. Pendant une longue période (2013-2017), le prix du quota était faible, autour de 5 ¤, à cause d?un déséquilibre structurel du marché entre l?offre et la demande. La mise en application de la réserve de stabilité du marché en 2017 a permis une multiplication par quatre du prix du quota en un an, entre septembre 2017 et septembre 2018. Le prix a ensuite fluctué entre 25 et 30 ¤, avec une baisse importante mais temporaire pendant la crise de la Covid au printemps 2020. En fin d?année 2020, le prix a à nouveau connu une tendance haussière marquée, portée par l?anticipation de sa réforme dans le cadre du Pacte Vert, avec encore une multiplication du prix par près de quatre en un peu plus d?un an, entre novembre 2020 et février 2022 où il a atteint près de 100 ¤. Après une baisse importante suivie d?un rebond après l?invasion russe de l?Ukraine, le prix a ensuite fluctué autour de 80-90 ¤ de février 2022 à octobre 2023. D?octobre 2023 à fin janvier 2024, le prix a baissé continuellement jusqu?à 48 ¤. Après être remonté à 85 ¤ en janvier 2025, il varie depuis entre 60 et 80 ¤. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 73 3.2. Les finalités du second marché carbone européen (SEQE ou ETS 2) Un système distinct d'échange de quotas d'émission (SEQE ou ETS 2) doit à terme porter sur les consommations de carburants et combustibles utilisés dans les secteurs du transport routier, pour le chauffage des bâtiments résidentiels et tertiaires, la petite industrie non couverte par le premier marché carbone et le gazole non routier utilisé par le secteur de la construction. Ces secteurs représentent 53% des émissions de CO2 françaises. La mise en oeuvre du second marché carbone européen initialement prévue en 2027 a toutefois été reportée à 2028. La France n?a pas engagé la transposition du second marché carbone en droit interne, ce qui aurait dû intervenir au 30 juin 2024. Une procédure d?infraction a été ouverte par la Commission européenne. Le second marché carbone applique une logique amont : ce sont les fournisseurs de carburants qui doivent surveiller, déclarer puis acheter et restituer des quotas correspondant aux émissions induites par les volumes livrés. Aucune allocation gratuite n?est prévue : tout passe par l?enchère, et le système est assorti d?un dispositif MSR propre et censé éviter l?emballement des prix. Toutefois, la quantité de carbone allouée à cette réserve pourrait être insuffisante pour limiter le prix au niveau prévu par la directive, soit 45¤2020 par tonne de CO2, ce qui a conduit la Commission européenne à formuler une proposition de révision de son mode de fonctionnement en novembre 202540. Une étude de Rexecode41 retient un surcoût annuel pour un ménage moyen de l?ordre de 155 ¤, se décomposant entre 105 ¤ pour ses charges de transport et 50 ¤ pour son logement, sous l?hypothèse d?un prix de 50 ¤ par tonne de de CO2, mais ces surcoûts ne tiennent pas compte d?éventuelles réactions en termes de consommation et d?investissements (cf. chapitre II). Un Fonds social pour le climat (FSC) a été créé pour amortir l?impact social de ce signal-prix en finançant des mesures nationales ciblant les ménages et micro-entreprises vulnérables. 40 Proposition de décision du parlement européen et du Conseil modifiant la décision (UE) 2015/1814 en ce qui concerne la réserve de stabilité du marché pour les secteurs du bâtiment, du transport routier et d?autres secteur. COM(2025)738 41 R. Trotignon, A. Benoist (2025), ETS 2 : un mécanisme d?harmonisation des prix du carbone aux contours flous, Rexecode, repères n° 18 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 74 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Pour y accéder, chaque État membre soumet un plan social pour le climat (PSC). La Commission n?effectue des paiements que si les jalons et cibles fixés dans le plan sont atteints. Les plans devaient être transmis au plus tard le 30 juin 2025 et le Fonds opère de 2026 à 2032. Toutefois, seule la Suède a transmis son plan dans les délais. Le FSC est alimenté par une part des quotas vendus sur le second marché carbone et par 100 millions de quotas prélevés sur le premier. Avec une contribution nationale complémentaire et minimale de 25 % du coût des plans, l?enveloppe publique mobilisée atteint au moins 81,25 Md¤ sur la période 2026-2032. Constat n° 5 : Un marché carbone s?est progressivement mis en place dans l?Union européenne. Un second marché devrait couvrir d?autres secteurs d?activité à partir de 2028. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 75 Chapitre II - Les effets du choc conjoncturel de prix et du choc structurel de décarbonation sur la fiscalité de l?énergie Ce chapitre explore les conséquences sur le niveau et la répartition de la fiscalité de l?énergie, du choc conjoncturel actuel sur les prix du pétrole et du choc structurel à venir de la décarbonation. À court terme, les ménages et les entreprises sont exposés de façon très différenciée à la hausse des prix du pétrole. Son effet sur la croissance globale dépendra principalement des comportements d?épargne des ménages. Les administrations publiques bénéficieront de certaines recettes supplémentaires, qui ne proviendront pas principalement de la fiscalité des carburants mais, en fonction de la transmission de l?inflation aux autres secteurs puis aux salaires, de la TVA et des impôts et cotisations assis sur les rémunérations. La hausse des taux d?intérêt et l?indexation de nombreuses dépenses sur l?inflation viendront consommer ce gain. Dans le cas de l?épisode inflationniste de 2022-2023, selon la Cour des comptes, le bilan des effets de l?inflation sur le déficit public a été fortement négatif après prise en compte des mesures discrétionnaires de soutien du revenu des ménages et des entreprises. Pour 2026, avant même les mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et les dépenses militaires supplémentaires liées à la crise au Moyen-Orient, le rapport d?avancement annuel (RAA) du programme budgétaire et structurel à moyen terme (PSMT) transmis par le Gouvernement à la Commission européenne estime l?impact négatif de la crise énergétique sur les finances publiques à 4,4 Md¤, sous l?hypothèse d?un reflux progressif du prix du baril de pétrole vers 80 $ à la fin 2026. À plus long terme, la poursuite et l?amplification attendues de la décarbonation diminueront fortement les recettes fiscales énergétiques. Les recettes liées aux quotas carbone, d?un montant incertain, ne viendront que transitoirement compenser ces pertes. Elles devraient de plus être en partie recyclées dans des mesures d?accompagnement de la transition pour les ménages et les entreprises les plus exposés. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 76 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1. Des effets ambivalents de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques Le prix à la pompe ont atteint 2,16 ¤ pour le gazole et 2,03 ¤ pour le SP95-E10 le 8 mai 2026, soit une augmentation respective de 46 et 32 centimes par rapport à la situation qui prévalait fin février. L?étude de l?épisode de forte augmentation des prix de l?énergie en 2022 et 2023 peut aider à appréhender les conséquences économiques et financières de ce choc, à condition de garder en mémoire la différence importante qui caractérise pour l?instant la crise actuelle par rapport à l?épisode précédent : les effets de l?augmentation du prix du pétrole sur le prix de l?électricité en France restent pour l?instant très limités. Sous cette réserve, l?analyse du choc précédent nous montre qu?une hausse importée des prix de l?énergie augmente le rendement de la TVA mais réduit celui de l?accise en raison d?effets négatifs sur la consommation énergétique. Elle a par ailleurs beaucoup d?autres effets sur les finances publiques, spontanés ou liés à la réaction des autorités monétaires et budgétaires. En 2022 et 2023, l?intensité des politiques de soutien budgétaire et leur durée ont conduit à une dégradation globale significative des finances publiques. 1.1. En cas de hausse du prix du pétrole, une augmentation de la TVA sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la baisse de la consommation L?accise sur les produits raffinés est assise sur les quantités consommées et non sur le prix. Son montant par litre reste donc inchangé en cas d?augmentation du coût hors taxes des carburants. Le rendement total de l?accise dépend cependant de l?évolution de la consommation. À très court terme, en début de crise, la crainte de pénuries ou l?anticipation d?une poursuite de la hausse peuvent conduire à une hausse temporaire de la consommation. Ainsi, la consommation des vingt premiers jours de mars affichait une augmentation de 1% par rapport à la même période en 2025. De ce fait, le ministre des comptes publics annoncé Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 77 des recettes supplémentaires de TVA à hauteur de 120 M¤ et d?accise représentant 150 M¤ pour le mois de mars 2026. Mais, assez rapidement, la consommation de carburants a tendance à se réduire quand les prix augmentent fortement. Une étude publiée par l?Insee en 2023 estime l?élasticité de la consommation de carburants pour le transport à son prix TTC entre -0,2 et -0,4 sur la base d?une analyse des données bancaires entre septembre 2021 et janvier 202342. Dans une étude antérieure de 2019, le Conseil d?analyse économique avait retenu une élasticité de -0,4543. En 2025, la consommation de gazole a représenté 27 millions de tonnes sur laquelle ont pesé 17,3 Md¤ d?accise. Celle d?essence sans plomb s?établit à 11,8 millions de tonnes, soit 9,9 Md¤ d?accise. En prenant pour hypothèse une élasticité de la consommation de carburants au prix TTC de -0,3, la différence de prix TTC observée entre la moyenne 2025 (1,62 ¤/L pour le gazole et 1,69 ¤/L pour l?essence) et les prix observés mi-mai 2026 (respectivement, 2,12 et 2,03 ¤/L), si elle persistait, se traduirait par un repli de la consommation de 6% pour l?essence et de 10 % pour le gazole44. Hors outre-mer, les pertes d?accise s?élèveraient à 1,94 Md¤ en année pleine. À l?inverse, la TVA est fondée sur le prix accise comprise. La TVA acquittée par litre augmente donc si ce prix s?élève. Cet effet prix positif est cependant en partie compensé par le même effet volume négatif que celui constaté pour l?accise. La TVA brute sur les carburants acquittée en 2025 représentait 8,4 Md¤ pour le gazole et 6,4 Md¤ pour l?essence. En prenant les mêmes hypothèses d?évolution de la consommation en fonction des prix que pour l?accise, les gains de TVA brute pour l?ensemble des administrations publiques représentent 2,13 Md¤ en année pleine. 42 Bonnet, Loisel, Wilner, Fize, Comment les automobilistes ajustent leur consommation de carburant aux fluctuations de prix à court terme, Insee analyses n° 83, juillet 2023. 43 Douenne, Les effets de la fiscalité écologique sur le pouvoir d?achat des ménages : simulation de plusieurs scénarios de redistribution, CAE, mars 2019 44 Entre le 1er et le 20 mai 2026, la consommation de carburants a baissé de 14 % par rapport à la même période l?année précédente, selon le Comité professionnel du pétrole (CPDP). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 78 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En année pleine, compte tenu de ses effets négatifs sur la consommation de ces produits, l?augmentation des prix du pétrole induit donc globalement une augmentation très modérée de la fiscalité des carburants, de l?ordre de 200 M¤, sous l?hypothèse d?un maintien des prix à la pompe à leur niveau de mi-mai 2026. Par ailleurs, la TVA et l?accise sont réparties entre l?État, les administrations de sécurité sociale et les collectivités territoriales. En 2026, il était prévu que l?État reçoive 51 % de l?accise et 50,6 % de la TVA. Compte tenu de ces proportions, le gain pour l?État lié aux conséquences de la hausse du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 100 M¤ en année pleine avant mesures. Les mesures annoncées par le Gouvernement en faveur de différents secteurs d?activité de la pêche, de l?agriculture, du transport routier et des « gros rouleurs » à la date du 21 mai 202645 auraient un coût, sensiblement supérieur à ce gain, de l?ordre de 710 M¤ jusqu?au mois d?août, d?environ le double en année pleine. 1.2. De multiples autres conséquences de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques Les évolutions de la fiscalité des carburants sont loin d?épuiser les conséquences d?une inflation importée d?origine énergétique sur les finances publiques. Comme la Cour des comptes a pu l?analyser à propos de l?épisode inflationniste de 2022-202346, l?inflation a des effets automatiques sur les finances publiques : 45 Doublement de l'aide aux grands rouleurs pour les salariés modestes qui roulent beaucoup, portée de 50 ¤ à 100 ¤ qui pourront être versés sur le trimestre à venir ; intervenants médico-sociaux à domicile qui auront accès à l?aide aux grands rouleurs et verront leurs indemnités kilométriques revalorisées de 20 centimes le litre de carburant ; leasing réservé à ces professionnels du secteur médico-social pour les aider à acquérir un véhicule électrique pour 50 ou 100 ¤ par mois ; revalorisation des indemnités kilométriques des fonctionnaires utilisant leurs voitures pour le travail ; aides aux agriculteurs, aux pêcheurs, aux transporteurs prolongées pour trois mois, aides au secteur du BTP prolongées pour la même durée et élargies à toutes les entreprises de moins de 50 salariés. 46 Cour des comptes, Les effets de l?inflation sur les finances publiques (2022-2023), 2025 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 79 - sur le solde primaire (c?est-à-dire le solde hors charge de la dette), en valeur absolue, par l?augmentation des prélèvements obligatoires assis sur des assiettes en valeur et celle des dépenses obligatoires indexées sur les prix ; - sur les ratios de déficit et d?endettement par rapport au PIB : la croissance nominale du PIB vient, toutes choses égales par ailleurs, augmenter leur dénominateur et réduire leur niveau. Au-delà de ses effets automatiques, l?inflation a d?autres effets spontanés qui dépendent des comportements des acteurs économiques et des arrangements institutionnels. L?inflation est ainsi le plus souvent répercutée dans les évolutions salariales ainsi que dans d?autres dépenses publiques, mais selon un rythme et avec une intensité qui peuvent varier. En effet, selon le rythme et l?intensité de cette répercussion, les ménages et les entreprises peuvent ajuster leur consommation, leur épargne, leur investissement ou leur marge, ce qui a un effet retour sur les recettes fiscales. Enfin, l?inflation suscite des réponses de politique économique qui ont-elles-mêmes des conséquences sur les finances publiques. La banque centrale cherche à contenir l?inflation en modifiant ses taux d?intérêt : la hausse des taux, d?une part, alourdit la charge de la dette publique et, d?autre part, conduit à un ralentissement à terme de la croissance de l?activité, ce qui réduit les recettes publiques. Le Gouvernement peut aussi décider de mesures discrétionnaires pour atténuer les effets de l?inflation sur les revenus des ménages ou les marges des entreprises ou au contraire limiter ses dépenses en volume pour maintenir ses objectifs nominaux d?évolution des dépenses. Selon le rapport d?avancement annuel (RAA) du programme budgétaire et structurel à moyen terme (PSMT) transmis par le Gouvernement à la Commission européenne fin avril 2026, dans l?hypothèse d?une redescente progressive du prix du baril de pétrole à 80 $ d?ici la fin 2026, le conflit au Moyen-Orient aurait un coût spontané pour les finances publiques de l?ordre de 4,4 Md¤ en 2026 avant prise en compte des mesures discrétionnaires de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses supplémentaires liées à l?envoi de moyens militaires dans l?Océan indien. L?effet sur les recettes étant quasi-nul, ce coût traduit Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 80 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES principalement l?effet du choc inflationniste sur les dépenses, en particulier la hausse de la charge des titres de dette indexés sur l?inflation. Constat n° 6 : Lorsque les prix de l?énergie hors taxes augmentent, le rendement de l?accise diminue en raison de la baisse de consommation en réaction à la hausse des prix, tandis que les recettes de TVA progressent. En faisant l?hypothèse d?un maintien du prix à son niveau de mi-mai 2026 et en appliquant les élasticités de la consommation au prix constatées lors du précédent choc de 2022-2023, l?effet de la hausse du prix du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 200 M¤ en année pleine. L?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, avant prise en compte des mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses militaires supplémentaires, et sous l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. 2. Au-delà des fluctuations à court terme des prix, une diminution tendancielle de la fiscalité de l?énergie 2.1. Une accise menacée d?attrition, des recettes des marchés carbone incertaines et transitoires Selon des simulations effectuées par la direction générale du Trésor47, à fiscalité constante, la transition énergétique pourrait entraîner une baisse du rendement de l?accise sur les énergies de 7 à 10 Md¤ courants en 2030 et de 15 à 30 Md¤ en 2050 par rapport à 2019, selon le rythme de la décarbonation. Selon des hypothèses centrales de prix du carbone, les recettes attendues par les autorités françaises du SEQE/ETS 1 en 2030 seraient en hausse d?environ 2 Md¤ par rapport à 2019 et celles du second 47 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone, décembre 2025. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 81 marché carbone seraient de l?ordre de 7 Md¤. L?augmentation des recettes provenant des quotas carbone compenserait donc approximativement la baisse de l?accise à l?horizon 2030. La notion de « double dividende » traduit l?idée que la mise en place d?une tarification du carbone (taxe carbone ou quotas échangeables mis aux enchères) peut permettre simultanément deux améliorations pour la collectivité. Le premier « dividende » est la réduction de dommages de pollution découlant directement de l?effet incitatif du signal-prix sur les comportements. Le second « dividende » serait un gain collectif, disjoint du bénéfice environnemental, permis par une utilisation pertinente des recettes budgétaires générées par la taxe environnementale ou les enchères, sous réserve qu?elle compense la perte de bien-être découlant du prélèvement. Cette utilisation pertinente pourrait être une baisse d?autres impositions jugées plus distorsives48. Cette idée de double dividende paraît toutefois difficilement applicable à une éventuelle substitution des recettes des quotas carbone à celles de l?accise sur l?énergie. Tout d?abord, les recettes des quotas carbone sont fléchées vers des dépenses supplémentaires liées à l?accompagnement de la transition et ne sont donc pas mobilisables pour compenser la baisse de l?accise. Surtout, à l?horizon 2050, les recettes des quotas carbone diminueront également sous l?effet de la décarbonation. À cet effet direct s?ajouteront les conséquences sur les autres recettes publiques de l?impact de la transition énergétique sur la croissance. 2.1.1. Une accise menacée d?attrition à l?horizon 2050 En 2019, année de référence choisie pour neutraliser les effets des crises sanitaire et énergétique, l?accise sur les énergies fossiles (ex-TICPE et ex-TICGN, hors TVA) rapportait 33 Md¤, soit 1,4 % du PIB. Le secteur routier fournissait l?essentiel de ce rendement. Ces ordres de grandeur 48 F. Gonand, P.-A. Jouvet, The second dividend and the demographic structure, Journal of environnemental Economics and Management, 2015. Dans cet article, l?imposition diminuée est l?impôt sur le revenu et non les accises sur l?énergie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 82 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES donnent l?ampleur du « socle » menacé d?érosion, à fiscalité inchangée49, par la décarbonation des usages énergétiques. L?électrification est le premier moteur micro-économique du recul des recettes, l?électricité étant moins taxée que les énergies fossiles. À ce différentiel de taxation s?ajoute un effet d?assiette : l?électrification s?accompagne de gains d?efficacité qui réduisent la quantité d?énergie finale nécessaire et donc la base taxable. Autrement dit, même à fiscalité équivalente, la montée des véhicules électriques et des systèmes électriques de chauffage érode le rendement des accises. Sur cette base, en prenant en compte l?augmentation des recettes de l?accise sur l?électricité, la direction générale du Trésor prévoit une baisse des recettes nettes d?accise sur les énergies de 7 Md¤ en 2030 dans le scénario AME de la SNBC 2 et de 10 Md¤ dans le scénario AMS, par rapport à 2019. En 2050, la baisse atteindrait 15 Md¤ dans le scénario AME et 30 Md¤ dans le scénario AMS. Cette baisse porterait principalement sur le secteur du transport. 49 Dans l?hypothèse d?une reprise de la trajectoire de la composante carbone de l?accise prévue avant la crise des gilets jaunes à partir de 2023, une autres étude montre au contraire un accroissement des recettes publiques à l?horizon 2035 : Corbier, Gonand, A hybrid-electricity model to assess the aggregate impacts of low-carbon transition : an application to France, Ecological economics, 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 83 Graphique n° 20 : Perte de recettes d?accise sur les énergies dans le scénario AMS Source : direction générale du Trésor Cette érosion des recettes d?accise est quantifiée sans prendre en compte l?évolution de la fiscalité après 2019. Les estimations sont bâties en dehors de tout bouclage macroéconomique et notamment ne prennent pas en compte la réallocation de la consommation et de l?activité, qui auraient aussi des effets sur les recettes publiques. En outre, elles sont construites à prix hors taxes constants, et n?intègrent pas les pertes concomitantes de TVA sur les produits énergétiques fossiles. Elles donnent donc une mesure « mécanique » de l?érosion en l?absence de reparamétrage fiscal. En outre, dans le scénario AMS, elles supposent un respect de la SNBC 3. À titre d?exemple, la stratégie AMS prévoit une stabilisation du nombre de kilomètres parcourus par an par personne tous modes confondus, une augmentation du trafic des transports en commun (bus, car, train) de 25 % d?ici 2030, une multiplication par quatre du trafic vélo, une augmentation du nombre de passagers par véhicule (1,51 en 2030 contre Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 84 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1,43 aujourd?hui) et une augmentation de la part de voitures électriques dans le parc roulant à 15 % en 2030, contre 3,1 % au 30 juin 2025, ce qui suppose que la part de voitures électriques dans les ventes de véhicules neufs augmente rapidement, pour atteindre 66 % en 2030, contre 20 % en 2025. En mars 2026, les ventes de voitures électriques totalisent 49 406 véhicules, soit 28 % de part de marché. Cette attrition du rendement de la fiscalité énergétique n?est pas encore engagée en France mais peut déjà s?observer à l?échelle de l?UE-27 depuis le milieu des années 2010, en particulier dans les pays les plus avancés dans la transition énergétique (Allemagne, Danemark et Suède). Graphique n° 21 : Évolution du rendement des droits d?accise et de consommation sur l?énergie en part dans le total des prélèvements obligatoires sur la période 1995 - 2024 Source : CPO (données : Commission européenne) 2.1.2. Des recettes limitées du SEQE/ETS 1 pour la France La répartition des recettes issues des enchères de quotas d?émission entre les États membres dans le cadre du SEQE/ETS 1 est déterminée par une clé prédéfinie, s?appuyant principalement sur les émissions historiques des secteurs couverts par ce marché. Elle est de 6,1% pour la France en ce qui concerne les quotas généraux (la grande majorité des volumes d?enchères) et de 11,3 % en ce qui concerne les quotas aviation. La part Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 85 relativement faible de la France (en regard par exemple de la part de son revenu national brut, aux alentours de 17 %) s?explique par son mix électrique historiquement décarboné. En 2023, les recettes du SEQE allouées à la France étaient de 2,1 Md¤, dont 0,7 Md¤ affectés à l?agence nationale pour l?amélioration de l?habitat pour le financement de Ma Prime rénov?. Graphique n° 22 : Recette des enchères de quotas de CO2 pour la France Source : www. ecologie.gouv.fr Selon la Commission européenne, les quotas mis aux enchères et alloués à la France devraient s?élever à 24 millions à horizon 2030, soit une hausse de 19 % en 4 ans. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 86 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 5 : Quota de CO2 mis aux enchères et alloués à la France sur la période 2026 - 2030 2026 2027 2028 2029 2030 Quota total 20,1 16,0 19,1 25,4 24,0 Source : Commission européenne, ETS cap breakdown, mai 2023. Selon une analyse faite par Carbon Pulse, qui a synthétisé le prix du carbone estimé par différents acteurs, ce dernier pourrait varier entre 110 ¤ et 200 ¤ par tonne de CO2, à horizon 2030. À partir de ces éléments, il est possible d?estimer des recettes issues du SEQE 1 pour la France entre 2,6 et 4,8 Md¤ en 2030, soit une hausse potentielle des recettes comprise entre 1,8 et 4 Md¤ par rapport à 2019. Cette augmentation serait plus lente en cas de lissage du rythme de diminution des quotas gratuits, comme envisagé par la Commission dans ses propositions de décembre 2025, mais la diminution de la consommation d?énergies et la diminution de l?accise pourraient dans ce cas être également moins rapides. Tableau n° 6 : Estimation des recettes françaises du SEQE/ETS 1 en 2030 (en Md¤) 2030 Estimation sur la base du prix moyen 3,0 Estimation sur la base du prix médian 2,9 Source : CPO, à partir des données de la commission européenne et de Carbone Pulse Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 87 Encadré 10 : La France bénéficie du Fonds pour l?innovation mais pas du Fonds de modernisation Le Fonds pour l?innovation et le Fonds de modernisation sont des instruments financiers européens alimentés par une fraction des quotas carbone mis aux enchères dans le cadre du premier marché carbone. Le Fonds pour l?innovation vise à accompagner les projets industriels innovants à forte valeur environnementale axés sur le déploiement de technologies à faible émission de carbone. Fin 2025, le Fonds disposait de 12,3 Md¤ d?actifs pour une dotation totale escomptée de 40 Md¤ jusqu?en 203050. Dans le cadre financier pluriannuel (CFP) proposé pour 2028-2024, la Commission prévoit de consacrer 451 Md¤ à l?établissement d?un nouveau grand Fonds européen pour la compétitivité (FEC), appelé à compléter le Fonds pour l?innovation. Le Fonds pour la modernisation est réservé à 13 États membres pour lesquels la dépendance aux combustibles fossiles reste élevée et les marges budgétaires sont plus contraintes. La France n?en est pas bénéficiaire : elle contribue indirectement au Fonds via la mise aux enchères d?une partie de ses quotas, mais ne perçoit pas de crédits en retour. 2.1.3. Une clef de répartition plus favorable à la France pour les recettes du second marché carbone En ce qui concerne le second marché carbone, d?après la Commission européenne, 753,8 millions de quotas étaient prévus aux enchères à horizon 2030, hors enchères pour alimenter le fond social. La France percevra 16,1 % des recettes du SEQE/ETS 251, soit 121,45 millions de quotas en 2030. Le CPO a estimé les recettes possibles provenant du SEQE 2 sur la base de plusieurs scénarios de prix, avec un scénario central à 60 ¤ par tonne. Avec ce scénario central, les recettes issues du SEQE 2 pour la France seraient de 7,3 Md¤ en 2030. 50 Cour des comptes européenne, Fonds pour l?innovation ? Un potentiel élevé, mais des progrès lents et un impact limité sur la réduction des émissions, rapport spécial n° 11/2026 51 Directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre dans l'Union (révisée). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 88 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 7 : Recettes françaises potentielles du SEQE 2 en 2030 selon le prix du quota 40 ¤ 50 ¤ 60 ¤ 70¤ Recettes potentielles en Md¤ 4,9 6,1 7,3 8,5 En théorie, le prix de 60 ¤ par tonne de CO2 devrait représenter un prix maximum, correspondant aux 45 ¤2020 par tonne prévus comme étant le prix maximal dans la directive. Ce prix pourrait être moindre si la quantité de quotas achetée était inférieure aux plafonds prévus. Ce prix maximum théorique pourrait être dépassé si la quantité de carbone allouée à la réserve de stabilité s?avérait ne pas être suffisante. Selon certaines études, au regard de la situation actuelle en termes d?émission de CO2 dans le secteur du bâtiment et celui du transport routier, le prix par tonne de carbone émise pourrait monter à 200 ¤ à horizon 2030 (soit 50 centimes de plus par litre d?essence), gonflant ainsi les recettes mais entraînant des risques de non acceptabilité sociale, malgré le fonds social. Ce risque pourrait créer une pression en faveur de la diminution de la fiscalité de l?énergie ou des certificats d?économie d?énergie (CEE) pour compenser l?effet de l?augmentation des prix du carbone sur le prix de l?énergie. Une baisse des accises ou une diminution des CEE pour compenser les effets du SEQE/ETS 2 aboutirait toutefois à une situation sous-optimale où la fiscalité et la réglementation créeraient des incitations allant en sens contraire de celles des marchés carbone. Par ailleurs, pour les États membres, les recettes des quotas carbone ont un caractère transitoire et sont appelées à diminuer au fur et à mesure de l?accélération de la transition. Cela explique que la plupart des travaux portant sur ce sujet tendent à préconiser leur affectation au financement de la transition plutôt qu?à des dépenses publiques pérennes au-delà de cette échéance. 2.1.4. Une discussion à resituer dans le cadre de l?impact global de la décarbonation sur les finances publiques Au-delà des effets de la décarbonation sur l?accise et des recettes des enchères de quotas carbone, la transition vers la neutralité carbone se traduit par des investissements publics supplémentaires ou des subventions en faveur de la décarbonation et de l?accompagnement, et une réduction de Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 89 l?activité économique relativement à un scénario fictif sans changement climatique ni politiques de transition. Un renforcement de la tarification carbone génère en revanche des recettes supplémentaires sur la trajectoire de transition. Le rapport sur la situation et les perspectives des finances publiques de la Cour des comptes de 202452 estime les effets de la transition bas- carbone sur le ratio d?endettement à horizon 2030, en prenant en compte les effets directs des dépenses publiques de décarbonation et de l?érosion des recettes fiscales sur les énergies fossiles, ainsi que l?effet indirect négatif de la décarbonation sur la croissance du PIB avec une réduction du taux de croissance de 0,1 point par an. Deux scénarios sont proposés : un scénario optimiste sans érosion des recettes d?accise sur les énergies (qui seraient compensées par de nouvelles recettes) et avec une dépense publique modérée ; un scénario pessimiste avec une érosion des recettes d?accise sur les énergies non compensée et une hausse importante des dépenses publiques. Par rapport à un scénario tendanciel sans politique de décarbonation, le scénario pessimiste augmenterait le ratio d?endettement de presque 7 points de PIB en 2030, tandis qu?il augmenterait d?environ 4 points dans le scénario optimiste. Dans son rapport sur les enjeux de la transition économique vers la neutralité carbone de janvier 2025 déjà cité, la direction générale du Trésor souligne toutefois que l?effet sur les finances publiques à long terme de la décarbonation dépend des instruments utilisés. En supposant l?impact macroéconomique de la décarbonation inchangé quel que soit l?instrument53, elle conclut qu?une transition exclusivement menée par un renforcement de la tarification du carbone et sans redistribution réduirait le ratio d?endettement, mais poserait des enjeux d?acceptabilité et des risques spécifiques comme les fuites de carbone, tandis que, sans surprise, une politique purement incitative accroîtrait fortement l?endettement public. Dans un scénario où la tarification du carbone augmente en parallèle d?un 52 Cour des comptes, Rapport sur la situation et les perspectives des finances publiques, 2024. 53 La direction générale du Trésor reprend l?hypothèse retenue par la Cour d?une réduction forfaitaire de -0,1 point de pourcentage par an de la croissance potentielle par rapport au scénario AME de la SNBC 3. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 90 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES accompagnement financier des agents par des subventions à la décarbonation, le ratio d?endettement pourrait se stabiliser à horizon 2050. Les effets macroéconomiques de la décarbonation et les politiques menées pour l?accompagner auront ainsi des impacts sur les finances publiques qui sont difficiles à tous chiffrer mais qu?il convient de prendre en compte en complément des effets attendus sur la fiscalité de l?énergie. Constat n° 7 : Selon les projections de la Direction générale du Trésor, toutes choses égales par ailleurs, la transition énergétique induira une forte baisse du rendement de l?accise sur l?énergie. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition énergétique. Constat n° 8 : Les recettes des marchés carbone, fléchées et transitoires, ne compensent pas ces pertes de recettes à l?horizon de la fin de la transition. 2.2. Des conséquences de la transition énergétique sur les entreprises françaises difficiles à apprécier 2.2.1. Des prix de l?énergie de départ très variables selon les secteurs d?activité En fonction de leur mix énergétique mais aussi des dépenses fiscales dont ils peuvent bénéficier, les différents secteurs affichent des coûts unitaires énergétiques très variables. Les dispositifs de soutien mis en place en 2022-2023 et pour certains prolongés en 2024 ont également affecté différemment ces secteurs. Ainsi, les ménages ont été protégés plus fortement mais moins durablement que l?agriculture ou l?industrie. Entre 2021 et 2023, le prix de l?énergie a augmenté de 28 % dans le secteur résidentiel contre 50 % dans l?agriculture et 88 % dans l?industrie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 91 Tableau n° 8 : Prix de la consommation finale d?énergie par secteur d?activité en ¤/MWh 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Industrie (hors charbon et hauts-fourneaux) 49 50 46 59 93 111 Transport 132 133 118 135 172 172 Résidentiel 100 103 106 107 124 137 Tertiaire 82 86 86 91 116 173 Agriculture ? pêche 73 75 63 74 104 111 Consommation finale énergétique (hors charbon et hauts-fourneaux) 97 99 93 103 133 147 Source : SDES, bilan énergétique de la France en 2024 2.2.2. Les répercussions du prix du carbone sur les entreprises En supposant un prix de 50 ¤/tCO2 qui s?ajouterait à l?actuelle composante carbone (44,6 ¤/tCO2), les prix de l?énergie augmenteraient en France de 11 à 13 % pour le gaz et de 10 à 11 % pour le carburant, d?après les estimations respectives de la DGEC et du CGDD. Le taux de répercussion du prix du carbone est déterminé par plusieurs facteurs, notamment l?exposition au commerce international, la structure de marché et l?élasticité de l?offre et de la demande. Une étude de la Fabrique de l?industrie a tenté de calculer les répercussions sectorielles de la tarification du carbone à partir des données disponibles en 201854, ainsi que le surcoût que représente la tarification carbone. Avant prise en compte des répercussions, la tarification du carbone affecte surtout les secteurs les plus émetteurs. Si l?on rapporte cette 54 Olivier Sautel, Caroline Mini, Hugo Bailly et Rokhaya Dieye, La tarification du carbone et ses répercussions. Exposition sectorielle au surcoût carbone, Les Notes de La Fabrique, Paris, Presses des Mines, 2022. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 92 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES tarification au chiffre d?affaires de chaque secteur, pour un prix du carbone de 76 ¤ par tonne, c?est le transport aérien qui apparaît cette fois comme étant le plus affecté (7,3 %), suivi par la fabrication des autres produits minéraux non métalliques (5,8 %) et par le secteur des métaux de base (4,5 %). Une fois pris en compte les effets de répercussion dans ce scénario de prix, le surcoût carbone serait de 17,5 Md¤2018 toujours dans une hypothèse de prix du carbone de 76 ¤ par tonne. Sur ce total, 6,5 Md¤2018 seraient portés par les consommateurs finaux. Ce surcoût carbone lié aux émissions des productions françaises serait estimé à 58 Md¤2018, dont 21,6 Md¤2018 supportés par les consommateurs finaux, sur la base d?un prix du carbone à 250 ¤ par tonne, soit la valeur tutélaire du carbone proposée par le rapport Quinet. Graphique n° 17 : Surcoût carbone par secteur, en % du chiffre d?affaires Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 93 Ces données représentent une mesure « brute » de l?impact de la tarification du carbone sans prendre en compte les apports possibles du progrès technologique55, les effets de substitution entre secteurs ni les reports ou les diminutions de la demande finale adressée à chaque secteur. Le déplacement global de l?offre et de la demande sous l?effet du « coût carbone » dépendra également d?autres paramètres tels que l?inflation et ses effets comportementaux, la compétitivité des entreprises face à la concurrence, le coût d?opportunité relatif des investissements pour limiter les émissions de CO2 et les dispositifs d?accompagnement. 2.2.3. Un mécanisme d?ajustement carbone aux frontières en cours de modification Les marchés carbone sont en développement à l?échelle planétaire. Mais le prix du carbone dans l?Union européenne reste élevé par rapport à la plupart des autres zones du monde. Encadré 11 : La tarification du carbone à travers le monde L'expérience européenne a ouvert la voie à la création d'autres systèmes de « plafonnement et d'échange ». Au 1er mai 2025, 78 mécanismes de tarification explicite du carbone étaient recensés à travers le monde, dont 43 taxes carbone et 35 systèmes d?échange de quotas d?émission (SEQE). Les mécanismes de tarification peuvent être mis en place au niveau national (pour 44 d?entre eux, par exemple : Chine, Corée du Sud, Mexique) ou au niveau régional (pour 33 d?entre eux, par exemple, Californie aux États-Unis). Seul le SEQE européen est un instrument supranational. L?ensemble des juridictions mettant en oeuvre un prix du carbone représente environ 65 % du PIB et 52 % des émissions mondiales de gaz à effet de serre (GES). Néanmoins, certains secteurs ou populations peuvent être exonérés. En prenant en compte ces effets de périmètre, seules 28 % des émissions de GES sont couvertes par un prix du carbone56. Les revenus du carbone représentaient 103 Mds USD en 2024 (67 % provenant des SEQE, 33 % provenant des taxes), en hausse de plus de 80 % par rapport à 2020. À ce jour, les revenus du carbone restent relativement concentrés entre quelques mécanismes majeurs : le SEQE européen représente à lui seul 41 % des recettes mondiales. 55 Le prix de l?électricité connaît notamment une forte variabilité journalière en raison des limites des technologies de stockage. Différentes technologies sont à l?étude, mais aucune n?est aujourd?hui rentable. 56 I4CE, Les comptes mondiaux du carbone 2025, juin 2025 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 94 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES À cette date, l?éventail des prix explicites du carbone est très large : il oscille entre 1 centime de USD pour la Basse Californie (Mexique) et 160 USD par tonne de CO2eq en Uruguay. Seules 20?% des émissions couvertes sont tarifées conformément aux recommandations de la commission Stern-Stiglitz57, qui estimait en 2017 qu?un signal- prix pleinement incitatif nécessitait un niveau compris entre 40 et 80 USD/tCO?e d?ici 2020 et entre 50 et 100 USD/tCO?e d?ici 2030. Environ 74?% des émissions couvertes sont aujourd?hui soumises à un prix inférieur à 20 USD/tCO?e. Dès lors que l?Union européenne fixe un prix du carbone supérieur à celui de ses partenaires économiques internationaux, cela engendre un risque de fuite de carbone. Il y a fuite de carbone lorsque des entreprises transfèrent leur production vers d?autres pays ou lorsque les importations en provenance de ces pays remplacent des produits équivalents dont l?intensité des émissions de gaz à effet de serre est moindre parce que leur prix est moins élevé. Les études disponibles évaluent ex ante les risques de fuites de carbone avant la mise en place de politiques climatiques plus strictes entre 5 et 30 % avec une valeur moyenne entre 12 et 14%58. Sous le régime du SEQE/ETS 1, les mécanismes qui existent pour faire face au risque de fuite de carbone dans les secteurs ou sous-secteurs exposés à un tel risque sont l?allocation transitoire de quotas à titre gratuit et des mesures financières (notamment fiscales) en faveur des énergo- et électro-intensifs. De fait, dans le cadre du marché carbone européen, tel qu?il a fonctionné jusqu?ici, les études postérieures à la mise en place du système montrent que les fuites de carbone seraient très faibles59, sans qu?il 57 Rapport de la Commission de Haut Niveau sur les Prix du Carbone, 29 mai 2017. 58 Böhringer C., E.J.Balistreri, T.F.Rutherford (2012), The role of border carbon adjustment in unilateral climate policy: overview of an energy modeling forum study (EMF 29), Energy Economics. Branger F., Quirion P. (2014), Would Border Carbon Adjustments prevent carbon leakage and heavy industry competitiveness losses? Insights from a meta-analysis of recent economic studies, Ecological Economics. Aichele R. et G. Felbermayr (2015), Kyoto and Carbon Leakage: An Empirical Analysis of the Carbon Content of Bilateral Trade, Review of Economics and Statistics, vol. 97, n° 1, pp. 104?115 59 Sartor O. (2013), Carbon Leakage in the Primary Aluminium Sector: What Evidence After 6.5 Years of the EU ETS?, USAEE Working Paper, n° 13?106. Muûls M., J. Colmer, R. Martin et U.J. Wagner (2016). Evaluating the EU Emissions Trading System: Take it or Leave it? An Assessment of the Data After Ten Years, Grantham Institute Briefing Paper, n° 21. Branger F., P.Quirion et J. Chevallier (2016), Carbon leakage and competitiveness of cement and steel industries under the EU ETS: much Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 95 soit possible de déterminer avec certitude si ce constat provient de la part relativement limitée des écarts de prix du carbone dans les écarts de compétitivité totaux au moment où les études ont été conduites (dans les premiers années du système, alors que les prix des quotas européens étaient encore bas), des mécanismes correctifs de cet écart de prix (quotas gratuits, subventions et régimes fiscaux dérogatoires) ou d?une innovation plus forte des entreprises soumises à un prix du carbone plus élevé. Toutefois, même si elle contribue à prévenir les fuites de carbone, l?allocation de quotas à titre gratuit affaiblit le signal-prix du SEQE/ETS 1 par rapport à la mise aux enchères intégrale et a donc une incidence négative sur l?incitation à investir dans une réduction supplémentaire des émissions de gaz à effet de serre. Afin de limiter ces fuites de carbone sans affaiblir le signal prix, le règlement (UE) 2023/956 du 10 mai 2023 a établi un mécanisme d?ajustement carbone aux frontières (MACF) qui est entré en vigueur le 1er janvier 2026. Il doit permettre d?aligner le prix du carbone payé pour les produits importés dans l?UE avec le prix du carbone payé pour les produits de l'UE. Avec le MACF, les entreprises qui importent dans l?UE devront acheter des certificats MACF pour compenser la différence entre le prix des quotas carbone sur le marché européen et le prix du carbone payé dans le pays tiers de production. Les produits européens et les produits importés se verront ainsi appliquer le même prix du carbone pour chaque tonne d'émission de gaz à effet de serre. Dès lors, il est prévu que les secteurs couverts par le MACF subissent une diminution progressive des quotas gratuits qui leur sont alloués à partir de 2026, pour une suppression totale initialement envisagée en 2034. Dans un premier temps, le MACF couvre les produits de six secteurs pilotes (fer et acier, aluminium, ciment, fertilisants, hydrogène, électricité), certains produits de l?aval « proche » (contenant près de 100 % de fer et d?acier et/ou d?aluminium) et certains précurseurs (matières ado about nothing. Dechezleprêtre A., C. Gennaioli, R. Martin, M. Muûls et T. Stoerk (2019), Searching for Carbon Leaks in Multinational Companies, Centre for Climate Change Economics and Policy Working Paper, n° 187 Naegele H. et A. Zaklan (2019), Does the EU ETS cause carbon leakage in European manufacturing?, Journal of Environmental Economics and Management, v.93, pp.125-147. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 96 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES premières servant à fabriquer les produits couverts). Ces secteurs ont été sélectionnés pour leur forte intensité carbone et leur exposition à la concurrence internationale, caractérisant leur exposition au risque de fuite de carbone. Les évaluations ex ante des effets du MACF mettent en évidence une réduction des fuites de carbone comprise entre 15 et 40 %60 et des effets économiques incertains, globalement limités mais ambivalents. Ces études convergent pour montrer un effet négatif sur les exportations, particulièrement pour les produits transformés utilisant des intrants importés (automobiles, notamment) mais positif en termes de parts de marché sur le marché intérieur, les prix plus élevés sur ce marché ayant toutefois un effet agrégé légèrement négatif sur la consommation et le PIB. Ainsi, Bellora et Fontagné (2021) estiment que le MACF diminuerait les exportations européennes (-1,5 %) mais aussi les importations avec un effet total faible mais négatif sur la consommation (-0,2 %). Korpar, Larch et Stöllinger (2023)61 estiment que les exportations de l?Union européenne déclineraient de 0,04 % seulement, tandis que la relocalisation d?activités en Europe accroîtrait ses émissions de CO2 de 0,24 % et diminuerait celles de la planète de 0,08 % (en raison de modes de production moins carbonées dans l?Union européenne que dans le reste du monde). En parallèle des interrogations sur les effets du MACF, des inquiétudes opérationnelles sont apparues concernant la lourdeur administrative du dispositif, les risques de fraude et de fuite de carbone à l?export et à l?aval. Le MACF repose, pour l?essentiel, sur des données déclaratives fournies par des producteurs situés dans des pays tiers et vérifiées par des organismes accrédités. Ces informations portent sur des procédés industriels complexes, souvent multi-étapes, combinant matières premières, produits semi-finis et matières recyclées. Pour alléger ce processus déclaratif, le règlement (UE) 2025/2083 modifie le règlement de 60, The Energy Journal. Bellora C. et Fontagné L. (2021), Bruxelles et Washington à nouveau en ligne sur le climat, La Lettre du CEPII, n° 415. 61 Korpar, N., Larch, M., & Stöllinger, R. (2023). The European carbon border adjustment mechanism: a small step in the right direction. International Economics and Economic Policy, 20, 95?138. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 97 2023 sur plusieurs points structurants. Les importateurs dont le volume total d?importations de marchandises MACF n?excède pas 50 tonnes nettes par an sont désormais exemptés de l?ensemble des obligations MACF. Selon les travaux préparatoires, ce nouveau seuil devrait exempter 90% des importateurs, en particulier les petites et moyennes entreprises, tout en conservant la quasi-totalité des émissions couvertes par le MACF, concentrées sur un nombre limité de grands importateurs. Par ailleurs, afin d?alléger la contrainte opérationnelle pesant sur les importateurs, le règlement de 2025 fixe la date limite de dépôt de la déclaration annuelle MACF et de restitution des certificats au 30 septembre de l?année suivant l?année d?importation, offrant ainsi un délai pour la collecte et la vérification des données ainsi que pour l?achat des certificats. Dans ce système, la fraude peut prendre des formes variées. Elle peut résulter d?une minoration des données d?activité émettrices, d?une sous-déclaration de certains intrants carbonés ou de l?omission de phases de procédé pourtant génératrices d?émissions. Elle peut également passer par des conventions d?allocation des émissions entre coproduits qui affectent de manière disproportionnée la charge carbone à des produits non exportés vers l?UE (resource reshuffling). L?utilisation opportuniste des valeurs par défaut prévues par la réglementation constitue un levier supplémentaire, même si ces valeurs sont fixées le plus souvent à un niveau élevé. La présentation de rapports de vérification de complaisance peut conduire à valider formellement des déclarations insuffisamment étayées. Par ailleurs, le lien entre origine déclarée et assiette du MACF ouvre un champ important à des pratiques de fausse origine et de transbordement via des pays tiers. En outre, du fait de l?instauration du seuil de 50 tonnes, une entreprise active sur le marché européen peut être incitée à morceler artificiellement ses flux afin de rester, pour chaque entité juridique déclarée, sous les seuils ouvrant droit à la simplification. Une partie de ces risques n?est cependant pas propre au MACF et affecte également la collecte des droits de douane et de la TVA sur les importations d?origine extra-communautaire. Au-delà des cas de fraude, il existe un risque de contournement par un déplacement vers les produits aval qui ne sont pas couverts par le MACF. Le dispositif cible aujourd?hui un nombre limité d?intrants de base. Pour certains acteurs, il pourrait être économiquement avantageux de réorganiser les chaînes de valeur de manière à exporter vers l?UE des biens plus élaborés ? pièces, sous-ensembles, biens d?équipement ? qui incorporent ces intrants très carbonés mais ne sont pas eux-mêmes soumis Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 98 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES au MACF. On assiste alors à une forme de « fuite par l?aval » : l?instrument protège l?industrie européenne sur les premiers maillons, mais laisse une fenêtre ouverte plus loin dans la chaîne. En théorie, le MACF est conçu pour compenser la disparition des allocations gratuites : à mesure que les producteurs européens paient pleinement le prix du carbone, les importations doivent supporter un coût carbone équivalent, de manière à préserver un traitement égal. Si, dans la pratique, le MACF venait à être contourné par certains pays tiers, ce compromis serait remis en cause : les entreprises européennes se retrouveraient alors à supporter le plein coût du carbone sans bénéficier de la protection attendue sur le marché intérieur. Les producteurs européens verraient alors leurs marges comprimées et leurs parts de marché menacées, sans qu?il y ait pour autant de bénéfice climatique global, les émissions étant simplement déplacées hors d?Europe. En réponse aux inquiétudes des industriels, la Commission a proposé en décembre 2025 un ajustement du mécanisme au 1er janvier 2028 par l?extension à des produits aval à forte teneur en acier et en aluminium et un régime d?aide temporaire pour protéger les producteurs de l?UE vulnérables aux fuites de carbone. Le rythme de diminution des quotas gratuits pourrait également être revu selon un échéancier qui se prolongerait au-delà de 2034. Les industriels souhaitent que soient également pris en compte les effets du MACF sur leur compétitivité à l?exportation. Les producteurs européens supporteront en 2032 un coût carbone complet sur leurs émissions, sans bénéficier d?un mécanisme symétrique d?ajustement à la frontière lorsqu?ils exportent vers des pays tiers qui n?appliquent pas de marché carbone. Ils constatent que si, parallèlement, leurs concurrents implantés hors UE peuvent continuer à produire avec des intrants fortement émetteurs, leur écart de compétitivité sur ces marchés tiers se creusera. Constat n° 9 : Le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières, entré en vigueur le 1er janvier 2026, est critiqué par une partie des industriels ; après de premières mesures, les discussions pour son amélioration se poursuivent au niveau communautaire. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 99 2.3. À fiscalité inchangée, des taux d?effort énergétiques des ménages appelés à diminuer sous l?effet de la décarbonation mais durablement hétérogènes 2.3.1. Des taux d?effort énergétiques hétérogènes entre ménages Le taux d?effort énergétique représente la part des dépenses énergétiques dans le revenu total des ménages. Selon des simulations réalisées par le CGDD conformément aux conventions retenues pour la SNBC 362, il serait égal en moyenne à 8,5 % en 2019, dont 4 points de taxes (2,6 points d?accise et 1,3 points de TVA). Le taux d?effort énergétique varie selon l?énergie principale de chauffage. Il est ainsi relativement plus élevé lorsque les ménages se chauffent au fioul (10,5 % en 2019) qu?à l?électricité (7,5 %) ou au gaz (8 %). Au sein de ce taux d?effort, la part de la fiscalité est en revanche plus faible pour les ménages se chauffant au fioul (44 %) qu?au gaz ou à l?électricité (49 %). Le taux d?effort énergétique moyen est par ailleurs fortement décroissant avec le niveau de vie. En 2019, les ménages en deçà du premier quintile de niveau de vie avaient un taux d?effort énergétique moyen de 17,4 % contre 5,2 % pour les ménages au-delà du dernier quintile. Le taux d?effort énergétique des ménages varie également en fonction de leur zone d?habitation, en 2019, de 7 % dans les pôles urbains à 12,2 % pour les habitants des communes hors attraction des grandes villes. 62 Les résultats sont estimés à l?aide du modèle de microsimulation Prometheus qui mobilise des données de l?Insee et du ministère de la transition écologique. Les indicateurs présentés sont corrigés des conditions météorologiques. Le chèque énergie n?est pas pris en compte dans la définition du taux d?effort énergétique. Pour ces simulations, les hypothèses standard de Prometheus ont été recalées sur celles de la SNBC 3. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 100 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 23 : Taux d?effort énergétique des ménages français en 2019 Selon l?énergie de chauffage Par cinquième de niveau de vie Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Selon la catégorie de commune Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 2.3.2. Sous les hypothèses de la SNBC 3, des taux d?effort énergétique diminués par la transition énergétique, malgré les effets du SEQE/ETS 2 À la demande du CPO, le CGDD a projeté le taux d?effort des ménages à l?horizon 2030, dans les scénarios AME et AMS de la SNBC 3, en prenant compte la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2. Le CPO a adapté ces projections, en éliminant une hypothèse de compensation intégrale du coût du SEQE2 pour les ménages présente dans les simulations initiales. Ainsi le taux d?effort qui était de 8,5 % en 2019 diminuerait dans le scénario AME (7,2 %) et dans le scénario AMS (7,1 %). Cette diminution recouvre une augmentation de la facture hors taxes (+ 0,3 point dans le scénario AME, + 0,4 dans le scénario AMS), principalement due à la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 (+ 0,3 point dans les deux scénarios) et une diminution de l?effort fiscal (-1,7 point dans le scénario AME, -1,9 point dans le scénario AMS) malgré l?absence de compensation des effets du marché carbone par une baisse de la fiscalité dans le scénario retenu par le CPO. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 102 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 9 : Évolution du taux d?effort énergétique entre 2019 et 2030 En % de niveau de vie Taux d?effort total 2019 8,5 4,0 0,0 2030-AME 7,2 2,3 0,363 2030-AMS 7,1 2,1 0,3 Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 Ces résultats s?expliquent par les effets de l?électrification du parc automobile (l?électricité représentant une source d?énergie moins taxée que les carburants fossiles pour le transport) et des efforts d?efficacité énergétique pour le chauffage. Le taux d?effort diminue plus fortement pour les ménages dont le niveau de vie est le plus faible et pour ceux qui habitent en zone rurale, mais reste fortement hétérogène. Cette simulation qui repose sur l?atteinte des objectifs d?efficacité énergétique et de décarbonation et les hypothèses de prix de la SNBC 3 est toutefois à prendre avec prudence, compte tenu des incertitudes sur le rythme de décarbonation effectif et sur l?estimation des effets sur les prix du SEQE/ETS 2. 63 La SNBC n?intègre pas le SEQE 2 dans le scénario AME. Le CPO a fait le choix de l?intégrer dans la mesure où il s?agit d?une mesure actée à ce jour. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 103 Graphique n° 24 : Répartition du taux d'effort énergétique des ménages français en 2030, scénario AMS avec SEQE 2/ETS2 Par cinquième de niveau de vie Par zone d?habitation Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 104 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Constat n° 10 : Sous les hypothèses de la troisième stratégie nationale bas carbone, et hors coûts d?investissement pour réaliser la transition, la décarbonation de la consommation énergétique des ménages permettrait une baisse de leur taux d?effort énergétique moyen à horizon 2030 en raison notamment de la moindre taxation de l?électricité par rapport aux carburants. En revanche, le prix de l?énergie et le taux d?effort augmenteraient fortement pour les ménages qui continueraient à utiliser des énergies fossiles et ne réduiraient pas leur consommation. Les simulations ci-dessus ne prennent pas en compte les coûts d?investissement des ménages pour atteindre les objectifs de décarbonation de la SNBC 3 (acquisition d?un véhicule électrique, changement du mode de chauffage) ni leurs modalités de financement. Dans le scénario AMS, 12,3 Md¤2024/an supplémentaires seraient investis par les ménages sur la période 2025-2030 dans l?isolation thermique de leurs logements (2,1 Md¤2024), l?installation de pompes à chaleur (3,4 Md¤2024) et l?achat de véhicules électriques (6,8 Md¤2024). Un peu moins de la moitié de cette enveloppe (5,9 Md¤2024) serait constituée d?investissements rentables pour les ménages. Le solde (6,4 Md¤2024) correspondrait à des investissements présentant un déficit de rentabilité, estimé à 2,4 Md¤2024. Ce déficit de rentabilité est concentré sur les travaux d?isolation thermique et, dans une moindre mesure, d?installation de pompes à chaleur. Par ailleurs, 1,4 Md¤2024 d?investissements (dont 0,7 Md¤2024 d?investissements rentables, correspondant principalement à l?acquisition de véhicules électriques) seraient compromis par des difficultés de financement des ménages. Ces éléments tendent à conforter la faisabilité d?un déploiement du second marché carbone européen sans compensation par une baisse de la fiscalité de l?énergie, ce qui permettrait d?en maximiser les effets incitatifs sur la décarbonation. Afin que ce choix puisse rencontrer l?adhésion de la grande majorité des ménages, il impliquerait toutefois des soutiens à l?investissement de ceux qui ne peuvent financer l?amélioration de l?efficacité énergétique de leur logement ou l?acquisition d?un véhicule électrique. Le Premier ministre a annoncé le 10 avril 2026 une augmentation du soutien public à l?électrification qui passerait de 5,5 à 10 Md¤ entre 2026 et 2030. Le Fonds social pour le climat de l?Union européenne (doté d?une enveloppe de 6,1 Md¤ pour la France) pourra notamment être mobilisé. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 105 Chapitre III - Les pistes d?évolution de la fiscalité Dans un rapport de mars 2024, la Cour des comptes a identifié différents scénarii possibles pour revoir la place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française. Un premier scénario propose des adaptations a minima au droit de l?UE mais ne permet pas de répondre aux enjeux financiers de la transition énergétique. Un deuxième scénario vise à conforter la fiscalité assise sur le contenu carbone. Un troisième scénario vise à recentrer la fiscalité de l?énergie sur un objectif de rendement et à mobiliser d?autres outils pour favoriser la transition énergétique, en particulier les marchés carbone. Afin de concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale, le Conseil des prélèvements obligatoires recommande de combiner le premier et le troisième scénario, au travers de deux orientations : - à court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles ; - à moyen terme, adapter progressivement la fiscalité existante pour accompagner le déploiement des marchés carbone. La mise en oeuvre de l?ensemble de ces mesures laisserait subsister une perte d?accise sur l?énergie liée à la transition énergétique à l?horizon 2050. Pour créer un cadre prévisible, un arbitrage devra être rendu sur ses modalités de financement qui pourraient combiner des économies en dépenses avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 106 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1. À court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles 1.1. L?utilisation des impôts sur la consommation pour atténuer les évolutions des prix de l?énergie est peu efficace, insuffisamment ciblée et difficilement réversible Le plan de soutien à l?activité économique annoncé par le gouvernement français le 30 mars 2026 comprend des mesures de trésorerie mais aussi des aides budgétaires aux entreprises du transport routier justifiant des difficultés de trésorerie, ainsi que des subventions au secteur de la pêche, correspondant à une baisse de 20 centimes par litre du prix des carburants, et au secteur agricole et forestier pour un montant initialement fixé à 3,86c¤/L, porté à 15 c¤/L à partir du mois de mai. Le Premier ministre a annoncé le 21 mai 2026 leur prolongation jusqu?à la fin août 2026. Ces mesures sectorielles ont été complétées par une indemnité carburant initialement fixée à 50 euros, et portée à 100 euros fin mai 2026. Cette indemnité équivalente à 20 centimes d?euros par litre pour la consommation moyenne de carburants de six mois pour les actifs appartenant à un foyer fiscal dont le revenu fiscal de référence par part, au titre de l?année 2024, est inférieur ou égal à 16 880 euros, et qui utilisent leur véhicule personnel à des fins professionnelles (à hauteur d?au moins 8 000 kilomètres par an) ou pour un trajet domicile-travail supérieur à 15 km. Des mesures complémentaires ont été annoncées fin mai 2026. Elles comportent une revalorisation des indemnités kilométriques pour les aides à domicile et certains fonctionnaires (professeurs remplaçants notamment) et des aides à l?achat de véhicules électriques pour les taxis. Le plafond des exonérations fiscales et sociales dont bénéficient les primes carburant versées par les entreprises est porté de 300 à 600 ¤. De façon générale, la politique monétaire doit rester l?outil privilégié de la lutte contre l?inflation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 107 Les éventuelles mesures de soutien aux entreprises et aux ménages les plus exposés doivent prendre la forme d?instruments de trésorerie en cas de choc de très court terme. Même si celui-ci se prolonge, l?outil fiscal est peu adapté. Les baisses d?impôts sur la consommation (TVA ou accise), mises en place en France ou dans des pays voisins à l?occasion de chocs précédents, ont eu des résultats décevants. L?effet de relance de l?activité a été réduit par des comportements de thésaurisation des ménages et des entreprises face à l?incertitude. Le coût pour les finances publiques a été très élevé en raison d?un ciblage insuffisant des mesures et de leur poursuite au-delà de la période de hausse des prix (cf. I.2.3). Des aides budgétaires peuvent plus facilement être ciblées sur les entreprises et les professionnels les plus exposés et retirées de manière plus précoce. Recommandation n° 1 : Face à la volatilité des prix de l?énergie, privilégier des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés plutôt qu?une baisse de la TVA ou de l?accise sur l?énergie. 1.2. Une éventuelle taxation des bénéfices excédentaires ou des rentes de certaines entreprises aurait un rendement limité L?usage de ces aides budgétaires doit néanmoins rester proportionné pour ne pas conduire à une dégradation durable des finances publiques et à des hausses d?impôts ultérieures, comme l?illustre l?épisode inflationniste de 2022-2023 (cf. II.1.). Cette expérience a également montré que le potentiel de financement d?éventuelles mesures de soutien par la taxation des bénéfices excédentaires d?entreprises bénéficiant de la hausse des prix est limité. Face à la hausse des prix de l?énergie consécutive à l?invasion russe de l?Ukraine, le Conseil de l?Union européenne a créé deux nouveaux prélèvements obligatoires en octobre 2022 portant respectivement sur la rente infra-marginale des producteurs d?électricité et sur les bénéfices excédentaires du secteur des hydrocarbures. La notion de rente infra- marginale fait référence à des entreprises qui enregistrent des profits Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 108 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES importants en raison de coûts de production très inférieurs au prix de marché. La contribution de solidarité temporaire des entreprises des secteurs du pétrole brut, du gaz naturel, du charbon et du raffinage était appliquée, à un taux de 33 %, sur la part des bénéfices imposables de 2022 (puis 2023) qui excédait de plus de 20 % la moyenne des bénéfices imposables des exercices fiscaux 2018 à 2021. La contribution de solidarité n?a permis d?encaisser en France que 69 M¤ en 2023. Cette situation s?explique par l?importance des pertes reportables du principal acteur du secteur sur son activité française, situation qui reste identique en 2026. Les recettes de la contribution sur la rente infra-marginale des producteurs d?électricité (CRI) ont, quant à elles, représenté au total 1 746 M¤ en comptabilité nationale en 2023. Dans la mesure où la CRI était prélevée en amont de la formation du bénéfice taxable, cette recette engendrait néanmoins un effet retour négatif sur l?IS, à hauteur du quart de son montant, estimé à 437 M¤, soit un rendement net de 1 309 M¤. La taxation de la rente infra-marginale paraît ainsi une modalité plus adaptée de captation d?une augmentation exogène des prix par l?impôt qu?une imposition exceptionnelle des bénéfices, avec deux limites importantes cependant. Cette rente n?est susceptible d?être importante que pour les distributeurs qui sont également producteurs d?énergie et bénéficient de l?augmentation du prix sans modification importante de leurs coûts. Son adaptation aux caractéristiques du marché pétrolier dont les intrants sont importés et refacturés aux acteurs français par des entités souvent non imposables en France paraît difficile. 1.3. Même avec des prix des carburants supérieurs à 2,20 euros, la fiscalité des revenus surcompense les frais kilométriques Les personnes utilisant une voiture privée pour se rendre sur leur lieu de travail peuvent décider d?opter pour les frais réels pour le calcul de l?impôt sur le revenu et bénéficier du barème de remboursement des frais kilométriques. Par ailleurs, les indemnités versées par un employeur en dédommagement de parcours professionnels effectués par un salarié avec son véhicule personnel peuvent être exonérées de cotisations sociales dans Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 109 la limite des montants fixés par le barème fiscal des indemnités kilométriques64. Ce barème forfaitaire, fixé par arrêté du ministre chargé du budget, dépend de la puissance administrative du véhicule en chevaux fiscaux (CV) et de la distance parcourue (article 83 du CGI). Les frais kilométriques, qui n?avaient pas été revalorisés depuis mars 2015, ont fait l?objet d?une augmentation importante (de 5 à 10 %, selon la cylindrée du véhicule) en mars 2019 après la crise des gilets jaunes, puis d?un ajustement supplémentaire de 1,1 % en mars 2020. Ils ont ensuite été revalorisés de 10,1 % en 2022, puis de 5,4 % 2023. Le coût de ces revalorisations est estimé respectivement à 400 M¤ en 2022 et 300 M¤ en 2023 par la direction générale du Trésor dans le programme de stabilité 2024. Les véhicules électriques bénéficient d?une majoration de 20 % depuis 2021. La méthode de calcul des frais kilométriques a été critiquée dans un document de travail de l?Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). Celui-ci relevait qu?elle était contraire aux politiques de transition, dès lors qu?elle soutenait davantage les véhicules ayant une puissance administrative plus importante et qu?elle bénéficiait surtout aux salariés de la classe moyenne supérieure (7e à 9e dixième de revenus)65. Dans ce contexte, la convention citoyenne pour le climat avait proposé un barème unique quelle que soit la puissance administrative et modulé en fonction de la seule distance parcourue. 64 Ces indemnités sont distinctes de la « prime carburant » que les employeurs peuvent verser au titre du trajet domicile-travail qui est exonérée d?impôts et de cotisations sociales dans la limite de 300 ¤ par an et par salarié. Depuis 2025, celle-ci peut uniquement bénéficier aux salariés dont la résidence ou le lieu de travail soit est situé dans une commune non desservie par un transport collectif régulier, soit n'est pas dans une agglomération de plus de 100 000 habitants ainsi qu?aux salariés pour lesquels l'utilisation d'un véhicule personnel est rendue indispensable par des conditions d'horaires de travail décalés et aux salariés qui exercent leur activité sur plusieurs lieux de travail au sein d'une même entreprise qui n'assure pas le transport des salariés. 65 Chancel M., Saujeot M., 2012. Les « frais réels » une niche fiscale inéquitable et anti-écologique ?, IDDRI Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 110 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le barème des indemnités kilométriques est toutefois un outil d?évaluation simplifié permettant une meilleure appréciation de la capacité contributive des ménages. Il n?a donc pas vocation à porter une politique incitative ou redistributive. Tableau n° 10 : Comparaison des charges effectives et des frais kilométriques calculés selon le barème de l?IR Source : Conseil des prélèvements obligatoires En revanche, l?étude de cas-types met en évidence que ce barème, censé représenter des frais réels, est fortement surévalué, même en période de forte hausse du prix des carburants. Fin mars 2026, la surévaluation représentait 64 % pour un gros rouleur équipé d?un véhicule diésel et 193 % pour un rouleur moyen en véhicule électrique66. Constat n° 11 : Le barème des frais kilométriques de l?impôt sur le revenu est fortement surévalué, même en période de prix élevé des carburants, pour tous les types de motorisations. 66 Une étude de l?ADETEC de 2022 estimait cette surévaluation entre 48 et 121 %, selon le kilométrage parcouru. Cette étude reposait sur une moyenne des coûts du parc, quel que soit le type de motorisation. Elle était antérieure à la dernière revalorisation de 2023 et ne prenait pas en compte le relèvement du barème de 20% pour les véhicules électriques. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 111 2. À moyen terme, adapter la fiscalité au déploiement des marchés carbone 2.1. Les taux réduits ont été récemment revus pour se conformer au droit européen, mais laissent subsister des difficultés 1.1.1. Malgré des avancées en LFI 2025, trois tarifs réduits d?accise demeurent non conformes au droit européen En 2024, la Cour des comptes a émis un rappel au droit en relevant l?incompatibilité persistante de certains tarifs réduits de TVA et d?accise avec le droit de l?Union européenne67, reprenant ainsi des constats documentés par le CPO en 202268. Suite à ce rappel au droit, l?article 20 de la loi de finances pour 2025 a procédé à deux mises en conformité. D?une part, la France appliquait un taux dual de TVA, avec 5,5 % sur l?abonnement et la fourniture d?électricité et de gaz naturel et 20 % sur leur consommation. Ce système a été fragilisé dès 2018 par une jurisprudence de la Cour de justice de l?Union européenne69, puis est devenu contraire au droit de l?UE à la suite de la révision de la directive TVA en 2022. Cette non-conformité a été corrigée par l?application du taux normal de 20 % à l?abonnement et à la fourniture, tout en compensant cette hausse par des baisses d?accise pour neutraliser l?impact de la réforme pour les ménages. D?autre part, des majorations régionales d?accise optionnelles (mais souvent portées dans les faits à leur niveau plafond) étaient prévues pour financer les réseaux de transport régionaux, alors que la directive sur la taxation de l?énergie ne permet pas de modulation territoriale du tarif de 67 Cour des comptes, La place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française, 2024, p.70 et 71. 68 C. Grégoire et P.-A. Veillon, La taxe sur la valeur ajoutée (TVA) face aux défis socioéconomiques, CPO, rapport particulier n° 5, décembre 2022. 69 CJUE, C-463/16, Stadion Amsterdam CV, 18 janvier 2018 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 112 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES l?accise en dehors de l?outre-mer70. Ces majorations ont été supprimées et remplacées par des hausses limitées de l?accise sur les énergies. Malgré ces deux mises en conformité, trois taux réduits d?accise sur les taxis, les aménagements et entretiens de pistes et routes dans les massifs montagneux et les véhicules d?intervention des services départementaux d?incendie et de secours demeurent non-conformes au cadre européen. Tableau n° 11 : Suivi des tarifs réduits d?accise sur les énergies incompatibles avec la directive sur la taxation de l?énergie Source : Calculs CPO, sur le fondement de la directive 2003/96/CE du 27 octobre 2003 (notamment son annexe I), du CIBS et du tome II des Voies et moyens du PLF 2026. Méthode : Conversions réalisées sur le fondement des articles 2-1 à 2-4 de l?arrêté du 13 13 décembre 2022 constatant divers tarifs et seuils de régime d'impositions relatifs à certaines impositions sur les biens et services. 1.1.2. Les méthodes de détermination des taux réduits applicables aux biocarburants ne permettent pas de se conformer à la directive sur la taxation de l?énergie La directive sur la taxation de l?énergie permet de prévoir des tarifs réduits pour les biocarburants, sous réserve que l?avantage qui en résulte n?excède pas les surcoûts de production entraînés par l?incorporation d?énergie renouvelable par rapport aux carburants conventionnels, d?où la nécessité de moduler leur niveau selon le coût des matières premières. Afin de soutenir le développement des biocarburants, quatre tarifs réduits d?accise soutiennent les biocarburants SP95-E10, E85, B100 et 70 La minoration existant en Corse prévue à l?article L. 312-41 CIBS) a cependant été rendue possible par décision d?exécution (UE) 2019/372 du Conseil du 5 mars 2019. Type de consommation Catégorie fiscale au sens du CIBS Tarif d'accise national 2025 Différence entre les deux tarifs (a-b) Gain pour l'État attendu du réalignement tarifaire pour l'activité (en M¤) Transport de personnes par taxi 30,2 33 -2,8 5,7 Aménagements et entretien de pistes et routes dans les massifs montagneux 18,82 33 -14,18 3,5 0 33 -33 Essences carburant 0 40,388 -40,388 Intervention des véhicules des services d'incendie et de secours Gazoles carburant 10,8 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 113 ED95. La réduction des tarifs par rapport aux carburants « classiques » est comprise entre 2,25 ¤/MWh (pour le SP95-E10) et 59,753 ¤/MWh (pour l?E85). Tableau n° 12 : Tarifs d?accise sur les biocarburants en France Bio- carburant E85 17,894 -59,753 185 501 271% B100 12,905 -32,285 2 148 7 400% Transport routier de marchan- dises ED95 12,119 -33,071 0,5 2 400% Source : Calculs CPO, sur le fondement des articles L. 312-80 à L. 312-84 du CIBS et du tome II des Voies et moyens annexés au PLF 2021 et au PLF 2026. Méthode : Au 1er mars 2026, le tarif normal de l?accise sur les carburants était de 60,75 ¤/MWh pour les gazoles et de 77,647 ¤/MWh pour les essences. Le tarif réduit pour le transport routier était de 45,19 ¤/MWh. Ces tarifs présentent cependant des fragilités au regard du droit de l?Union européenne. En premier lieu, comme l?a déjà relevé la Cour des comptes, la méthode de détermination de ces tarifs réduits est empirique, non révisée en fonction des prix des matières premières et ne permet pas de garantir l?absence de surcompensation, en contradiction avec les règles de la directive taxation de l?énergie, une situation notamment liée au manque de données publiques sur les écarts réels de coûts de production entre les carburants fossiles et les biocarburants71. 71 Cour des comptes, La politique de développement des biocarburants, observations définitives, 2021. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo En deuxième lieu, ces tarifs réduits favorisent très majoritairement des biocarburants conventionnels, à concurrence alimentaire (à 78 % pour le biodiésel et 69 % pour les bio-essences). Or, à la suite de la révision des règles européennes relatives aux aides d?État72, l?application de tarifs particuliers aux biocarburants issus de cultures (colza, maïs) pouvant être en concurrence avec des débouchés alimentaires n?est plus possible sans notification préalable à la Commission européenne. Cette évolution juridique s?inscrit en cohérence avec la 3e directive sur les énergies renouvelables dite « RED III » 73, qui fixe des objectifs de renforcement de la part de biocarburants avancés. En troisième lieu, le taux de taxation du carburant E85 est inférieur aux minima définis par l?UE74. Son niveau faible (17,894 ¤/MWh) par rapport à l?accise sur les essences (77,647 ¤/MWh) conduit à ce qu?il soit utilisé de façon irrégulière par de nombreux consommateurs dans des véhicules non adaptés, l?E85 vendu étant supérieur aux volumes effectivement utilisés par les véhicules éligibles. Une révision des tarifs réduits applicables aux biocarburants de première génération est ainsi nécessaire pour garantir leur sécurisation au regard du droit de l?UE, avec deux volets. D?une part, le tarif réduit des biocarburants pourrait être révisé afin de garantir l?absence de surcompensation. Le projet de loi de finances pour 2026 a porté des mesures visant à supprimer les tarifs réduits sur l?E85 et le B10075, mais celles-ci n?ont pas été retenues dans le texte final de la loi de finances pour 2026. Une alternative pourrait être, comme l?a recommandé la Cour des comptes, de développer des données fiables et 72 Article 44 du règlement (UE) 651/2014 du 17 juin 2014, dit règlement général d?exemption par catégorie, tel que modifié par le règlement (UE) 2023/1315. 73 Directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l?énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652 du Conseil. 74 Cour des comptes, La place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française, p.70. 75 Cf. l?article 5 du projet de loi de finances pour 2026. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 115 objectives de surcoût afin de fonder les réductions d?accise sur les biocarburants sur des données objectives. D?autre part, les incitations au développement des biocarburants pourraient être davantage fléchées vers les biocarburants avancés. La TIRUERT poursuit cet objectif. Néanmoins, elle est centrée sur la prise en compte de la quantité d?énergie renouvelable employée et est donc désormais inadaptée à la directive « RED III »76. En effet, celle-ci oblige à tenir compte de la performance environnementale de l?énergie utilisée en termes de soutien à la baisse des émissions de gaz à effet de serre et prescrit notamment qu?une part de biocarburants avancés et de carburants renouvelables d?origine non biologique (H2 et dérivés) de 5,5 % de la consommation d?énergie des transports doit être atteinte en 2030. Le Gouvernement a précisé que le dispositif remplaçant la TIRUERT ne devrait plus avoir de caractère fiscal77. Initialement attendue pour le 1er janvier 2026, la mise en oeuvre de ce nouveau dispositif ? appelé Incitation à la Réduction de l?Intensité Carbone des Carburants (IRICC) ? a été reportée au 1er janvier 202778. Par ailleurs, pour garantir la conformité du droit national avec le règlement européen dit ReFuelEU Aviation79 et prévoir un encadrement spécifique pour le développement et l?adoption des carburants d?aviation durables, la loi de finances pour 2026 a retiré les carburéacteurs du champ de la TIRUERT. 76 La directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023, relative à la promotion de l?énergie produite à partir de sources renouvelables. Dite "RED III", elle vise à simplifier et à accélérer les procédures d'autorisation tant pour les projets d'énergies renouvelables (EnR) que pour les projets de réseaux nécessaires à l'intégration de ces derniers dans le système électrique. La Commission européenne a adressé, le 30 janvier 2026, un avis motivé complémentaire à la France pour n'avoir toujours pas transposé l'ensemble des dispositions de la directive. 77 Évaluations préalables des articles du PLF 2026, p. 150. 78 Article 64 de la loi n° 2026-103 du 19 février 2026 de finances pour 2026. 79 Règlement (UE) 2023/2405 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 relatif à l?instauration d?une égalité des conditions de concurrence pour un secteur du transport aérien durable (ReFuelEU Aviation). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 116 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Recommandation n° 2 : Aligner les taux d?accise qui ne respecteraient pas les minima prévus par la directive taxation de l?énergie avec ces minimas et mettre en conformité les incitations au développement des biocarburants avec la directive RED III. 2.2. Des dépenses fiscales à réformer en fonction de l?exposition des entreprises à la concurrence internationale et de la maturité des alternatives technologiques Le relèvement progressif de la tarification carbone pour les secteurs inclus dans le premier marché carbone européen (industrie lourde et transports aérien, maritime et fluvial) et l?intégration du transport routier de marchandises et de la construction dans le champ du second devront être correctement articulés avec la structure des taux d?accise, l?ensemble de ces secteurs bénéficiant, soit de tarifs réduits, soit d?exonérations. En effet, si une exemption est prévue pour les années de lancement du second marché carbone afin d?accompagner l?impact pour les secteurs les plus exposés à la concurrence internationale, elle demeure réservée aux pays déjà soumis à une « taxe nationale sur le carbone », ce qui n?est pas le cas de la France80. Une première option pourrait être de neutraliser la diminution des quotas gratuits du SEQE/ETS 1 et la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 par un renforcement des tarifs réduits d?accise. Un tel mode de correction apparaît peu réaliste dès lors que l?ampleur de variation du prix des énergies fossiles induites par le second marché carbone dépendra essentiellement des enchères et des stratégies d?achats des acteurs avec des évolutions infra-annuelle fréquentes. Une correction par l?accise nécessiterait ainsi de réviser très régulièrement ses tarifs, au prix d?une forte instabilité fiscale pour des secteurs nécessitant une vision de long 80 La composante carbone incluse dans l?accise n?est pas considérée comme une « taxe nationale sur le carbone » au sens du SEQE 2, dès lors qu?elle n?est pas dissociable avec l?accise sur les énergies et qu?elle ne partage pas les caractéristiques du SEQE 2 (champ des activités couvertes, émissions prises en compte, facteurs d?émission, etc.). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 117 terme. Au surplus, les marges de manoeuvre dont dispose juridiquement la France pour abaisser ses tarifs d?accise sont parfois très limitées, voire inexistantes. Le transport international aérien et maritime bénéficie ainsi déjà d?exonérations. Enfin, et surtout, un tel mode de compensation serait contraire aux objectifs d?une meilleure tarification carbone pour ces secteurs et enverrait un signal-prix négatif qui découragerait les investissements en matière de décarbonation. Une seconde option pourrait être de prévoir le maintien à moyen terme des taux réduits et exonérations applicables à certains secteurs concernés par l?évolution de la tarification du premier marché carbone et la création du second. Pour éviter les effets d?aubaine et assurer un cadre de concurrence équitable au niveau international, les taux réduits et exonérations pourraient être ciblés sur les secteurs très exposés à la concurrence internationale et ayant une consommation importante d?énergie rapportée à leur coût de production. Cette option présenterait plusieurs avantages. D?une part, elle permettrait de garantir une plus grande stabilité pour les entreprises concernées. La date exacte de sortie de ce régime pourrait être définie à l?avance par le législateur afin de donner à ces entreprises une visibilité sur le cadre fiscal applicable à leur consommation d?énergie. D?autre part, elle permettrait de renforcer la place des marchés carbone dans la tarification effective du carbone et ainsi de mieux couvrir les émissions non énergétiques de gaz à effet de serre. Cette option serait également conciliable avec une sortie plus rapide des tarifs réduits d?accise sur les énergies fossiles bénéficiant à des secteurs peu ou pas exposés à la concurrence internationale. Enfin, cette option apparaît conforme au cadre européen fixé par la directive sur la taxation de l?énergie. Le cumul des critères d?énergo-intensivité et d?exposition à la concurrence internationale est en effet déjà mobilisé pour définir le périmètre de certains tarifs réduits bénéficiant au secteur industriel. Une attention particulière devra cependant être portée au ciblage des secteurs concernés, afin de trouver un équilibre entre protection des secteurs exposés et soutien à la décarbonation. Si l?appréciation du ratio consommation d?énergie/coût de production pourra être réalisée sans difficulté avec les données de l?Insee et du SDES, la mesure de l?exposition Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 118 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES à la concurrence internationale sera plus délicate, en l?absence d?indicateur statistique unique en la matière81. Graphique n° 25 : Exposition internationale par secteur d?activité en fonction du ratio consommation d?énergie/production en 2023 Note : Secteurs d?activités établis selon la nomenclature NAF A38 de l?Insee, sauf pour le secteur des transports (A88). La taille du secteur varie selon sa consommation énergétique. Les secteurs bénéficiant d?un tarif réduit ou d?une exonération d?accise sont colorés, en vert pour l?agriculture, en rouge pour l?industrie, en bleu pour les transports, en orange pour le BTP. Source : CPO, d?après la méthode de l?Insee Grand Est (exposition internationale) et les données du SDES (consommation d?énergie) et de l?Insee (chiffre d?affaires). 81 Les données présentées dans le cadre de ce rapport ont été établies en reprenant la méthode développée par l?Insee Grand Est que le CPO avait déjà mobilisées pour ses analyses de la fiscalité de l?industrie. CPO, Tracer un cadre fiscal et social pluriannuel pour l?industrie française, septembre 2025. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 119 Les régimes dérogatoires d?accise sur les énergies fossiles bénéficiant à des secteurs ayant une faible exposition internationale et une faible intensité énergétique auraient vocation à être remises en cause assez rapidement. En fixant les limites à un indice d?exposition internationale de 0,2 et à une consommation énergétique de 500 KWh/Md¤ de production, un maintien à moyen terme des tarifs réduits pourrait être décidé pour les secteurs des transports aérien et maritime, de l?agriculture et de l?industrie. En revanche, la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 pourrait être engagée sans remettre en cause la trajectoire de suppression en 2030 du tarif réduit d?accise sur le BTP82. Le transport terrestre se trouve dans une situation intermédiaire avec une intensité énergétique assez élevée et une exposition internationale globalement limitée mais hétérogène entre le transport routier de marchandises d?une part, le transport routier de passagers et le transport ferroviaire d?autre part. 2.2.1. La dépense fiscale sur le transport routier de marchandises pourrait être réduite par étapes après la mise en oeuvre du second marché carbone et dans un cadre européen concerté Le législateur a prévu au sein de la loi dite « Climat et résilience » une évolution du tarif réduit d?accise pour le transport routier de marchandises (TRM), « dans l?objectif d'atteindre un niveau équivalent au tarif normal d'accise sur le gazole d'ici le 1er janvier 2030, en tenant compte de la disponibilité de l'offre de véhicules et de réseaux d'avitaillement permettant le renouvellement du parc de poids lourds ». La transition de ce secteur est en effet essentielle pour garantir le respect des objectifs de décarbonation des transports, le TRM étant prédominant dans la quasi-totalité des pays européens et notamment en France, où il représente plus de 80 % du transport de marchandises. 82 Prévue à l?article 94 de la loi de finances pour 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 120 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 26 : Répartition modale du transport intérieur de marchandises en Europe en 2022 Par ailleurs, comme l?ont relevé le CAE et le Conseil franco- allemand des experts économiques83, les camions électriques à batterie s?imposent comme la technologie de référence pour la décarbonation du transport routier de marchandises, avec des avancées rapides en matière de performances des batteries et une baisse des coûts, même si des défis subsistent en termes de développement des infrastructures84. Compte tenu de l?arrivée à maturité d?une alternative technologique et du caractère essentiellement européen de la concurrence internationale dans ce secteur, la diminution des dépenses fiscales en faveur du transport routier de marchandises pourrait être engagée progressivement après la 83 Achim, Chassang, Lopez, Malmendier, Saussay, Schnitzer, Schubert, Schwartz, Werding, Décarboner le transport routier de marchandises, déclaration conjointe du Conseil d?analyse économique et du Conseil franco-allemand des experts économiques, mars 2025. 84 Heining F., Werner M., Schill W., Jöhrens, J., Ruscher M., Pelzeter J. (2024) : « Kriterienset zur Bewertung von Technologiekonfigurationen für elektrische Lkw », ifeu. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 121 mise en oeuvre du second marché carbone européen dans un cadre européen concerté. L?engagement d?une hausse anticipée de ce tarif réduit au niveau national risquerait à l?inverse d?aggraver le différentiel de concurrence du transport routier international de marchandises français par rapport à ses concurrents européens. En effet, bien que bénéficiant d?un tarif réduit de 45,19 ¤/MWh85, le gazole commercial utilisé pour le transport de marchandises est plus coûteux que celui vendu dans le reste de l?UE (37,91 ¤/MWh en moyenne pour l?année 2024). Seule la Finlande dispose d?un niveau d?un tarif d?accise plus élevé pour le transport routier de marchandises. Une action à l?échelle de l?ensemble de l?Union européenne apparaît ainsi préférable. Le dernier état du projet de révision de la directive sur la taxation de l?énergie, porté sous la présidence danoise du Conseil de l?UE mais non adoptée à ce jour, envisageait ainsi de mettre fin à aux tarifs réduits sur le gazole routier d?ici 204586. Dans l?hypothèse où cette mesure serait conservée dans le texte final, elle pourrait permettre une convergence des autres États membres vers le niveau de taxation français, tout en incitant à la décarbonation du secteur. 2.2.2. Le secteur agricole et forestier pourrait conserver son tarif réduit le temps de bénéficier de solutions alternatives viables aux énergies fossiles Les gazoles dits « non routiers » (GNR), également appelés gazoles « rouges » en raison du colorant qui leur est appliqué pour limiter les risques de fraude, bénéficient d?un tarif normal spécifique inférieur à celui des autres tarifs. Ils regroupent l?ensemble des produits de la catégorie fiscale des gazoles consommés pour les besoins des moteurs qui réalisent des travaux statiques aux fins de la réalisation d?activités économiques 85 Contre 60,75 ¤/MWh pour le tarif normal sur les gazoles utilisés comme carburant. 86 Conseil de l?UE, Draft Council Directive restructuring the Union framework for the taxation of energy products and electricity (recast), n° 14451/25 (cf. notamment son article 19§2). Ce projet, discuté le 13 novembre 2025 et dont l?adoption nécessitait l?unanimité au Conseil, n?a pas prospéré. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 122 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (moteurs d?outils fixes utilisés par le BTP par exemple) et des moteurs de propulsion des engins qui ne circulent pas habituellement sur les voies ouvertes à la circulation publique (engins de chantiers par exemple). Afin de soutenir la transition écologique, l?article 60 de la loi de finances pour 2020 prévoyait la suppression progressive en trois étapes du tarif réduit sur le GNR agricole et non agricole entre 2020 et 202287, avec en parallèle des mesures d?accompagnement, notamment la mise en oeuvre de dispositifs de suramortissement visant à faciliter l?acquisition d?engins recourant à des énergies alternatives et à soutenir les petites et moyennes entreprises distribuant uniquement du GNR. Si cette suppression a été engagée pour le GNR non-agricole (qui concerne principalement le secteur du BTP), elle ne s?est cependant pas concrétisée pour le GNR agricole. Après trois reports successifs, visant à prendre en compte les effets de la crise sanitaire, puis de la hausse des prix des matières premières et de l?énergie, la suppression du GNR agricole a été temporairement adoptée à l?article 94 de la loi de finances pour 2024 (en même temps que la mesure de suppression progressive du tarif réduit pour le BTP) avant d?être annulée début 2024 par décision du Premier ministre, dans un contexte marqué par des manifestations agricoles. Cette annulation a ensuite été confirmée dans la LFI pour 2025. Parallèlement, les modalités de mise en oeuvre du tarif réduit ont été modifiées, une remise totale dès la facturation se substituant à un remboursement ex post. Cet échec de la suppression du tarif réduit d?accise sur le GNR agricole s?explique notamment par l?importance de l?exposition du secteur agricole et de l?industrie agroalimentaire à la concurrence internationale, mais aussi par l?absence de solution technique mature pour la décarbonation des engins agricoles88. En outre, une révision de l?accise ne répondrait que partiellement aux enjeux de décarbonation du secteur, qui relèvent principalement de 87 Sauf pour certaines opérations, telles que les usages agricoles, les opérations de damage et de déneigement des routes de montagne, les segments des industries extractives fortement exposées à la concurrence internationale, le transport ferroviaire et la manutention portuaire. 88 I4CE, Les financements publics du système alimentaire français : quelle contribution à la transition écologique ? - septembre 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 123 sources non énergétiques. En 2025, les émissions agricoles et sylvicoles de gaz à effet de serre en France ne provenaient ainsi qu?à 13 % des engins, moteurs et chaudières, derrières les émissions directes des cultures (27 %) et surtout celles des élevages (60 %). Par ailleurs, l?essentiel des émissions est lié au méthane (57 %) et au protoxyde d?azote (29 %), deux gaz à effet de serre liés au bétail et aux cultures, mais sans lien avec le GNR agricole. Ce maintien à moyen terme du tarif applicable début 202689 ne préjugerait pas de ses modalités de mise en oeuvre, le mécanisme de remise intégrale dès la facturation devant faire l?objet d?une évaluation de son efficacité dans la lutte contre la fraude. 2.2.3. La forte concurrence internationale en matière de transport aérien et maritime invite à privilégier d?autres leviers que la fiscalité nationale pour soutenir la transition vers des technologies décarbonées Des exonérations complètes d?accise sur les énergies pour le transport aérien et maritime sont prévues en droit national et déclinent les exonérations obligatoires sur ces secteurs prévues par l?article 14 de la directive dite « taxation de l?énergie », ainsi que par certaines conventions bilatérales pour le transport aérien. Plusieurs leviers ont récemment été actionnés à différentes échelles pour contribuer à la transition énergétique de ces deux secteurs, en cohérence notamment avec les objectifs fixés pour 2025 par la loi Climat et résilience90. Au niveau national, la taxe sur les billets d?avion (TSBA) a été révisée dans le cadre de la loi de finances pour 2020 pour y inclure une 89 Dans un contexte de hausse du prix des carburants, le Gouvernement a annoncé que les agriculteurs bénéficieront d?une exonération totale du droit d?accise sur le gazole non routier (GNR) agricole pour le mois d?avril 2026. 90 L?article 142 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets fixait comme objectif que le transport aérien s?acquitte à partir du 1er janvier 2025 « d?un prix carbone au moins équivalent au prix moyen constaté sur le marché du carbone pertinent ». Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 124 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES écocontribution. La Convention citoyenne pour le climat a néanmoins considéré que cette écocontribution était « bien trop faible pour avoir un effet dissuasif »91, conduisant à une nouvelle hausse de la TSBA de l?ordre de 850 M¤ en loi de finances pour 2025 pour l?aviation commerciale. Si cette mesure permet d?améliorer la tarification carbone du transport aérien, elle a également affecté la compétitivité du secteur aérien français selon une étude de la direction générale de l?aviation civile (DGAC)92. Ce résultat démontre l?intérêt d?engager les réformes de la tarification du transport aérien et maritime à un niveau supranational, afin de concilier la transition écologique avec la prise en compte des enjeux de compétitivité internationale. Au niveau international, plusieurs propositions sont envisagées. D?une part, au niveau de l?Union européenne, le projet de révision initial de la directive sur la taxation de l?énergie porté en 2021 par la Commission européenne proposait de lever l?exonération obligatoire sur le transport aérien et maritime, afin de mettre en cohérence le cadre juridique de la fiscalité de l?énergie avec les trajectoires prévues de décarbonation des transports. Plusieurs États membres ayant exprimé des préoccupations sur les enjeux de compétitivité internationale induite par cette proposition, la présidence danoise du Conseil avait proposé, en novembre 2025, un compromis permettant aux pays qui le souhaitaient de lever cette exonération par accords bilatéraux ou multilatéraux93, mais ce dernier n?a pas prospéré. Cette situation s?explique par le manque d?alternatives, à l?heure actuelle, à la motorisation thermique pour ces secteurs mais aussi par les forts risques de déport du trafic maritime et aérien international que pourraient engendrer des stratégies de contournement de l?impôt, qui pénaliseraient les ports et aéroports européens. Les facilités d?avitaillement dans des « hubs » situés en dehors de l?Union européenne compliquent la mobilisation de l?accise dans une logique de décarbonation, notamment pour le transport aérien et maritime sur longue distance. 91 Rapport de la convention citoyenne pour le climat du 29 janvier 2021, proposition SD-E1 « Adopter une écocontribution kilométrique renforcée ». 92 DGAC, Premiers retours sur la hausse de TSBA de mars 2025 : baisse de compétitivité du transport aérien français, novembre 2025. 93 Conseil de l?UE, Draft Council Directive restructuring the Union framework for the taxation of energy products and electricity (recast), n° 14451/25 (cf. son article 15). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo D?autre part, plusieurs mécanismes internationaux de réduction ou de compensation des émissions de CO2 ont été adoptés ou sont en cours d?adoption. Pour le secteur aérien, le mécanisme CORSIA94 a été adopté par l?Organisation de l?aviation civile internationale (OACI) en 2018 et prévoit que les émissions de CO2 des vols internationaux95 entre États participants excédant un seuil doivent être compensés par les exploitants d?avions96. Ce mécanisme est actuellement dans sa phase de participation volontaire. À compter de 2027, il s?appliquera de manière obligatoire à tous les pays membres de l?OACI, à l?exception de certains États exemptés en raison de leur niveau de développement, de leur faible poids dans le trafic mondial ou de leur insularité. Pour le secteur maritime, l?Organisation maritime internationale (OMI) travaille à l?établissement d?un système de tarification carbone visant à diminuer les émissions de gaz à effet de serre du trafic maritime. Un accord avait été obtenu en avril 2025 pour prévoir l?obligation pour les navires de plus de 5 000 tonnes brutes ? qui émettent 85 % des émissions totale de CO2 du transport maritime international ? de réduire au fil du temps leur intensité énergétique annuelle sous peine de pénalités. Ces pénalités devaient financer un fonds « net-zéro » géré par l?OMI visant notamment à récompenser les navires à faible émission et à atténuer les effets négatifs des émissions sur les États vulnérables97. L?adoption finale de cet accord a toutefois été repoussée en raison notamment de l?opposition des États-Unis. Ces mécanismes européens ou internationaux, bien qu?imparfaits, sont à privilégier dans les années à venir pour sécuriser les investissements dans les stratégies de décarbonation du transport aérien et maritime, sans peser sur la compétitivité des acteurs nationaux. Ils pourront s?accompagner de réformes pour mieux encourager les carburants durables 94 Acronyme de Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation (régime de compensation et de réduction du carbone pour l?aviation internationale) 95 Les vols domestiques n?y sont pas soumis. 96 Ce mécanisme ne permettra donc pas à lui seul d?atteindre l?objectif de neutralité carbone fixé par l?Union européenne pour 2050, en raison du seuil d?émission fixé. 97 Organisation maritime internationale, L?OMI approuve la réglementation « net- zéro » pour le transport maritime mondial, 11 avril 2025. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 126 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES de nouvelle génération pour ces secteurs et inciter au déploiement des infrastructures nécessaires à cette transition. 2.2.4. Des tarifs réduits sur l?industrie déjà conditionnés à des critères d?exposition internationale Le secteur industriel bénéficie de deux ensembles de tarifs réduits, pour les activités électro-intensives ou électrosensibles et pour les entreprises énergo-intensives soumises au marché carbone européen98. Pour éviter les effets d?aubaine, plusieurs de ces tarifs réduits sont déjà conditionnés à des critères d?exposition internationale. Ces tarifs réduits ont fait l?objet de réformes en lois de finances pour 2025 et 2026 pour garantir leur meilleur ciblage99. En effet, un rapport de l?IGF100 avait relevé que 11 % des consommations ayant bénéficié des tarifs réduits applicables aux entreprises industrielles électro-intensives étaient en réalité sans lien avec l?industrie, en raison de malfaçons dans la définition de certains périmètres de la dépense fiscale, avec un surcoût pour les finances publiques de plusieurs centaines de millions d?euros par an. Dans un contexte où le SEQE/ETS 2 aura vocation à s?appliquer à l?ensemble des secteurs industriels n?étant pas déjà soumis au SEQE/ETS 1 et fournit ainsi déjà une incitation forte à la transition énergétique, ces tarifs réduits devraient être maintenus à moyen terme pour éviter d?accroître le différentiel de compétitivité entre l?industrie française et ses concurrents internationaux en matière d?énergie. Selon l?Agence internationale de l?énergie (AIE), les entreprises industrielles françaises payaient en 2024, un prix de l?électricité entre 2 et 2,5 fois supérieur à celui payé aux États- Unis et en Chine et un prix du gaz 5,5 fois supérieur à celui des États-Unis et supérieur de 40 % à celui de la Chine. 98 Il existe aussi un tarif réduit sur les gaz naturels combustibles pour les installations intensives en énergie exposées à la concurrence internationale non soumises au marché carbone européen mais relevant d?activités soumises à ce marché. 99 Cf. article 20 de la LFI 2025 et article 71 de la LFI 2026. . 100 Inspection générale des finances, Revue des dépenses sur les aides aux entreprises, mars 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 127 Graphique n° 27 : prix de l?électricité et du gaz dans l?industrie en Chine, en Europe et aux États-Unis en 2024 En USD/MWh Chine États-Unis France Électricité 88 81,3 208,45 Source :AIE, 2026 Au sein de l?Union européenne, en 2024, le prix du gaz naturel pour les entreprises en France est supérieur à la moyenne européenne avec un niveau de taxes proche de cette moyenne. En revanche, le prix de l?électricité pour les entreprises en France est significativement inférieur à la moyenne de l?Union européenne en 2024, notamment en raison de taxes qui n?étaient pas revenues à leur niveau d?avant l?épisode d?inflation de 2022-2023. Graphique n° 28 : prix de l?électricité hors TVA (en ¤ par MWh) pour les entreprises en 2024 dans l?Union européenne Source : SDES, Eurostat Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 128 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 29 : prix du gaz naturel hors TVA (en ¤ par MWh) pour les entreprises en 2024 dans l?Union européenne Source : SDES, Eurostat Recommandation n° 3 : Dans le contexte du déploiement du second marché carbone européen et de la diminution des quotas gratuits sur le premier, maintenir les exonérations et tarifs réduits d?accise sectoriels pour les secteurs d?activité à forte intensité énergétique et exposés à la concurrence internationale, le temps que des alternatives technologiques compétitives à l?usage d?énergie carbonée soient développées. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 129 2.3. Poursuivre graduellement la révision de la structure des taux normaux d?accise sur l?énergie pour accompagner la transition énergétique Pensée pour le rendement, la structure des taux normaux d?accise n?est pas cohérente avec l?objectif de décarbonation. Des réformes pourraient ainsi être engagées, notamment en rapprochant les tarifs normaux sur le diésel et sur l?essence ou en supprimant le différentiel entre énergies fossiles combustibles et électricité pour favoriser une électrification accrue des usages. Le calendrier de ces réformes doit être planifié à long terme pour éviter aux utilisateurs d?énergies fossiles une superposition de hausses significatives de fiscalité avec les augmentations de prix induites par la mise en place du second marché européen et l?extension des certificats d?économie d?énergie. 2.3.1. La forte augmentation des prix du gazole au premier semestre 2026 ne disqualifie pas le mouvement de rapprochement de sa fiscalité avec celle de l?essence Les tarifs normaux sur le diésel sont sensiblement plus faibles (60,75 ¤/MWh au 1er mai 2026) que ceux sur l?essence (77,647 ¤/MWh à la même date), soit un différentiel de 29 %. Cet écart est lié à une politique de diéselisation du parc automobile lancée dans les années 1980. Un véhicule essence consomme davantage pour une distance similaire et émet 11 % de CO2 de plus qu?un véhicule diésel101. En prenant en compte le cumul des émissions des autres gaz à effet de serre que le CO2, globalement supérieures pour le diésel, le différentiel n?est plus que de 5 % en défaveur de l?essence102, un écart très inférieur au différentiel actuel de 29 % sur les tarifs normaux de l?accise sur les carburants. 101 IGF, « Les prix, les marges et la consommation des carburants », novembre 2012. 102 IFPEN, « Etude Emissions Euro 6d-TEMP pour le MTE », Rapport de synthèse, 2020. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 130 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Dans ce contexte et afin d?atteindre la neutralité carbone en 2050, le plan climat élaboré en 2017 prévoyait notamment en son axe 4 d?assurer « la convergence de la fiscalité essence-diésel au cours du quinquennat ». À partir de 2018 et à la suite du mouvement des gilets jaunes, ce rattrapage n?a pas eu lieu dans le calendrier escompté. La loi de finances pour 2025 a légèrement réduit l?écart entre ces tarifs, en revalorisant davantage le tarif normal sur les gazoles carburants, dont fait partie le diésel (+ 1,35 ¤/MWh, soit une hausse de 2%) que celui sur les essences (+ 0,821 ¤/MWh, soit une hausse de 1%). La poursuite de la résorption de cette revalorisation différenciée au même rythme jusqu?en 2050 permettrait de réduire le différentiel de tarif normal entre ces deux énergies à 5 % autour de 2050. Un calendrier plus rapide pourrait toutefois être envisagé afin d?encourager la transition vers une plus grande électrification des mobilités. Recommandation n° 4 : Poursuivre, après le déploiement du second marché carbone européen, l?alignement graduel des taux normaux d?accise des gazoles sur ceux de l?essence. 2.3.2. Une convergence de la taxation du gaz naturel et de l?électricité est nécessaire pour soutenir la décarbonation des ménages Le prix moyen toutes taxes comprises de l?électricité pour les ménages rapporté à l?unité d?énergie finale consommée103 était, en 2024, deux fois plus élevé que celui du gaz naturel. 103 L?énergie primaire est contenue directement dans les ressources naturelles. Le gaz naturel ou le bois sont des énergies primaires utilisables sans transformation. L?énergie finale consommée représente la quantité d?énergie totale effectivement utilisée par le consommateur, en rajoutant à l?énergie primaire l?énergie nécessaire à sa production et à son transport. L?électricité est obtenue par transformation de ressources naturelles avec un rendement moyen inférieur à 40% et doit être acheminée jusqu?aux lieux d?utilisation, d?où des pertes de transport. Un facteur de conversion de 1,9 est utilisé pour passer de l?énergie primaire à l?énergie finale consommée. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 131 Graphique n° 30 : décomposition du prix de l?électricité et des combustibles fossiles pour les ménages en 2024 Note de lecture : Le pouvoir calorifique supérieur (PCS) détermine la quantité de chaleur par unité de volume d?un combustible, dégagée par la combustion complète à laquelle s?ajoute la récupération des calories contenues dans la condensation de la vapeur d'eau contenue dans les fumées. Source : CGDD (électricité et gaz naturel), DGEC (fioul) La fiscalité participe à ce différentiel de prix. La structure de taux de l?accise est incohérente avec le bilan en termes de GES de ces produits énergétiques et entrave les efforts de décarbonation et d?électrification des usages, notamment pour le chauffage des ménages. Ce désalignement est encore plus marqué pour les autres énergies fossiles combustibles, en particulier les fiouls domestiques et les gaz de pétrole liquéfiés (GPL) qui bénéficient de tarifs inférieurs à ceux du gaz naturel. Constat n° 12 : La structure actuelle des taux normaux de l?accise sur les énergies, qui repose pour les ménages sur une taxation du gaz et du fioul inférieure à celle de l?électricité et une taxation du diésel inférieure à celle de l?essence, n?est pas cohérente avec les objectifs de transition énergétique. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 132 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le projet de révision de la directive taxation de l?énergie prévoit notamment de réviser les minima de taxation garantis par la directive, afin de s?assurer que ces minima soient plus cohérents avec la transition énergétique et notamment que le minimum sur l?électricité soit plus faible que celui sur le gaz naturel. Si les débats sur ce projet de directive sont toujours en cours au Conseil, cette disposition figure encore dans le projet de compromis présenté pour discussion au Conseil par la présidence danoise en novembre 2025 et la Commission européenne a annoncé pour mai 2026 une nouvelle proposition de texte visant à abaisser les taxes sur l?électricité et les frais de réseau. Indépendamment de l?adoption de la réforme de la directive sur la taxation de l?énergie ou de cette nouvelle proposition, un changement de la structure des tarifs normaux français en faveur de l?électricité est souhaitable. La structure actuelle des tarifs réduit la rentabilité des démarches de décarbonation pour les ménages ou pour les entreprises non concernées par les dispositifs en faveur des électro-intensifs. Cet alignement des taux pourrait, comme celui du diésel sur l?essence, être lissé sur plusieurs années. Contrairement à l?alignement par le haut de la tarification du diésel sur celle de l?essence, la convergence des tarifications du gaz naturel et de l?électricité pour les ménages pourrait en outre s?effectuer sur une valeur intermédiaire entre les deux tarifs qui serait calculée pour maintenir en euros constants le rendement global des deux fractions d?accise (gaz naturel et électricité) sur la période 2025-2050. Par ailleurs, le début de la trajectoire d?alignement pourrait intervenir en 2030 après l?entrée en vigueur du SEQE/ETS 2 pour éviter la superposition de la hausse du gaz naturel liée à l?entrée en vigueur du SEQE/ETS 2, l?augmentation des obligations réglementaires en matière de certificats d?économie d?énergie prévue pour la période 2026-2030 et celle de la fiscalité. Recommandation n° 5 : Engager, à l?échéance de l?actuelle période de déploiement des certificats d?économie d?énergie, une trajectoire d?augmentation des taux normaux de l?accise sur le gaz et le fioul pour le secteur résidentiel et de baisse de celui applicable à l?électricité consommée par les ménages. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 133 Pour tenir compte de la situation des ménages qui ne pourraient financer un changement de leur mode de chauffage, des aides à l?investissement devront être déployées (cf. chapitre II). Recommandation n° 6 : Pour améliorer l?acceptabilité de la transition énergétique sans freiner son rythme, accompagner la mise en oeuvre du second marché carbone européen d?aides directes à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse de la fiscalité de l?énergie 3. Clarifier les choix de finances publiques à long terme en réponse à la diminution de l?accise sur l?énergie La mise en oeuvre du second marché carbone européen, la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone, le MACF et les évolutions de la fiscalité de l?énergie évoqués ci-dessus pourraient compenser financièrement les pertes d?accise liées à la transition énergétique à l?horizon 2030 et permettre de dégager un surcroît de financement pour la transition énergétique. En revanche, à l?horizon de la fin de la transition énergétique, même en retenant les orientations proposées par le présent rapport, la décarbonation et l?amélioration de l?efficacité énergétique conduiraient à une baisse mécanique de l?accise sur l?énergie dont rien ne permet d?affirmer qu?elle sera compensée spontanément par d?autres effets. Dans ce contexte, une stratégie de financement devra être explicitée suffisamment tôt. Il ne s?agit pas ici, comme le faisait le rapport Pisani- Ferry-Mahfouz, de trouver des ressources transitoires pour financer un surcroît temporaire d?investissements pendant la transition énergétique, mais de définir un nouvel équilibre financier de long terme. Les choix devront probablement combiner la diminution des dépenses publiques, la sollicitation d?autres impositions, sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 134 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 3.1. Une augmentation d?autres taxes indirectes ne doit pas être écartée a priori La baisse de l?accise peut être en partie compensée au sein de la fiscalité indirecte, soit de façon indifférenciée par une hausse de la TVA, soit par la mise en place d?une taxation spécifique sur des biens ou services présentant des propriétés de faible élasticité de la consommation au prix comparables à celles des énergies fossiles avant le développement des alternatives électriques. Ces deux hypothèses présentent toutefois un enjeu d?acceptabilité pour la première malgré une régressivité moindre de la TVA par rapport à l?accise sur les carburants, et, pour la seconde, une difficulté d?identification d?une nouvelle base taxable au rendement suffisant. 3.1.1. La TVA est moins régressive que l?accise sur les carburants Selon la direction générale du Trésor (2025)104, une hausse d?un point de tous les taux de TVA procurerait un rendement net de 11,4 Md¤ en 2025, dont 7,5 Md¤ pour le taux normal à 20 %, hors effets sur les comportements des contribuables105. Au niveau agrégé, le rendement d'une hausse uniforme de TVA serait principalement porté par les ménages les plus aisés : 12 % du rendement porterait sur le premier cinquième de la distribution des ménages contre 31 % pour le cinquième le plus aisé. Rapporté au revenu disponible, une hausse uniforme d'un point des taux de TVA aurait toutefois un effet relatif plus marqué pour les ménages modestes que pour les ménages aisés, qui ont un taux d'épargne plus élevé : les ménages du premier cinquième de niveau de vie verraient le pouvoir d'achat de leur revenu disponible diminuer d'en moyenne 0,7 % contre 0,4 % pour ceux 104 M. Gesta (2025), Analyse de la composition des recettes de TVA, Trésor-éco n° 371 105 Une étude sur données 2016 estime que ces effets viennent réduire de 15% le rendement initial au bout de trois ans. André M., Biotteau A.L.,(2021), Effets de moyen terme d?une hausse de TVA sur le niveau de vie et les inégalités, Economie et statistique n° 522-523. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 135 du dernier cinquième. Cette distribution persiste mais est atténuée dans le cas du seul relèvement du taux de 20 %. Il représente 0,3 % en moyenne, dont 0,4 % pour le premier cinquième et 0,25% pour le cinquième le plus aisé. Cette exposition différente au relèvement de la TVA doit néanmoins être mise en regard des évolutions des taux d?effort énergétique permises notamment par le niveau de taxation plus faible de l?électricité par rapport aux carburants. Les simulations du CGDD présentées au chapitre II mettent en évidence, dans le scénario AMS de la SNBC 3, une baisse moyenne du taux d?effort énergétique de 1,4 point en 2030 ; celle-ci atteint 2,5 points pour le premier cinquième de niveau de vie, malgré la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2, contre seulement 0,7 point pour le cinquième le plus aisé. Par ailleurs, les évolutions du pouvoir d?achat des ménages sont fortement dépendantes du degré de répercussion de la hausse de TVA dans les prix. Une augmentation étalée dans le temps par petits paliers a plus de chances d?être absorbée dans les marges des entreprises. 3.1.2. Les possibilités de taxation indirecte de l?économie numérique restent à approfondir sans être à l?échelle des pertes de recettes attendues Comme évoqué au chapitre I, la fiscalité de l?énergie a, à l?origine, été conçue comme une fiscalité de rendement. Le choix de faire porter une accise sur les carburants ne résultait pas d?une logique environnementale mais de la volonté d?assurer un rendement important et stable en faisant porter une taxation lourde sur des produits dont la consommation était, faute d?alternative, peu sensible au prix. Cette propriété qui reste en partie vraie à court terme l?est de moins en moins à moyen terme en raison du développement d?alternatives techniques à l?énergie fossile aussi bien pour les usages calorifiques que pour les motorisations. Elle peut en revanche se rencontrer pour d?autres biens et services. À titre illustratif, cette question peut se poser pour la consommation de contenus produits par l?économie numérique. Il ne s?agirait pas ici d?une taxation des entreprises du numérique, mais de la consommation finale des contenus diffusés par ces entreprises. Les éléments de fiscalité d?ores et Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 136 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES déjà existants, comme les taxes sur les contenus audiovisuels numériques, illustrent toutefois la difficulté à intégrer dans l?assiette d?une taxe indirecte supportée par le consommateur final (même si elle est collectée par la plateforme) des contenus gratuits dont les plateformes de diffusion sont financées par la publicité. La capacité de ces taxes à se transformer en impositions de rendement de type « accise » reste donc incertaine. Encadré 11 : Une taxation des contenus audiovisuels numériques au rendement limité Une taxe sur la diffusion de contenus audiovisuels a été créée en France dès 1992. En raison de l?émergence des plateformes de vidéos à la demande par abonnement, le champ d?application de la taxe a été étendu en 2003 au streaming payant. À cette époque, seules étaient visées par la taxe les entreprises établies en France, De plus, la taxe ne couvrait pas les recettes issues de la publicité associée à des contenus audiovisuels diffusés gratuitement en ligne. En 2017, la taxe a été modifiée pour être étendue aux opérateurs établis à l?étranger et mettant à disposition du public en France des contenus vidéos à titre onéreux (composante « Netflix » de la taxe). Ont également été incluses dans son champ d?application les recettes publicitaires des hébergeurs de vidéos en ligne (composante « Youtube » de la taxe). Le produit de ces taxes, affecté au Centre national du cinéma et de l'image animée, s?élève à environ 200 M¤. Ces taxes possèdent néanmoins un potentiel de développement lié à la croissance rapide des consultations, à leur taux aujourd?hui réduit (5,15 % du prix hors taxes ou de la valeur des contreparties publicitaires) et, pour la taxe portant sur les plateformes gratuites, aux importantes restrictions d?assiette (seuil d?imposition à 100 000 ¤ ; abattement de 66 % pour les réseaux sociaux). 3.2. La couverture des externalités de la route doit faire l?objet d?une réflexion La fiscalité des carburants joue aujourd?hui un rôle important dans la tarification des externalités négatives liées au transport routier qui ne se limitent pas à la pollution. La décarbonation conduira à une baisse de ces externalités négatives mais aussi paradoxalement à une baisse de leur taux de couverture, sauf si ces coûts externes sont facturés à l?utilisateur par d?autres instruments. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 137 3.2.1. Des externalités négatives du transport routier en baisse mais moins bien couvertes par la fiscalité après la décarbonation À l?usage de la route106 sont attachées différentes externalités négatives : pollution, bruit, dégradation des infrastructures, accidents107. D?après des calculs de la direction générale du Trésor108, le coût externe marginal était de 9 ct ¤ par véhicule-kilomètre (vkm), en moyenne, sur l?ensemble du parc routier (poids lourds, véhicules particuliers, utilitaires légers, bus et cars) et 87 % des externalités de la route étaient couvertes par la tarification en 2020. La tarification des usages de l?automobile se concentre principalement sur trois instruments dont un seul est fiscal : la taxation des carburants, les redevances de stationnement sur voirie et les péages d?infrastructure. À la différence des taxes d?achat ou d?immatriculation, ces prélèvements sont liés, directement ou indirectement, aux kilomètres parcourus, aux lieux et aux conditions de circulation. Ils constituent ainsi le coeur du signal-prix adressé aux automobilistes au moment de l?utilisation du véhicule. Le premier pilier est la fiscalité des carburants, présentée au chapitre I. 2. Elle constitue aujourd?hui encore le principal instrument de tarification de l?usage de la route. En milieu urbain, la fiscalité de l?usage passe également par les redevances de stationnement sur voirie. Si ces recettes restent limitées au regard de celles de la fiscalité des carburants, elles constituent pour les collectivités un outil de pilotage de l?espace public, dont le calibrage 106 Santos, G., Behrendt, H., Maconi, L., Shirvani, T., & Teytelboym, A. (2010). Part I: Externalities and economic policies in road transport. Research in transportation economics, 28(1), 2-45. 107 L?inclusion de la congestion parmi les externalités négatives du transport routier fait l?objet d?un débat. Dans le présent rapport, elle est considérée comme un coût non marchand qui est supporté par les usagers de la route. 108 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone ? Rapport intermédiaire, décembre 2023 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 138 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (zonage, modulation selon la durée, le type de véhicule ou le statut de l?usager) permet d?orienter les comportements. Enfin, l?usage de certaines infrastructures routières fait l?objet de péages, qui sont juridiquement des redevances. Le code de la voirie routière pose le principe de la gratuité des autoroutes, tout en prévoyant la possibilité d?instaurer des péages lorsque la construction ou l?exploitation est concédée à un tiers, ou lorsque le péage est affecté au financement d?ouvrages particuliers. Les péages autoroutiers perçus sur le réseau concédé couvrent ainsi les coûts d?exploitation, d?entretien et d?investissement, ainsi que la rémunération des capitaux investis par les concessionnaires, sous le contrôle de l?État et de l?Autorité de régulation des transports qui veille, notamment, au respect des règles de fixation des tarifs. Ces redevances contribuent à renchérir l?usage de l?automobile sur certains axes, en particulier les grands itinéraires interurbains, et constituent un élément important du coût de la mobilité routière pour les usagers. À péages inchangés, dans le scénario AMS de la SNBC 3, les externalités négatives liées à l?usage de de la route sont ramenées à 4ct ¤ 2015/vkm grâce notamment à la réduction de la pollution et du bruit permise par l?électrification du parc, mais le taux de couverture de ces externalités ne serait plus que de 55% en 2050 en raison de la fiscalité plus faible pesant sur l?électricité109. 109 En l?absence d?électrification, la hausse des émissions de gaz à effet de serre entraînerait une augmentation des externalités négatives et une basse du taux de couverture encore plus importante. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 139 Graphique n° 31 : Taux de couverture des externalités liées à l?usage des véhicules routiers dans le scénario AMS Source : direction générale du Trésor Constat n° 13 : L?électrification du parc automobile se traduira par une baisse des externalités négatives liées à l?usage de la route, notamment en matière de pollution atmosphérique, mais aussi par une baisse de la couverture de ces externalités, compte tenu de la diminution de la fiscalité. Cette baisse attendue de la couverture des externalités pourrait justifier économiquement une fiscalité additionnelle qui peut porter sur le kilométrage parcouru, la nouvelle source d?énergie utilisée (l?électricité) ou le véhicule lui-même. 3.2.2. Des possibilités de facturation du kilomètre parcouru encadrées par des contraintes importantes Chaque kilomètre parcouru génère des coûts pour la collectivité : émissions de gaz à effet de serre, pollution atmosphérique locale, bruit, usure des infrastructures, risques d?accidents. Une taxe kilométrique ou un péage constituent des modalités de tarification de ces externalités plus directes que la taxation de l?énergie utilisée par le véhicule. Elles sont Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 140 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES toutefois soumises à des fortes contraintes juridiques et en termes d?acceptabilité. Le cadre de toute taxe ou redevance kilométrique applicable aux véhicules routiers est déterminé par la directive 1999/62/CE, dite « Eurovignette », modifiée en dernier lieu par la directive (UE) 2022/362. Ce texte fixe les règles communes applicables aux États membres lorsqu?ils choisissent de faire payer les usagers pour l?utilisation de certaines infrastructures routières. Le texte prohibe le cumul de plusieurs instruments sur un même tronçon pour une même catégorie de véhicules. En revanche, un péage unique peut comprendre plusieurs composantes (coûts d?infrastructure, coûts externes de pollution et de bruit, voire congestion), dès lors qu?elles respectent, s?agissant des poids lourds, les plafonds et les méthodes de calcul fixés par le droit de l?Union et qu?elles n?aboutissent pas à une discrimination directe ou indirecte fondée sur la nationalité ou l?origine des transports. Une « taxe kilométrique » sur les voitures particulières, lorsqu?elle est liée à l?usage de l?infrastructure, s?analyse, au regard de la directive, comme un péage fondé sur la distance parcourue. La fixation des tarifs est, elle aussi, encadrée par la directive Eurovignette. Pour la composante dite de « redevance d?infrastructure », les États membres doivent veiller à ce que les montants restent liés, dans leur niveau et leur évolution, aux coûts de construction, d?exploitation et d?entretien du réseau. Pour la composante de « coûts externes », la directive prévoit des plafonds unitaires par véhicule-kilomètre, différenciés notamment selon la classe Euro et le type de zone (urbaine, sensible, etc.), que les États ne peuvent dépasser, sauf à démontrer que les coûts externes supportés par la collectivité sont supérieurs à ces valeurs. Du fait de la réforme opérée par la directive (UE) 2022/362, les États membres qui mettent en place des péages pour les véhicules lourds ont, en outre, l?obligation de moduler les tarifs en fonction des émissions de CO? des véhicules à partir de 2026110, selon des classes définies au niveau européen. Cette modulation est conçue pour favoriser les véhicules à 110 La transposition française intervenue en 2023 (Code de la voirie routière, articles L119-11 à 13) se limite aux dispositions obligatoires de la directive et n?est appliqué qu?aux contrats de concession postérieurs à mars 2022. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 141 faibles émissions, tout en maintenant un lien avec les coûts d?infrastructure et les externalités. En complément, la directive permet aux États membres de mobiliser d'autres dispositifs complémentaires facultatifs (introduction d'une redevance de congestion ou d'un sur-péage sur des tronçons routiers régulièrement saturés par exemple). Encadré 12 : Les taxes kilométriques en Allemagne, en Islande et au Royaume-Uni La LKW-Maut est la taxe kilométrique appliquée aux poids lourds en Allemagne mise en place en 2005 sur les autoroutes fédérales puis à partir de 2018 sur l?ensemble des routes fédérales. Initialement, la taxe ne visait que les véhicules de 12 tonnes et plus ; le seuil a été abaissé à 7,5 tonnes en 2015, puis à 3,5 tonnes en 2024. Le respect de l?obligation de péage est contrôlé par des portiques et bornes fixes au-dessus ou le long des routes. Le tarif au kilomètre se décompose en une composante « infrastructure », une composante liée à la pollution atmosphérique, une composante « bruit » et, depuis 2023, une composante CO?, avec des exonérations prévues pour certains véhicules. Les recettes de la LKW-Maut ont atteint près de 13 Md¤ en 2024, sous l?effet combiné de la composante CO? et de l?abaissement du seuil à 3,5 tonnes. Depuis 2024, l?Islande a mis en place une taxe kilométrique déclarative111 sur les véhicules électriques et à hydrogène à un taux de 6 couronnes islandaises (4 centimes d?euro) par kilomètres, et sur les hybrides rechargeables à un taux de 2 couronnes islandaises par kilomètre (1,3 centime d?euro). Dans son budget 2025, le gouvernement britannique a annoncé la création d?une Electric Vehicle Excise Duty (eVED), taxe nationale déclarative au kilomètre appliquée aux voitures particulières 100 % électriques et hybrides rechargeables immatriculées au Royaume-Uni, à compter du 1?? avril 2028. L?Office for Budget Responsibility estime que la mesure pourrait générer de l?ordre de 1,4 Md£ par an à l?horizon 2030. En France, les sept principales concessions autoroutières françaises dites « historiques » ? qui regroupent environ 80 % du réseau concédé ? arrivent à échéance dans une fenêtre resserrée, comprise entre le 31 décembre 2031 et le 30 septembre 2036. Le projet de loi-cadre relatif au développement des transports prévoit le maintien du système concessif et l?affectation des versements des sociétés concessionnaires à l?Agence de financement des infrastructures de transport de France (AFITF). Les versements des sociétés concessionnaires comprennent aujourd?hui une redevance 111 Incentives and Legislation | European Alternative Fuels Observatory (europa.eu) Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 142 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES domaniale, une contribution volontaire exceptionnelle, la taxe d?aménagement du territoire et la taxe sur l?exploitation des infrastructures de transport de longue distance, créée en 2024, pour un montant total de 2,4 Md¤. L?étude d?impact du projet de loi envisage un montant moyen annuel de ressources supplémentaires versées par les nouvelles sociétés concessionnaires de 2,5 Md¤. Les possibilités de développement d?une taxe kilométrique ne concerneraient donc que le réseau non concédé, dans le cadre de projets portés par les collectivités territoriales. L?échec passé de l?écotaxe en France, malgré des réussites à l?étranger, montre l?importance d?une réflexion fine en amont sur les caractéristiques du réseau soumis à taxation pour faciliter l?acceptation de la taxe et, dans le cas d?un système nécessitant des infrastructures lourdes de collecte, l?importance d?une stabilité du droit applicable pour amortir les équipements. Encadré 15 : L?histoire mouvementée de la taxe kilométrique en France La création d?une taxe kilométrique pour les poids lourds en Allemagne (LKW-Maut) à partir de 2005 a entraîné une réflexion sur la création d?une taxe analogue en France, notamment en Alsace afin d?éviter le report du trafic. La loi de finances pour 2009 créait une écotaxe poids lourds qui devait s?appliquer à partir de 2014 sur un réseau de 15 000 kms, dont 10 000 kms de routes, hors réseau autoroutier concédé déjà soumis à péage. Pour neutraliser les impacts de l?écotaxe sur la compétitivité des entreprises de transport routier, l?État devait mettre en place un dispositif de répercussion de l?augmentation du prix du transport sur les donneurs d?ordre, c?est-à-dire les chargeurs. Or, il a été très vite confronté à la difficulté de mettre en oeuvre un tel mécanisme, dérogatoire au principe de la négociation commerciale. En outre, la logique même de la taxe, fondée sur un barème kilométrique, a été contestée, notamment en Bretagne, qui a une tradition de routes gratuites. La contestation, qui s?est cristallisée à partir de l?installation des portiques de contrôle sur le réseau taxé (mouvement des « Bonnets rouges »), a conduit à la « suspension » de l?écotaxe en octobre 2013, puis à l?abandon du projet un an plus tard, avec un coût important pour l?État. Des possibilités d?expérimentation régionales de taxes poids lourds ont cependant été rouvertes en 2021 sur le réseau de la collectivité européenne d?Alsace, puis sur le réseau national mis à disposition des régions. La collectivité européenne d?Alsace a adopté en octobre 2024 le principe de la mise en oeuvre d?une telle taxe en janvier 2027. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 143 3.2.3. Des marges d?évolution de la fiscalité des véhicules routiers La fiscalité propre aux véhicules routiers porte à la fois sur l?achat et la détention. La fiscalité qui s?applique au moment de l?achat et de l?immatriculation d?un véhicule se traduit, d?une part, par la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) acquittée sur le prix du véhicule et, d?autre part, par un ensemble de taxes perçues lors de la délivrance du certificat d?immatriculation, communément appelé « carte grise ». La première composante est une taxe fixe, d?un montant uniforme, qui s?apparente à des frais de gestion. La seconde est la taxe régionale : assise sur la puissance fiscale (le « cheval fiscal »), elle est due pour la plupart des véhicules à moteur et son tarif unitaire est librement fixé par chaque région dans le cadre défini par la loi. Pour les « véhicules de tourisme », la fiscalité à l?immatriculation intègre en outre désormais deux instruments à portée explicitement environnementale : la taxe sur les émissions de dioxyde de carbone et la taxe sur la masse en ordre de marche, souvent désignées sous les termes de « malus CO? » et de « malus poids ». La fiscalité liée à la détention se caractérise par une dissymétrie marquée entre ménages et entreprises112. Pour les particuliers, il n?existe plus de taxe annuelle générale sur la détention des véhicules de tourisme depuis la suppression de la vignette113. À l?inverse, les véhicules affectés à des fins économiques font l?objet d?un ensemble de taxes annuelles qui visent à faire contribuer les flottes d?entreprises aux coûts environnementaux et d?usage qu?elles génèrent. Jusqu?au 31 décembre 2021, cet objectif était poursuivi principalement au moyen de la taxe sur les véhicules de sociétés (TVS). Cette taxe a été remplacée, à compter du 1?? janvier 2022, par deux taxes distinctes sur les véhicules de tourisme affectés à des fins économiques : une taxe annuelle sur les émissions de dioxyde de carbone et une taxe annuelle sur l?ancienneté, devenue au 112 En 2024, les entreprises représentaient 52 % des véhicules légers neuf vendus en France. Leurs achats conditionnent en large partie le marché de l?occasion quelques années plus tard. 113 La détention des véhicules particuliers reste indirectement imposée par la taxe spéciale sur les conventions d?assurance (TSCA). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 144 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1?? janvier 2024 la taxe annuelle sur les émissions de polluants atmosphériques. S?y ajoute une taxe annuelle incitative au verdissement des flottes de plus de 100 véhicules, instaurée par la LFI pour 2025. À côté de ces taxes pesant sur les véhicules de tourisme, la détention de véhicules lourds de transport de marchandises reste soumise à une imposition annuelle spécifique (taxe annuelle sur les véhicules lourds de transport de marchandises), héritière de l?ancienne « taxe à l?essieu ». Dans une perspective d?augmentation de la tarification des externalités liées au transport routier et d?efficacité énergétique, une augmentation de la fiscalité à l?immatriculation présente l?avantage d?être simple à mettre en oeuvre et immédiatement opérationnelle. Cette option présente également des avantages en termes d?acceptabilité et de protection de la vie privée. Enfin, le renforcement de la taxation à l?immatriculation permet d?adresser un signal prix fort au moment clé de la décision d?achat, au moment où se déterminent la taille, la motorisation et le niveau d?émissions du véhicule qui entrera dans le parc. En renchérissant de manière ciblée l?acquisition des véhicules aux externalités les plus élevées, ou des secondes voitures au sein d?un ménage, la puissance publique oriente la composition du parc vers des modèles plus sobres. Toutefois, une augmentation de la taxation à l?achat présente plusieurs désavantages. Elle reste largement déconnectée de l?usage réel des véhicules. Par ailleurs, cette logique d?imposition à l?entrée comporte également un risque de frein au renouvellement du parc. En outre, sur le plan budgétaire, une hausse de la fiscalité à l?immatriculation constitue un outil mal adapté pour remplacer la baisse attendue des recettes de fiscalité sur les carburants car son assiette se limite aux nouvelles immatriculations, dont le volume est étroit et sensible aux aléas conjoncturels. Ainsi, une augmentation du malus CO2 pendant la phase de transition114 peut constituer un mécanisme incitatif d?appoint et la suppression du bonus pourrait être envisagée à l?issue de celle-ci, mais l?impact budgétaire et comportemental ne peut être que limité. Tout en possédant les mêmes avantages de simplicité de mise en oeuvre et de gestion et le même inconvénient de déconnexion avec l?usage 114 La suppression de l?abattement au malus pour les véhicules hybrides non rechargeables pourrait aussi être envisagée. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 145 réel du véhicule qu?un renforcement des taxes à l?immatriculation, une taxe annuelle à la détention de véhicules par les ménages pourrait être une alternative plus convaincante. La taxe à la détention présente l?avantage d?offrir une recette plus prévisible et plus stable que la taxe à l?immatriculation. Son produit dépend principalement de la taille et de la composition du parc, dont l?évolution est relativement lente, et non du volume annuel d?immatriculations, plus sensible aux aléas conjoncturels. Il ne s?agirait pas de rétablir à l?identique l?ancienne vignette, mais de construire un prélèvement moderne, plus fidèle aux coûts externes générés par le parc automobile (hors émissions de CO2, tarifées par ailleurs par la fiscalité des carburants et SEQE/ETS 2). Dans cette optique, une assiette fondée non plus sur la seule puissance fiscale, mais sur une combinaison de critères objectivables comme la masse en ordre de marche du véhicule, ou l?empreinte au sol, afin de tenir compte de l?occupation de l?espace, notamment en milieu urbain, pourrait être privilégiée. Une taxe de possession moyenne annuelle de 95 ¤2019 par véhicule particulier aurait un rendement de 3 Md¤2019, soit 10 % des pertes d?accise sur l?énergie à l?horizon 2050. 3.2.4. L?augmentation de l?accise sur l?électricité ne saurait être anticipée au risque de bloquer la transition du transport Historiquement, la France taxe moins les énergies de chauffage (électricité mais aussi gaz naturel et fioul) que celles destinées au transport. Dès lors que l?électricité devient aussi une source d?énergie prédominante dans le transport, il pourrait être envisagé de différencier la taxation de l?électricité en fonction de son usage en relevant le tarif de l?accise sur l?électricité utilisée dans les véhicules à des niveaux plus proches de celle des carburants fossiles au fur et à mesure de l?électrification du parc automobile, tout en poursuivant la convergence de la taxation de l?électricité destinée au chauffage avec celle du gaz naturel évoquée au 2 de ce chapitre. Cette perspective se heurte aujourd?hui à l?absence de solution technique permettant de distinguer les flux électriques en fonction de leur usage chez les particuliers. Si cet obstacle était levé, les anticipations d?un tel relèvement pourraient freiner la transition, sauf si le coût de la recharge restait malgré cette hausse significativement inférieure au plein d?essence et si le calendrier du relèvement était défini à l?avance, de façon à garantir Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo la rentabilité des investissements dans les véhicules électriques pour les ménages et pour les entreprises. L?électricité constitue un flux homogène : le réseau ne distingue pas, par nature, les kWh destinés à l?éclairage, au chauffage, à l?industrie ou à la recharge d?un véhicule électrique. La différenciation ne peut intervenir qu?au niveau des installations terminales et des dispositifs de mesure qui y sont associés. Pour les bornes publiques ou semi-publiques (voirie, parkings, commerces, entreprises ouvertes au public), la quantité d?électricité délivrée à chaque session est déjà mesurée et fait l?objet d?une facturation spécifique, ce qui n?est pas le cas pour l?ensemble des bornes privées. Dans la grande majorité des logements, la recharge s?effectue soit sur des prises domestiques classiques, soit via des bornes murales raccordées au tableau général. Le compteur principal mesure la consommation globale du site sans ventilation par usage. Pour que l?administration fiscale puisse appliquer une accise spécifique à la seule consommation liée aux véhicules, il serait nécessaire d?isoler ces consommations par un dispositif de comptage dédié et certifié. En Californie, le suivi de la recharge résidentielle des véhicules électriques repose sur une logique de sous-comptage (submetering), organisée par la California Public Utilities Commission (CPUC). La CPUC a adopté en 2022 un protocole permettant de mesurer séparément l?électricité utilisée pour la recharge du véhicule par rapport au compteur principal du logement. Sur le plan technique, le principe est de distinguer la recharge du reste des usages domestiques grâce à un compteur dédié, placé côté client : la recharge est donc identifiée par un équipement spécifique, généralement intégré à l?équipement de recharge ou installé sur le circuit dédié, puis traitée séparément du reste de la consommation du logement. Cette donnée séparée permet ensuite d?appliquer un tarif propre à la recharge, distinct du tarif applicable aux autres usages de la maison. Si une solution technique semble donc exister, des obstacles juridiques et pratiques importants subsistent. La directive sur la taxation de l?énergie ne prévoit pas une taxation différenciée de l?électricité selon ses usages. L?exemple californien repose sur un dispositif incitatif et volontaire dont la transposition sous la forme d?une obligation d?équipement liée à un dispositif fiscal peut s?avérer complexe et favoriser la fraude. Le coût de déploiement des compteurs dédiés devrait être balancé avec les avantages attendus. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 147 En termes de politique publique, une hausse trop précoce de l?accise sur l?électricité pour les recharges de véhicules pourrait entraîner des difficultés dans l?électrification du parc automobile, pourtant indispensable à la décarbonation. Cela réduirait directement l?avantage économique de la voiture électrique à l?usage. Aujourd?hui, une partie de l?attractivité des véhicules électriques repose sur un coût au kilomètre inférieur à celui d?un véhicule thermique, grâce à une électricité moins taxée que les carburants fossiles. En renchérissant l?électricité, on réduit l?écart entre le « plein » électrique et le plein de carburant : le signal prix en faveur de l?électrique devient moins lisible. Pour un ménage, surtout modeste, l?arbitrage entre garder un véhicule thermique amorti ou investir dans un véhicule électrique plus cher à l?achat devient alors moins favorable au basculement. Ensuite, l?augmentation de l?accise sur l?électricité fragiliserait le modèle économique des infrastructures de recharge. Les opérateurs de bornes répercutent mécaniquement la hausse de la fiscalité sur le prix de la recharge. Le résultat serait un double effet négatif : d?une part, les usagers verraient le coût de l?électricité augmenter ; d?autre part, la fréquentation des bornes pourrait diminuer, ce qui allongerait les temps d?amortissement des investissements et de déploiement de nouvelles infrastructures. Or, une offre de recharge dense et abordable est une condition essentielle de la diffusion des véhicules électriques. Un relèvement précoce de la fiscalité sur l?électricité créerait également une incohérence dans les signaux publics qui serait immédiatement perceptible. D?un côté, l?État subventionnerait l?achat de véhicules électriques et de points de recharge (bonus, prime à la conversion, aides à l?installation de bornes) ; de l?autre, il renchérirait simultanément l?énergie qui permet de les utiliser. Si elle est envisageable en fin de période, l?augmentation de l?accise sur l?électricité ne saurait donc être anticipée au risque de bloquer la transition. Une solution possible pour ancrer les anticipations des ménages et des entreprises serait d?adopter dans un instrument législatif une planification de long terme, mettant en regard un relèvement modéré du tarif en fin de période et l?atteinte d?objectifs d?électrification du parc. Dans tous les cas, le tarif-cible de l?accise sur l?électricité devra préserver la rentabilité à long terme de l?investissement dans un véhicule électrique plutôt que dans un véhicule thermique. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 148 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Constat n° 14 : Une différenciation des tarifs d?accise sur l?électricité en fonction de l?usage n?est pas souhaitable pendant la transition. À plus long terme, elle nécessiterait une base juridique européenne et des évolutions technologiques des compteurs. 3.3. Des économies en dépenses peuvent compenser la baisse du rendement de l?accise de l?énergie Cette option, si les dépenses choisies ont un effet multiplicateur faible et ont peu d?effet sur la croissance potentielle, permet de préserver l?amélioration du taux d?effort énergétique des ménages mise en évidence en 2030 au chapitre II, sans mettre à contribution les entreprises. Sa faisabilité, dont l?analyse ne relève pas du champ de compétence du CPO, dépend toutefois de la capacité de la France à consolider ses finances publiques à moyen-long terme en faisant face aux pressions à la hausse déjà identifiées liées au vieillissement de la population, à la situation géopolitique et à la transition écologique et numérique. À cet égard, la 3ème édition du baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux du CPO a souligné que le soutien de la population à des baisses de dépenses publiques, même en contrepartie de baisse d?impôts, restait minoritaire pour la plupart des grands postes de dépenses : 28% pour les dépenses de retraite, 30 % pour les dépenses de santé, 41% pour les dépenses de lutte contre la pauvreté et 42% pour les dépenses de défense. Au total les choix de finances publiques passent sans doute par la combinaison d?une diminution des dépenses publiques et la sollicitation d?autres impositions, sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. Recommandation n° 6 : Définir une stratégie à long terme pour faire face aux pertes d?accise liées à la sortie des énergies fossiles en combinant une diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Conclusion Depuis 1973, la part des énergies fossiles dans le mix énergétique français diminue et la consommation globale d?énergie baisse depuis le début des années 2000. Ces évolutions sont le produit de multiples facteurs (chocs pétroliers, politique d?indépendance énergétique, désindustrialisation) auxquels se sont récemment ajoutées les politiques de décarbonation. La fiscalité énergétique repose principalement sur l?accise sur l?énergie, fondée sur les quantités, et la TVA, assise sur les prix. Conçue dans une logique de rendement, elle a intégré progressivement des contraintes environnementales, mais de façon incomplète et parfois peu cohérente. Elle se révèle aussi peu adaptée pour compenser les effets des fluctuations des prix, car les baisses de fiscalité indirecte ne se répercutent que partiellement sur la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont politiquement difficiles à retirer. La hausse du prix du pétrole observée dans le contexte des tensions au Moyen-Orient entrainera, en 2026, une augmentation de la TVA perçue sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la réduction de la demande en réponse à l?augmentation des cours. À plus long terme, la réduction globale de la consommation énergétique et l?électrification du transport vont réduire le rendement de l?accise, significativement dès 2030, drastiquement à l?horizon 2050. Les ménages qui auront pu mener à bien les investissements de d?efficacité énergétique du chauffage et l?électrification de leur mode de transport bénéficieront d?un gain de pouvoir d?achat qui, sous les hypothèses retenues par la stratégie nationale bas carbone 3, serait supérieur à l?augmentation des prix de l?énergie pour les ménages induite par la mise en place d?un second marché carbone européen prévue pour 2028. Ceci doit conduire à privilégier des aides à l?investissement dans la décarbonation ciblées sur les plus modestes et les plus exposés par rapport à des mesures générales de baisse de la fiscalité de l?énergie pour accompagner le déploiement de ce second marché carbone. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 150 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Les effets de la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone et de la mise en place du second se feront également sentir sur les entreprises qui bénéficient aujourd?hui, pour nombre d?elles, de tarifs réduits d?accise sur les carburants, le gaz ou l?électricité. La maturité et la compétitivité des alternatives technologiques aux énergies fossiles dans ces secteurs et l?exposition internationale des entreprises concernées devront être prises en compte dans la réévaluation des dépenses fiscales favorables aux énergies fossiles. À l?horizon de la fin de la transition, pour faire face aux pertes d?accise sur l?énergie, les choix devront combiner la diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions, portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. Ces choix essentiels doivent être expliqués aux acteurs économiques pour qu?ils puissent se préparer, et leurs conséquences évaluées avec eux. Un consensus doit être forgé sur ces bases. Le présent rapport apporte sa contribution à cette nécessaire pédagogie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 2 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 1 Le Conseil des prélèvements obligatoires, une institution associée à la Cour des comptes Le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) est « chargé d?apprécier l?évolution et l?impact économique, social et budgétaire de l?ensemble des prélèvements obligatoires, ainsi que de formuler des recommandations sur toute question relative aux prélèvements obligatoires » (articles L.411-1 et suivants du code des juridictions financières (CJF)). Placé auprès de la Cour des comptes et présidé par le Premier Président de la Cour des comptes, le collège du CPO comporte seize membres, huit magistrats et hauts fonctionnaires et huit personnalités qualifiées choisies, à raison de leur expérience professionnelle, par les Présidents de l?Assemblée nationale, du Sénat et du Conseil économique, social et environnemental, ainsi que par les ministres chargés de l?économie et des finances, des affaires sociales et de l?intérieur (articles L. 411-4 et L. 411- 5 du CJF). Le président du CPO peut désigner, pour une durée d'un an, au plus quatre personnalités qualifiées, afin d'éclairer les délibérations du Conseil. Ces personnalités qualifiées assistent aux réunions du Conseil mais n'ont pas voix délibérative (article L. 411-8 du CJF). Situé, comme la Cour des comptes, à équidistance du Gouvernement et du Parlement, le CPO est un organisme pluridisciplinaire et prospectif qui contribue à l?élaboration de la doctrine et de l?expertise fiscales, grâce à l?indépendance de ses membres et à la qualité de ses travaux. Le CPO peut être chargé, à la demande du Premier ministre ou des commissions de l?Assemblée nationale et du Sénat chargées des finances et des affaires sociales, de réaliser des études relatives à toute question relevant de sa compétence. Il peut également être saisi pour avis, dans les mêmes conditions, en vue d'apprécier les incidences économiques, sociales, budgétaires et financières de toute modification de la législation ou de la réglementation en matière d'impositions de toutes natures ou de cotisations sociales (article L. 411-3 du CJF). L?organisation des travaux du Conseil des prélèvements obligatoires Le CPO est indépendant. A cette fin, les membres du Conseil « ne peuvent solliciter ou recevoir aucune instruction du Gouvernement ou de toute autre personne publique ou privée ». Le secret professionnel s?impose à eux (article L.411-12 du CJF). 2 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le CPO est pluridisciplinaire dans sa composition et collégial dans son mode de délibération. Il entend en audition des représentants de la société civile et du monde économique. Afin d?assurer l?information du CPO, le directeur général du Trésor, le directeur de la législation fiscale, le directeur du budget, le directeur général des collectivités locales, le directeur de la sécurité sociale, le directeur général des entreprises et le directeur général de l?Agence centrale des organismes de sécurité sociale assistent, à la demande de son président, à ses réunions et s?y expriment, sans voix délibérative, ou s?y font représenter. L?élaboration des rapports et études du Conseil des prélèvements obligatoires Le CPO fait appel à des rapporteurs habilités, comme ses membres, à se faire communiquer tous documents, de quelque nature que ce soit (articles L. 411 8 et suivants du CJF). Pour l?exercice de leurs missions, les membres du CPO comme les rapporteurs ont libre accès aux services, établissements, institutions et organismes entrant dans leur champ de compétences. Ceux-ci sont tenus de leur prêter leur concours, de leur fournir toutes justifications et tous renseignements utiles à l?accomplissement de leurs missions. Les rapports et études sont rendus publics et sont consultables sur le site internet www.ccomptes.fr/CPO. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 3 Les rapports du Conseil des prélèvements obligatoires Décembre 2025 Corriger les principales distorsions de l?imposition du patrimoine Septembre 2025 Tracer un cadre fiscal et social pluriannuel pour l?industrie française Octobre 2024 Conforter l?égalité des citoyens devant l?imposition des revenus Décembre 2023 Pour une fiscalité du logement plus cohérente Février 2023 La TVA : une taxe à recentrer sur son objectif de rendement pour les finances publiques Février 2022 Redistribution, innovation, lutte contre le changement climatique : trois enjeux fiscaux majeurs en sortie de crise sanitaire Septembre 2019 La fiscalité environnementale au défi de l?urgence climatique Janvier 2018 Les prélèvements obligatoires sur le capital des ménages Janvier 2017 Adapter l?impôt sur les sociétés à une économie ouverte Décembre 2015 La taxe sur la valeur ajoutée Janvier 2013 Les prélèvements obligatoires et les entreprises du secteur financier Février 2012 Prélèvements à la source et impôt sur le revenu Novembre 2011 L'activité du Conseil des prélèvements obligatoires pour les années 2006 à 2011 Mai 2010 La fiscalité locale Novembre 2008 La répartition des prélèvements obligatoires entre générations et la question de l'équité intergénérationnelle 4 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Mars 2008 Sens et limites de la comparaison des prélèvements obligatoires entre pays développés Mars 2008 Les prélèvements obligatoires des indépendants Mars 2007 La fraude aux prélèvements obligatoires et son contrôle Les études et avis à la demande du Parlement et du Gouvernement Octobre 2025 Faut-il rapprocher les assiettes de la contribution sociale généralisée et des cotisations sociales ? Juin 2023 Octobre 2022 Les différences d?imposition sur les bénéfices entre les PME et les grandes entreprises La fiscalité locale dans la perspective du Zéro artificialisation nette (ZAN) Septembre 2020 Adapter la fiscalité des entreprises à une économie mondiale numérisée Juillet 2018 Les taxes affectées : des instruments à mieux encadrer Février 2015 Impôt sur le revenu, CSG : quelles réformes ? Mai 2014 Fiscalité locale et entreprises Juillet 2013 La fiscalité affectée : constats, enjeux et réformes Mai 2011 Prélèvements obligatoires sur les ménages : progressivité et effets redistributifs Octobre 2010 Entreprises et « niches » fiscales et sociales ? Des dispositifs dérogatoires nombreux Octobre 2009 Les prélèvements obligatoires dans une économie globalisée Mars 2009 Le patrimoine des ménages QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 5 Les notes du Conseil des prélèvements obligatoires Novembre 2025 Juillet 2025 Note n°13 ? Baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux en France ? Troisième édition 2025 Note n° 12 ? Les prévisions de recettes en Europe : quel rôle pour les institutions budgétaires indépendantes ? Juin 2025 Note n° 11 - Baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux en France ? Deuxième édition 2023 : analyses complémentaires Décembre 2024 Octobre 2024 Note n° 10 ? Rationaliser la fiscalité des jeux d?argent et de hasard Note n° 9 ? Vers un rapprochement des régimes fiscaux de la location meublée et de la location nue Septembre 2024 Note n° 8 ? Les impôts et taxes affectés Février 2024 Note n° 7 ? Baromètre des prélèvements obligatoires ? Seconde édition 2023 Septembre 2023 Juillet 2023 Juin 2023 Note n° 6 ? La TVA est-elle un impôt juste ? Note n° 5 - La fiscalité nutritionnelle Note n° 4 - Les enjeux de la TVA à l?ère du numérique Février 2022 Note n° 3 - Baromètre des prélèvements obligatoires en France ? Première édition 2021 Juillet 2021 Note n° 2 - Les enjeux pour la France des négociations à l?OCDE sur la taxation des bénéfices des multinationales Juillet 2021 Note n° 1 - Quel taux pour l?impôt sur les sociétés en France ? 6 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Les rapports du Conseil des impôts 2005 2004 2003 La fiscalité dérogatoire ? pour un réexamen des dépenses fiscales 2002 Les relations entre les contribuables et l?administration fiscale 2001 La taxe à la valeur ajoutée 2000 L?imposition des revenus 1999 La fiscalité des revenus de l?épargne 1998 L?imposition du patrimoine 1997 La taxe professionnelle 1994 Fiscalité et vie des entreprises 1992 La fiscalité de l?immobilier urbain 1990 L?impôt sur le revenu 1989 La fiscalité locale 1984 L?impôts sur le revenu 1983 La taxe sur la valeur ajoutée 1980 1979 1977 1974 1974 1972 L?imposition des bénéfices industriels et commerciaux L?impôt sur le revenu Application de l?article 5 de la loi d?orientation du commerce et de l?artisanat L?impôt sur le revenu QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 7 Le Conseil des prélèvements obligatoires est présidé par Mme Amélie de MONTCHALIN, Première présidente de la Cour des comptes. Il comprend : M. Patrick LEFAS, vice-président, suppléant le Premier président de la Cour des comptes. En sont membres : - M. Alain CHRÉTIEN, maire de Vesoul et président d?agglomération - M. Jean-Claude HASSAN, conseiller d?État - M. Samuel GILLIS, conseiller référendaire à la Cour de cassation - Mme Mathilde LIGNOT-LELOUP, conseillère maître à la Cour des comptes - Mme Marie-Christine LEPETIT, inspectrice générale des finances - M. Pierre-Louis BRAS, inspecteur général des affaires sociales - M. Cédric AUDENIS, inspecteur général de l?institut national de la statistique et des études économiques - Mme Karine BERGER, inspectrice générale de l?institut national de la statistique et des études économiques - M. Pierre BOYER, professeur d?économie à l?École Polytechnique - M. Frédéric GONAND, professeur d?économie à l?université Paris Dauphine - Mme Lise PATUREAU, professeure d?économie à l?université Paris Dauphine - M. Rémi PELLET, professeur de droit à l?université de Paris Cité et à Sciences Po Paris - Mme Laurence JATON, vice-présidente d?Engie - M. Alexandre SAUBOT, président de France industrie - Mme Nadia JOUBERT, directrice des statistiques et de la science des données à la Mutualité sociale agricole - M. Jacques CREYSSEL, membre du conseil exécutif et co- président de la commission économie et finances du MEDEF 8 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le secrétariat du Conseil des prélèvements obligatoires est assuré par M. Guilhem BLONDY, conseiller maître à la Cour des comptes, secrétaire général du CPO, et M. Alexandre JEHAN, conseiller référendaire en service extraordinaire à la Cour des comptes, secrétaire général adjoint. Les travaux de secrétariat du Conseil sont réalisés par Mme Jacqueline SELLAM, chargée de mission. L?étude, présentée par MM. Guilhem BLONDY, conseiller maître à la Cour des comptes, secrétaire général du CPO, Alexandre JEHAN, conseiller référendaire en service extraordinaire à la Cour des comptes, secrétaire général adjoint du CPO et Arthipan ARULANDARAJAH, expert à la Cour des comptes, a été délibérée et arrêtée au cours de la séance du 21 mai 2026. Par ailleurs, ont été auditionnés par le Conseil : - M. Benoît LEGUET, directeur général de l?Institut de l?économie pour le climat (I4CE) - Mmes Nathalie MOGNETTI, directrice fiscale de TotalEnergies et Isabelle PATRIER, directrice de la direction France de TotalEnergies - Mme Emmanuelle WARGON, présidente de la commission de régulation de l?énergie QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 9 Sommaire INTRODUCTION ............................................................................ 25 CHAPITRE I - LA FISCALITE DE L?ENERGIE AU DOUBLE DEFI DES INCERTITUDES GEOPOLITIQUES ET DE LA DECARBONATION ........................................................................ 29 1. Une transition énergétique appelée à s?accélérer dans une ampleur incertaine .................................................................................. 29 1.1. Réduction et décarbonation de la consommation énergétique sont déjà engagées, pour de multiples raisons ...................................... 30 1.2. Une évolution appelée à s?accélérer dans un contexte de volatilité des prix de l?énergie .............................................................. 36 2. Une fiscalité de rendement peu adaptée à des objectifs de décarbonation et de stabilisation des prix ............................................. 43 2.1. Une fiscalité pensée pour le rendement .................................... 43 2.2. Une volonté contrariée de mise en cohérence de l?accise avec les enjeux environnementaux................................................................ 56 2.3. Des expériences peu concluantes d?utilisation de l?outil fiscal pour contrer la volatilité du prix de l?énergie ....................................... 65 3. Une fiscalité complétée par les marchés carbone et le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières ..................................................... 67 3.1. Les leçons du premier marché carbone européen (SEQE ou ETS 1) 70 3.2. Les finalités du second marché carbone européen (SEQE ou ETS 2) 73 CHAPITRE II - LES EFFETS DU CHOC CONJONCTUREL DE PRIX ET DU CHOC STRUCTUREL DE DECARBONATION SUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ......................................... 75 1. Des effets ambivalents de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques ................................................................................... 76 1.1. En cas de hausse du prix du pétrole, une augmentation de la TVA sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la baisse de la consommation ................................................................... 76 10 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1.2. De multiples autres conséquences de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques ......................................................... 78 2. Au-delà des fluctuations à court terme des prix, une diminution tendancielle de la fiscalité de l?énergie .................................................. 80 2.1. Une accise menacée d?attrition, des recettes des marchés carbone incertaines et transitoires ......................................................... 80 2.2. Des conséquences de la transition énergétique sur les entreprises françaises difficiles à apprécier ............................................................. 90 2.3. À fiscalité inchangée, des taux d?effort énergétiques des ménages appelés à diminuer sous l?effet de la décarbonation mais durablement hétérogènes ...................................................................... 99 CHAPITRE III - LES PISTES D?EVOLUTION DE LA FISCALITE .................................................................................... 105 1. À court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles ....................................... 106 1.1. L?utilisation des impôts sur la consommation pour atténuer les évolutions des prix de l?énergie est peu efficace, insuffisamment ciblée et difficilement réversible ................................................................... 106 1.2. Une éventuelle taxation des bénéfices excédentaires ou des rentes de certaines entreprises aurait un rendement limité .................. 107 1.3. Même avec des prix des carburants supérieurs à 2,20 euros, la fiscalité des revenus surcompense les frais kilométriques .................. 108 2. À moyen terme, adapter la fiscalité au déploiement des marchés carbone................................................................................................... 111 2.1. Les taux réduits ont été récemment revus pour se conformer au droit européen, mais laissent subsister des difficultés ........................ 111 2.2. Des dépenses fiscales à réformer en fonction de l?exposition des entreprises à la concurrence internationale et de la maturité des alternatives technologiques ................................................................. 116 2.3. Poursuivre graduellement la révision de la structure des taux normaux d?accise sur l?énergie pour accompagner la transition énergétique.......................................................................................... 129 3. Clarifier les choix de finances publiques à long terme en réponse à la diminution de l?accise sur l?énergie .............................................. 133 3.1. Une augmentation d?autres taxes indirectes ne doit pas être écartée a priori .................................................................................... 134 3.2. La couverture des externalités de la route doit faire l?objet d?une réflexion .............................................................................................. 136 3.3. Des économies en dépenses peuvent compenser la baisse du rendement de l?accise de l?énergie ...................................................... 148 CONCLUSION ............................................................................... 149 Synthèse du rapport Le niveau de consommation d?énergie et le mix énergétique français ont connu des modifications substantielles depuis 1970. Le basculement du pétrole vers l?électricité et le gaz des années 1970-2000 procède d?abord d?un choix d?indépendance énergétique consécutif aux chocs pétroliers. Des chocs d?offre plus récents ont aussi eu des effets sur la demande, comme l?illustrent les conséquences de l?invasion de l?Ukraine par la Russie sur la période 2022-2023 ou de la guerre au Moyen-Orient au premier semestre 2026. Les mutations structurelles jouent enfin un rôle décisif : la tertiarisation de l?économie réduit l?intensité énergétique à long terme. Face aux conséquences environnementales, sanitaires et économiques du changement climatique, l?Union européenne (UE) s?est fixée pour objectif, dans le cadre du Pacte vert pour l?Europe, de réduire, d?ici 2030, les émissions de gaz à effet de serre (GES) d?au moins 55 % par rapport à 1990 afin d?atteindre la neutralité carbone en 2050. Cet engagement devrait entraîner une accélération de la décarbonation du mix- énergétique français ainsi qu?une baisse du niveau de consommation d?énergie, nécessitant une action publique affirmée qui s?incarne dans le scénario « avec mesures supplémentaires » (AMS) de la stratégie nationale bas carbone (SNBC), dont la troisième version (SNBC 3) a été mise en consultation en décembre 2025, en vue d?une adoption non encore intervenue à la date de publication du présent rapport. Le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) n?est pas compétent pour apprécier le bien-fondé de cette stratégie. Il a en revanche souhaité analyser ses implications sur la fiscalité de l?énergie dans un contexte où la hausse du prix des énergies fossiles a amené une contestation du niveau de celle-ci. La fiscalité de l?énergie au double défi des incertitudes géopolitiques et de la décarbonation 12 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Bien que confrontée à ce double défi des incertitudes géopolitiques et de la décarbonation, la fiscalité de l?énergie reste d?abord guidée par des logiques de rendement budgétaire et de soutien sectoriel, et peu adaptée à la prise en charge à court terme d?une fonction de lissage des prix ou à plus long terme de considérations climatiques. La fiscalité énergétique (59,7 Md¤ en 2024, soit environ 2 % du PIB) repose principalement sur l?accise sur les produits énergétiques (39,5 Md¤) et sur la TVA (17,6 Md¤). L?essentiel de leur rendement provient des énergies fossiles. La structure de cette fiscalité est marquée par une grande complexité. Les tarifs d?accise résultent de l?articulation entre la directive européenne sur la taxation de l?énergie, qui fixe des minima et des catégories de produits, et des choix nationaux qui se sont accumulés au fil du temps. La France utilise très largement les possibilités d?exonération et de taux réduits offertes par le cadre européen. Trente- cinq régimes dérogatoires ont ainsi été recensés, pour un coût de l?ordre de 15 Md¤ en 2024. Ces avantages fiscaux concernent avec une intensité variable de nombreux secteurs ? transports, agriculture, pêche, industrie, bâtiment et travaux publics ? et différents produits, parmi lesquels le gazole non routier, les biocarburants ou certains usages énergétiques spécifiques. Malgré ces nombreux tarifs réduits qui placent la France dans la moyenne de l?Union européenne en termes de part de la fiscalité sur les énergies dans le PIB, les périodes de forte augmentation des prix de l?énergie s?accompagnent en général de mouvements de remise en cause du niveau d?imposition des produits énergétiques, qu?il s?agisse de la TVA ou de l?accise. Les expériences étrangères ou passées montrent pourtant que les ajustements de la fiscalité de l?énergie ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. L?utilisation de l?accise à des fins, non plus conjoncturelles de lissage des prix mais structurelles de politique climatique, connaît également des limites. La composante carbone devait constituer l?outil central de la transformation de cette taxation en un instrument d?incitation à la transition énergétique. Introduite en 2014, elle visait à faire converger progressivement la fiscalité énergétique vers une tarification explicite du CO?, avec une trajectoire ascendante programmée jusqu?en 2030. Cette trajectoire a toutefois été interrompue en 2019, à la suite des mouvements QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 13 de contestation sociale. Cet évènement rappelle que la première difficulté de mise en oeuvre d?une politique climatique utilisant principalement le levier du renchérissement du prix du carbone est l?acceptabilité de son effet sur le niveau de vie qu?elle entraîne. À l?échelle européenne, les systèmes d?échange de quotas d?émission (SEQE ou ETS, en anglais) constituent les vecteurs à privilégier pour augmenter la tarification du carbone sans dégrader la position compétitive de la France dans le marché intérieur. Le premier marché carbone, en vigueur depuis 2005 couvre les grandes installations industrielles, la production d?électricité et une partie de l?aviation, soit environ 40 % des émissions européennes et près de 20 % des émissions françaises. Après plusieurs années de prix très bas, la mise en place d?un plafond plus contraignant et d?une réserve de stabilité du marché a permis de faire remonter le prix du carbone, qui n?était pas en cohérence avec les effets négatifs des émissions. Le champ de la tarification européenne est en outre appelé à s?élargir avec l?entrée en vigueur désormais prévue en 2028 d?un second marché carbone pour les carburants et combustibles des bâtiments, du transport routier et de la petite industrie, tandis que les quotas gratuits attribués dans le cadre du premier marché diminueront progressivement. Le rythme de cette diminution fait cependant l?objet de discussions au niveau européen en lien avec les réflexions sur l?évolution du mécanisme d?ajustement carbone aux frontières (MACF), qui est entré en vigueur début 2026 et qui introduit une tarification du carbone sur certaines importations (acier, aluminium, ciment, engrais, hydrogène, électricité), afin de limiter les risques de fuite de carbone liés à la différence du prix du carbone entre l?Union européenne et les autres régions du monde. Un rendement faiblement modifié par les fluctuations des prix à court terme, mais exposé à une diminution tendancielle à long terme dans le contexte de la décarbonation Les fluctuations des prix de l?énergie à court terme ont des effets complexes sur les finances publiques qui dépendent notamment de la réaction de la politique monétaire et des mesures discrétionnaires prises par les autorités budgétaires. Les effets spécifiques de la hausse du prix du pétrole sont différents pour la TVA, assise sur les valeurs vendues et qui augmente donc avec les prix, et pour l?accise, fondée sur les quantités mises 14 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES à la circulation, dont le produit diminue en cas d?inflation en raison de la diminution de la demande en volume que celle-ci entraîne. Sous l?hypothèse du maintien des prix à leur niveau de mi-mai 2026 et d?une réaction de la demande comparable à celle observée lors du précédent choc de 2022-2023, ces deux effets entraîneraient une hausse du rendement de la fiscalité de l?énergie limitée à 0,2 Md¤ en année pleine, soit moins de 0,4 % des recettes totales. Après bouclage macroéconomique et avant les mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et les dépenses militaires supplémentaires liées à la crise au Moyen-Orient, l?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, même en faisant l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. Les modifications attendues de la structure énergétique française (mix énergétique et niveau de consommation) auront des impacts beaucoup plus importants à terme sur les recettes fiscales adossées à l?énergie : en utilisant des hypothèses préliminaires de la SNBC 3, la direction générale du Trésor prévoit ? à tarifs fiscaux constants ? une baisse des recettes nettes d?accise sur les énergies de 7 à 10 Md¤ en 2030 et de 15 à 30 Md¤ en 2050. Cette baisse porterait principalement sur le secteur du transport. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition écologique. Les marchés carbone européens offrent des relais de recettes, mais de façon transitoire. Pour le premier, la France perçoit une part relativement faible des recettes issues des enchères (6,1 % pour les quotas généraux, 11,3 % pour l?aviation), en raison d?un mix électrique déjà décarboné. En projetant les volumes de quotas alloués à la France à l?horizon 2030 et en retenant un prix entre 110 et 200 ¤ par tonne de CO2, les recettes du premier marché carbone pourraient atteindre 2,6 à 4,8 Md¤ en 2030, soit un gain de 1,8 à 4 Md¤ par rapport à 2019. Pour le second marché carbone, la France bénéficiera d?une clé de répartition de 16,1 % des recettes. Sur la base des quotas prévus à l?enchère et d?un scénario de prix central de 60 ¤/tCO? (avec une fourchette 40-70 ¤), les recettes françaises pourraient atteindre 7,3 Md¤ en 2030 (entre 4,9 et 8,5 Md¤ selon les scénarios de prix) dans l?hypothèse d?un maintien du calendrier de diminution des quotas gratuits. Ainsi, les recettes issues des marchés carbone sont incertaines mais pourraient être comparables aux pertes attendues de recettes d?accise à l?horizon 2030. Elles ne peuvent toutefois pas être considérées comme un substitut durable à la baisse attendue de la QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 15 fiscalité de l?énergie : les recettes de quotas sont par nature destinées à diminuer à mesure que la transition réussit. En outre, ces recettes issues des marchés carbone doivent être depuis 2024 intégralement fléchées sur des dépenses publiques pour le climat, notamment à des fins d?accompagnement de la transition pour les ménages et les entreprises les plus exposées. Ce fléchage peut prendre ou non la forme d?une affectation. En France, les recettes de quotas carbone affectées représentaient un tiers du total en 2024. Une grande partie des entreprises concernées par la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone et la mise en place du second bénéficient de tarifs réduits d?accise sur les carburants, le gaz ou l?électricité. En outre, le MACF a vocation à se substituer progressivement aux quotas gratuits alloués aux secteurs les plus exposés, mais suscite des inquiétudes des industriels tant sur sa complexité de gestion que sur ses risques de contournement et sur ses effets sur la compétitivité à l?exportation hors Union européenne pour les entreprises transformant en Europe des intrants frappés par le MACF. Des ajustements récents, notamment l?introduction d?un seuil d?exemption fondé sur la masse annuelle d?importations, visent à alléger les contraintes administratives. Certains secteurs industriels concernés (aluminium notamment) considèrent que ces modifications ne répondent pas à leurs inquiétudes et demandent le maintien des quotas gratuits tant que le MACF n?a pas fait la preuve de son efficacité. En réponse, la Commission a ouvert des discussions sur une possible extension du MACF vers certains produits aval et une diminution plus progressive des quotas gratuits. À horizon 2030, le déploiement du second marché carbone européen se traduirait également, selon des projections effectuées par le Commissariat général au développement durable (CGDD), par une hausse du prix des énergies fossiles et une augmentation du taux d?effort énergétique moyen des ménages représentant 0,3 point de leur revenu, mais ce taux d?effort diminuerait globalement de 1,4 point grâce à la baisse de la consommation d?énergie et à la substitution des carburants par une source d?énergie moins taxée, l?électricité. Par ailleurs, les ménages qui n?investiraient pas dans l?amélioration de l?efficacité énergétique de leur chauffage ou l?électrification de leur véhicule automobile ou ne réduiraient pas leur consommation verraient leur taux d?effort énergétique augmenter. De fortes incertitudes entourent toutefois ces projections (hypothèses de prix, rythme d?électrification, comportements de consommation). Elles illustrent néanmoins l?intérêt d?accompagner la mise en oeuvre du second 16 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES marché européen par des aides budgétaires à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse générale de la composante carbone de l?accise sur l?énergie qui enverrait un signal-prix en sens contraire. Le Fonds social pour le climat (FSC) de l?Union européenne créé pour amortir l?impact social du signal-prix en finançant des mesures nationales ciblant les ménages et micro-entreprises vulnérables pourra être mobilisé à cet effet. Trois orientations pour concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale Afin de concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale, le Conseil des prélèvements obligatoires formule trois orientations. À court terme, l?utilisation de l?outil fiscal pour compenser les fluctuations du prix des énergies fossiles serait contre-productive. Des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés, sont plus efficientes. À moyen terme, il convient de réduire les incohérences de la fiscalité afin de ne pas entraver la transition énergétique. Cela passe par une révision des taux normaux de l?accise pour aligner la fiscalité du diesel sur celle de l?essence, par une hausse de la fiscalité des combustibles fossiles et une baisse de celle de l?électricité ainsi que par un réexamen graduel des dépenses fiscales favorables aux énergies fossiles. Il s?agit ici moins de faire jouer un rôle incitatif à la fiscalité énergétique que d?éviter qu?elle n?envoie un signal-prix contraire à celui des marchés carbone. Afin de prévenir toutefois un cumul de mesures qui fragiliserait certains ménages et certaines entreprises, ces dispositions devront être mises en oeuvre progressivement, après l?entrée en vigueur du second marché carbone et la sixième période de déploiement des certificats d?économies d?énergie telle que résultant du décret du 30 octobre 2025 pour celles qui concernent les ménages, et en prenant en compte pour les entreprises leur exposition internationale et la maturité des alternatives technologiques aux énergies fossiles. Le déploiement du second marché carbone devra en outre être accompagné par des aides à l?investissement qui favoriseront la transition énergétique, tout en réduisant la vulnérabilité aux chocs sur les prix des énergies fossiles. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 17 La mise en oeuvre de l?ensemble de ces mesures laisserait subsister une perte d?accise sur l?énergie à l?issue de la transition énergétique, dont rien ne permet d?affirmer qu?elle puisse être compensée spontanément par d?autres effets de la transition énergétique. Pour y faire face, les autorités publiques ne pourront se reposer sur un seul instrument. Elles devront combiner une diminution des dépenses publiques, la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. 18 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 19 Synthèse des constats Constat n° 1 : La décarbonation de l?énergie a commencé dès les chocs pétroliers des années 70 et la consommation finale d?énergie décroît depuis le milieu des années 2000. Cette transition fait l?objet d?un soutien des autorités publiques pour des motifs environnementaux et de souveraineté économique. Constat n° 2 : Mi-mai 2026, la fiscalité représentait 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole. En 2025, elle s?établissait en moyenne légèrement en dessous de 30 % pour le tarif réglementé de l?électricité pour les clients résidentiels et pour le prix repère de commercialisation du gaz naturel. Constat n° 3 : Le rendement de l?accise sur l?énergie est limité par de nombreux tarifs spécifiques qui visent à atténuer ses effets sur la compétitivité de certains secteurs économiques. Constat n° 4 : Les mesures fiscales ne sont pas des outils pertinents de compensation des fluctuations des prix de l?énergie : elles ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. Constat n° 5 : Un marché carbone s?est progressivement mis en place dans l?Union européenne. Un second marché devrait couvrir d?autres secteurs d?activité à partir de 2028. Constat n° 6 : Lorsque les prix de l?énergie hors taxes augmentent, le rendement de l?accise diminue en raison de la baisse de consommation en réaction à la hausse des prix, tandis que les recettes de TVA progressent. En faisant l?hypothèse d?un maintien du prix à son niveau de la mi-mai 2026 et en appliquant les élasticités de la consommation au prix constatées lors du précédent choc de 2022-2023, l?effet de la hausse du prix du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 200 M¤ en année pleine. L?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, avant prise en compte des mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses militaires supplémentaires, 20 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES et sous l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. Constat n° 7 : Selon les projections de la Direction générale du Trésor, toutes choses égales par ailleurs, la transition énergétique induira une forte baisse du rendement de l?accise sur l?énergie. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition énergétique. Constat n° 8 : Les recettes des marchés carbone, fléchées et transitoires, ne compenseront pas les pertes d?accise sur l?énergie à l?horizon de la fin de la transition. Constat n° 9 : Le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières, entré en vigueur le 1er janvier 2026, est critiqué par une partie des industriels ; après de premières mesures, les discussions pour son amélioration se poursuivent au niveau européen. Constat n° 10 : Sous les hypothèses de la troisième stratégie nationale bas carbone, et hors coûts d?investissement pour réaliser la transition, la décarbonation de la consommation énergétique des ménages permettrait une baisse de leur taux d?effort énergétique moyen à horizon 2030 en raison notamment de la moindre taxation de l?électricité par rapport aux carburants. En revanche, le prix de l?énergie et le taux d?effort augmenteraient fortement pour les ménages qui continueraient à utiliser des énergies fossiles et ne réduiraient pas leur consommation. Constat n° 11 : Le barème des frais kilométriques de l?impôt sur le revenu est fortement surévalué, même en période de prix élevé des carburants, pour tous les types de motorisations. Constat n° 12 : La structure actuelle des taux normaux de l?accise sur les énergies qui repose pour les ménages sur une taxation du gaz et du fioul inférieure à celle de l?électricité et une taxation du diésel inférieure à celle de l?essence n?est pas cohérente avec les objectifs de transition énergétique. Constat n° 13 : L?électrification du parc automobile se traduira par une baisse des externalités négatives liées à l?usage de la route, QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 21 notamment en matière de pollution atmosphérique, mais aussi par une baisse de la couverture de ces externalités, compte tenu de la diminution de la fiscalité. Constat n° 14 : Une différenciation des tarifs d?accise sur l?électricité des particuliers en fonction de l?usage n?est pas souhaitable pendant la transition. À plus long terme, elle nécessiterait une base juridique européenne et des évolutions technologiques des compteurs. 22 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 23 Synthèse des recommandations À court terme Recommandation n° 1 : Face à la volatilité des prix de l?énergie, privilégier des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés plutôt qu?une baisse de la TVA ou de l?accise sur l?énergie. À moyen terme Recommandation n° 2 : Aligner les taux d?accise qui ne respecteraient pas les minima prévus par la directive taxation de l?énergie avec ces minimas et mettre en conformité les incitations au développement des biocarburants avec la directive RED III. Recommandation ° 3 : Dans le contexte du déploiement du second marché carbone européen et de la diminution des quotas gratuits sur le premier, maintenir les exonérations et tarifs réduits d?accise sectoriels pour les secteurs d?activité à forte intensité énergétique et exposés à la concurrence internationale, le temps que des alternatives technologiques compétitives à l?usage d?énergie carbonée soient développées. Recommandation n° 4 : Poursuivre, après le déploiement du second marché carbone européen, l?alignement graduel des taux normaux d?accise des gazoles sur ceux de l?essence. Recommandation n° 5 : Engager, à l?échéance de l?actuelle période de déploiement des certificats d?économie d?énergie, une trajectoire d?augmentation des taux normaux d?accise sur le gaz et le fioul du secteur résidentiel et de baisse de celui applicable à l?électricité consommée par les ménages. Recommandation n° 6 : Pour améliorer l?acceptabilité de la transition énergétique sans freiner son rythme, accompagner la mise en oeuvre du second marché carbone européen d?aides directes à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse de la fiscalité de l?énergie. 24 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES À long terme Recommandation n° 7 : Définir une stratégie à long terme pour faire face aux pertes d?accise liées à la sortie des énergies fossiles en combinant une diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 25 Introduction La hausse des prix du pétrole dans le contexte des tensions au Moyen-Orient a remis la fiscalité de l?énergie au centre des préoccupations des Français. Selon un sondage récent, 82 % des Français se déclarent impactés par la hausse du prix des carburants1. Elle a ainsi placé les pouvoirs publics devant un arbitrage entre des objectifs de long terme (assainissement des finances publiques, compétitivité économique, transition écologique) et de court terme (soutien des ménages et des entreprises exposées) et des choix en termes d?outils d?intervention (réglementaires, fiscaux, budgétaires, instruments de trésorerie). Dans ce contexte, le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) entend poursuivre la réflexion sur la fiscalité de l?énergie qu?il avait engagée dans deux rapports en 2019 et 2022 et qui a donné lieu à de nombreux développements depuis (cf. encadré), tout en rappelant que cette fiscalité n?est que l?un des outils de la politique énergétique aux côtés des marchés carbone, des prescriptions réglementaires et des subventions budgétaires. 1 Institut Montaigne, Les Français face à la crise énergétique, avril 2026 26 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Encadré 1 : Les principaux rapports récents abordant la fiscalité de l?énergie Dans ses rapports de 2019 et 20222, le CPO concluait que, malgré l?introduction en 2014 d?une composante carbone, l?accise sur l?énergie n?était pas configurée pour être un outil de politique environnementale. La convention citoyenne pour le climat (2021)3 a envisagé différentes mesures pour financer la transition climatique, parmi lesquelles certaines portaient sur la fiscalité de l?énergie ou sur la fiscalité de ses usages. En 20224, la Cour des comptes européenne constatait que les niveaux actuels de taxation ne tenaient pas compte du degré de pollution des différentes sources d?énergie. Dans un rapport de mai 20235, l?Inspection générale des finances (IGF) a préconisé l?alignement progressif des tarifs réduits d?accise sur les carburants sur le tarif normal du gazole, et le relèvement de celui-ci, tout en recommandant des mesures de compensation ciblées. Elle appelait le Gouvernement à se prononcer sur les conséquences de l?extension des marchés carbone sur la composante carbone de l?accise. Dans une étude préparée à la demande de la Première ministre6, Jean Pisani-Ferry et Selma Mahfouz invitaient à repenser la fiscalité pour adapter sa structure à une économie neutre en carbone. Dans ses rapports sur les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone7, la direction générale du Trésor rappelait que la sortie progressive des énergies fossiles impliquera une baisse des recettes d?accise et observait que cette érosion s?accompagnera d?une dégradation de la couverture des coûts socio-économiques du transport routier. Dans des travaux publiés en 2024, la Cour des comptes8 observait que les taxes sur l?énergie constituaient une fiscalité de rendement aux objectifs environnementaux et sociaux peu explicites, qu?elle proposait de clarifier. 2 CPO, La fiscalité environnementale au défi de l?urgence climatique, 2019. CPO, Redistribution, innovation, lutte contre le changement climatique : trois enjeux fiscaux majeurs en sortie de crise sanitaire, 2022. 3 Conseil économique, social et environnemental, rapport de la convention citoyenne pour le climat, 2021. 4 Cour des comptes européenne, Taxation de l?énergie, tarification du carbone et subventions à l?énergie, 2022. 5 IGF, Adaptation de la fiscalité aux exigences de la transition écologique, 2023. 6 Pisani-Ferry J. & Mahfouz S., Les incidences économiques de l?action pour le climat, mai 2023. 7 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone, novembre 2023 et janvier 2025. 8 Cour des comptes, La place de la fiscalité dans la politique énergétique et climatique française, référé et observations définitives, 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 27 Le rendement de l?ensemble des prélèvements sur les produits énergétiques9 représente, sur la période 2017-2024, entre 50 et 60 Md¤ (59,7 Md¤ en 2024) par an. Ce rendement est très concentré sur l?accise sur les énergies (39,5 Md¤ en 2024) et sur la TVA (17,6 Md¤ en 2024). Le rapport rappelle les projections de consommation énergétique envisagées dans la stratégie nationale bas carbone en analysant les incertitudes liées à certaines de leurs hypothèses. Il dresse ensuite un état des lieux de la fiscalité de l?énergie applicable en France en revenant sur le bilan des politiques de réponse au choc énergétique de 2022-2023 et les leçons qu?il faut en tirer dans le contexte de nouvelles tensions sur les prix de l?énergie. Il s?attache enfin à analyser les effets attendus de la transition énergétique sur le niveau et sur la répartition des recettes fiscales et examine les pistes d?évolution de la fiscalité permettant de concilier accompagnement de la mise en oeuvre de la stratégie nationale bas carbone, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale. * * * 9 Accise, TVA, octroi de mer, CTA, TIRUERT, CPSSP, à l?exclusion des taxes sur les producteurs et distributeurs d?énergie. 28 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 29 Chapitre I - La fiscalité de l?énergie au double défi des incertitudes géopolitiques et de la décarbonation La décarbonation de l?énergie utilisée par les ménages et par les entreprises est engagée et devrait se poursuivre dans un contexte marqué par de fortes fluctuations des prix de l?énergie liées au contexte géopolitique. Cette transition énergétique sous tension constitue un défi pour la fiscalité de l?énergie centrée sur un objectif de rendement. Peu adaptée à la prise en compte directe d?objectifs environnementaux ou de stabilisation des prix, elle devra néanmoins évoluer à terme pour mieux s?articuler avec les autres outils de tarification du carbone. 1. Une transition énergétique appelée à s?accélérer dans une ampleur incertaine La diminution et la décarbonation de la consommation énergétique ont commencé en France dès le premier choc pétrolier de 1973 qui a conduit à la fixation d?un objectif de réduction de 25 % de la consommation énergétique unitaire des bâtiments, pour tenir compte de l?évolution des prix des énergies fossiles et dans une perspective de souveraineté nationale. Elle a connu une impulsion nouvelle avec le développement des politiques de lutte contre le changement climatique. La forte volatilité du prix des énergies fossiles dans un contexte de tensions géopolitiques multiples renforce aujourd?hui l?intérêt économique de l?électrification, tout en limitant les capacités d?investissement des ménages et des entreprises les plus exposés. 30 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1.1. Réduction et décarbonation de la consommation énergétique sont déjà engagées, pour de multiples raisons 1.1.1. Un impact important des crises sur la consommation finale d?énergie La quantité d?énergie consommée en France n?évolue pas de manière linéaire. Sur la période 1970-2026, trois grandes phases se distinguent : un ralentissement de la consommation d?énergie du fait des chocs pétroliers dans les années 1970, une hausse importante de cette consommation dans les années 1980 et 1990, puis, à partir du milieu des années 2000, une tendance à l?érosion portée à la fois par la désindustrialisation et les politiques climatiques et, depuis 2022, par un regain de tensions géopolitiques et des prix volatiles. Graphique n° 1 : La consommation finale à usage énergétique en France métropolitaine, en TWh de 1970 à 2024 Note : Les données publiées par le service des données et études statistiques (SDES) corrigées des variations climatiques ne sont disponibles qu?à partir de 1990. Source : Données SDES, Bilan énergétique de la France pour 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 31 Le premier choc pétrolier (1973-1975) interrompt brutalement la dynamique héritée des Trente Glorieuses. La hausse du prix du pétrole provoque un ralentissement de la consommation finale d?énergie et, surtout, engage un mouvement durable de baisse de l?intensité énergétique. Si la consommation d?énergie finale repart fortement à la hausse dans les années qui suivent, elle baisse à nouveau à la suite du second choc pétrolier (1979-1983), pour atteindre un niveau proche de celui connu après le premier choc. Après le contre-choc de la seconde moitié des années 1980, les années 1990 et la première partie des années 2000 correspondent à une phase de reprise de la consommation finale d?énergie. La consommation d?énergie continuera d?augmenter jusqu?à atteindre son pic en 2004. La crise financière de 2008-2009, ainsi que la crise de la zone euro en 2012-2013 favorisent la diminution de la consommation finale d?énergie. Par ailleurs, ces années entérinent une configuration où l?économie croît faiblement et où l?intensité énergétique continue de baisser. L?année 2020 rompt à nouveau la trajectoire par un choc d?une nature différente : la crise de la COVID-19 et les confinements entraînent une baisse de la consommation d?énergie finale. En 2021, la reprise de l?activité restaure la demande. En 2022, la guerre en Ukraine ainsi que des indisponibilités du parc nucléaire et hydraulique créent une situation inédite : malgré une activité économique en hausse, la consommation finale d?énergie corrigée des variations saisonnières recule rapidement. Après une stabilisation en 2024 et 2025, le conflit au Moyen-Orient a entrainé à la fin du premier trimestre 2026 une forte hausse du prix du pétrole. Ses effets sur la consommation sont à la date de publication de ce rapport non connus. Aux effets de réduction de la consommation constatés en 2022- 2023 pourraient s?ajouter, si la hausse persistait, des effets de substitution dans un contexte où, contrairement à 2022-2023, la production d?électricité est abondante. 1.1.2. La recherche d?indépendance énergétique est depuis longtemps au coeur de la politique énergétique française L?évolution de la quantité d?énergie consommée sur la période 1970?2026 s?accompagne d?une modification substantielle du mix énergétique. Le premier choc pétrolier a en effet provoqué une réévaluation de la dépendance aux produits pétroliers importés. Le programme 32 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES électronucléaire français s?accélère avec le plan Messmer du 6 mars 1974, modifiant durablement l?architecture de l?offre d?énergie et, à terme, la structure de la consommation finale par substitution d?électricité à certains usages thermiques. Ainsi, si en 1970, la part des énergies fossiles représentait 84,1 % de la consommation finale d?énergie, cette part a progressivement diminué et est revenue à 60,0 % en 2024. Cette baisse de la part du charbon et du pétrole s?est faite principalement au profit de l?électricité (24,6 % en 2024 contre 8,7 % en 1970) mais aussi du gaz naturel (16,8 % en 2024, contre 4,8 % en 1970) malgré une baisse dans la période récente. Cette déformation du bouquet final est d?abord l?empreinte de la stratégie d?indépendance énergétique et des prix relatifs post-chocs, bien en amont de la contrainte carbone. Cette question d?indépendance énergétique retrouve une forte actualité depuis 2022 dans un contexte de tensions géopolitiques accrues. Graphique n° 2 : Évolution du mix-énergétique en part de type d?énergie finale consommée, en France métropolitaine de 1970 à 2024 Source : Données SDES, Bilan énergétique de la France en 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 33 1.1.3. Une mutation de l?économie en lien avec les modifications observées de consommation d?énergie Au cours de la période 1970-2024, la création de richesse et l?emploi se sont déplacés de l?industrie vers les services. La valeur ajoutée des services progresse plus vite que celle de l?industrie, la part de l?emploi tertiaire s?élève, et la consommation d?énergie se « recompose » progressivement vers le résidentiel-tertiaire et les transports. Cette transformation structurelle pèse à la baisse sur l?intensité énergétique (moins d?énergie par unité de valeur ajoutée), même si elle diffuse des usages électriques spécifiques (informatique10, climatisation) dans les bâtiments de service. Elle se répercute partiellement dans la répartition de la consommation d?énergie par secteur : la part d?énergie finale consommée par le secteur tertiaire augmente, mais moins rapidement que la hausse constatée en part de PIB. 10 L'ADEME recense 352 data centers en activité en France. Leur consommation électrique totale est de 10 térawattheures (TWh) par an. Pour rappel, 1 TWh équivaut à 1 milliard de KWh. En 2025, la consommation électrique totale en France s?élevait à 449 TWh. Les data centers représentent donc à eux seuls 2,2 % de cette consommation annuelle, soit l?équivalent de l?électricité consommée par 9 à 10 agglomérations de plus de 100 000 habitants pendant un an. 34 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 3 : La consommation énergétique finale en France métropolitaine par secteur d?activité de 1970 à 2024 Source : Données SDES, Bilan énergétique de la France en 2024. 1.1.4. Une incidence des politiques environnementales sur la consommation énergétique française difficile à mesurer, mais sans doute minoritaire Comme le rappelle le Haut Conseil pour le climat (HCC)11, l?attribution des évolutions d?émissions à des facteurs conjoncturels, structurels et aux politiques publiques relève encore d?un « objet de recherche » sans méthode établie. Cette limite étant rappelée, pour l?année 2024, le HCC estime que, sur 6,9 Mt éqCO? de baisse d?émissions de GES, 4,8 Mt relèvent d?effets conjoncturels et que 2,1 Mt constituent une valeur maximale attribuable aux politiques publiques climatiques. S?agissant de la consommation d?énergie, le HCC met en évidence des mécanismes distincts selon les années récentes. En 2022, les deux tiers 11 Haut conseil pour le climat, Relancer l?action climatique face à l?aggravation des impacts et à l?affaiblissement du pilotage, rapport annuel 2025 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 35 de la forte baisse des émissions dans les bâtiments sont d?abord dus aux variations climatiques, le solde étant lié à la hausse des prix et aux appels à la sobriété, sans que le HCC soit à même de séparer finement la part « prix » de la part « politique publique climatique ». L?année 2023 confirme que la demande d?énergie recule sous l?effet combiné des prix, des arbitrages de réduction de consommation et d?un contexte industriel sous contrainte. Le HCC note, pour l?ensemble du système énergétique, une consommation d?électricité toujours inférieure à la moyenne pré-Covid, une fois les effets climatiques neutralisés. Il insiste aussi sur l?effet-prix, en particulier dans l?industrie, pour expliquer la moindre demande, en notant que les politiques climatiques jouent un rôle d?appoint mais ne dominent pas l?explication de court terme. Parmi les politiques publiques d?incitation à la décarbonation, plusieurs études pointent néanmoins l?efficacité du marché carbone européen à long terme. Depuis 2005, celui-ci aurait réduit les émissions avec des effets limités sur la profitabilité des entreprises et l?emploi12. Les explications avancées pour expliquer le faible impact sur la performance économique des entreprises sont la capacité des secteurs concernés à répercuter dans l?ensemble le prix du carbone dans leurs prix de vente et l?augmentation des investissements dans l?efficacité énergétique des procédés. 12 A. Dechezleprêtre, D. Nachtigall, F. Venmans, The joint impact of the European Union emissions trading system on carbon emissions and economic performance (2023), Journal on environmental economics and management, vol. 118. J. Colmer, R. Martin, M. Muûls (2025), Does pricing carbon mitigate climate change ? Firm -level evidence from the European union trading system, The review of economic studies, vol. 92.3. 36 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1.2. Une évolution appelée à s?accélérer dans un contexte de volatilité des prix de l?énergie Des travaux académiques convergents13 montrent le coût croissant de l?inaction face au changement climatique, au plan environnemental, sanitaire et économique. Même si une grande incertitude entoure l?estimation de l?impact économique, celui-ci semble nettement supérieur au coût des investissements nécessaires pour la transition (de l?ordre de 2 à 3 points de PIB par an). Ainsi, la Banque de France, dans son rapport sur la stabilité financière de 2025, a estimé qu?un scénario de statu quo (si rien n?est fait) entraînerait une perte de 11,4 points de PIB d?ici 205014. Les conséquences massives attendues du réchauffement climatique ont justifié l?adoption d?objectifs ambitieux de réduction des émissions de gaz à effet de serre aux niveaux international et européen, déclinées au niveau national par une planification énergétique ambitieuse. Les budgets carbone qu?elle définit ont été respectés au cours des dernières années dans un contexte marqué toutefois par l?incidence de la forte volatilité des prix sur la consommation d?énergie. 1.2.1. Une planification énergétique ambitieuse Des engagements ont été pris par les États parties à l?accord de Paris (2015) pour contenir l'élévation de la température moyenne de la planète nettement en dessous de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels (1850- 1900) et poursuivre l'action menée pour limiter l'élévation des températures à 1,5 °C en plafonnant, « dans les meilleurs délais », les émissions de gaz à effet de serre (GES) selon des objectifs et plans d?actions différenciés au niveau national. Dans le cadre du Pacte vert pour l?Europe, l?Union européenne a fixé pour objectif de réduire, d?ici 2030, les émissions nettes de GES d?au moins 55 % par rapport à 1990 afin d?atteindre la neutralité carbone en 13 Cf. Adrien Bilal et Diego R. Känzig (2026) ? The macroeconomic impact of climate change ? Global versus local temperature ? The Quaterly Journal of Economics ? Vol. 141 Isssue 2. A. Delahais et A. Robinet (2023), Coût de l?inaction face au changement climatique en France : que sait-on ?, France stratégie, document de travail n° 2023-1 14 Banque de France, rapport sur la stabilité financière, 2025 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 37 2050. Afin de planifier l?atteinte de ces objectifs, chaque pays doit faire parvenir à la Commission européenne un plan national intégré énergie- climat à jour. Le plan français est construit à partir de trois documents : - Le plan national d?adaptation au changement climatique (PNACC) vise à protéger les citoyens et à préparer les territoires, l?économie et l?environnement aux conséquences du changement climatique : il se fonde sur une trajectoire de réchauffement de référence de 2 °C en 2030, 2,7 °C en 2050 et 4 °C en 2100 en France hexagonale par rapport à l?ère préindustrielle ; - La stratégie nationale bas-carbone (SNBC) est la feuille de route de la France pour conduire la politique d?atténuation du changement climatique : elle définit des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre à l?échelle de la France ? les budgets carbone ? et vise l?atteinte de la neutralité carbone, c?est- à-dire zéro émission nette, à l?horizon 2050 ; - La programmation pluriannuelle de l?énergie (PPE) fixe les priorités d?actions des pouvoirs publics dans le domaine de l?énergie (maîtrise de la demande en énergie, promotion des énergies renouvelables, garantie de sécurité d'approvisionnement, maîtrise des coûts de l?énergie, développement équilibré des réseaux, etc.) pour 10 ans. Encadré 2 : Une mise à jour en cours de la planification climat-énergie Le troisième Plan national d?adaptation au changement climatique (PNACC-3), présenté officiellement le 10 mars 2025, est le document de référence pour l?adaptation. Il se fonde sur une trajectoire de réchauffement dite « de référence » ? environ +4 °C en France métropolitaine à l?horizon 2100. Pour l?atténuation des émissions de gaz à effet de serre, le cadre juridique reste aujourd?hui la Stratégie nationale bas-carbone de deuxième génération (SNBC-2), adoptée en 2020. C?est elle qui fixe les budgets carbone 2019-2023, 2024-2028 et 2029- 2033 et la trajectoire vers la neutralité carbone en 2050. Un projet de SNBC-3 a été mis en consultation le 12 décembre 2025. À ce stade, cependant, la SNBC-3 reste un projet avancé mais non encore adopté par décret. La Programmation pluriannuelle de l?énergie (PPE) détaille la trajectoire du système énergétique (mix, capacités, consommation). La troisième PPE (PPE-3) couvrant 2025- 2030 et 2031-2035 a été publiée le 12 février 2026. 38 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Enfin, le Plan national intégré énergie-climat (PNIEC) est la traduction, vis-à-vis de l?Union européenne, de l?ensemble de cette stratégie. Le premier PNIEC français datait de 2019. La version finale actualisée du PNIEC 2021-2030 de la France a été transmise à la Commission européenne en juillet 2024. La SNBC distingue deux scénarios : un scénario nommé « Avec Mesures Existantes » (AME), qui présente les trajectoires de consommation d?énergie en l?état des mesures adoptées et un scénario nommé « Avec Mesures Supplémentaires » (AMS), qui prend en compte des mesures de politiques publiques supplémentaires à celles existant aujourd?hui afin de permettre à la France de respecter ses objectifs climatiques et énergétiques à court, moyen et long-terme. Le scénario dit « AMS » dessine une trajectoire possible de réduction des émissions de gaz à effet de serre jusqu?à l?atteinte de la neutralité carbone en 2050, à partir de laquelle sont définis les budgets carbone. Ils prennent la forme de plafonds d?émissions à ne pas dépasser par période de cinq ans. Ce scénario représente une projection d?un futur possible et raisonnable au regard des connaissances actuelles. Toutefois, différents chocs imprévus (économiques, sociaux technologiques ou géopolitiques) peuvent engendrer des écarts notables à la trajectoire voulue. Par ailleurs, les évolutions supposées dans le cadre du scénario AMS reposent sur la mise en oeuvre progressive de politiques publiques de plus en plus ambitieuses, qui ne sont pas toutes décrites explicitement et ne sont même pas actées à ce jour. Encadré 3 : Les financements nécessaires à la transition énergétique Pour que la France suive une trajectoire compatible avec la neutralité carbone, l?économie devrait mobiliser, d?ici 2030, un surcroît considérable d?investissements. La stratégie pluriannuelle des financements de la transition écologique jointe au projet de loi de finances pour 2026 estime les besoins supplémentaires à environ + 82 Md¤ par an en 2030 en brut par rapport à 2024. La répartition public/privé est un point d?équilibre délicat, dépendant de choix politiques. Une mission confiée par France Stratégie à Jean Pisani-Ferry et Selma Mahfouz chiffrait le supplément de dépenses publiques entre 25 et 34 Md¤ par an à l?horizon 203015. 15 Jean Pisani-Ferry & Selma Mahfouz, France Stratégie, « Les incidences économiques de l?action pour le climat », 2023 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 39 Les scénarios prospectifs énergie-climat-air proposent des trajectoires AME et AMS différentes, notamment en ce qui concerne la quantité d?énergie consommée : à horizon 2050, l?écart de consommation d?énergie entre ces deux scénarios est de près de 11%. Tableau n° 1 : Quantité d?énergie finale consommée à horizon 2030 et 2050 selon les scénarios AME et AMS (en TWh) AME AMS 2050 1 337 1 195 - 142 - 10,6 % Source : Scénarios prospectifs énergie-climat-air juin 2025 pour AME ; données DGEC de mai 2026 pour AMS. Ces différences en termes de quantité consommée d?énergie s?accompagnent d?un mix énergétique différent, proposant une énergie beaucoup plus décarbonée dans le scénario AMS. Tableau n° 2 : Mix-énergétique de la consommation finale à horizon 2030 selon les scénarios AME et AMS AME 2030 AMS 2030 Écart Energies fossiles 50,1 % 39,8 % - 10,3 Electricité et chaleur 39,5 % 46,1 % + 6,6 Renouvelables thermiques 10,2 % 12,4 % + 3,6 Hydrogène 0,2 % 0,3 % + 0,1 Source : Scénarios prospectifs énergie-climat-air mis à jour en juin 2025 pour AME ; données DGEC de mai 2026 pour AMS. 16 Le scénario AMS présente un niveau de consommation énergétique supérieur à celui du scénario AME à horizon 2030, car la SNBC 3 intègre une trajectoire de réindustrialisation de la France, à laquelle s'ajoute le déploiement des centres de données sur le territoire national. 40 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 3 : Mix-énergétique de la consommation finale à horizon 2050 selon les scénarios AME et AMS AME 2050 AMS 2050 Ecart Energies fossiles 34,5 % 0,2 % - 34,3 Electricité et chaleur 55,4 % 78,2 % + 22,8 Renouvelables thermiques 9,5 % 19,9 % + 10,4 Hydrogène 0,6 % 1,7 % + 1,1 Source : Pour les données AME, Scénarios prospectifs énergie-climat-air mis à jour en juin 2025 ; Pour les données AMS, données DGEC. À horizon 2030, entre les scénarios AME et AMS, la part de produits énergétiques fossiles dans le mix-énergétique français diffère de 10,3 points. À horizon 2050, il diffère de 34,2 points. Constat n° 1 : La décarbonation de l?énergie a commencé dès le choc pétrolier et la consommation finale d?énergie décroît depuis le milieu des années 2000. Cette transition fait l?objet d?un soutien des autorités publiques pour des motifs environnementaux et de souveraineté économique. 1.2.2. Des budgets carbone jusqu?ici respectés malgré une forte volatilité des prix de l?énergie Le budget carbone 2019-2023 fixé par la SNBC-2 a été globalement respecté. Au terme de la période, tous les secteurs sont en avance sur la trajectoire à l?exception des déchets. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 41 Graphique n° 4 : émissions carbone annuelles en millions de tonnes équivalent CO2 Source : Citepa La période 2019-2023 a cependant été marquée par des événements exceptionnels favorisant le respect de la trajectoire. L?épidémie de Covid- 19 a entraîné à la fois une rétraction inédite de la consommation et une forte baisse des prix pour toutes les sources d?énergie. Le début de la guerre en Ukraine a correspondu à une période d?indisponibilité de plusieurs centrales nucléaires d?EDF et des conditions de sécheresse limitant la production hydro-électrique, la conjonction de ces trois circonstances ayant pour effet de propulser les prix de toutes les énergies à des niveaux très élevés. Malgré les dispositifs importants de soutien des ménages et des entreprises mis en place par le Gouvernement, ce signal-prix s?est traduit par une diminution de la consommation. 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 Energie Industrie Déchets Bâtiments Agriculture Transports 42 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 5 : Prix de marché de l?électricité en gros en France et du pétrole (brent) ? mai 2021/mai 2026 Note de lecture : prix de gros de l?électricité en France en ¤/Mwh sur l?echelle de droite ; prix du brent en $/baril sur l?échelle de gauche Source : Trading Economics Les budgets carbone 2024-2028 et 2029-2033, envisagés dans le cadre du projet de SNBC-3, restent très ambitieux. En 2030, par rapport à 2023, les émissions carbone sont attendues en retrait de 12% pour l?agriculture, de 27% pour les transports, de 29 % pour l?industrie, de 30% pour la production d?énergie et de 35% pour les bâtiments. La nouvelle hausse des prix des énergies fossiles enregistrée à la fin du premier trimestre 2026 dans le contexte de la guerre au Moyen-Orient, contrairement à l?épisode de 2022-2023, n?a pas affecté de façon importante le prix de l?électricité en France, les capacités de production d?origine nucléaire et hydraulique étant pleinement disponibles. Si elle durait, elle pourrait donc renforcer les incitations à la décarbonation par une réduction de la consommation comme en 2022-2023, mais aussi potentiellement par des effets de substitution, compte tenu de l?évolution différenciée des prix de l?électricité et des énergies fossiles. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 43 2. Une fiscalité de rendement peu adaptée à des objectifs de décarbonation et de stabilisation des prix La fiscalité de l?énergie, principalement composée de la TVA et des accises, a été conçue initialement comme une fiscalité de rendement. Elle s?est progressivement complexifiée, l?évolution saccadée des prix de l?énergie et l?alourdissement des tarifs normaux appliqués aux énergies fossiles en fonction d?objectifs environnementaux se conjuguant pour conduire au développement de nombreuses dépenses fiscales. 2.1. Une fiscalité pensée pour le rendement 2.1.1. Une fiscalité principalement fondée sur l?accise sur les énergies et sur la TVA L?accise sur les énergies, qui regroupe depuis 2022 les anciennes taxes intérieures de consommation, constitue le principal prélèvement sur l?énergie. Cette taxe comprend cinq fractions : électricité ; gaz naturels ; produits énergétiques, autres que les gaz naturels et les charbons, en métropole (carburants, notamment) ; produits énergétiques outre-mer ; charbons. Elle est assise sur les volumes physiques de produits mis à la consommation et son montant varie en fonction de la catégorie fiscale du produit, de son usage ou de son lieu de consommation. Les droits d?accise sur l?énergie ont été conçus principalement autour d?un objectif de rendement. Ainsi, la taxe intérieure pétrolifère (TIP) ? mise en place par les lois du 16 et 30 mars 1928 ? avait été créée pour compenser le déclin du rendement de l?impôt sur le sel. De même, la taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) ? créée par la loi du 28 décembre 1950 ? avait pour objectif d?aider au financement de la reconstruction du réseau de transport routier après la Seconde guerre mondiale et de faire contribuer les usagers de la route à l?entretien et au développement des infrastructures utilisées. L?évolution de cette taxe a conduit à y intégrer de nouveaux objectifs, pouvant néanmoins entrer en contradiction entre eux. 44 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En premier lieu, un ensemble de régimes d?exonérations et tarifs particuliers et réduits a été prévu pour soutenir divers secteurs économiques (transport, bâtiment et travaux publics, agriculture, etc.). En deuxième lieu, l?accise a connu des révisions pour mieux intégrer les enjeux environnementaux. Après l?échec de la taxe carbone en 2009 ? en raison de sa censure par le Conseil constitutionnel ? les anciennes taxes intérieures de consommation ont été aménagées pour y inclure une composante carbone informelle, dont l?évolution a néanmoins été gelée à 45 ¤/tonne à la suite du mouvement social de l?automne 2018. De même, une convergence des taux entre les carburants routiers (gazoles et essences) a été engagée, sans être néanmoins finalisée. Encadré 4 : La taxe carbone - les décisions du Conseil constitutionnel En 2000, le Conseil constitutionnel a censuré le projet d?extension de la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) à l?électricité et aux produits énergétiques fossiles. Il a observé qu?il était prévu de soumettre l?électricité à la taxe, alors qu?en raison de la nature des sources de production de l?électricité en France, la consommation d?électricité contribuait très faiblement au rejet de dioxyde de carbone. En 2009, le projet de loi de finances pour 2010 prévoyait la création d?une contribution climat-énergie. La taxe devait peser sur la consommation d?énergies fossiles utilisées ou destinés à être utilisés comme carburants ou combustibles. Les tarifs devaient être calculés sur la base d?un prix de la tonne de carbone initialement fixé à 17 ¤, progressivement croissant. Le produit de la taxe carbone prélevée sur les ménages, devait faire l?objet d?une redistribution intégrale et forfaitaire, par la création d?un crédit d?impôt en faveur de l?ensemble des ménages. Pour les personnes non imposables, ce crédit d?impôt devait être restitué sous la forme d?un « chèque vert ». La taxe a été censurée par le Conseil constitutionnel, au motif que les régimes d?exemption de la taxe, qui représentaient plus de la moitié de la totalité des émissions, étaient contraires à l?objectif de lutte contre le réchauffement climatique et créaient une rupture caractérisée d?égalité devant les charges publiques17. Une composante carbone a été introduite dans les tarifs des taxes sur les énergies fossiles à partir de 2014. Le choix des pouvoirs publics d?insérer la taxation du carbone dans un outil fiscal préexistant avait pour but de se prémunir contre le risque de censure par le Conseil constitutionnel pour rupture d?égalité devant l?impôt. Si la loi de finances pour 2014 a bien été déférée au Conseil constitutionnel, son article 32 qui modifiait les tarifs des taxes intérieures de consommation n?a pas été examiné par le Conseil. 17 Décision n° 2009-599 DC du 29 décembre 2009. Cf. supra. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 45 En troisième lieu, pour clarifier les circuits de financement de l?électrification, l?accise a été révisée à plusieurs reprises ces dernières années pour y intégrer d?anciennes taxes ou dispositifs budgétaires, dans une logique de simplification de la taxation de l?énergie et de sécurisation juridique de sa structure au regard du droit de l?Union européenne. Encadré 5 : Une accise révisée pour simplifier et sécuriser le financement de la politique de l?énergie Le droit de l?Union européenne18 permet aux États membres de prélever des taxes indirectes supplémentaires sur les produits soumis à accise, sous deux conditions : elles doivent poursuivre une finalité spécifique (notamment environnementale) et être soit directement affectées à des dépenses en faveur de cette finalité, soit conçues de façon à pouvoir influencer le comportement des contribuables dans un sens permettant de réaliser cette finalité. Par une décision de 2018 dite « Messer France »19, la Cour de justice de l?Union européenne (CJUE) a relevé l?inconventionnalité partielle de l?ancienne contribution au service public de l?électricité (CSPE). Cette contribution avait à la fois une finalité environnementale (financement de surcoûts liés à l?obligation d?achat d?énergie verte), sociale (financement de baisse du prix de l?électricité pour les ménages précaires), de cohésion territoriale (dispositif de péréquation tarifaire géographique) et administrative (financement des coûts de fonctionnement d?autorités administratives). La CJUE a jugé que seule la première finalité pouvait être considérée comme conforme au droit européen. Pour mettre fin à ce contentieux, la CSPE a été fusionnée en 2015 avec l?ancienne taxe intérieure de consommation finale d?électricité (TICFE). La loi de finances pour 2021 a par ailleurs transformé les taxes départementales et communales sur la consommation finale d?électricité (TDCFE et TCCFE) en une hausse d?accise, à compter respectivement des années 2022 (pour la TDCFE) et 2023 (pour la TCCFE). Depuis le 1er août 2025, le financement du mécanisme de péréquation tarifaire au profit des zones non interconnectées (ZNI) est désormais également assuré par une majoration du tarif normal d?accise. Par ailleurs, le tarif de l?accise sur l?électricité a été relevé pour remplacer l?ancienne contribution sur les gestionnaires de réseaux de distribution, dédiée au financement des aides à l?électrification rurale (CAS FACé). En dernier lieu, l?accise sur les énergies a été mobilisée pour répondre à l?inflation énergétique qui a suivi la guerre en Ukraine. Un « bouclier tarifaire » sur les prix de l?électricité, en partie fiscal, a ainsi été 18 Directive (UE) 2020/262 du Conseil du 19 décembre 2019 établissant le régime général d?accise (refonte). 19 CJUE, Messer France SAS c/France, affaire C-103/17. 46 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES mis en oeuvre à compter de 2022 et jusqu?à janvier 2025 pour limiter les effets pour les ménages et les entreprises de la hausse des prix de l?énergie. Le bouclier tarifaire « gaz naturel » et la remise carburants étaient en revanche des dispositifs budgétaires et non fiscaux. La taxe sur la valeur ajoutée (TVA) s?applique en outre à toutes les ventes de produits énergétiques, y compris pour des prestations portant sur des produits non soumis à l?accise (vente de bois de chauffage, de chaleur commercialisée, etc.)20. Le taux de TVA applicable est de 20 % du prix de vente (intégrant le montant de l?accise), sauf en Corse et dans les territoires ultramarins où certains taux réduits ou exonérations sont appliqués. En outre-mer, la TVA sur les produits pétroliers n?est pas applicable mais l?octroi de mer et l?octroi de mer régional s?y appliquent sur l?ensemble des produits pétroliers importés et vendus dans ces territoires. Leur taux sont définis par chaque collectivité. Ces deux grands prélèvements sur l?énergie sont complétés par trois prélèvements sur les produits énergétiques, au rendement moindre : la contribution tarifaire d?acheminement (CTA), la contribution pour la gestion des stocks stratégiques pétroliers et la taxe incitative relative à l?utilisation d?énergie renouvelable dans les transports (TIRUERT) et le versement unique visant à financer le comité professionnel des stocks stratégiques pétroliers (CPSSP) dû par les opérateurs pétroliers non agrées. La CTA, due sur les tarifs des réseaux de gaz et d?électricité depuis 2004, permet de financer la Caisse nationale des retraites des industries électriques et gazières21. Le 3 janvier 2026, le ministre de l?Économie, des Finances, de la souveraineté industrielle, énergétique et numérique, 20 Article 78 de la directive 2006/112/CE relative au système commun de taxe sur la valeur ajoutée de l?Union européenne. 21 Les sociétés Accorinvest et Société Générale ont contesté devant le juge administratif la conformité au droit communautaire de ce prélèvement, en considérant qu?il s?agissait d?une taxe indirecte supplémentaire sur les produits soumis à l?accise du fait de l?existence d?un mécanisme légal de répercussion de cet impôt sur le consommateur final d?électricité. Le Tribunal de l?UE a cependant conclu le 28 janvier 2026 que l?existence de ce mécanisme ne suffisait pas à rendre ce prélèvement contraire au droit communautaire. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 47 M. Roland Lescure, a fait part du souhait du Gouvernement de diminuer d?environ un quart la CTA. La TIRUERT est une taxe dégressive selon l?atteinte par les opérateurs d?objectifs cibles d?incorporation de biocarburants ou de carburants d?origine renouvelable. Il s?agit donc d?un mécanisme incitatif dont l?objectif principal n?est pas le rendement fiscal, mais la modification du comportement des redevables. Une réflexion est en cours concernant le remplacement de la TIRUERT par un instrument d?incitation à la réduction de l?intensité carbone des carburants (IRICC), de nature non fiscale. Les producteurs et fournisseurs d?énergie sont aussi assujettis à un ensemble de taxes, pouvant être répercutées en tout ou partie par ces entreprises sur le prix de l?énergie. Encadré 6 : les taxes spécifiques sur les producteurs et fournisseurs d?énergie L?imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER) est une taxe due aux collectivités territoriales aux établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) par les exploitants de dix catégories d?installations relevant des secteurs de l?énergie, du transport ferroviaire et des télécommunications. L?imposition forfaitaire sur les pylônes (IFP) est due aux communes et EPCI pour chaque pylône par les exploitants des lignes dont la tension est supérieure à 200 kilovolts. Une taxe annuelle sur les éoliennes maritimes (TAEM), affectée pour moitié aux communes littorales d?où les installations sont visibles, est acquittée par les exploitants de ces équipements et assise sur le nombre de mégawatts installés dans chaque unité. De même, deux taxes sur les installations nucléaires de base (TINB) sont payées par les exploitants de ces installations : une taxe générale sur les INB relevant du secteur énergétique et une taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives. Ces taxes sont affectées à l?Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) et au financement du projet dit « Cigéo », futur centre de stockage en couche géologique profonde de déchets radioactifs prévu en Meuse et en Haute-Marne. Deux nouveaux prélèvements sont entrés en vigueur en 2026. La politique publique française en matière d?électricité vise plusieurs objectifs dont la conciliation s?avère en pratique difficile : garantir une alimentation en électricité stable, y compris en période de pointe de consommation, promouvoir la production d?électricité à partir de sources d?énergie bas carbone, maintenir la concurrence sur le marché de l?électricité, permettre aux consommateurs de bénéficier de prix bas grâce à l?amortissement du parc nucléaire historique et garantir le nécessaire financement des investissements prévus par EDF pour entretenir et rénover 48 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES ce parc. Deux mécanismes non fiscaux, prévus pour respecter ces objectifs, ont été remplacés par deux nouveaux dispositifs de nature fiscale dans la loi de finances pour 202522. D?une part, l?ancien dispositif d?accès régulé à l?électricité nucléaire (ARENH) a été remplacé par un versement nucléaire universel (VNU). L?ARENH, instauré en 201023, a permis de faire bénéficier l?ensemble des consommateurs de la compétitivité du parc nucléaire historique indépendamment du choix du fournisseur. Néanmoins, l?ARENH a peu permis de développer la concurrence sur le marché de la production, selon l?Autorité de la concurrence24. Au surplus, comme l?a notamment relevé la Cour des comptes, ce dispositif a donné lieu à des « comportements opportunistes » de la part des fournisseurs alternatifs25, au détriment du consommateur. Dans ce contexte, le VNU prévoit le prélèvement d?une partie des revenus générés par le parc nucléaire historique de la société EDF au profit des autres fournisseurs qui doivent répercuter ce gain au consommateur final d?électricité. D?autre part, une taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité est prévue. Ce mécanisme a pour objectif de garantir le financement de capacités de production dites « de pointe », permettant de garantir la sécurité d?approvisionnement électrique du pays. En effet, ces installations de pointe ne sont pas rentables en raison de la ponctualité de leurs services. Le mécanisme de capacité en vigueur reposait sur une obligation, d?achat des capacités pour les fournisseurs d?électricité. Une valeur de marché de ces capacités de pointe était ainsi déterminée en fonction du prix d?équilibre résultant de la rencontre de l?offre et de la demande total de couvertures en garanties de capacités, lors d?enchères organisées de façon décentralisée. Le fonctionnement du mécanisme conduisait néanmoins les fournisseurs à minimiser leurs obligations de couverture en garanties de capacités, tout en induisant une forte variabilité du prix. 22 Articles 17 et 19 de la loi n° 2025?127 du 14 février 2025 de finances pour 2025. 23 Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité. 24 Autorité de la concurrence, Rapport d'évaluation du 24 décembre 2020 sur le dispositif d'ARENH. 25 Cour des comptes, L'organisation des marchés de l'électricité, 2022. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 49 Pour répondre à ces défauts, un nouveau dispositif est prévu à compter de novembre 2026. Il reposera sur une acquisition directe, par le gestionnaire de réseau, des engagements de disponibilité correspondant à ses besoins auprès des producteurs. Ce nouveau dispositif sera financé par une taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité, acquittée par les fournisseurs d'électricité, en proportion de la consommation de leurs clients pendant les périodes de tension qui s'exercent sur le système électrique. 2.1.2. Une assiette essentiellement constituée d?énergies fossiles Le rendement des prélèvements sur les produits énergétiques26 représente 59,7 Md¤ en 2024. Il est très concentré sur l?accise (39,5 Md¤ en 2024) et sur la TVA (17,6 Md¤ nets en 2024). 26 Accise, TVA, octroi de mer, CTA, TIRUERT et contribution au CPSSP, à l?exclusion des taxes sur les producteurs et distributeurs d?énergie. 50 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 6 : Évolution du rendement de la fiscalité sur l'énergie entre 2018 et 2024 par type de prélèvement (en Md¤) Source : CPO, d?après les données du SDES et la documentation budgétaire. Après un premier recul en 2020 consécutif à la crise sanitaire mais lié surtout à la baisse des déplacements et par voie de conséquence de la consommation de carburants, le rendement total de la fiscalité de l?énergie a de nouveau baissé en 2022 et en 2023 en raison d?un net recul du rendement de la fraction d?accise sur l?électricité, dans le contexte de la mise en place du bouclier tarifaire. Celui-ci a été partiellement levé en 2024, puis complètement en février 2025. Sur la même période, le rendement total de la fiscalité sur les produits pétroliers (accise, TVA, octroi de mer, TIRUERT et contribution au CPSSP) s?est stabilisé en valeur autour de 40 Md¤ (avec des évolutions du rendement de la TVA, liées à la volatilité des prix), tandis que celui de la fiscalité sur le gaz naturel (accise, TVA et CTA) s?est stabilisé autour de 4 Md¤ sur la période 2021- 2023, avant une hausse en 2024 à 5,6 Md¤. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 51 Graphique n° 7 : Évolution du rendement de la fiscalité sur les produits pétroliers raffinés, sur l?électricité et sur le gaz naturel entre 2018 et 2024 (en Md¤) a ? Produits pétroliers raffinés b ? Électricité c ? Gaz naturel Source : CPO, d?après les données du SDES et de la documentation budgétaire Les énergies fossiles ont représenté une part très majoritaire du rendement de la fiscalité sur l?énergie entre 2018 et 2024, de l?ordre de 71 % (en 2020, la crise sanitaire ayant conduit à un recul de la consommation de produits pétroliers raffinés) à 87 % (en 2023, le bouclier tarifaire ayant fortement réduit le rendement de l?accise sur l?électricité). 52 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 8 : Évolution du rendement de la fiscalité sur l'énergie entre 2018 et 2024 par grands types de produit énergétique (en Md¤) Source : CPO, d?après les données du SDES et de la documentation budgétaire Le produit de l?accise sur les énergies est partagé. Ainsi, en 2025, sur 43,2 Md¤ de recettes fiscales brutes d?accise, le tiers (14,4 Md¤) faisait l?objet d?un transfert aux collectivités territoriales et environ 4 % (1,8 Md¤) était reversé à des opérateurs de transports ou, pour financer la péréquation tarifaire au bénéfice des zones non interconnectées (ZNI) et de l?électrification rurale. 2.1.3. Une fiscalité représentant une part importante du prix de l?énergie, en particulier pour les carburants La fiscalité sur les produits énergétiques (accise sur l?énergie, TVA et CTA) représente une part importante du prix de l?énergie, qui est cependant très variable selon le type d?énergie consommée. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 53 Graphique n° 9 : Ventilation du prix des carburants au détail en France continentale (en ¤/L) Source : CPO (données : UFIP) Pour les carburants, la fiscalité représentait au 15 mai 2026 environ 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole, en légère diminution par rapport à la proportion constatée avant le début de la guerre au Moyen- Orient (56 % et 52 %). Cette part a tendance à baisser lorsque le prix des carburants hors taxes augmente. Si la TVA est prélevée sur le prix des carburants accise comprise, l?accise a pour assiette les quantités mises à la consommation indépendamment de leur prix. Elle joue ainsi un rôle d?amortisseur automatique des fluctuations des prix hors taxes. Par ailleurs, environ la moitié des coûts de distribution (soit 13 ct par litre) serait imputable aux certificats d?économie d?énergie, dispositif réglementaire et non fiscal qui vise à diminuer la consommation d?énergie. 54 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Encadré 7 : Les certificats d?économie d?énergie Le dispositif des certificats d?économies d?énergie (CEE), créé en 2005, repose sur une obligation triennale de réalisation d?économies d?énergie imposée par les pouvoirs publics aux fournisseurs d?énergie (les "obligés"). Ces certificats sont attribués par les services du ministère chargé de l?énergie, aux acteurs éligibles (obligés mais aussi d?autres personnes morales non obligées) réalisant des opérations d?économies d?énergie. Les obligés ont également la possibilité d?acheter des CEE à d?autres acteurs ayant mené des actions d?économies d?énergie, en particulier les éligibles non obligés. Ils peuvent aussi obtenir des certificats en contribuant financièrement à des programmes d?accompagnement. En fin de période, les obligés doivent justifier de l?accomplissement de leurs obligations par la détention d?un montant de certificats équivalent à ces obligations. À défaut, ils sont tenus de verser une pénalité libératoire. Chaque année, ce dispositif finance selon le gouvernement plus d?un million d?opérations d?économies d?énergie dans les secteurs du bâtiment, des transports, de l?industrie, et de l?agriculture tout en contribuant directement à la souveraineté énergétique de la France, grâce aux réductions de consommation qu?il permet. Le décret relatif à la sixième période des certificats d?économies d?énergie du 30 octobre 2025, publié le 4 novembre 2025 et entré en vigueur le 1er janvier 2026, fixe les obligations annuelles d?économies d?énergie que doivent réaliser les fournisseurs d?électricité, de gaz, de chaleur et de froid, ainsi que les metteurs à la consommation de carburants et de fioul domestique pour les années 2026 à 2030. Il affiche ainsi la volonté de l?Etat de maintenir l?ambition écologique, toute en luttant contre les fraudes et les effets d?aubaine. L?objectif global d?économies d?énergie fixé pour la période 2026-2030 s?élève à 1 050 térawattheures cumulées par an, en hausse de 27 % par rapport à la période actuelle. Par ailleurs, dès 2026, les distributeurs de fioul et de carburants vendant plus de 500 m³ par an deviennent "obligés" du dispositif (contre 7 000 m³ auparavant). Enfin, les nouveaux coefficients de conversion favorisent l'électrification et la chaleur renouvelable. Financer une chaudière à gaz via les CEE deviendra impossible pour certains modèles, au profit des pompes à chaleur (PAC) et des raccordements aux réseaux urbains. Pour l?électricité et le gaz naturel, la fiscalité représentait un peu moins de 30 % du prix de vente aux consommateurs en 2025. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 55 Graphique n° 10 : décomposition du prix des énergies consommées par les ménages en 2025 (en ¤/MWh) Note: tarif réglementé résidentiel pour l?électricité, prix repère du gaz naturel Source : DGEC Constat n° 2 : Mi-mai 2026, la fiscalité représentait 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole. En 2025, elle s?établissait en moyenne légèrement en dessous de 30 % pour le tarif réglementé de l?électricité pour les clients résidentiels et le prix repère de commercialisation du gaz naturel. 56 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 2.2. Une volonté contrariée de mise en cohérence de l?accise avec les enjeux environnementaux 2.2.1. Un encadrement européen de la structure des tarifs de l?accise en cours de révision L?ensemble des droits d?accise ? soit tous les impôts indirects sur la vente ou l?usage de certains produits (produits énergétiques et électricité mais aussi alcool et tabacs) ? font l?objet d?un encadrement européen. Ce cadre vise à garantir le bon fonctionnement du marché intérieur européen, notamment en harmonisant les législations fiscales nationales. La directive relative au régime général d?accise27 encadre notamment la possibilité de prélever des taxes indirectes supplémentaires à l?accise. Elle prévoit que ces taxes doivent, d?une part, être prélevées à des « fins spécifiques » et, d?autre part, respecter les règles de taxation propres à chaque accise. L?accise sur les énergies fait par ailleurs l?objet d?un encadrement spécifique prévu par la directive relative à la taxation de l?énergie, dite « DTE » (directive sur la taxation de l'énergie) de 200328. Cette directive recense notamment les produits énergétiques qui entrent dans son champ, fixe les niveaux minima de taxation applicables à ces produits et, sous certaines conditions, les exonérations ou les taux de taxation différenciée qui s?appliquent. Cette directive ne concerne ni les produits énergétiques ne faisant pas l?objet de droits d?accise, notamment le bois de chauffage, le charbon de bois et la chaleur commercialisée (qui sont uniquement assujettis à la TVA), ni certains usages exonérés d?accise, notamment l?électricité qui est utilisée pour produire de l?énergie ou les produits énergétiques utilisés dans le cadre de certains procédés minéralogiques ou chimiques. Elle prévoit en outre l?exonération obligatoire des produits énergétiques utilisés pour la 27 Directive (UE) 2020/262 du Conseil du 19 décembre 2019 établissant le régime général d?accise. 28 Directive 2003/96/CE du Conseil du 27 octobre 2003 restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l'électricité. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 57 navigation aérienne (hors aviation de tourisme privée) et pour la navigation maritime dans des eaux communautaires. Cette directive laisse également des marges de manoeuvre aux États membres pour prévoir, à la condition qu?ils respectent des minima fixés par la directive, des taux différenciés pour certains produits (électricité d?origine solaire ou hydraulique, gaz naturel liquéfié, biocarburants, etc.), entre consommation professionnelle et consommation non professionnelle, pour les grands consommateurs d?énergie ou pour certaines utilisations (transports publics, taxis, certains services publics, etc.), ou pour des « raisons de politique spécifique », sur autorisation préalable du Conseil. La DTE, qui encadre l?accise sur les énergies, manque de cohérence au regard des objectifs de l?Union Européenne en matière de climat et d?énergie. La Commission européenne, dans sa proposition de directive du Conseil restructurant le cadre de l?Union de taxation des produits énergétiques et de l?électricité, a recensé les principales raisons expliquant ce manque de cohérence. La DTE actuelle taxe les nouveaux carburants et combustibles à moindre intensité de carbone comme leurs équivalents fossiles s?ils sont apparus après l?adoption en 2003 de la dernière DTE. Les biocarburants sont notamment désavantagés par la taxation fondée sur le volume. En effet, un litre de biocarburant présente généralement une teneur énergétique inférieure à celle d?un litre de combustible fossile. En outre, la DTE ne fait pas de distinction entre les sources d?électricité en fonction de leur intensité carbone. En 2018, selon la Cour des comptes européenne, la moyenne des taxes variait en fonction du produit énergétique entre 1,7 euro par MWh et 107,8 euros par MWh. Ces variations ne reflètent pas les différences en matière d'efficacité carbone, l?électricité étant en moyenne cinq fois plus taxée que le gaz naturel et dix fois plus que le charbon29. De plus, toujours selon la Cour, les exonérations fiscales obligatoires dont bénéficient les secteurs des transport aérien et maritime, si elles assurent l?égalité de traitement des compagnies européennes avec les autres, ne reflètent pas l?efficacité carbone de ces modes de transport. 29 Cour des comptes européenne (2022), Taxation de l?énergie, tarification du carbone et subventions de l?énergie, document d?analyse n° 2022/01 58 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES La DTE n?a pas harmonisé la fiscalité au niveau européen. Ainsi, en 2021, avant les mesures mises en place par beaucoup d?États pour faire face à l?augmentation des prix de l?énergie en 2022-2023, la part de la fiscalité de l?énergie dans le PIB des États membres de l?Espace économique européen variait entre 0,7 % (Irlande) et 3,1 % du PIB (Grèce). Avec 1,8 % du PIB, la France était proche de la moyenne de l?Union européenne (1,7 % du PIB). Le projet de révision de la DTE, en cours de négociation, a pour but de répondre en partie à ces constats. La proposition de la Commission comprenait l'introduction de nouveaux taux de taxation basés sur le contenu énergétique, ainsi que sur les performances climatiques et environnementales, le passage d'une taxation fondée sur le volume à une taxation basée sur le contenu énergétique (euro/GJ), le classement et la fixation d'une taxation minimale pour les différents produits énergétiques en fonction de leurs performances environnementales, l?augmentation des taux minimaux de taxation pour les carburants et les combustibles et la réduction de la taxe minimale pour l'électricité à des fins de consommation non professionnelle. En outre, elle proposait la suppression du traitement de faveur accordé à certains secteurs ou carburants et l'extension du champ d'application de la DTE : élimination de la différence entre le diésel et l'essence ; suppression de l'exonération fiscale accordée au transport international aérien de passagers et au transport international maritime ; abrogation de la possibilité de taxer sous les minima les entreprises à forte intensité énergétique ; extension du champ d'application de la directive au bois de chauffage, au charbon de bois et aux carburants alternatifs tels que l'hydrogène ; spécification de différents taux minimaux de taxation de l'énergie pour les diverses catégories de biocarburants ; suppression de la distinction entre consommation professionnelle et consommation non professionnelle. Les États membres avaient toutefois la possibilité de continuer à appliquer des exonérations et des réductions pour des raisons d'ordre social ou de protection de l'environnement. L?adoption à court terme de cette révision reste toutefois très incertaine dans la mesure où les décisions concernant la fiscalité doivent être prises à l?unanimité des États membres. Une proposition de compromis, aux ambitions sensiblement réduites par rapport aux propositions de la Commission, a fait l?objet d?une discussion au Conseil de l?UE à l?occasion de la présidence danoise, le 10 novembre 2025. Elle prévoit notamment le maintien des exonérations sur le transport maritime et aérien international (en maintenant la possibilité déjà existante de limiter QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 59 leur champ à l?intérieur de l?Union européenne), l?autorisation de tarifs différenciés pour toutes les activités économiques et la possibilité de prévoir des tarifs réduits et des exonérations partielles ou totales pour les électro-intensifs et les énergo-intensifs, ainsi que pour certains secteurs pour lesquels des accords sont conclus avec le Gouvernement dans l?objectif d?encourager l?efficience énergétique. Ces discussions n?ont toutefois pas abouti et n?ont pas repris depuis. Face à la hausse du prix du pétrole constatée depuis février 2026 dans un contexte de tensions au Moyen-Orient, la Commission européenne a annoncé pour mai 2026 une nouvelle proposition de texte visant à réduire le prix de l?électricité notamment par une baisse de la fiscalité. 2.2.2. Un alourdissement des tarifs de l?accise sur les énergies fossiles interrompu entre 2019 et 2023 En France, la « composante carbone » de l?accise sur les énergies a été introduite dans la loi de finances pour 2014. La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) de 2015 a ensuite fixé une cible à long terme avec un taux défini à 100 ¤/tCO2 en 2030. Cette composante carbone n?est pas une taxe à proprement parler, mais une modalité de calcul de trois des quatre composantes de l?accise sur les énergies dues en France continentale : produits énergétiques, gaz naturel, charbon. L?accise sur l?électricité n?est pas concernée par la composante carbone. Suite au mouvement de contestation sociale intervenu à l?automne 2018 (Gilets jaunes), la composante carbone a été gelée à son niveau de 2018, soit 44,6 ¤ par tonne. Après une stabilisation globale des tarifs pour les énergies fossiles entre 2019 et 2023, les lois de finances pour 2024, 2025 et 2026 ont néanmoins procédé à plusieurs modifications des tarifs normaux de l?accise. L?accise sur le gaz naturel a augmenté de 8 ¤/MWh en 2024. Pour les carburants, les tarifs normaux du gazole et de l?essence ont été relevés pour intégrer dans le tarif légal les majorations régionales préexistantes. Le nouveau tarif conduit néanmoins à un léger rapprochement de l?accise sur le gazole et de celle sur l?essence. 60 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 4 : Tarifs normaux d?accise sur les carburants Source : Conseil des prélèvements obligatoires, d?après l?article L. 312-35 du CIBS. Pour les autres catégories fiscales (combustibles et électricité), différentes modifications ont également été apportées en 2025 et 2026. L?accise sur le gaz et l?électricité a été allégée en 2025 pour compenser le relèvement du taux de TVA applicable aux abonnements de gaz et d?électricité. Afin de favoriser l?électrification des usages, l?article 71 de la LFI 2026 prévoit, à compter du 1er août 2026, un passage du tarif normal d?accise sur les énergies combustibles hors GPL de 10,54 à 10,73 ¤/MWh, tandis que le tarif normal sur l?électricité pour les ménages passera à la même date de 25,09 à 24,69 ¤/MWh, puis rebaissera à nouveau à 24,38 ¤/MWh au 1er février 2027. Si les nouveaux tarifs d?accise réduisent ainsi légèrement les divergences entre les catégories fiscales, des débats persistent néanmoins tant sur la cohérence du maintien d?un écart de taxation entre l?électricité et les combustibles fossiles (fioul, gaz naturel) au détriment de la première que sur la cohérence environnementale du maintien d?un différentiel entre le gazole et l?essence. 2.2.3. Une multiplicité d?exonérations, de tarifs réduits ou spécifiques La France a fait un usage large des possibilités d?exonération ouvertes par la directive relative à la taxation de l?énergie. Pour l?année 2024, 38 régimes d?exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits ont été recensés, dont 36 dépenses fiscales et deux anciennes dépenses fiscales relatives aux exonérations bénéficiant au Tarif normal jusqu'au 31/07/25 (en ¤/MWh) Gaz naturels 5,23 5,23 5,23 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 61 transport aérien et maritime international30. Si certains de ces régimes de faveur découlent directement de l?application de la directive sur la taxation de l?énergie, une majorité d?entre eux reflète des choix nationaux, dans le but de soutenir un territoire (Corse et outre-mer), un secteur d?activités (industrie, transports publics, transport routier de marchandises, taxis, etc.), une activité (R&D pour les moteurs d?avions et de bateaux, valorisation de la biomasse, stockage de données, etc.) ou un produit énergétique (gazole non routier, biocarburants, biogaz, etc.). Graphique n° 11 : Panorama des exonérations, tarifs réduits et tarifs particuliers Source : CPO Le montant cumulé de ces différents régimes particuliers d?accise s?élevait à 15 Md¤ en 2024. Leur coût pour les finances publiques a évolué entre 4 Md¤ et 7 Md¤ entre 2004 et 2014, avant d?augmenter rapidement entre 2014 et 2017 pour atteindre 10 Md¤, une évolution qui s?explique en 30 L?exonération prévue pour la navigation aérienne internationale résulte de l?application de l?article 24 de la convention de Chicago. Celle prévue pour la navigation maritime internationale repose sur des fondements plus informels. 62 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES grande partie par l?évolution de la composante carbone. À compter de 2017, la documentation budgétaire permet de relever une baisse à 8 Md¤ en 2018, puis une stagnation entre 8 et 9 Md¤ jusqu?en 2024. La baisse constatée résulte de la crise sanitaire, de certaines mesures de taux (bouclier tarifaire sur l?électricité) et, surtout, du déclassement des deux exonérations sur le transport aérien et maritime. La réintégration dans le calcul de ces deux exonérations permet d?observer une hausse continue jusqu?en 2019 jusqu?à dépasser 12 Md¤, puis une baisse forte en 2020, avant une reprise entre 2021 et 2024 pour atteindre 15 Md¤. La forte augmentation observée en 2023 et 2024 tient en grande partie à la révision du tarif normal de l?accise sur les carburéacteurs qui sert de référence au calcul du montant de la dépense fiscale déclassée sur le transport aérien international. Graphique n° 12 : évolution du coût total des régimes particuliers d?accise sur l?énergie sur la période 2004 ? 2024 (M¤) Source : CPO Le coût de ces régimes particuliers est concentré sur dix régimes qui représentaient 93 % du montant total en 2024. Les quatre principales dépenses fiscales concernent le transport aérien international, le gazole non QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 63 routier agricole, les tarifs spécifiques à l?outre-mer (non étudiés dans le cadre de ce rapport) et le transport routier de marchandises. Graphique n° 13 : Les dix exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits d?accise sur l?énergie les plus coûteux en 2024 Source : CPO. En raison du déclassement de ces dépenses fiscales depuis 2017, les coûts des exonérations des transports aérien et maritime internationaux sont repris respectivement de la note d?exécution budgétaire du budget annexe « Contrôle et exploitation aériens » et du dernier chiffrage disponible (PLF 2019). 64 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 14 : Ventilation sectorielle du coût des exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits d?accise sur l?énergie en 2024 (réalisé) et en 2026 (prévisionnel) Source : CPO. En raison du déclassement de ces dépenses fiscales depuis 2017, les coûts des exonérations des transports aérien et maritime internationaux sont repris respectivement de la note d?exécution budgétaire du budget annexe « Contrôle et exploitation aériens » et du dernier chiffrage disponible (PLF 2019). Cette multiplication des taux réduits, qui n?est pas propre à la France, limite les incitations tarifaires à la décarbonation et va à l?encontre de l?objectif de neutralité carbone en 2050. Constat n° 3 : Le rendement de l?accise sur l?énergie est limité par de nombreux tarifs spécifiques qui visent à atténuer ses effets sur la compétitivité de certains secteurs économiques. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 65 2.3. Des expériences peu concluantes d?utilisation de l?outil fiscal pour contrer la volatilité du prix de l?énergie Les périodes de forte augmentation des prix de l?énergie s?accompagnent en général de mouvements de remise en cause des niveaux élevés de taxation des produits énergétiques, qu?il s?agisse la TVA ou de l?accise. Face au choc énergétique de 2022-2023, 10 États membres de l?Union européenne avaient adopté des baisses de TVA sur l?électricité et 12 des baisses de TVA sur le gaz. Seule la Pologne avait abaissé la TVA sur les carburants pendant dix mois, en contravention avec le droit communautaire qui n?autorise pas de taux réduit pour ces produits. Compte tenu de l?augmentation du prix du pétrole observée en mars 2026, l?Espagne et la Pologne ont annoncé la réduction de leurs taux de TVA sur les carburants à respectivement 10 et 8 %, une évolution contraire aux dispositions de la directive dite « TVA »31. En 2023, dans son rapport sur la TVA32, le CPO avait approuvé la décision du Gouvernement français de privilégier d?autres outils que la baisse de TVA sur le gaz et l?électricité pour la protection des personnes les plus exposées. Il avait notamment montré que le chèque énergie était plus efficace et plus efficient pour protéger temporairement les ménages modestes face à la hausse des prix de l?énergie. De façon plus générale, il soulignait la faible pertinence de l?utilisation de la TVA comme instrument de politique conjoncturelle en raison de multiplicateurs plus faibles que la baisse d?autres impôts et de la difficulté politique à revenir sur cette mesure après la crise33. Il rappelait en outre qu?une baisse de TVA ne se traduisait souvent que partiellement dans les prix. L?effet de rigidité des prix à la 31 Directive 2006/112/CE du Conseil du 28 novembre 2006 relative au système commun de taxe sur la valeur ajoutée, révisée. 32 CPO, La TVA, un impôt à recentrer sur son objectif de rendement pour les finances publiques, décembre 2023. 33 Cette réversibilité dépend des conditions politiques propres à chaque pays. L?Allemagne a ainsi réussi à revenir rapidement sur la baisse temporaire de TVA mise en place pendant l?épidémie de covid-19 (juillet-décembre 2020). 66 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES baisse existe, mais est plus faible pour des produits très concurrentiels comme les carburants34. Plusieurs États européens (Allemagne, Italie, Portugal, Suède) ont de leur côté annoncé des baisses des tarifs d?accise sur les carburants en réponse à la hausse du prix du pétrole de mars 2026. La France a connu par le passé deux expériences peu concluantes d?utilisation de l?accise pour porter des mesures de soutien du pouvoir d?achat en période d?augmentation du prix de l?énergie. Entre le 1er octobre 2000 et le 21 juillet 2002, le Gouvernement a mis en place la « taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) flottante » : cette taxe devait diminuer en période de hausse du prix du pétrole brut à due proportion du surplus de TVA et augmenter en période de baisse, afin de lisser le prix payé par les consommateurs. Comme le relevait le Conseil des impôts en 200535, l?effet sur les prix est resté limité (au plus, 2,19 ct par litre) et lorsque les prix de marché ont diminué, à la veille d?élections municipales, le Parlement n?a pas voté la hausse qui aurait dû avoir lieu, générant ainsi un déficit de recettes publiques : le coût de la TIPP flottante a ainsi représenté 2,7 Md¤ sur 22 mois alors que le surplus de TVA représentait 1,3 Md¤. Pendant l?épisode inflationniste qui a suivi l?invasion de l?Ukraine en 2022-2023, le bouclier tarifaire gaz naturel et la remise carburants ont été conçus sous la forme de dispositifs budgétaires, tandis que le bouclier tarifaire électricité était un instrument en partie fiscal, s?appuyant sur une baisse importante de l?accise sur l?électricité. Le coût total du volet fiscal du bouclier électricité a représenté 19,4 Md¤ entre 2022 et 202436. Alors que les dispositifs budgétaires ont été interrompus dès décembre 2022 pour 34 Face à la hausse des prix à la production, les coûts de distribution ont dans un premier temps diminué, passant pour le gazole de 0,28 à 0,257 ¤/L entre le 27 février et le 27 mars 2026. Entre le 27 mars et le 15 mai 2026, ils ont au contraire remonté à 0,299 ¤/L, alors que le prix à la production baissait. 35 Conseil des impôts, Fiscalité et environnement, 2005 36 Auxquels s?ajoutaient 30,3 Md¤ pour le volet budgétaire. Cour des comptes, Les effets de l?inflation sur les finances publiques (2022-2023), novembre 2025 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 67 la remise carburants et, pour l?essentiel fin 2023, pour le bouclier gaz37, il a fallu attendre février 2025 pour que la fiscalité de l?électricité retrouve son niveau d?avant l?épisode inflationniste pour les ménages. Cette difficulté n?est pas propre à la France : la baisse de l?accise sur les carburants décidée par le Royaume-Uni en 2022 était encore en vigueur début 2026. Sur le plan de l?efficacité, des études économétriques ont mis en évidence les effets limités des mesures de soutien du pouvoir d?achat du Gouvernement français sur la croissance en raison notamment du maintien d?un taux d?épargne des ménages élevé en 2022-202338. Par ailleurs, la Cour des comptes a pu relever le caractère très peu ciblé de ces mesures et le poids important du soutien des ménages par rapport à celui des entreprises. Constat n° 4 : Les mesures fiscales ne sont pas des outils pertinents de compensation des fluctuations des prix de l?énergie : elles ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. 3. Une fiscalité complétée par les marchés carbone et le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières Pour parvenir à l?objectif de neutralité carbone en 2050 que s?est fixée la France, les signaux-prix constituent un levier essentiel pour inciter à réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES). Afin d?appréhender ce signal-prix, l?OCDE a développé la notion de tarification effective du carbone, qui permet d?apprécier le niveau de tarification de chaque secteur. Le modèle « Elfe » du commissariat général au développement durable 37 Le bouclier gaz a été maintenu en 2024 pour les contrats collectifs signés à un prix élevé avant le 30 juin 2023. La dépense correspondante s?est toutefois limitée à 0,5 Md¤. 38 Les études disponibles (Malliet et Saumtally, OFCE, 2023 ; Lemoine, Petronevitch et Zutova, Banque de France, 2024) chiffrent l?impact du bouclier tarifaire sur le PIB réel entre 0,1 et 0,2 point de PIB réel en 2022 et entre 0,2 et 0,5 point en 2023. 68 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (CGDD) permet d?analyser la tarification effective du carbone en France et prend en compte depuis 2023 l?intégralité des émissions de GES. Selon ce modèle, la tarification effective moyenne du carbone en 2023 est estimée à 91 ¤/tCO2éq, avec de très fortes disparités entre les émissions de GES d?origine énergétique (taxées à 124 ¤/tCO2éq) et les autres émissions (taxées à 20 ¤/tCO2éq, soit environ six fois moins)39. La majeure partie de la tarification carbone repose aujourd?hui sur la fiscalité, en particulier sur l?accise sur les énergies (qui couvre 52 % des émissions), alors que son assiette ne porte que sur les émissions d?origine énergétique. Les quotas d?émissions européens ne concernent à l?inverse que 20 % des émissions, alors qu?ils permettent de couvrir toutes les émissions, y compris celles d?origine non énergétique (CO2, protoxyde d?azote, méthane, gaz fluorés, etc.). Graphique n° 15 : Les outils de tarification d?émissions de GES en 2023 39 Ministères chargés des territoires, de l?écologie et du logement, Une tarification des émissions de gaz à effet de serre inégale selon les secteurs, décembre 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 69 Cette structure centrée sur l?accise a pour conséquence que la tarification carbone effective des émissions d?origine énergétique varie de manière importante selon les secteurs d?activités, du fait des exonérations et des tarifs réduits applicables. Par exemple, pour les gazoles, le gazole non routier (GNR) agricole a une taxation effective d?environ 15 ¤/tCO2éq, contre 170 pour le gazole utilisé pour le transport routier de marchandises et 230 pour le reste du transport routier. À l?inverse, l?organisation d?un marché carbone permet l?émergence d?une tarification unique. Le système d?échange de quotas d?émission de l?Union européenne (SEQE-UE 1, Emissions Trading System 1 ou ETS 1 en anglais) s?est progressivement développé et un nouveau marché carbone (SEQE 2 ou ETS 2) est prévu à compter de 2028 pour assurer la tarification carbone d?autres secteurs. 70 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 16 : Tarification effective du carbone en France en 2025, ordonnée par niveau croissant de tarification 3.1. Les leçons du premier marché carbone européen (SEQE ou ETS 1) Le protocole de Kyoto, signé le 11 décembre 1997 et entré en vigueur en 2005, prévoyait, entre autres, la création et le déploiement de marchés carbone. Dès 2005, l?Union européenne a été pionnière en mettant en place son système d?échange de quotas d?émissions. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 71 Encadré 8 : Marché carbone ou taxe carbone ? Du point de vue économique, une taxe carbone fixe le prix et laisse les quantités d?émissions s?ajuster, tandis qu?un marché d?échange fixe la quantité (le plafond) et laisse le prix s?ajuster. En théorie, à information parfaite et avec les bons correctifs, les deux instruments peuvent être conçus pour offrir des incitations équivalentes. En pratique, leurs propriétés diffèrent. Un marché carbone procure une certitude environnementale à court terme mais un prix volatil, que l?on peut lisser via une réserve, des planchers/plafonds de prix ou des dispositifs d?invalidation. Une taxe donne une certitude sur le coût marginal et est plus simple sur un plan administratif, mais l?atteinte d?une cible environnementale nécessite un ajustement régulier du taux au vu des émissions observées. Le marché carbone de l?Union européenne s?applique aux installations situées sur le territoire de l?Espace économique européen (27 États membres de l?UE, Norvège, Islande et Liechtenstein). Depuis 2021, à la suite du Brexit, les installations au Royaume-Uni n?en font plus partie, à l?exception des centrales électriques en Irlande du Nord, mais un accord de couplage des marchés carbone britannique et européen est en cours de négociation. Le marché carbone suisse est lié au marché carbone européen depuis janvier 2020. Ce lien permet aux installations couvertes d'utiliser des quotas des deux marchés pour remplir leurs obligations. Les secteurs actuellement concernés sont notamment la production d?électricité et de chaleur, l?industrie lourde (raffineries, production d?acier, de ciment, de produit chimique, d?aluminium, de verre, de céramique, de papier-carton, etc.) et le transport aérien intra-européen. Depuis 2024, le marché carbone s?applique aussi à une partie du secteur maritime. Hors aviation civile et secteur maritime, environ 10 000 installations sont incluses dans le marché carbone à l?échelle de l?Union européenne et 1 059 en France. En 2022, les émissions couvertes s?élevaient à 1 284 MtCO2 à l?échelle de l?UE (soit environ 40% des émissions de CO2), dont 84 MtCO2 en France (soit environ 20% des émissions territoriales de la France). Dans le secteur de l?aviation, le marché carbone couvre environ 350 compagnies d?aviation à l?échelle européenne, soit 48,7 MtCO2 d?émissions issues de l?aviation en 2022 dans l?UE, dont 3,2 MtCO2 émises par les compagnies attribuées à la France. Le but du marché carbone est de restreindre le volume des gaz à effet de serre qui peuvent être émis. Les quotas d'émission sont plafonnés à un niveau fixé par l'UE et les entreprises peuvent, soit recevoir à titre 72 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES gratuit, soit acheter des quotas individuels. Le plafond est abaissé au fil du temps, de manière à réduire progressivement la quantité d'émissions et augmenter le prix du carbone. Afin de pouvoir éviter une volatilité trop importante des prix, une réserve de stabilité du marché (MSR) a été mise en oeuvre à partir de 2017, permettant ainsi de faire varier la quantité de quota disponible sur le marché et donc d?intervenir sur le prix de ces quotas. Encadré 9 : Fonctionnement de la réserve de stabilité (SEQE/ETS 1) La Market Stability Reserve (MSR) est un moyen de régulation du SEQE 1. Il ajuste mécaniquement l?offre de quotas mis aux enchères afin d?éviter les excès durables d?offre ou les pénuries et doit donc permettre de stabiliser le signal-prix du carbone. Chaque année, la Commission calcule le TNAC (Total Number of Allowances in Circulation). Lorsque le TNAC dépasse un certain seuil, le MSR retire des quotas des enchères pendant douze mois. Si le TNAC se situe entre 833 et 1 096 millions de quotas, la quantité retirée correspond exactement à l?écart au-dessus de 833 millions ; s?il dépasse 1 096 millions, le retrait s?élève à 24 % du TNAC. À l?inverse, si le TNAC tombe sous 400 millions, le MSR relâche 100 millions de quotas supplémentaires aux enchères. Dans tous les cas, l?ajustement passe uniquement par les volumes enchéris : les allocations gratuites aux installations ne sont pas modifiées, et la répartition des retraits/relâchements se fait au pro rata entre États membres. Pour éviter que le MSR ne devienne un « stock-tampon » permanent, une invalidation automatique est prévue : chaque 1?? janvier, les quotas accumulés dans la réserve au- delà de 400 millions sont annulés définitivement. Afin de renforcer la capacité d?action de la MSR, la Commission a proposé en mars 2026 de supprimer ce mécanisme d?invalidation. Pendant une longue période (2013-2017), le prix du quota était faible, autour de 5 ¤, à cause d?un déséquilibre structurel du marché entre l?offre et la demande. La mise en application de la réserve de stabilité du marché en 2017 a permis une multiplication par quatre du prix du quota en un an, entre septembre 2017 et septembre 2018. Le prix a ensuite fluctué entre 25 et 30 ¤, avec une baisse importante mais temporaire pendant la crise de la Covid au printemps 2020. En fin d?année 2020, le prix a à nouveau connu une tendance haussière marquée, portée par l?anticipation de sa réforme dans le cadre du Pacte Vert, avec encore une multiplication du prix par près de quatre en un peu plus d?un an, entre novembre 2020 et février 2022 où il a atteint près de 100 ¤. Après une baisse importante suivie d?un rebond après l?invasion russe de l?Ukraine, le prix a ensuite fluctué autour de 80-90 ¤ de février 2022 à octobre 2023. D?octobre 2023 à fin janvier 2024, le prix a baissé continuellement jusqu?à 48 ¤. Après être remonté à 85 ¤ en janvier 2025, il varie depuis entre 60 et 80 ¤. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 73 3.2. Les finalités du second marché carbone européen (SEQE ou ETS 2) Un système distinct d'échange de quotas d'émission (SEQE ou ETS 2) doit à terme porter sur les consommations de carburants et combustibles utilisés dans les secteurs du transport routier, pour le chauffage des bâtiments résidentiels et tertiaires, la petite industrie non couverte par le premier marché carbone et le gazole non routier utilisé par le secteur de la construction. Ces secteurs représentent 53% des émissions de CO2 françaises. La mise en oeuvre du second marché carbone européen initialement prévue en 2027 a toutefois été reportée à 2028. La France n?a pas engagé la transposition du second marché carbone en droit interne, ce qui aurait dû intervenir au 30 juin 2024. Une procédure d?infraction a été ouverte par la Commission européenne. Le second marché carbone applique une logique amont : ce sont les fournisseurs de carburants qui doivent surveiller, déclarer puis acheter et restituer des quotas correspondant aux émissions induites par les volumes livrés. Aucune allocation gratuite n?est prévue : tout passe par l?enchère, et le système est assorti d?un dispositif MSR propre et censé éviter l?emballement des prix. Toutefois, la quantité de carbone allouée à cette réserve pourrait être insuffisante pour limiter le prix au niveau prévu par la directive, soit 45¤2020 par tonne de CO2, ce qui a conduit la Commission européenne à formuler une proposition de révision de son mode de fonctionnement en novembre 202540. Une étude de Rexecode41 retient un surcoût annuel pour un ménage moyen de l?ordre de 155 ¤, se décomposant entre 105 ¤ pour ses charges de transport et 50 ¤ pour son logement, sous l?hypothèse d?un prix de 50 ¤ par tonne de de CO2, mais ces surcoûts ne tiennent pas compte d?éventuelles réactions en termes de consommation et d?investissements (cf. chapitre II). Un Fonds social pour le climat (FSC) a été créé pour amortir l?impact social de ce signal-prix en finançant des mesures nationales ciblant les ménages et micro-entreprises vulnérables. 40 Proposition de décision du parlement européen et du Conseil modifiant la décision (UE) 2015/1814 en ce qui concerne la réserve de stabilité du marché pour les secteurs du bâtiment, du transport routier et d?autres secteur. COM(2025)738 41 R. Trotignon, A. Benoist (2025), ETS 2 : un mécanisme d?harmonisation des prix du carbone aux contours flous, Rexecode, repères n° 18 74 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Pour y accéder, chaque État membre soumet un plan social pour le climat (PSC). La Commission n?effectue des paiements que si les jalons et cibles fixés dans le plan sont atteints. Les plans devaient être transmis au plus tard le 30 juin 2025 et le Fonds opère de 2026 à 2032. Toutefois, seule la Suède a transmis son plan dans les délais. Le FSC est alimenté par une part des quotas vendus sur le second marché carbone et par 100 millions de quotas prélevés sur le premier. Avec une contribution nationale complémentaire et minimale de 25 % du coût des plans, l?enveloppe publique mobilisée atteint au moins 81,25 Md¤ sur la période 2026-2032. Constat n° 5 : Un marché carbone s?est progressivement mis en place dans l?Union européenne. Un second marché devrait couvrir d?autres secteurs d?activité à partir de 2028. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 75 Chapitre II - Les effets du choc conjoncturel de prix et du choc structurel de décarbonation sur la fiscalité de l?énergie Ce chapitre explore les conséquences sur le niveau et la répartition de la fiscalité de l?énergie, du choc conjoncturel actuel sur les prix du pétrole et du choc structurel à venir de la décarbonation. À court terme, les ménages et les entreprises sont exposés de façon très différenciée à la hausse des prix du pétrole. Son effet sur la croissance globale dépendra principalement des comportements d?épargne des ménages. Les administrations publiques bénéficieront de certaines recettes supplémentaires, qui ne proviendront pas principalement de la fiscalité des carburants mais, en fonction de la transmission de l?inflation aux autres secteurs puis aux salaires, de la TVA et des impôts et cotisations assis sur les rémunérations. La hausse des taux d?intérêt et l?indexation de nombreuses dépenses sur l?inflation viendront consommer ce gain. Dans le cas de l?épisode inflationniste de 2022-2023, selon la Cour des comptes, le bilan des effets de l?inflation sur le déficit public a été fortement négatif après prise en compte des mesures discrétionnaires de soutien du revenu des ménages et des entreprises. Pour 2026, avant même les mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et les dépenses militaires supplémentaires liées à la crise au Moyen-Orient, le rapport d?avancement annuel (RAA) du programme budgétaire et structurel à moyen terme (PSMT) transmis par le Gouvernement à la Commission européenne estime l?impact négatif de la crise énergétique sur les finances publiques à 4,4 Md¤, sous l?hypothèse d?un reflux progressif du prix du baril de pétrole vers 80 $ à la fin 2026. À plus long terme, la poursuite et l?amplification attendues de la décarbonation diminueront fortement les recettes fiscales énergétiques. Les recettes liées aux quotas carbone, d?un montant incertain, ne viendront que transitoirement compenser ces pertes. Elles devraient de plus être en partie recyclées dans des mesures d?accompagnement de la transition pour les ménages et les entreprises les plus exposés. 76 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1. Des effets ambivalents de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques Le prix à la pompe ont atteint 2,16 ¤ pour le gazole et 2,03 ¤ pour le SP95-E10 le 8 mai 2026, soit une augmentation respective de 46 et 32 centimes par rapport à la situation qui prévalait fin février. L?étude de l?épisode de forte augmentation des prix de l?énergie en 2022 et 2023 peut aider à appréhender les conséquences économiques et financières de ce choc, à condition de garder en mémoire la différence importante qui caractérise pour l?instant la crise actuelle par rapport à l?épisode précédent : les effets de l?augmentation du prix du pétrole sur le prix de l?électricité en France restent pour l?instant très limités. Sous cette réserve, l?analyse du choc précédent nous montre qu?une hausse importée des prix de l?énergie augmente le rendement de la TVA mais réduit celui de l?accise en raison d?effets négatifs sur la consommation énergétique. Elle a par ailleurs beaucoup d?autres effets sur les finances publiques, spontanés ou liés à la réaction des autorités monétaires et budgétaires. En 2022 et 2023, l?intensité des politiques de soutien budgétaire et leur durée ont conduit à une dégradation globale significative des finances publiques. 1.1. En cas de hausse du prix du pétrole, une augmentation de la TVA sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la baisse de la consommation L?accise sur les produits raffinés est assise sur les quantités consommées et non sur le prix. Son montant par litre reste donc inchangé en cas d?augmentation du coût hors taxes des carburants. Le rendement total de l?accise dépend cependant de l?évolution de la consommation. À très court terme, en début de crise, la crainte de pénuries ou l?anticipation d?une poursuite de la hausse peuvent conduire à une hausse temporaire de la consommation. Ainsi, la consommation des vingt premiers jours de mars affichait une augmentation de 1% par rapport à la même période en 2025. De ce fait, le ministre des comptes publics annoncé QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 77 des recettes supplémentaires de TVA à hauteur de 120 M¤ et d?accise représentant 150 M¤ pour le mois de mars 2026. Mais, assez rapidement, la consommation de carburants a tendance à se réduire quand les prix augmentent fortement. Une étude publiée par l?Insee en 2023 estime l?élasticité de la consommation de carburants pour le transport à son prix TTC entre -0,2 et -0,4 sur la base d?une analyse des données bancaires entre septembre 2021 et janvier 202342. Dans une étude antérieure de 2019, le Conseil d?analyse économique avait retenu une élasticité de -0,4543. En 2025, la consommation de gazole a représenté 27 millions de tonnes sur laquelle ont pesé 17,3 Md¤ d?accise. Celle d?essence sans plomb s?établit à 11,8 millions de tonnes, soit 9,9 Md¤ d?accise. En prenant pour hypothèse une élasticité de la consommation de carburants au prix TTC de -0,3, la différence de prix TTC observée entre la moyenne 2025 (1,62 ¤/L pour le gazole et 1,69 ¤/L pour l?essence) et les prix observés mi-mai 2026 (respectivement, 2,12 et 2,03 ¤/L), si elle persistait, se traduirait par un repli de la consommation de 6% pour l?essence et de 10 % pour le gazole44. Hors outre-mer, les pertes d?accise s?élèveraient à 1,94 Md¤ en année pleine. À l?inverse, la TVA est fondée sur le prix accise comprise. La TVA acquittée par litre augmente donc si ce prix s?élève. Cet effet prix positif est cependant en partie compensé par le même effet volume négatif que celui constaté pour l?accise. La TVA brute sur les carburants acquittée en 2025 représentait 8,4 Md¤ pour le gazole et 6,4 Md¤ pour l?essence. En prenant les mêmes hypothèses d?évolution de la consommation en fonction des prix que pour l?accise, les gains de TVA brute pour l?ensemble des administrations publiques représentent 2,13 Md¤ en année pleine. 42 Bonnet, Loisel, Wilner, Fize, Comment les automobilistes ajustent leur consommation de carburant aux fluctuations de prix à court terme, Insee analyses n° 83, juillet 2023. 43 Douenne, Les effets de la fiscalité écologique sur le pouvoir d?achat des ménages : simulation de plusieurs scénarios de redistribution, CAE, mars 2019 44 Entre le 1er et le 20 mai 2026, la consommation de carburants a baissé de 14 % par rapport à la même période l?année précédente, selon le Comité professionnel du pétrole (CPDP). 78 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En année pleine, compte tenu de ses effets négatifs sur la consommation de ces produits, l?augmentation des prix du pétrole induit donc globalement une augmentation très modérée de la fiscalité des carburants, de l?ordre de 200 M¤, sous l?hypothèse d?un maintien des prix à la pompe à leur niveau de mi-mai 2026. Par ailleurs, la TVA et l?accise sont réparties entre l?État, les administrations de sécurité sociale et les collectivités territoriales. En 2026, il était prévu que l?État reçoive 51 % de l?accise et 50,6 % de la TVA. Compte tenu de ces proportions, le gain pour l?État lié aux conséquences de la hausse du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 100 M¤ en année pleine avant mesures. Les mesures annoncées par le Gouvernement en faveur de différents secteurs d?activité de la pêche, de l?agriculture, du transport routier et des « gros rouleurs » à la date du 21 mai 202645 auraient un coût, sensiblement supérieur à ce gain, de l?ordre de 710 M¤ jusqu?au mois d?août, d?environ le double en année pleine. 1.2. De multiples autres conséquences de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques Les évolutions de la fiscalité des carburants sont loin d?épuiser les conséquences d?une inflation importée d?origine énergétique sur les finances publiques. Comme la Cour des comptes a pu l?analyser à propos de l?épisode inflationniste de 2022-202346, l?inflation a des effets automatiques sur les finances publiques : 45 Doublement de l'aide aux grands rouleurs pour les salariés modestes qui roulent beaucoup, portée de 50 ¤ à 100 ¤ qui pourront être versés sur le trimestre à venir ; intervenants médico-sociaux à domicile qui auront accès à l?aide aux grands rouleurs et verront leurs indemnités kilométriques revalorisées de 20 centimes le litre de carburant ; leasing réservé à ces professionnels du secteur médico-social pour les aider à acquérir un véhicule électrique pour 50 ou 100 ¤ par mois ; revalorisation des indemnités kilométriques des fonctionnaires utilisant leurs voitures pour le travail ; aides aux agriculteurs, aux pêcheurs, aux transporteurs prolongées pour trois mois, aides au secteur du BTP prolongées pour la même durée et élargies à toutes les entreprises de moins de 50 salariés. 46 Cour des comptes, Les effets de l?inflation sur les finances publiques (2022-2023), 2025 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 79 - sur le solde primaire (c?est-à-dire le solde hors charge de la dette), en valeur absolue, par l?augmentation des prélèvements obligatoires assis sur des assiettes en valeur et celle des dépenses obligatoires indexées sur les prix ; - sur les ratios de déficit et d?endettement par rapport au PIB : la croissance nominale du PIB vient, toutes choses égales par ailleurs, augmenter leur dénominateur et réduire leur niveau. Au-delà de ses effets automatiques, l?inflation a d?autres effets spontanés qui dépendent des comportements des acteurs économiques et des arrangements institutionnels. L?inflation est ainsi le plus souvent répercutée dans les évolutions salariales ainsi que dans d?autres dépenses publiques, mais selon un rythme et avec une intensité qui peuvent varier. En effet, selon le rythme et l?intensité de cette répercussion, les ménages et les entreprises peuvent ajuster leur consommation, leur épargne, leur investissement ou leur marge, ce qui a un effet retour sur les recettes fiscales. Enfin, l?inflation suscite des réponses de politique économique qui ont-elles-mêmes des conséquences sur les finances publiques. La banque centrale cherche à contenir l?inflation en modifiant ses taux d?intérêt : la hausse des taux, d?une part, alourdit la charge de la dette publique et, d?autre part, conduit à un ralentissement à terme de la croissance de l?activité, ce qui réduit les recettes publiques. Le Gouvernement peut aussi décider de mesures discrétionnaires pour atténuer les effets de l?inflation sur les revenus des ménages ou les marges des entreprises ou au contraire limiter ses dépenses en volume pour maintenir ses objectifs nominaux d?évolution des dépenses. Selon le rapport d?avancement annuel (RAA) du programme budgétaire et structurel à moyen terme (PSMT) transmis par le Gouvernement à la Commission européenne fin avril 2026, dans l?hypothèse d?une redescente progressive du prix du baril de pétrole à 80 $ d?ici la fin 2026, le conflit au Moyen-Orient aurait un coût spontané pour les finances publiques de l?ordre de 4,4 Md¤ en 2026 avant prise en compte des mesures discrétionnaires de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses supplémentaires liées à l?envoi de moyens militaires dans l?Océan indien. L?effet sur les recettes étant quasi-nul, ce coût traduit 80 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES principalement l?effet du choc inflationniste sur les dépenses, en particulier la hausse de la charge des titres de dette indexés sur l?inflation. Constat n° 6 : Lorsque les prix de l?énergie hors taxes augmentent, le rendement de l?accise diminue en raison de la baisse de consommation en réaction à la hausse des prix, tandis que les recettes de TVA progressent. En faisant l?hypothèse d?un maintien du prix à son niveau de mi-mai 2026 et en appliquant les élasticités de la consommation au prix constatées lors du précédent choc de 2022-2023, l?effet de la hausse du prix du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 200 M¤ en année pleine. L?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, avant prise en compte des mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses militaires supplémentaires, et sous l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. 2. Au-delà des fluctuations à court terme des prix, une diminution tendancielle de la fiscalité de l?énergie 2.1. Une accise menacée d?attrition, des recettes des marchés carbone incertaines et transitoires Selon des simulations effectuées par la direction générale du Trésor47, à fiscalité constante, la transition énergétique pourrait entraîner une baisse du rendement de l?accise sur les énergies de 7 à 10 Md¤ courants en 2030 et de 15 à 30 Md¤ en 2050 par rapport à 2019, selon le rythme de la décarbonation. Selon des hypothèses centrales de prix du carbone, les recettes attendues par les autorités françaises du SEQE/ETS 1 en 2030 seraient en hausse d?environ 2 Md¤ par rapport à 2019 et celles du second 47 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone, décembre 2025. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 81 marché carbone seraient de l?ordre de 7 Md¤. L?augmentation des recettes provenant des quotas carbone compenserait donc approximativement la baisse de l?accise à l?horizon 2030. La notion de « double dividende » traduit l?idée que la mise en place d?une tarification du carbone (taxe carbone ou quotas échangeables mis aux enchères) peut permettre simultanément deux améliorations pour la collectivité. Le premier « dividende » est la réduction de dommages de pollution découlant directement de l?effet incitatif du signal-prix sur les comportements. Le second « dividende » serait un gain collectif, disjoint du bénéfice environnemental, permis par une utilisation pertinente des recettes budgétaires générées par la taxe environnementale ou les enchères, sous réserve qu?elle compense la perte de bien-être découlant du prélèvement. Cette utilisation pertinente pourrait être une baisse d?autres impositions jugées plus distorsives48. Cette idée de double dividende paraît toutefois difficilement applicable à une éventuelle substitution des recettes des quotas carbone à celles de l?accise sur l?énergie. Tout d?abord, les recettes des quotas carbone sont fléchées vers des dépenses supplémentaires liées à l?accompagnement de la transition et ne sont donc pas mobilisables pour compenser la baisse de l?accise. Surtout, à l?horizon 2050, les recettes des quotas carbone diminueront également sous l?effet de la décarbonation. À cet effet direct s?ajouteront les conséquences sur les autres recettes publiques de l?impact de la transition énergétique sur la croissance. 2.1.1. Une accise menacée d?attrition à l?horizon 2050 En 2019, année de référence choisie pour neutraliser les effets des crises sanitaire et énergétique, l?accise sur les énergies fossiles (ex-TICPE et ex-TICGN, hors TVA) rapportait 33 Md¤, soit 1,4 % du PIB. Le secteur routier fournissait l?essentiel de ce rendement. Ces ordres de grandeur 48 F. Gonand, P.-A. Jouvet, The second dividend and the demographic structure, Journal of environnemental Economics and Management, 2015. Dans cet article, l?imposition diminuée est l?impôt sur le revenu et non les accises sur l?énergie. 82 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES donnent l?ampleur du « socle » menacé d?érosion, à fiscalité inchangée49, par la décarbonation des usages énergétiques. L?électrification est le premier moteur micro-économique du recul des recettes, l?électricité étant moins taxée que les énergies fossiles. À ce différentiel de taxation s?ajoute un effet d?assiette : l?électrification s?accompagne de gains d?efficacité qui réduisent la quantité d?énergie finale nécessaire et donc la base taxable. Autrement dit, même à fiscalité équivalente, la montée des véhicules électriques et des systèmes électriques de chauffage érode le rendement des accises. Sur cette base, en prenant en compte l?augmentation des recettes de l?accise sur l?électricité, la direction générale du Trésor prévoit une baisse des recettes nettes d?accise sur les énergies de 7 Md¤ en 2030 dans le scénario AME de la SNBC 2 et de 10 Md¤ dans le scénario AMS, par rapport à 2019. En 2050, la baisse atteindrait 15 Md¤ dans le scénario AME et 30 Md¤ dans le scénario AMS. Cette baisse porterait principalement sur le secteur du transport. 49 Dans l?hypothèse d?une reprise de la trajectoire de la composante carbone de l?accise prévue avant la crise des gilets jaunes à partir de 2023, une autres étude montre au contraire un accroissement des recettes publiques à l?horizon 2035 : Corbier, Gonand, A hybrid-electricity model to assess the aggregate impacts of low-carbon transition : an application to France, Ecological economics, 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 83 Graphique n° 20 : Perte de recettes d?accise sur les énergies dans le scénario AMS Source : direction générale du Trésor Cette érosion des recettes d?accise est quantifiée sans prendre en compte l?évolution de la fiscalité après 2019. Les estimations sont bâties en dehors de tout bouclage macroéconomique et notamment ne prennent pas en compte la réallocation de la consommation et de l?activité, qui auraient aussi des effets sur les recettes publiques. En outre, elles sont construites à prix hors taxes constants, et n?intègrent pas les pertes concomitantes de TVA sur les produits énergétiques fossiles. Elles donnent donc une mesure « mécanique » de l?érosion en l?absence de reparamétrage fiscal. En outre, dans le scénario AMS, elles supposent un respect de la SNBC 3. À titre d?exemple, la stratégie AMS prévoit une stabilisation du nombre de kilomètres parcourus par an par personne tous modes confondus, une augmentation du trafic des transports en commun (bus, car, train) de 25 % d?ici 2030, une multiplication par quatre du trafic vélo, une augmentation du nombre de passagers par véhicule (1,51 en 2030 contre 84 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1,43 aujourd?hui) et une augmentation de la part de voitures électriques dans le parc roulant à 15 % en 2030, contre 3,1 % au 30 juin 2025, ce qui suppose que la part de voitures électriques dans les ventes de véhicules neufs augmente rapidement, pour atteindre 66 % en 2030, contre 20 % en 2025. En mars 2026, les ventes de voitures électriques totalisent 49 406 véhicules, soit 28 % de part de marché. Cette attrition du rendement de la fiscalité énergétique n?est pas encore engagée en France mais peut déjà s?observer à l?échelle de l?UE-27 depuis le milieu des années 2010, en particulier dans les pays les plus avancés dans la transition énergétique (Allemagne, Danemark et Suède). Graphique n° 21 : Évolution du rendement des droits d?accise et de consommation sur l?énergie en part dans le total des prélèvements obligatoires sur la période 1995 - 2024 Source : CPO (données : Commission européenne) 2.1.2. Des recettes limitées du SEQE/ETS 1 pour la France La répartition des recettes issues des enchères de quotas d?émission entre les États membres dans le cadre du SEQE/ETS 1 est déterminée par une clé prédéfinie, s?appuyant principalement sur les émissions historiques des secteurs couverts par ce marché. Elle est de 6,1% pour la France en ce qui concerne les quotas généraux (la grande majorité des volumes d?enchères) et de 11,3 % en ce qui concerne les quotas aviation. La part QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 85 relativement faible de la France (en regard par exemple de la part de son revenu national brut, aux alentours de 17 %) s?explique par son mix électrique historiquement décarboné. En 2023, les recettes du SEQE allouées à la France étaient de 2,1 Md¤, dont 0,7 Md¤ affectés à l?agence nationale pour l?amélioration de l?habitat pour le financement de Ma Prime rénov?. Graphique n° 22 : Recette des enchères de quotas de CO2 pour la France Source : www. ecologie.gouv.fr Selon la Commission européenne, les quotas mis aux enchères et alloués à la France devraient s?élever à 24 millions à horizon 2030, soit une hausse de 19 % en 4 ans. 86 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 5 : Quota de CO2 mis aux enchères et alloués à la France sur la période 2026 - 2030 2026 2027 2028 2029 2030 Quota total 20,1 16,0 19,1 25,4 24,0 Source : Commission européenne, ETS cap breakdown, mai 2023. Selon une analyse faite par Carbon Pulse, qui a synthétisé le prix du carbone estimé par différents acteurs, ce dernier pourrait varier entre 110 ¤ et 200 ¤ par tonne de CO2, à horizon 2030. À partir de ces éléments, il est possible d?estimer des recettes issues du SEQE 1 pour la France entre 2,6 et 4,8 Md¤ en 2030, soit une hausse potentielle des recettes comprise entre 1,8 et 4 Md¤ par rapport à 2019. Cette augmentation serait plus lente en cas de lissage du rythme de diminution des quotas gratuits, comme envisagé par la Commission dans ses propositions de décembre 2025, mais la diminution de la consommation d?énergies et la diminution de l?accise pourraient dans ce cas être également moins rapides. Tableau n° 6 : Estimation des recettes françaises du SEQE/ETS 1 en 2030 (en Md¤) 2030 Estimation sur la base du prix moyen 3,0 Estimation sur la base du prix médian 2,9 Source : CPO, à partir des données de la commission européenne et de Carbone Pulse QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 87 Encadré 10 : La France bénéficie du Fonds pour l?innovation mais pas du Fonds de modernisation Le Fonds pour l?innovation et le Fonds de modernisation sont des instruments financiers européens alimentés par une fraction des quotas carbone mis aux enchères dans le cadre du premier marché carbone. Le Fonds pour l?innovation vise à accompagner les projets industriels innovants à forte valeur environnementale axés sur le déploiement de technologies à faible émission de carbone. Fin 2025, le Fonds disposait de 12,3 Md¤ d?actifs pour une dotation totale escomptée de 40 Md¤ jusqu?en 203050. Dans le cadre financier pluriannuel (CFP) proposé pour 2028-2024, la Commission prévoit de consacrer 451 Md¤ à l?établissement d?un nouveau grand Fonds européen pour la compétitivité (FEC), appelé à compléter le Fonds pour l?innovation. Le Fonds pour la modernisation est réservé à 13 États membres pour lesquels la dépendance aux combustibles fossiles reste élevée et les marges budgétaires sont plus contraintes. La France n?en est pas bénéficiaire : elle contribue indirectement au Fonds via la mise aux enchères d?une partie de ses quotas, mais ne perçoit pas de crédits en retour. 2.1.3. Une clef de répartition plus favorable à la France pour les recettes du second marché carbone En ce qui concerne le second marché carbone, d?après la Commission européenne, 753,8 millions de quotas étaient prévus aux enchères à horizon 2030, hors enchères pour alimenter le fond social. La France percevra 16,1 % des recettes du SEQE/ETS 251, soit 121,45 millions de quotas en 2030. Le CPO a estimé les recettes possibles provenant du SEQE 2 sur la base de plusieurs scénarios de prix, avec un scénario central à 60 ¤ par tonne. Avec ce scénario central, les recettes issues du SEQE 2 pour la France seraient de 7,3 Md¤ en 2030. 50 Cour des comptes européenne, Fonds pour l?innovation ? Un potentiel élevé, mais des progrès lents et un impact limité sur la réduction des émissions, rapport spécial n° 11/2026 51 Directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre dans l'Union (révisée). 88 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 7 : Recettes françaises potentielles du SEQE 2 en 2030 selon le prix du quota 40 ¤ 50 ¤ 60 ¤ 70¤ Recettes potentielles en Md¤ 4,9 6,1 7,3 8,5 En théorie, le prix de 60 ¤ par tonne de CO2 devrait représenter un prix maximum, correspondant aux 45 ¤2020 par tonne prévus comme étant le prix maximal dans la directive. Ce prix pourrait être moindre si la quantité de quotas achetée était inférieure aux plafonds prévus. Ce prix maximum théorique pourrait être dépassé si la quantité de carbone allouée à la réserve de stabilité s?avérait ne pas être suffisante. Selon certaines études, au regard de la situation actuelle en termes d?émission de CO2 dans le secteur du bâtiment et celui du transport routier, le prix par tonne de carbone émise pourrait monter à 200 ¤ à horizon 2030 (soit 50 centimes de plus par litre d?essence), gonflant ainsi les recettes mais entraînant des risques de non acceptabilité sociale, malgré le fonds social. Ce risque pourrait créer une pression en faveur de la diminution de la fiscalité de l?énergie ou des certificats d?économie d?énergie (CEE) pour compenser l?effet de l?augmentation des prix du carbone sur le prix de l?énergie. Une baisse des accises ou une diminution des CEE pour compenser les effets du SEQE/ETS 2 aboutirait toutefois à une situation sous-optimale où la fiscalité et la réglementation créeraient des incitations allant en sens contraire de celles des marchés carbone. Par ailleurs, pour les États membres, les recettes des quotas carbone ont un caractère transitoire et sont appelées à diminuer au fur et à mesure de l?accélération de la transition. Cela explique que la plupart des travaux portant sur ce sujet tendent à préconiser leur affectation au financement de la transition plutôt qu?à des dépenses publiques pérennes au-delà de cette échéance. 2.1.4. Une discussion à resituer dans le cadre de l?impact global de la décarbonation sur les finances publiques Au-delà des effets de la décarbonation sur l?accise et des recettes des enchères de quotas carbone, la transition vers la neutralité carbone se traduit par des investissements publics supplémentaires ou des subventions en faveur de la décarbonation et de l?accompagnement, et une réduction de QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 89 l?activité économique relativement à un scénario fictif sans changement climatique ni politiques de transition. Un renforcement de la tarification carbone génère en revanche des recettes supplémentaires sur la trajectoire de transition. Le rapport sur la situation et les perspectives des finances publiques de la Cour des comptes de 202452 estime les effets de la transition bas- carbone sur le ratio d?endettement à horizon 2030, en prenant en compte les effets directs des dépenses publiques de décarbonation et de l?érosion des recettes fiscales sur les énergies fossiles, ainsi que l?effet indirect négatif de la décarbonation sur la croissance du PIB avec une réduction du taux de croissance de 0,1 point par an. Deux scénarios sont proposés : un scénario optimiste sans érosion des recettes d?accise sur les énergies (qui seraient compensées par de nouvelles recettes) et avec une dépense publique modérée ; un scénario pessimiste avec une érosion des recettes d?accise sur les énergies non compensée et une hausse importante des dépenses publiques. Par rapport à un scénario tendanciel sans politique de décarbonation, le scénario pessimiste augmenterait le ratio d?endettement de presque 7 points de PIB en 2030, tandis qu?il augmenterait d?environ 4 points dans le scénario optimiste. Dans son rapport sur les enjeux de la transition économique vers la neutralité carbone de janvier 2025 déjà cité, la direction générale du Trésor souligne toutefois que l?effet sur les finances publiques à long terme de la décarbonation dépend des instruments utilisés. En supposant l?impact macroéconomique de la décarbonation inchangé quel que soit l?instrument53, elle conclut qu?une transition exclusivement menée par un renforcement de la tarification du carbone et sans redistribution réduirait le ratio d?endettement, mais poserait des enjeux d?acceptabilité et des risques spécifiques comme les fuites de carbone, tandis que, sans surprise, une politique purement incitative accroîtrait fortement l?endettement public. Dans un scénario où la tarification du carbone augmente en parallèle d?un 52 Cour des comptes, Rapport sur la situation et les perspectives des finances publiques, 2024. 53 La direction générale du Trésor reprend l?hypothèse retenue par la Cour d?une réduction forfaitaire de -0,1 point de pourcentage par an de la croissance potentielle par rapport au scénario AME de la SNBC 3. 90 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES accompagnement financier des agents par des subventions à la décarbonation, le ratio d?endettement pourrait se stabiliser à horizon 2050. Les effets macroéconomiques de la décarbonation et les politiques menées pour l?accompagner auront ainsi des impacts sur les finances publiques qui sont difficiles à tous chiffrer mais qu?il convient de prendre en compte en complément des effets attendus sur la fiscalité de l?énergie. Constat n° 7 : Selon les projections de la Direction générale du Trésor, toutes choses égales par ailleurs, la transition énergétique induira une forte baisse du rendement de l?accise sur l?énergie. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition énergétique. Constat n° 8 : Les recettes des marchés carbone, fléchées et transitoires, ne compensent pas ces pertes de recettes à l?horizon de la fin de la transition. 2.2. Des conséquences de la transition énergétique sur les entreprises françaises difficiles à apprécier 2.2.1. Des prix de l?énergie de départ très variables selon les secteurs d?activité En fonction de leur mix énergétique mais aussi des dépenses fiscales dont ils peuvent bénéficier, les différents secteurs affichent des coûts unitaires énergétiques très variables. Les dispositifs de soutien mis en place en 2022-2023 et pour certains prolongés en 2024 ont également affecté différemment ces secteurs. Ainsi, les ménages ont été protégés plus fortement mais moins durablement que l?agriculture ou l?industrie. Entre 2021 et 2023, le prix de l?énergie a augmenté de 28 % dans le secteur résidentiel contre 50 % dans l?agriculture et 88 % dans l?industrie. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 91 Tableau n° 8 : Prix de la consommation finale d?énergie par secteur d?activité en ¤/MWh 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Industrie (hors charbon et hauts-fourneaux) 49 50 46 59 93 111 Transport 132 133 118 135 172 172 Résidentiel 100 103 106 107 124 137 Tertiaire 82 86 86 91 116 173 Agriculture ? pêche 73 75 63 74 104 111 Consommation finale énergétique (hors charbon et hauts-fourneaux) 97 99 93 103 133 147 Source : SDES, bilan énergétique de la France en 2024 2.2.2. Les répercussions du prix du carbone sur les entreprises En supposant un prix de 50 ¤/tCO2 qui s?ajouterait à l?actuelle composante carbone (44,6 ¤/tCO2), les prix de l?énergie augmenteraient en France de 11 à 13 % pour le gaz et de 10 à 11 % pour le carburant, d?après les estimations respectives de la DGEC et du CGDD. Le taux de répercussion du prix du carbone est déterminé par plusieurs facteurs, notamment l?exposition au commerce international, la structure de marché et l?élasticité de l?offre et de la demande. Une étude de la Fabrique de l?industrie a tenté de calculer les répercussions sectorielles de la tarification du carbone à partir des données disponibles en 201854, ainsi que le surcoût que représente la tarification carbone. Avant prise en compte des répercussions, la tarification du carbone affecte surtout les secteurs les plus émetteurs. Si l?on rapporte cette 54 Olivier Sautel, Caroline Mini, Hugo Bailly et Rokhaya Dieye, La tarification du carbone et ses répercussions. Exposition sectorielle au surcoût carbone, Les Notes de La Fabrique, Paris, Presses des Mines, 2022. 92 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES tarification au chiffre d?affaires de chaque secteur, pour un prix du carbone de 76 ¤ par tonne, c?est le transport aérien qui apparaît cette fois comme étant le plus affecté (7,3 %), suivi par la fabrication des autres produits minéraux non métalliques (5,8 %) et par le secteur des métaux de base (4,5 %). Une fois pris en compte les effets de répercussion dans ce scénario de prix, le surcoût carbone serait de 17,5 Md¤2018 toujours dans une hypothèse de prix du carbone de 76 ¤ par tonne. Sur ce total, 6,5 Md¤2018 seraient portés par les consommateurs finaux. Ce surcoût carbone lié aux émissions des productions françaises serait estimé à 58 Md¤2018, dont 21,6 Md¤2018 supportés par les consommateurs finaux, sur la base d?un prix du carbone à 250 ¤ par tonne, soit la valeur tutélaire du carbone proposée par le rapport Quinet. Graphique n° 17 : Surcoût carbone par secteur, en % du chiffre d?affaires QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 93 Ces données représentent une mesure « brute » de l?impact de la tarification du carbone sans prendre en compte les apports possibles du progrès technologique55, les effets de substitution entre secteurs ni les reports ou les diminutions de la demande finale adressée à chaque secteur. Le déplacement global de l?offre et de la demande sous l?effet du « coût carbone » dépendra également d?autres paramètres tels que l?inflation et ses effets comportementaux, la compétitivité des entreprises face à la concurrence, le coût d?opportunité relatif des investissements pour limiter les émissions de CO2 et les dispositifs d?accompagnement. 2.2.3. Un mécanisme d?ajustement carbone aux frontières en cours de modification Les marchés carbone sont en développement à l?échelle planétaire. Mais le prix du carbone dans l?Union européenne reste élevé par rapport à la plupart des autres zones du monde. Encadré 11 : La tarification du carbone à travers le monde L'expérience européenne a ouvert la voie à la création d'autres systèmes de « plafonnement et d'échange ». Au 1er mai 2025, 78 mécanismes de tarification explicite du carbone étaient recensés à travers le monde, dont 43 taxes carbone et 35 systèmes d?échange de quotas d?émission (SEQE). Les mécanismes de tarification peuvent être mis en place au niveau national (pour 44 d?entre eux, par exemple : Chine, Corée du Sud, Mexique) ou au niveau régional (pour 33 d?entre eux, par exemple, Californie aux États-Unis). Seul le SEQE européen est un instrument supranational. L?ensemble des juridictions mettant en oeuvre un prix du carbone représente environ 65 % du PIB et 52 % des émissions mondiales de gaz à effet de serre (GES). Néanmoins, certains secteurs ou populations peuvent être exonérés. En prenant en compte ces effets de périmètre, seules 28 % des émissions de GES sont couvertes par un prix du carbone56. Les revenus du carbone représentaient 103 Mds USD en 2024 (67 % provenant des SEQE, 33 % provenant des taxes), en hausse de plus de 80 % par rapport à 2020. À ce jour, les revenus du carbone restent relativement concentrés entre quelques mécanismes majeurs : le SEQE européen représente à lui seul 41 % des recettes mondiales. 55 Le prix de l?électricité connaît notamment une forte variabilité journalière en raison des limites des technologies de stockage. Différentes technologies sont à l?étude, mais aucune n?est aujourd?hui rentable. 56 I4CE, Les comptes mondiaux du carbone 2025, juin 2025 94 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES À cette date, l?éventail des prix explicites du carbone est très large : il oscille entre 1 centime de USD pour la Basse Californie (Mexique) et 160 USD par tonne de CO2eq en Uruguay. Seules 20?% des émissions couvertes sont tarifées conformément aux recommandations de la commission Stern-Stiglitz57, qui estimait en 2017 qu?un signal- prix pleinement incitatif nécessitait un niveau compris entre 40 et 80 USD/tCO?e d?ici 2020 et entre 50 et 100 USD/tCO?e d?ici 2030. Environ 74?% des émissions couvertes sont aujourd?hui soumises à un prix inférieur à 20 USD/tCO?e. Dès lors que l?Union européenne fixe un prix du carbone supérieur à celui de ses partenaires économiques internationaux, cela engendre un risque de fuite de carbone. Il y a fuite de carbone lorsque des entreprises transfèrent leur production vers d?autres pays ou lorsque les importations en provenance de ces pays remplacent des produits équivalents dont l?intensité des émissions de gaz à effet de serre est moindre parce que leur prix est moins élevé. Les études disponibles évaluent ex ante les risques de fuites de carbone avant la mise en place de politiques climatiques plus strictes entre 5 et 30 % avec une valeur moyenne entre 12 et 14%58. Sous le régime du SEQE/ETS 1, les mécanismes qui existent pour faire face au risque de fuite de carbone dans les secteurs ou sous-secteurs exposés à un tel risque sont l?allocation transitoire de quotas à titre gratuit et des mesures financières (notamment fiscales) en faveur des énergo- et électro-intensifs. De fait, dans le cadre du marché carbone européen, tel qu?il a fonctionné jusqu?ici, les études postérieures à la mise en place du système montrent que les fuites de carbone seraient très faibles59, sans qu?il 57 Rapport de la Commission de Haut Niveau sur les Prix du Carbone, 29 mai 2017. 58 Böhringer C., E.J.Balistreri, T.F.Rutherford (2012), The role of border carbon adjustment in unilateral climate policy: overview of an energy modeling forum study (EMF 29), Energy Economics. Branger F., Quirion P. (2014), Would Border Carbon Adjustments prevent carbon leakage and heavy industry competitiveness losses? Insights from a meta-analysis of recent economic studies, Ecological Economics. Aichele R. et G. Felbermayr (2015), Kyoto and Carbon Leakage: An Empirical Analysis of the Carbon Content of Bilateral Trade, Review of Economics and Statistics, vol. 97, n° 1, pp. 104?115 59 Sartor O. (2013), Carbon Leakage in the Primary Aluminium Sector: What Evidence After 6.5 Years of the EU ETS?, USAEE Working Paper, n° 13?106. Muûls M., J. Colmer, R. Martin et U.J. Wagner (2016). Evaluating the EU Emissions Trading System: Take it or Leave it? An Assessment of the Data After Ten Years, Grantham Institute Briefing Paper, n° 21. Branger F., P.Quirion et J. Chevallier (2016), Carbon leakage and competitiveness of cement and steel industries under the EU ETS: much QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 95 soit possible de déterminer avec certitude si ce constat provient de la part relativement limitée des écarts de prix du carbone dans les écarts de compétitivité totaux au moment où les études ont été conduites (dans les premiers années du système, alors que les prix des quotas européens étaient encore bas), des mécanismes correctifs de cet écart de prix (quotas gratuits, subventions et régimes fiscaux dérogatoires) ou d?une innovation plus forte des entreprises soumises à un prix du carbone plus élevé. Toutefois, même si elle contribue à prévenir les fuites de carbone, l?allocation de quotas à titre gratuit affaiblit le signal-prix du SEQE/ETS 1 par rapport à la mise aux enchères intégrale et a donc une incidence négative sur l?incitation à investir dans une réduction supplémentaire des émissions de gaz à effet de serre. Afin de limiter ces fuites de carbone sans affaiblir le signal prix, le règlement (UE) 2023/956 du 10 mai 2023 a établi un mécanisme d?ajustement carbone aux frontières (MACF) qui est entré en vigueur le 1er janvier 2026. Il doit permettre d?aligner le prix du carbone payé pour les produits importés dans l?UE avec le prix du carbone payé pour les produits de l'UE. Avec le MACF, les entreprises qui importent dans l?UE devront acheter des certificats MACF pour compenser la différence entre le prix des quotas carbone sur le marché européen et le prix du carbone payé dans le pays tiers de production. Les produits européens et les produits importés se verront ainsi appliquer le même prix du carbone pour chaque tonne d'émission de gaz à effet de serre. Dès lors, il est prévu que les secteurs couverts par le MACF subissent une diminution progressive des quotas gratuits qui leur sont alloués à partir de 2026, pour une suppression totale initialement envisagée en 2034. Dans un premier temps, le MACF couvre les produits de six secteurs pilotes (fer et acier, aluminium, ciment, fertilisants, hydrogène, électricité), certains produits de l?aval « proche » (contenant près de 100 % de fer et d?acier et/ou d?aluminium) et certains précurseurs (matières ado about nothing. Dechezleprêtre A., C. Gennaioli, R. Martin, M. Muûls et T. Stoerk (2019), Searching for Carbon Leaks in Multinational Companies, Centre for Climate Change Economics and Policy Working Paper, n° 187 Naegele H. et A. Zaklan (2019), Does the EU ETS cause carbon leakage in European manufacturing?, Journal of Environmental Economics and Management, v.93, pp.125-147. 96 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES premières servant à fabriquer les produits couverts). Ces secteurs ont été sélectionnés pour leur forte intensité carbone et leur exposition à la concurrence internationale, caractérisant leur exposition au risque de fuite de carbone. Les évaluations ex ante des effets du MACF mettent en évidence une réduction des fuites de carbone comprise entre 15 et 40 %60 et des effets économiques incertains, globalement limités mais ambivalents. Ces études convergent pour montrer un effet négatif sur les exportations, particulièrement pour les produits transformés utilisant des intrants importés (automobiles, notamment) mais positif en termes de parts de marché sur le marché intérieur, les prix plus élevés sur ce marché ayant toutefois un effet agrégé légèrement négatif sur la consommation et le PIB. Ainsi, Bellora et Fontagné (2021) estiment que le MACF diminuerait les exportations européennes (-1,5 %) mais aussi les importations avec un effet total faible mais négatif sur la consommation (-0,2 %). Korpar, Larch et Stöllinger (2023)61 estiment que les exportations de l?Union européenne déclineraient de 0,04 % seulement, tandis que la relocalisation d?activités en Europe accroîtrait ses émissions de CO2 de 0,24 % et diminuerait celles de la planète de 0,08 % (en raison de modes de production moins carbonées dans l?Union européenne que dans le reste du monde). En parallèle des interrogations sur les effets du MACF, des inquiétudes opérationnelles sont apparues concernant la lourdeur administrative du dispositif, les risques de fraude et de fuite de carbone à l?export et à l?aval. Le MACF repose, pour l?essentiel, sur des données déclaratives fournies par des producteurs situés dans des pays tiers et vérifiées par des organismes accrédités. Ces informations portent sur des procédés industriels complexes, souvent multi-étapes, combinant matières premières, produits semi-finis et matières recyclées. Pour alléger ce processus déclaratif, le règlement (UE) 2025/2083 modifie le règlement de 60, The Energy Journal. Bellora C. et Fontagné L. (2021), Bruxelles et Washington à nouveau en ligne sur le climat, La Lettre du CEPII, n° 415. 61 Korpar, N., Larch, M., & Stöllinger, R. (2023). The European carbon border adjustment mechanism: a small step in the right direction. International Economics and Economic Policy, 20, 95?138. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 97 2023 sur plusieurs points structurants. Les importateurs dont le volume total d?importations de marchandises MACF n?excède pas 50 tonnes nettes par an sont désormais exemptés de l?ensemble des obligations MACF. Selon les travaux préparatoires, ce nouveau seuil devrait exempter 90% des importateurs, en particulier les petites et moyennes entreprises, tout en conservant la quasi-totalité des émissions couvertes par le MACF, concentrées sur un nombre limité de grands importateurs. Par ailleurs, afin d?alléger la contrainte opérationnelle pesant sur les importateurs, le règlement de 2025 fixe la date limite de dépôt de la déclaration annuelle MACF et de restitution des certificats au 30 septembre de l?année suivant l?année d?importation, offrant ainsi un délai pour la collecte et la vérification des données ainsi que pour l?achat des certificats. Dans ce système, la fraude peut prendre des formes variées. Elle peut résulter d?une minoration des données d?activité émettrices, d?une sous-déclaration de certains intrants carbonés ou de l?omission de phases de procédé pourtant génératrices d?émissions. Elle peut également passer par des conventions d?allocation des émissions entre coproduits qui affectent de manière disproportionnée la charge carbone à des produits non exportés vers l?UE (resource reshuffling). L?utilisation opportuniste des valeurs par défaut prévues par la réglementation constitue un levier supplémentaire, même si ces valeurs sont fixées le plus souvent à un niveau élevé. La présentation de rapports de vérification de complaisance peut conduire à valider formellement des déclarations insuffisamment étayées. Par ailleurs, le lien entre origine déclarée et assiette du MACF ouvre un champ important à des pratiques de fausse origine et de transbordement via des pays tiers. En outre, du fait de l?instauration du seuil de 50 tonnes, une entreprise active sur le marché européen peut être incitée à morceler artificiellement ses flux afin de rester, pour chaque entité juridique déclarée, sous les seuils ouvrant droit à la simplification. Une partie de ces risques n?est cependant pas propre au MACF et affecte également la collecte des droits de douane et de la TVA sur les importations d?origine extra-communautaire. Au-delà des cas de fraude, il existe un risque de contournement par un déplacement vers les produits aval qui ne sont pas couverts par le MACF. Le dispositif cible aujourd?hui un nombre limité d?intrants de base. Pour certains acteurs, il pourrait être économiquement avantageux de réorganiser les chaînes de valeur de manière à exporter vers l?UE des biens plus élaborés ? pièces, sous-ensembles, biens d?équipement ? qui incorporent ces intrants très carbonés mais ne sont pas eux-mêmes soumis 98 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES au MACF. On assiste alors à une forme de « fuite par l?aval » : l?instrument protège l?industrie européenne sur les premiers maillons, mais laisse une fenêtre ouverte plus loin dans la chaîne. En théorie, le MACF est conçu pour compenser la disparition des allocations gratuites : à mesure que les producteurs européens paient pleinement le prix du carbone, les importations doivent supporter un coût carbone équivalent, de manière à préserver un traitement égal. Si, dans la pratique, le MACF venait à être contourné par certains pays tiers, ce compromis serait remis en cause : les entreprises européennes se retrouveraient alors à supporter le plein coût du carbone sans bénéficier de la protection attendue sur le marché intérieur. Les producteurs européens verraient alors leurs marges comprimées et leurs parts de marché menacées, sans qu?il y ait pour autant de bénéfice climatique global, les émissions étant simplement déplacées hors d?Europe. En réponse aux inquiétudes des industriels, la Commission a proposé en décembre 2025 un ajustement du mécanisme au 1er janvier 2028 par l?extension à des produits aval à forte teneur en acier et en aluminium et un régime d?aide temporaire pour protéger les producteurs de l?UE vulnérables aux fuites de carbone. Le rythme de diminution des quotas gratuits pourrait également être revu selon un échéancier qui se prolongerait au-delà de 2034. Les industriels souhaitent que soient également pris en compte les effets du MACF sur leur compétitivité à l?exportation. Les producteurs européens supporteront en 2032 un coût carbone complet sur leurs émissions, sans bénéficier d?un mécanisme symétrique d?ajustement à la frontière lorsqu?ils exportent vers des pays tiers qui n?appliquent pas de marché carbone. Ils constatent que si, parallèlement, leurs concurrents implantés hors UE peuvent continuer à produire avec des intrants fortement émetteurs, leur écart de compétitivité sur ces marchés tiers se creusera. Constat n° 9 : Le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières, entré en vigueur le 1er janvier 2026, est critiqué par une partie des industriels ; après de premières mesures, les discussions pour son amélioration se poursuivent au niveau communautaire. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 99 2.3. À fiscalité inchangée, des taux d?effort énergétiques des ménages appelés à diminuer sous l?effet de la décarbonation mais durablement hétérogènes 2.3.1. Des taux d?effort énergétiques hétérogènes entre ménages Le taux d?effort énergétique représente la part des dépenses énergétiques dans le revenu total des ménages. Selon des simulations réalisées par le CGDD conformément aux conventions retenues pour la SNBC 362, il serait égal en moyenne à 8,5 % en 2019, dont 4 points de taxes (2,6 points d?accise et 1,3 points de TVA). Le taux d?effort énergétique varie selon l?énergie principale de chauffage. Il est ainsi relativement plus élevé lorsque les ménages se chauffent au fioul (10,5 % en 2019) qu?à l?électricité (7,5 %) ou au gaz (8 %). Au sein de ce taux d?effort, la part de la fiscalité est en revanche plus faible pour les ménages se chauffant au fioul (44 %) qu?au gaz ou à l?électricité (49 %). Le taux d?effort énergétique moyen est par ailleurs fortement décroissant avec le niveau de vie. En 2019, les ménages en deçà du premier quintile de niveau de vie avaient un taux d?effort énergétique moyen de 17,4 % contre 5,2 % pour les ménages au-delà du dernier quintile. Le taux d?effort énergétique des ménages varie également en fonction de leur zone d?habitation, en 2019, de 7 % dans les pôles urbains à 12,2 % pour les habitants des communes hors attraction des grandes villes. 62 Les résultats sont estimés à l?aide du modèle de microsimulation Prometheus qui mobilise des données de l?Insee et du ministère de la transition écologique. Les indicateurs présentés sont corrigés des conditions météorologiques. Le chèque énergie n?est pas pris en compte dans la définition du taux d?effort énergétique. Pour ces simulations, les hypothèses standard de Prometheus ont été recalées sur celles de la SNBC 3. 100 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 23 : Taux d?effort énergétique des ménages français en 2019 Selon l?énergie de chauffage Par cinquième de niveau de vie QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 101 Selon la catégorie de commune Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 2.3.2. Sous les hypothèses de la SNBC 3, des taux d?effort énergétique diminués par la transition énergétique, malgré les effets du SEQE/ETS 2 À la demande du CPO, le CGDD a projeté le taux d?effort des ménages à l?horizon 2030, dans les scénarios AME et AMS de la SNBC 3, en prenant compte la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2. Le CPO a adapté ces projections, en éliminant une hypothèse de compensation intégrale du coût du SEQE2 pour les ménages présente dans les simulations initiales. Ainsi le taux d?effort qui était de 8,5 % en 2019 diminuerait dans le scénario AME (7,2 %) et dans le scénario AMS (7,1 %). Cette diminution recouvre une augmentation de la facture hors taxes (+ 0,3 point dans le scénario AME, + 0,4 dans le scénario AMS), principalement due à la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 (+ 0,3 point dans les deux scénarios) et une diminution de l?effort fiscal (-1,7 point dans le scénario AME, -1,9 point dans le scénario AMS) malgré l?absence de compensation des effets du marché carbone par une baisse de la fiscalité dans le scénario retenu par le CPO. 102 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 9 : Évolution du taux d?effort énergétique entre 2019 et 2030 En % de niveau de vie Taux d?effort total 2019 8,5 4,0 0,0 2030-AME 7,2 2,3 0,363 2030-AMS 7,1 2,1 0,3 Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 Ces résultats s?expliquent par les effets de l?électrification du parc automobile (l?électricité représentant une source d?énergie moins taxée que les carburants fossiles pour le transport) et des efforts d?efficacité énergétique pour le chauffage. Le taux d?effort diminue plus fortement pour les ménages dont le niveau de vie est le plus faible et pour ceux qui habitent en zone rurale, mais reste fortement hétérogène. Cette simulation qui repose sur l?atteinte des objectifs d?efficacité énergétique et de décarbonation et les hypothèses de prix de la SNBC 3 est toutefois à prendre avec prudence, compte tenu des incertitudes sur le rythme de décarbonation effectif et sur l?estimation des effets sur les prix du SEQE/ETS 2. 63 La SNBC n?intègre pas le SEQE 2 dans le scénario AME. Le CPO a fait le choix de l?intégrer dans la mesure où il s?agit d?une mesure actée à ce jour. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 103 Graphique n° 24 : Répartition du taux d'effort énergétique des ménages français en 2030, scénario AMS avec SEQE 2/ETS2 Par cinquième de niveau de vie Par zone d?habitation 104 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Constat n° 10 : Sous les hypothèses de la troisième stratégie nationale bas carbone, et hors coûts d?investissement pour réaliser la transition, la décarbonation de la consommation énergétique des ménages permettrait une baisse de leur taux d?effort énergétique moyen à horizon 2030 en raison notamment de la moindre taxation de l?électricité par rapport aux carburants. En revanche, le prix de l?énergie et le taux d?effort augmenteraient fortement pour les ménages qui continueraient à utiliser des énergies fossiles et ne réduiraient pas leur consommation. Les simulations ci-dessus ne prennent pas en compte les coûts d?investissement des ménages pour atteindre les objectifs de décarbonation de la SNBC 3 (acquisition d?un véhicule électrique, changement du mode de chauffage) ni leurs modalités de financement. Dans le scénario AMS, 12,3 Md¤2024/an supplémentaires seraient investis par les ménages sur la période 2025-2030 dans l?isolation thermique de leurs logements (2,1 Md¤2024), l?installation de pompes à chaleur (3,4 Md¤2024) et l?achat de véhicules électriques (6,8 Md¤2024). Un peu moins de la moitié de cette enveloppe (5,9 Md¤2024) serait constituée d?investissements rentables pour les ménages. Le solde (6,4 Md¤2024) correspondrait à des investissements présentant un déficit de rentabilité, estimé à 2,4 Md¤2024. Ce déficit de rentabilité est concentré sur les travaux d?isolation thermique et, dans une moindre mesure, d?installation de pompes à chaleur. Par ailleurs, 1,4 Md¤2024 d?investissements (dont 0,7 Md¤2024 d?investissements rentables, correspondant principalement à l?acquisition de véhicules électriques) seraient compromis par des difficultés de financement des ménages. Ces éléments tendent à conforter la faisabilité d?un déploiement du second marché carbone européen sans compensation par une baisse de la fiscalité de l?énergie, ce qui permettrait d?en maximiser les effets incitatifs sur la décarbonation. Afin que ce choix puisse rencontrer l?adhésion de la grande majorité des ménages, il impliquerait toutefois des soutiens à l?investissement de ceux qui ne peuvent financer l?amélioration de l?efficacité énergétique de leur logement ou l?acquisition d?un véhicule électrique. Le Premier ministre a annoncé le 10 avril 2026 une augmentation du soutien public à l?électrification qui passerait de 5,5 à 10 Md¤ entre 2026 et 2030. Le Fonds social pour le climat de l?Union européenne (doté d?une enveloppe de 6,1 Md¤ pour la France) pourra notamment être mobilisé. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 105 Chapitre III - Les pistes d?évolution de la fiscalité Dans un rapport de mars 2024, la Cour des comptes a identifié différents scénarii possibles pour revoir la place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française. Un premier scénario propose des adaptations a minima au droit de l?UE mais ne permet pas de répondre aux enjeux financiers de la transition énergétique. Un deuxième scénario vise à conforter la fiscalité assise sur le contenu carbone. Un troisième scénario vise à recentrer la fiscalité de l?énergie sur un objectif de rendement et à mobiliser d?autres outils pour favoriser la transition énergétique, en particulier les marchés carbone. Afin de concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale, le Conseil des prélèvements obligatoires recommande de combiner le premier et le troisième scénario, au travers de deux orientations : - à court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles ; - à moyen terme, adapter progressivement la fiscalité existante pour accompagner le déploiement des marchés carbone. La mise en oeuvre de l?ensemble de ces mesures laisserait subsister une perte d?accise sur l?énergie liée à la transition énergétique à l?horizon 2050. Pour créer un cadre prévisible, un arbitrage devra être rendu sur ses modalités de financement qui pourraient combiner des économies en dépenses avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. 106 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1. À court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles 1.1. L?utilisation des impôts sur la consommation pour atténuer les évolutions des prix de l?énergie est peu efficace, insuffisamment ciblée et difficilement réversible Le plan de soutien à l?activité économique annoncé par le gouvernement français le 30 mars 2026 comprend des mesures de trésorerie mais aussi des aides budgétaires aux entreprises du transport routier justifiant des difficultés de trésorerie, ainsi que des subventions au secteur de la pêche, correspondant à une baisse de 20 centimes par litre du prix des carburants, et au secteur agricole et forestier pour un montant initialement fixé à 3,86c¤/L, porté à 15 c¤/L à partir du mois de mai. Le Premier ministre a annoncé le 21 mai 2026 leur prolongation jusqu?à la fin août 2026. Ces mesures sectorielles ont été complétées par une indemnité carburant initialement fixée à 50 euros, et portée à 100 euros fin mai 2026. Cette indemnité équivalente à 20 centimes d?euros par litre pour la consommation moyenne de carburants de six mois pour les actifs appartenant à un foyer fiscal dont le revenu fiscal de référence par part, au titre de l?année 2024, est inférieur ou égal à 16 880 euros, et qui utilisent leur véhicule personnel à des fins professionnelles (à hauteur d?au moins 8 000 kilomètres par an) ou pour un trajet domicile-travail supérieur à 15 km. Des mesures complémentaires ont été annoncées fin mai 2026. Elles comportent une revalorisation des indemnités kilométriques pour les aides à domicile et certains fonctionnaires (professeurs remplaçants notamment) et des aides à l?achat de véhicules électriques pour les taxis. Le plafond des exonérations fiscales et sociales dont bénéficient les primes carburant versées par les entreprises est porté de 300 à 600 ¤. De façon générale, la politique monétaire doit rester l?outil privilégié de la lutte contre l?inflation. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 107 Les éventuelles mesures de soutien aux entreprises et aux ménages les plus exposés doivent prendre la forme d?instruments de trésorerie en cas de choc de très court terme. Même si celui-ci se prolonge, l?outil fiscal est peu adapté. Les baisses d?impôts sur la consommation (TVA ou accise), mises en place en France ou dans des pays voisins à l?occasion de chocs précédents, ont eu des résultats décevants. L?effet de relance de l?activité a été réduit par des comportements de thésaurisation des ménages et des entreprises face à l?incertitude. Le coût pour les finances publiques a été très élevé en raison d?un ciblage insuffisant des mesures et de leur poursuite au-delà de la période de hausse des prix (cf. I.2.3). Des aides budgétaires peuvent plus facilement être ciblées sur les entreprises et les professionnels les plus exposés et retirées de manière plus précoce. Recommandation n° 1 : Face à la volatilité des prix de l?énergie, privilégier des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés plutôt qu?une baisse de la TVA ou de l?accise sur l?énergie. 1.2. Une éventuelle taxation des bénéfices excédentaires ou des rentes de certaines entreprises aurait un rendement limité L?usage de ces aides budgétaires doit néanmoins rester proportionné pour ne pas conduire à une dégradation durable des finances publiques et à des hausses d?impôts ultérieures, comme l?illustre l?épisode inflationniste de 2022-2023 (cf. II.1.). Cette expérience a également montré que le potentiel de financement d?éventuelles mesures de soutien par la taxation des bénéfices excédentaires d?entreprises bénéficiant de la hausse des prix est limité. Face à la hausse des prix de l?énergie consécutive à l?invasion russe de l?Ukraine, le Conseil de l?Union européenne a créé deux nouveaux prélèvements obligatoires en octobre 2022 portant respectivement sur la rente infra-marginale des producteurs d?électricité et sur les bénéfices excédentaires du secteur des hydrocarbures. La notion de rente infra- marginale fait référence à des entreprises qui enregistrent des profits 108 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES importants en raison de coûts de production très inférieurs au prix de marché. La contribution de solidarité temporaire des entreprises des secteurs du pétrole brut, du gaz naturel, du charbon et du raffinage était appliquée, à un taux de 33 %, sur la part des bénéfices imposables de 2022 (puis 2023) qui excédait de plus de 20 % la moyenne des bénéfices imposables des exercices fiscaux 2018 à 2021. La contribution de solidarité n?a permis d?encaisser en France que 69 M¤ en 2023. Cette situation s?explique par l?importance des pertes reportables du principal acteur du secteur sur son activité française, situation qui reste identique en 2026. Les recettes de la contribution sur la rente infra-marginale des producteurs d?électricité (CRI) ont, quant à elles, représenté au total 1 746 M¤ en comptabilité nationale en 2023. Dans la mesure où la CRI était prélevée en amont de la formation du bénéfice taxable, cette recette engendrait néanmoins un effet retour négatif sur l?IS, à hauteur du quart de son montant, estimé à 437 M¤, soit un rendement net de 1 309 M¤. La taxation de la rente infra-marginale paraît ainsi une modalité plus adaptée de captation d?une augmentation exogène des prix par l?impôt qu?une imposition exceptionnelle des bénéfices, avec deux limites importantes cependant. Cette rente n?est susceptible d?être importante que pour les distributeurs qui sont également producteurs d?énergie et bénéficient de l?augmentation du prix sans modification importante de leurs coûts. Son adaptation aux caractéristiques du marché pétrolier dont les intrants sont importés et refacturés aux acteurs français par des entités souvent non imposables en France paraît difficile. 1.3. Même avec des prix des carburants supérieurs à 2,20 euros, la fiscalité des revenus surcompense les frais kilométriques Les personnes utilisant une voiture privée pour se rendre sur leur lieu de travail peuvent décider d?opter pour les frais réels pour le calcul de l?impôt sur le revenu et bénéficier du barème de remboursement des frais kilométriques. Par ailleurs, les indemnités versées par un employeur en dédommagement de parcours professionnels effectués par un salarié avec son véhicule personnel peuvent être exonérées de cotisations sociales dans QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 109 la limite des montants fixés par le barème fiscal des indemnités kilométriques64. Ce barème forfaitaire, fixé par arrêté du ministre chargé du budget, dépend de la puissance administrative du véhicule en chevaux fiscaux (CV) et de la distance parcourue (article 83 du CGI). Les frais kilométriques, qui n?avaient pas été revalorisés depuis mars 2015, ont fait l?objet d?une augmentation importante (de 5 à 10 %, selon la cylindrée du véhicule) en mars 2019 après la crise des gilets jaunes, puis d?un ajustement supplémentaire de 1,1 % en mars 2020. Ils ont ensuite été revalorisés de 10,1 % en 2022, puis de 5,4 % 2023. Le coût de ces revalorisations est estimé respectivement à 400 M¤ en 2022 et 300 M¤ en 2023 par la direction générale du Trésor dans le programme de stabilité 2024. Les véhicules électriques bénéficient d?une majoration de 20 % depuis 2021. La méthode de calcul des frais kilométriques a été critiquée dans un document de travail de l?Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). Celui-ci relevait qu?elle était contraire aux politiques de transition, dès lors qu?elle soutenait davantage les véhicules ayant une puissance administrative plus importante et qu?elle bénéficiait surtout aux salariés de la classe moyenne supérieure (7e à 9e dixième de revenus)65. Dans ce contexte, la convention citoyenne pour le climat avait proposé un barème unique quelle que soit la puissance administrative et modulé en fonction de la seule distance parcourue. 64 Ces indemnités sont distinctes de la « prime carburant » que les employeurs peuvent verser au titre du trajet domicile-travail qui est exonérée d?impôts et de cotisations sociales dans la limite de 300 ¤ par an et par salarié. Depuis 2025, celle-ci peut uniquement bénéficier aux salariés dont la résidence ou le lieu de travail soit est situé dans une commune non desservie par un transport collectif régulier, soit n'est pas dans une agglomération de plus de 100 000 habitants ainsi qu?aux salariés pour lesquels l'utilisation d'un véhicule personnel est rendue indispensable par des conditions d'horaires de travail décalés et aux salariés qui exercent leur activité sur plusieurs lieux de travail au sein d'une même entreprise qui n'assure pas le transport des salariés. 65 Chancel M., Saujeot M., 2012. Les « frais réels » une niche fiscale inéquitable et anti-écologique ?, IDDRI 110 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le barème des indemnités kilométriques est toutefois un outil d?évaluation simplifié permettant une meilleure appréciation de la capacité contributive des ménages. Il n?a donc pas vocation à porter une politique incitative ou redistributive. Tableau n° 10 : Comparaison des charges effectives et des frais kilométriques calculés selon le barème de l?IR Source : Conseil des prélèvements obligatoires En revanche, l?étude de cas-types met en évidence que ce barème, censé représenter des frais réels, est fortement surévalué, même en période de forte hausse du prix des carburants. Fin mars 2026, la surévaluation représentait 64 % pour un gros rouleur équipé d?un véhicule diésel et 193 % pour un rouleur moyen en véhicule électrique66. Constat n° 11 : Le barème des frais kilométriques de l?impôt sur le revenu est fortement surévalué, même en période de prix élevé des carburants, pour tous les types de motorisations. 66 Une étude de l?ADETEC de 2022 estimait cette surévaluation entre 48 et 121 %, selon le kilométrage parcouru. Cette étude reposait sur une moyenne des coûts du parc, quel que soit le type de motorisation. Elle était antérieure à la dernière revalorisation de 2023 et ne prenait pas en compte le relèvement du barème de 20% pour les véhicules électriques. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 111 2. À moyen terme, adapter la fiscalité au déploiement des marchés carbone 2.1. Les taux réduits ont été récemment revus pour se conformer au droit européen, mais laissent subsister des difficultés 1.1.1. Malgré des avancées en LFI 2025, trois tarifs réduits d?accise demeurent non conformes au droit européen En 2024, la Cour des comptes a émis un rappel au droit en relevant l?incompatibilité persistante de certains tarifs réduits de TVA et d?accise avec le droit de l?Union européenne67, reprenant ainsi des constats documentés par le CPO en 202268. Suite à ce rappel au droit, l?article 20 de la loi de finances pour 2025 a procédé à deux mises en conformité. D?une part, la France appliquait un taux dual de TVA, avec 5,5 % sur l?abonnement et la fourniture d?électricité et de gaz naturel et 20 % sur leur consommation. Ce système a été fragilisé dès 2018 par une jurisprudence de la Cour de justice de l?Union européenne69, puis est devenu contraire au droit de l?UE à la suite de la révision de la directive TVA en 2022. Cette non-conformité a été corrigée par l?application du taux normal de 20 % à l?abonnement et à la fourniture, tout en compensant cette hausse par des baisses d?accise pour neutraliser l?impact de la réforme pour les ménages. D?autre part, des majorations régionales d?accise optionnelles (mais souvent portées dans les faits à leur niveau plafond) étaient prévues pour financer les réseaux de transport régionaux, alors que la directive sur la taxation de l?énergie ne permet pas de modulation territoriale du tarif de 67 Cour des comptes, La place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française, 2024, p.70 et 71. 68 C. Grégoire et P.-A. Veillon, La taxe sur la valeur ajoutée (TVA) face aux défis socioéconomiques, CPO, rapport particulier n° 5, décembre 2022. 69 CJUE, C-463/16, Stadion Amsterdam CV, 18 janvier 2018 112 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES l?accise en dehors de l?outre-mer70. Ces majorations ont été supprimées et remplacées par des hausses limitées de l?accise sur les énergies. Malgré ces deux mises en conformité, trois taux réduits d?accise sur les taxis, les aménagements et entretiens de pistes et routes dans les massifs montagneux et les véhicules d?intervention des services départementaux d?incendie et de secours demeurent non-conformes au cadre européen. Tableau n° 11 : Suivi des tarifs réduits d?accise sur les énergies incompatibles avec la directive sur la taxation de l?énergie Source : Calculs CPO, sur le fondement de la directive 2003/96/CE du 27 octobre 2003 (notamment son annexe I), du CIBS et du tome II des Voies et moyens du PLF 2026. Méthode : Conversions réalisées sur le fondement des articles 2-1 à 2-4 de l?arrêté du 13 13 décembre 2022 constatant divers tarifs et seuils de régime d'impositions relatifs à certaines impositions sur les biens et services. 1.1.2. Les méthodes de détermination des taux réduits applicables aux biocarburants ne permettent pas de se conformer à la directive sur la taxation de l?énergie La directive sur la taxation de l?énergie permet de prévoir des tarifs réduits pour les biocarburants, sous réserve que l?avantage qui en résulte n?excède pas les surcoûts de production entraînés par l?incorporation d?énergie renouvelable par rapport aux carburants conventionnels, d?où la nécessité de moduler leur niveau selon le coût des matières premières. Afin de soutenir le développement des biocarburants, quatre tarifs réduits d?accise soutiennent les biocarburants SP95-E10, E85, B100 et 70 La minoration existant en Corse prévue à l?article L. 312-41 CIBS) a cependant été rendue possible par décision d?exécution (UE) 2019/372 du Conseil du 5 mars 2019. Type de consommation Catégorie fiscale au sens du CIBS Tarif d'accise national 2025 Différence entre les deux tarifs (a-b) Gain pour l'État attendu du réalignement tarifaire pour l'activité (en M¤) Transport de personnes par taxi 30,2 33 -2,8 5,7 Aménagements et entretien de pistes et routes dans les massifs montagneux 18,82 33 -14,18 3,5 0 33 -33 Essences carburant 0 40,388 -40,388 Intervention des véhicules des services d'incendie et de secours Gazoles carburant QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 113 ED95. La réduction des tarifs par rapport aux carburants « classiques » est comprise entre 2,25 ¤/MWh (pour le SP95-E10) et 59,753 ¤/MWh (pour l?E85). Tableau n° 12 : Tarifs d?accise sur les biocarburants en France Bio- carburant E85 17,894 -59,753 185 501 271% B100 12,905 -32,285 2 148 7 400% Transport routier de marchan- dises ED95 12,119 -33,071 0,5 2 400% Source : Calculs CPO, sur le fondement des articles L. 312-80 à L. 312-84 du CIBS et du tome II des Voies et moyens annexés au PLF 2021 et au PLF 2026. Méthode : Au 1er mars 2026, le tarif normal de l?accise sur les carburants était de 60,75 ¤/MWh pour les gazoles et de 77,647 ¤/MWh pour les essences. Le tarif réduit pour le transport routier était de 45,19 ¤/MWh. Ces tarifs présentent cependant des fragilités au regard du droit de l?Union européenne. En premier lieu, comme l?a déjà relevé la Cour des comptes, la méthode de détermination de ces tarifs réduits est empirique, non révisée en fonction des prix des matières premières et ne permet pas de garantir l?absence de surcompensation, en contradiction avec les règles de la directive taxation de l?énergie, une situation notamment liée au manque de données publiques sur les écarts réels de coûts de production entre les carburants fossiles et les biocarburants71. 71 Cour des comptes, La politique de développement des biocarburants, observations définitives, 2021. 114 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En deuxième lieu, ces tarifs réduits favorisent très majoritairement des biocarburants conventionnels, à concurrence alimentaire (à 78 % pour le biodiésel et 69 % pour les bio-essences). Or, à la suite de la révision des règles européennes relatives aux aides d?État72, l?application de tarifs particuliers aux biocarburants issus de cultures (colza, maïs) pouvant être en concurrence avec des débouchés alimentaires n?est plus possible sans notification préalable à la Commission européenne. Cette évolution juridique s?inscrit en cohérence avec la 3e directive sur les énergies renouvelables dite « RED III » 73, qui fixe des objectifs de renforcement de la part de biocarburants avancés. En troisième lieu, le taux de taxation du carburant E85 est inférieur aux minima définis par l?UE74. Son niveau faible (17,894 ¤/MWh) par rapport à l?accise sur les essences (77,647 ¤/MWh) conduit à ce qu?il soit utilisé de façon irrégulière par de nombreux consommateurs dans des véhicules non adaptés, l?E85 vendu étant supérieur aux volumes effectivement utilisés par les véhicules éligibles. Une révision des tarifs réduits applicables aux biocarburants de première génération est ainsi nécessaire pour garantir leur sécurisation au regard du droit de l?UE, avec deux volets. D?une part, le tarif réduit des biocarburants pourrait être révisé afin de garantir l?absence de surcompensation. Le projet de loi de finances pour 2026 a porté des mesures visant à supprimer les tarifs réduits sur l?E85 et le B10075, mais celles-ci n?ont pas été retenues dans le texte final de la loi de finances pour 2026. Une alternative pourrait être, comme l?a recommandé la Cour des comptes, de développer des données fiables et 72 Article 44 du règlement (UE) 651/2014 du 17 juin 2014, dit règlement général d?exemption par catégorie, tel que modifié par le règlement (UE) 2023/1315. 73 Directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l?énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652 du Conseil. 74 Cour des comptes, La place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française, p.70. 75 Cf. l?article 5 du projet de loi de finances pour 2026. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 115 objectives de surcoût afin de fonder les réductions d?accise sur les biocarburants sur des données objectives. D?autre part, les incitations au développement des biocarburants pourraient être davantage fléchées vers les biocarburants avancés. La TIRUERT poursuit cet objectif. Néanmoins, elle est centrée sur la prise en compte de la quantité d?énergie renouvelable employée et est donc désormais inadaptée à la directive « RED III »76. En effet, celle-ci oblige à tenir compte de la performance environnementale de l?énergie utilisée en termes de soutien à la baisse des émissions de gaz à effet de serre et prescrit notamment qu?une part de biocarburants avancés et de carburants renouvelables d?origine non biologique (H2 et dérivés) de 5,5 % de la consommation d?énergie des transports doit être atteinte en 2030. Le Gouvernement a précisé que le dispositif remplaçant la TIRUERT ne devrait plus avoir de caractère fiscal77. Initialement attendue pour le 1er janvier 2026, la mise en oeuvre de ce nouveau dispositif ? appelé Incitation à la Réduction de l?Intensité Carbone des Carburants (IRICC) ? a été reportée au 1er janvier 202778. Par ailleurs, pour garantir la conformité du droit national avec le règlement européen dit ReFuelEU Aviation79 et prévoir un encadrement spécifique pour le développement et l?adoption des carburants d?aviation durables, la loi de finances pour 2026 a retiré les carburéacteurs du champ de la TIRUERT. 76 La directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023, relative à la promotion de l?énergie produite à partir de sources renouvelables. Dite "RED III", elle vise à simplifier et à accélérer les procédures d'autorisation tant pour les projets d'énergies renouvelables (EnR) que pour les projets de réseaux nécessaires à l'intégration de ces derniers dans le système électrique. La Commission européenne a adressé, le 30 janvier 2026, un avis motivé complémentaire à la France pour n'avoir toujours pas transposé l'ensemble des dispositions de la directive. 77 Évaluations préalables des articles du PLF 2026, p. 150. 78 Article 64 de la loi n° 2026-103 du 19 février 2026 de finances pour 2026. 79 Règlement (UE) 2023/2405 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 relatif à l?instauration d?une égalité des conditions de concurrence pour un secteur du transport aérien durable (ReFuelEU Aviation). 116 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Recommandation n° 2 : Aligner les taux d?accise qui ne respecteraient pas les minima prévus par la directive taxation de l?énergie avec ces minimas et mettre en conformité les incitations au développement des biocarburants avec la directive RED III. 2.2. Des dépenses fiscales à réformer en fonction de l?exposition des entreprises à la concurrence internationale et de la maturité des alternatives technologiques Le relèvement progressif de la tarification carbone pour les secteurs inclus dans le premier marché carbone européen (industrie lourde et transports aérien, maritime et fluvial) et l?intégration du transport routier de marchandises et de la construction dans le champ du second devront être correctement articulés avec la structure des taux d?accise, l?ensemble de ces secteurs bénéficiant, soit de tarifs réduits, soit d?exonérations. En effet, si une exemption est prévue pour les années de lancement du second marché carbone afin d?accompagner l?impact pour les secteurs les plus exposés à la concurrence internationale, elle demeure réservée aux pays déjà soumis à une « taxe nationale sur le carbone », ce qui n?est pas le cas de la France80. Une première option pourrait être de neutraliser la diminution des quotas gratuits du SEQE/ETS 1 et la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 par un renforcement des tarifs réduits d?accise. Un tel mode de correction apparaît peu réaliste dès lors que l?ampleur de variation du prix des énergies fossiles induites par le second marché carbone dépendra essentiellement des enchères et des stratégies d?achats des acteurs avec des évolutions infra-annuelle fréquentes. Une correction par l?accise nécessiterait ainsi de réviser très régulièrement ses tarifs, au prix d?une forte instabilité fiscale pour des secteurs nécessitant une vision de long 80 La composante carbone incluse dans l?accise n?est pas considérée comme une « taxe nationale sur le carbone » au sens du SEQE 2, dès lors qu?elle n?est pas dissociable avec l?accise sur les énergies et qu?elle ne partage pas les caractéristiques du SEQE 2 (champ des activités couvertes, émissions prises en compte, facteurs d?émission, etc.). QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 117 terme. Au surplus, les marges de manoeuvre dont dispose juridiquement la France pour abaisser ses tarifs d?accise sont parfois très limitées, voire inexistantes. Le transport international aérien et maritime bénéficie ainsi déjà d?exonérations. Enfin, et surtout, un tel mode de compensation serait contraire aux objectifs d?une meilleure tarification carbone pour ces secteurs et enverrait un signal-prix négatif qui découragerait les investissements en matière de décarbonation. Une seconde option pourrait être de prévoir le maintien à moyen terme des taux réduits et exonérations applicables à certains secteurs concernés par l?évolution de la tarification du premier marché carbone et la création du second. Pour éviter les effets d?aubaine et assurer un cadre de concurrence équitable au niveau international, les taux réduits et exonérations pourraient être ciblés sur les secteurs très exposés à la concurrence internationale et ayant une consommation importante d?énergie rapportée à leur coût de production. Cette option présenterait plusieurs avantages. D?une part, elle permettrait de garantir une plus grande stabilité pour les entreprises concernées. La date exacte de sortie de ce régime pourrait être définie à l?avance par le législateur afin de donner à ces entreprises une visibilité sur le cadre fiscal applicable à leur consommation d?énergie. D?autre part, elle permettrait de renforcer la place des marchés carbone dans la tarification effective du carbone et ainsi de mieux couvrir les émissions non énergétiques de gaz à effet de serre. Cette option serait également conciliable avec une sortie plus rapide des tarifs réduits d?accise sur les énergies fossiles bénéficiant à des secteurs peu ou pas exposés à la concurrence internationale. Enfin, cette option apparaît conforme au cadre européen fixé par la directive sur la taxation de l?énergie. Le cumul des critères d?énergo-intensivité et d?exposition à la concurrence internationale est en effet déjà mobilisé pour définir le périmètre de certains tarifs réduits bénéficiant au secteur industriel. Une attention particulière devra cependant être portée au ciblage des secteurs concernés, afin de trouver un équilibre entre protection des secteurs exposés et soutien à la décarbonation. Si l?appréciation du ratio consommation d?énergie/coût de production pourra être réalisée sans difficulté avec les données de l?Insee et du SDES, la mesure de l?exposition 118 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES à la concurrence internationale sera plus délicate, en l?absence d?indicateur statistique unique en la matière81. Graphique n° 25 : Exposition internationale par secteur d?activité en fonction du ratio consommation d?énergie/production en 2023 Note : Secteurs d?activités établis selon la nomenclature NAF A38 de l?Insee, sauf pour le secteur des transports (A88). La taille du secteur varie selon sa consommation énergétique. Les secteurs bénéficiant d?un tarif réduit ou d?une exonération d?accise sont colorés, en vert pour l?agriculture, en rouge pour l?industrie, en bleu pour les transports, en orange pour le BTP. Source : CPO, d?après la méthode de l?Insee Grand Est (exposition internationale) et les données du SDES (consommation d?énergie) et de l?Insee (chiffre d?affaires). 81 Les données présentées dans le cadre de ce rapport ont été établies en reprenant la méthode développée par l?Insee Grand Est que le CPO avait déjà mobilisées pour ses analyses de la fiscalité de l?industrie. CPO, Tracer un cadre fiscal et social pluriannuel pour l?industrie française, septembre 2025. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 119 Les régimes dérogatoires d?accise sur les énergies fossiles bénéficiant à des secteurs ayant une faible exposition internationale et une faible intensité énergétique auraient vocation à être remises en cause assez rapidement. En fixant les limites à un indice d?exposition internationale de 0,2 et à une consommation énergétique de 500 KWh/Md¤ de production, un maintien à moyen terme des tarifs réduits pourrait être décidé pour les secteurs des transports aérien et maritime, de l?agriculture et de l?industrie. En revanche, la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 pourrait être engagée sans remettre en cause la trajectoire de suppression en 2030 du tarif réduit d?accise sur le BTP82. Le transport terrestre se trouve dans une situation intermédiaire avec une intensité énergétique assez élevée et une exposition internationale globalement limitée mais hétérogène entre le transport routier de marchandises d?une part, le transport routier de passagers et le transport ferroviaire d?autre part. 2.2.1. La dépense fiscale sur le transport routier de marchandises pourrait être réduite par étapes après la mise en oeuvre du second marché carbone et dans un cadre européen concerté Le législateur a prévu au sein de la loi dite « Climat et résilience » une évolution du tarif réduit d?accise pour le transport routier de marchandises (TRM), « dans l?objectif d'atteindre un niveau équivalent au tarif normal d'accise sur le gazole d'ici le 1er janvier 2030, en tenant compte de la disponibilité de l'offre de véhicules et de réseaux d'avitaillement permettant le renouvellement du parc de poids lourds ». La transition de ce secteur est en effet essentielle pour garantir le respect des objectifs de décarbonation des transports, le TRM étant prédominant dans la quasi-totalité des pays européens et notamment en France, où il représente plus de 80 % du transport de marchandises. 82 Prévue à l?article 94 de la loi de finances pour 2024. 120 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 26 : Répartition modale du transport intérieur de marchandises en Europe en 2022 Par ailleurs, comme l?ont relevé le CAE et le Conseil franco- allemand des experts économiques83, les camions électriques à batterie s?imposent comme la technologie de référence pour la décarbonation du transport routier de marchandises, avec des avancées rapides en matière de performances des batteries et une baisse des coûts, même si des défis subsistent en termes de développement des infrastructures84. Compte tenu de l?arrivée à maturité d?une alternative technologique et du caractère essentiellement européen de la concurrence internationale dans ce secteur, la diminution des dépenses fiscales en faveur du transport routier de marchandises pourrait être engagée progressivement après la 83 Achim, Chassang, Lopez, Malmendier, Saussay, Schnitzer, Schubert, Schwartz, Werding, Décarboner le transport routier de marchandises, déclaration conjointe du Conseil d?analyse économique et du Conseil franco-allemand des experts économiques, mars 2025. 84 Heining F., Werner M., Schill W., Jöhrens, J., Ruscher M., Pelzeter J. (2024) : « Kriterienset zur Bewertung von Technologiekonfigurationen für elektrische Lkw », ifeu. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 121 mise en oeuvre du second marché carbone européen dans un cadre européen concerté. L?engagement d?une hausse anticipée de ce tarif réduit au niveau national risquerait à l?inverse d?aggraver le différentiel de concurrence du transport routier international de marchandises français par rapport à ses concurrents européens. En effet, bien que bénéficiant d?un tarif réduit de 45,19 ¤/MWh85, le gazole commercial utilisé pour le transport de marchandises est plus coûteux que celui vendu dans le reste de l?UE (37,91 ¤/MWh en moyenne pour l?année 2024). Seule la Finlande dispose d?un niveau d?un tarif d?accise plus élevé pour le transport routier de marchandises. Une action à l?échelle de l?ensemble de l?Union européenne apparaît ainsi préférable. Le dernier état du projet de révision de la directive sur la taxation de l?énergie, porté sous la présidence danoise du Conseil de l?UE mais non adoptée à ce jour, envisageait ainsi de mettre fin à aux tarifs réduits sur le gazole routier d?ici 204586. Dans l?hypothèse où cette mesure serait conservée dans le texte final, elle pourrait permettre une convergence des autres États membres vers le niveau de taxation français, tout en incitant à la décarbonation du secteur. 2.2.2. Le secteur agricole et forestier pourrait conserver son tarif réduit le temps de bénéficier de solutions alternatives viables aux énergies fossiles Les gazoles dits « non routiers » (GNR), également appelés gazoles « rouges » en raison du colorant qui leur est appliqué pour limiter les risques de fraude, bénéficient d?un tarif normal spécifique inférieur à celui des autres tarifs. Ils regroupent l?ensemble des produits de la catégorie fiscale des gazoles consommés pour les besoins des moteurs qui réalisent des travaux statiques aux fins de la réalisation d?activités économiques 85 Contre 60,75 ¤/MWh pour le tarif normal sur les gazoles utilisés comme carburant. 86 Conseil de l?UE, Draft Council Directive restructuring the Union framework for the taxation of energy products and electricity (recast), n° 14451/25 (cf. notamment son article 19§2). Ce projet, discuté le 13 novembre 2025 et dont l?adoption nécessitait l?unanimité au Conseil, n?a pas prospéré. 122 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (moteurs d?outils fixes utilisés par le BTP par exemple) et des moteurs de propulsion des engins qui ne circulent pas habituellement sur les voies ouvertes à la circulation publique (engins de chantiers par exemple). Afin de soutenir la transition écologique, l?article 60 de la loi de finances pour 2020 prévoyait la suppression progressive en trois étapes du tarif réduit sur le GNR agricole et non agricole entre 2020 et 202287, avec en parallèle des mesures d?accompagnement, notamment la mise en oeuvre de dispositifs de suramortissement visant à faciliter l?acquisition d?engins recourant à des énergies alternatives et à soutenir les petites et moyennes entreprises distribuant uniquement du GNR. Si cette suppression a été engagée pour le GNR non-agricole (qui concerne principalement le secteur du BTP), elle ne s?est cependant pas concrétisée pour le GNR agricole. Après trois reports successifs, visant à prendre en compte les effets de la crise sanitaire, puis de la hausse des prix des matières premières et de l?énergie, la suppression du GNR agricole a été temporairement adoptée à l?article 94 de la loi de finances pour 2024 (en même temps que la mesure de suppression progressive du tarif réduit pour le BTP) avant d?être annulée début 2024 par décision du Premier ministre, dans un contexte marqué par des manifestations agricoles. Cette annulation a ensuite été confirmée dans la LFI pour 2025. Parallèlement, les modalités de mise en oeuvre du tarif réduit ont été modifiées, une remise totale dès la facturation se substituant à un remboursement ex post. Cet échec de la suppression du tarif réduit d?accise sur le GNR agricole s?explique notamment par l?importance de l?exposition du secteur agricole et de l?industrie agroalimentaire à la concurrence internationale, mais aussi par l?absence de solution technique mature pour la décarbonation des engins agricoles88. En outre, une révision de l?accise ne répondrait que partiellement aux enjeux de décarbonation du secteur, qui relèvent principalement de 87 Sauf pour certaines opérations, telles que les usages agricoles, les opérations de damage et de déneigement des routes de montagne, les segments des industries extractives fortement exposées à la concurrence internationale, le transport ferroviaire et la manutention portuaire. 88 I4CE, Les financements publics du système alimentaire français : quelle contribution à la transition écologique ? - septembre 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 123 sources non énergétiques. En 2025, les émissions agricoles et sylvicoles de gaz à effet de serre en France ne provenaient ainsi qu?à 13 % des engins, moteurs et chaudières, derrières les émissions directes des cultures (27 %) et surtout celles des élevages (60 %). Par ailleurs, l?essentiel des émissions est lié au méthane (57 %) et au protoxyde d?azote (29 %), deux gaz à effet de serre liés au bétail et aux cultures, mais sans lien avec le GNR agricole. Ce maintien à moyen terme du tarif applicable début 202689 ne préjugerait pas de ses modalités de mise en oeuvre, le mécanisme de remise intégrale dès la facturation devant faire l?objet d?une évaluation de son efficacité dans la lutte contre la fraude. 2.2.3. La forte concurrence internationale en matière de transport aérien et maritime invite à privilégier d?autres leviers que la fiscalité nationale pour soutenir la transition vers des technologies décarbonées Des exonérations complètes d?accise sur les énergies pour le transport aérien et maritime sont prévues en droit national et déclinent les exonérations obligatoires sur ces secteurs prévues par l?article 14 de la directive dite « taxation de l?énergie », ainsi que par certaines conventions bilatérales pour le transport aérien. Plusieurs leviers ont récemment été actionnés à différentes échelles pour contribuer à la transition énergétique de ces deux secteurs, en cohérence notamment avec les objectifs fixés pour 2025 par la loi Climat et résilience90. Au niveau national, la taxe sur les billets d?avion (TSBA) a été révisée dans le cadre de la loi de finances pour 2020 pour y inclure une 89 Dans un contexte de hausse du prix des carburants, le Gouvernement a annoncé que les agriculteurs bénéficieront d?une exonération totale du droit d?accise sur le gazole non routier (GNR) agricole pour le mois d?avril 2026. 90 L?article 142 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets fixait comme objectif que le transport aérien s?acquitte à partir du 1er janvier 2025 « d?un prix carbone au moins équivalent au prix moyen constaté sur le marché du carbone pertinent ». 124 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES écocontribution. La Convention citoyenne pour le climat a néanmoins considéré que cette écocontribution était « bien trop faible pour avoir un effet dissuasif »91, conduisant à une nouvelle hausse de la TSBA de l?ordre de 850 M¤ en loi de finances pour 2025 pour l?aviation commerciale. Si cette mesure permet d?améliorer la tarification carbone du transport aérien, elle a également affecté la compétitivité du secteur aérien français selon une étude de la direction générale de l?aviation civile (DGAC)92. Ce résultat démontre l?intérêt d?engager les réformes de la tarification du transport aérien et maritime à un niveau supranational, afin de concilier la transition écologique avec la prise en compte des enjeux de compétitivité internationale. Au niveau international, plusieurs propositions sont envisagées. D?une part, au niveau de l?Union européenne, le projet de révision initial de la directive sur la taxation de l?énergie porté en 2021 par la Commission européenne proposait de lever l?exonération obligatoire sur le transport aérien et maritime, afin de mettre en cohérence le cadre juridique de la fiscalité de l?énergie avec les trajectoires prévues de décarbonation des transports. Plusieurs États membres ayant exprimé des préoccupations sur les enjeux de compétitivité internationale induite par cette proposition, la présidence danoise du Conseil avait proposé, en novembre 2025, un compromis permettant aux pays qui le souhaitaient de lever cette exonération par accords bilatéraux ou multilatéraux93, mais ce dernier n?a pas prospéré. Cette situation s?explique par le manque d?alternatives, à l?heure actuelle, à la motorisation thermique pour ces secteurs mais aussi par les forts risques de déport du trafic maritime et aérien international que pourraient engendrer des stratégies de contournement de l?impôt, qui pénaliseraient les ports et aéroports européens. Les facilités d?avitaillement dans des « hubs » situés en dehors de l?Union européenne compliquent la mobilisation de l?accise dans une logique de décarbonation, notamment pour le transport aérien et maritime sur longue distance. 91 Rapport de la convention citoyenne pour le climat du 29 janvier 2021, proposition SD-E1 « Adopter une écocontribution kilométrique renforcée ». 92 DGAC, Premiers retours sur la hausse de TSBA de mars 2025 : baisse de compétitivité du transport aérien français, novembre 2025. 93 Conseil de l?UE, Draft Council Directive restructuring the Union framework for the taxation of energy products and electricity (recast), n° 14451/25 (cf. son article 15). QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 125 D?autre part, plusieurs mécanismes internationaux de réduction ou de compensation des émissions de CO2 ont été adoptés ou sont en cours d?adoption. Pour le secteur aérien, le mécanisme CORSIA94 a été adopté par l?Organisation de l?aviation civile internationale (OACI) en 2018 et prévoit que les émissions de CO2 des vols internationaux95 entre États participants excédant un seuil doivent être compensés par les exploitants d?avions96. Ce mécanisme est actuellement dans sa phase de participation volontaire. À compter de 2027, il s?appliquera de manière obligatoire à tous les pays membres de l?OACI, à l?exception de certains États exemptés en raison de leur niveau de développement, de leur faible poids dans le trafic mondial ou de leur insularité. Pour le secteur maritime, l?Organisation maritime internationale (OMI) travaille à l?établissement d?un système de tarification carbone visant à diminuer les émissions de gaz à effet de serre du trafic maritime. Un accord avait été obtenu en avril 2025 pour prévoir l?obligation pour les navires de plus de 5 000 tonnes brutes ? qui émettent 85 % des émissions totale de CO2 du transport maritime international ? de réduire au fil du temps leur intensité énergétique annuelle sous peine de pénalités. Ces pénalités devaient financer un fonds « net-zéro » géré par l?OMI visant notamment à récompenser les navires à faible émission et à atténuer les effets négatifs des émissions sur les États vulnérables97. L?adoption finale de cet accord a toutefois été repoussée en raison notamment de l?opposition des États-Unis. Ces mécanismes européens ou internationaux, bien qu?imparfaits, sont à privilégier dans les années à venir pour sécuriser les investissements dans les stratégies de décarbonation du transport aérien et maritime, sans peser sur la compétitivité des acteurs nationaux. Ils pourront s?accompagner de réformes pour mieux encourager les carburants durables 94 Acronyme de Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation (régime de compensation et de réduction du carbone pour l?aviation internationale) 95 Les vols domestiques n?y sont pas soumis. 96 Ce mécanisme ne permettra donc pas à lui seul d?atteindre l?objectif de neutralité carbone fixé par l?Union européenne pour 2050, en raison du seuil d?émission fixé. 97 Organisation maritime internationale, L?OMI approuve la réglementation « net- zéro » pour le transport maritime mondial, 11 avril 2025. 126 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES de nouvelle génération pour ces secteurs et inciter au déploiement des infrastructures nécessaires à cette transition. 2.2.4. Des tarifs réduits sur l?industrie déjà conditionnés à des critères d?exposition internationale Le secteur industriel bénéficie de deux ensembles de tarifs réduits, pour les activités électro-intensives ou électrosensibles et pour les entreprises énergo-intensives soumises au marché carbone européen98. Pour éviter les effets d?aubaine, plusieurs de ces tarifs réduits sont déjà conditionnés à des critères d?exposition internationale. Ces tarifs réduits ont fait l?objet de réformes en lois de finances pour 2025 et 2026 pour garantir leur meilleur ciblage99. En effet, un rapport de l?IGF100 avait relevé que 11 % des consommations ayant bénéficié des tarifs réduits applicables aux entreprises industrielles électro-intensives étaient en réalité sans lien avec l?industrie, en raison de malfaçons dans la définition de certains périmètres de la dépense fiscale, avec un surcoût pour les finances publiques de plusieurs centaines de millions d?euros par an. Dans un contexte où le SEQE/ETS 2 aura vocation à s?appliquer à l?ensemble des secteurs industriels n?étant pas déjà soumis au SEQE/ETS 1 et fournit ainsi déjà une incitation forte à la transition énergétique, ces tarifs réduits devraient être maintenus à moyen terme pour éviter d?accroître le différentiel de compétitivité entre l?industrie française et ses concurrents internationaux en matière d?énergie. Selon l?Agence internationale de l?énergie (AIE), les entreprises industrielles françaises payaient en 2024, un prix de l?électricité entre 2 et 2,5 fois supérieur à celui payé aux États- Unis et en Chine et un prix du gaz 5,5 fois supérieur à celui des États-Unis et supérieur de 40 % à celui de la Chine. 98 Il existe aussi un tarif réduit sur les gaz naturels combustibles pour les installations intensives en énergie exposées à la concurrence internationale non soumises au marché carbone européen mais relevant d?activités soumises à ce marché. 99 Cf. article 20 de la LFI 2025 et article 71 de la LFI 2026. . 100 Inspection générale des finances, Revue des dépenses sur les aides aux entreprises, mars 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 127 Graphique n° 27 : prix de l?électricité et du gaz dans l?industrie en Chine, en Europe et aux États-Unis en 2024 En USD/MWh Chine États-Unis France Électricité 88 81,3 208,45 Source :AIE, 2026 Au sein de l?Union européenne, en 2024, le prix du gaz naturel pour les entreprises en France est supérieur à la moyenne européenne avec un niveau de taxes proche de cette moyenne. En revanche, le prix de l?électricité pour les entreprises en France est significativement inférieur à la moyenne de l?Union européenne en 2024, notamment en raison de taxes qui n?étaient pas revenues à leur niveau d?avant l?épisode d?inflation de 2022-2023. Graphique n° 28 : prix de l?électricité hors TVA (en ¤ par MWh) pour les entreprises en 2024 dans l?Union européenne Source : SDES, Eurostat 128 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 29 : prix du gaz naturel hors TVA (en ¤ par MWh) pour les entreprises en 2024 dans l?Union européenne Source : SDES, Eurostat Recommandation n° 3 : Dans le contexte du déploiement du second marché carbone européen et de la diminution des quotas gratuits sur le premier, maintenir les exonérations et tarifs réduits d?accise sectoriels pour les secteurs d?activité à forte intensité énergétique et exposés à la concurrence internationale, le temps que des alternatives technologiques compétitives à l?usage d?énergie carbonée soient développées. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 129 2.3. Poursuivre graduellement la révision de la structure des taux normaux d?accise sur l?énergie pour accompagner la transition énergétique Pensée pour le rendement, la structure des taux normaux d?accise n?est pas cohérente avec l?objectif de décarbonation. Des réformes pourraient ainsi être engagées, notamment en rapprochant les tarifs normaux sur le diésel et sur l?essence ou en supprimant le différentiel entre énergies fossiles combustibles et électricité pour favoriser une électrification accrue des usages. Le calendrier de ces réformes doit être planifié à long terme pour éviter aux utilisateurs d?énergies fossiles une superposition de hausses significatives de fiscalité avec les augmentations de prix induites par la mise en place du second marché européen et l?extension des certificats d?économie d?énergie. 2.3.1. La forte augmentation des prix du gazole au premier semestre 2026 ne disqualifie pas le mouvement de rapprochement de sa fiscalité avec celle de l?essence Les tarifs normaux sur le diésel sont sensiblement plus faibles (60,75 ¤/MWh au 1er mai 2026) que ceux sur l?essence (77,647 ¤/MWh à la même date), soit un différentiel de 29 %. Cet écart est lié à une politique de diéselisation du parc automobile lancée dans les années 1980. Un véhicule essence consomme davantage pour une distance similaire et émet 11 % de CO2 de plus qu?un véhicule diésel101. En prenant en compte le cumul des émissions des autres gaz à effet de serre que le CO2, globalement supérieures pour le diésel, le différentiel n?est plus que de 5 % en défaveur de l?essence102, un écart très inférieur au différentiel actuel de 29 % sur les tarifs normaux de l?accise sur les carburants. 101 IGF, « Les prix, les marges et la consommation des carburants », novembre 2012. 102 IFPEN, « Etude Emissions Euro 6d-TEMP pour le MTE », Rapport de synthèse, 2020. 130 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Dans ce contexte et afin d?atteindre la neutralité carbone en 2050, le plan climat élaboré en 2017 prévoyait notamment en son axe 4 d?assurer « la convergence de la fiscalité essence-diésel au cours du quinquennat ». À partir de 2018 et à la suite du mouvement des gilets jaunes, ce rattrapage n?a pas eu lieu dans le calendrier escompté. La loi de finances pour 2025 a légèrement réduit l?écart entre ces tarifs, en revalorisant davantage le tarif normal sur les gazoles carburants, dont fait partie le diésel (+ 1,35 ¤/MWh, soit une hausse de 2%) que celui sur les essences (+ 0,821 ¤/MWh, soit une hausse de 1%). La poursuite de la résorption de cette revalorisation différenciée au même rythme jusqu?en 2050 permettrait de réduire le différentiel de tarif normal entre ces deux énergies à 5 % autour de 2050. Un calendrier plus rapide pourrait toutefois être envisagé afin d?encourager la transition vers une plus grande électrification des mobilités. Recommandation n° 4 : Poursuivre, après le déploiement du second marché carbone européen, l?alignement graduel des taux normaux d?accise des gazoles sur ceux de l?essence. 2.3.2. Une convergence de la taxation du gaz naturel et de l?électricité est nécessaire pour soutenir la décarbonation des ménages Le prix moyen toutes taxes comprises de l?électricité pour les ménages rapporté à l?unité d?énergie finale consommée103 était, en 2024, deux fois plus élevé que celui du gaz naturel. 103 L?énergie primaire est contenue directement dans les ressources naturelles. Le gaz naturel ou le bois sont des énergies primaires utilisables sans transformation. L?énergie finale consommée représente la quantité d?énergie totale effectivement utilisée par le consommateur, en rajoutant à l?énergie primaire l?énergie nécessaire à sa production et à son transport. L?électricité est obtenue par transformation de ressources naturelles avec un rendement moyen inférieur à 40% et doit être acheminée jusqu?aux lieux d?utilisation, d?où des pertes de transport. Un facteur de conversion de 1,9 est utilisé pour passer de l?énergie primaire à l?énergie finale consommée. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 131 Graphique n° 30 : décomposition du prix de l?électricité et des combustibles fossiles pour les ménages en 2024 Note de lecture : Le pouvoir calorifique supérieur (PCS) détermine la quantité de chaleur par unité de volume d?un combustible, dégagée par la combustion complète à laquelle s?ajoute la récupération des calories contenues dans la condensation de la vapeur d'eau contenue dans les fumées. Source : CGDD (électricité et gaz naturel), DGEC (fioul) La fiscalité participe à ce différentiel de prix. La structure de taux de l?accise est incohérente avec le bilan en termes de GES de ces produits énergétiques et entrave les efforts de décarbonation et d?électrification des usages, notamment pour le chauffage des ménages. Ce désalignement est encore plus marqué pour les autres énergies fossiles combustibles, en particulier les fiouls domestiques et les gaz de pétrole liquéfiés (GPL) qui bénéficient de tarifs inférieurs à ceux du gaz naturel. Constat n° 12 : La structure actuelle des taux normaux de l?accise sur les énergies, qui repose pour les ménages sur une taxation du gaz et du fioul inférieure à celle de l?électricité et une taxation du diésel inférieure à celle de l?essence, n?est pas cohérente avec les objectifs de transition énergétique. 132 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le projet de révision de la directive taxation de l?énergie prévoit notamment de réviser les minima de taxation garantis par la directive, afin de s?assurer que ces minima soient plus cohérents avec la transition énergétique et notamment que le minimum sur l?électricité soit plus faible que celui sur le gaz naturel. Si les débats sur ce projet de directive sont toujours en cours au Conseil, cette disposition figure encore dans le projet de compromis présenté pour discussion au Conseil par la présidence danoise en novembre 2025 et la Commission européenne a annoncé pour mai 2026 une nouvelle proposition de texte visant à abaisser les taxes sur l?électricité et les frais de réseau. Indépendamment de l?adoption de la réforme de la directive sur la taxation de l?énergie ou de cette nouvelle proposition, un changement de la structure des tarifs normaux français en faveur de l?électricité est souhaitable. La structure actuelle des tarifs réduit la rentabilité des démarches de décarbonation pour les ménages ou pour les entreprises non concernées par les dispositifs en faveur des électro-intensifs. Cet alignement des taux pourrait, comme celui du diésel sur l?essence, être lissé sur plusieurs années. Contrairement à l?alignement par le haut de la tarification du diésel sur celle de l?essence, la convergence des tarifications du gaz naturel et de l?électricité pour les ménages pourrait en outre s?effectuer sur une valeur intermédiaire entre les deux tarifs qui serait calculée pour maintenir en euros constants le rendement global des deux fractions d?accise (gaz naturel et électricité) sur la période 2025-2050. Par ailleurs, le début de la trajectoire d?alignement pourrait intervenir en 2030 après l?entrée en vigueur du SEQE/ETS 2 pour éviter la superposition de la hausse du gaz naturel liée à l?entrée en vigueur du SEQE/ETS 2, l?augmentation des obligations réglementaires en matière de certificats d?économie d?énergie prévue pour la période 2026-2030 et celle de la fiscalité. Recommandation n° 5 : Engager, à l?échéance de l?actuelle période de déploiement des certificats d?économie d?énergie, une trajectoire d?augmentation des taux normaux de l?accise sur le gaz et le fioul pour le secteur résidentiel et de baisse de celui applicable à l?électricité consommée par les ménages. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 133 Pour tenir compte de la situation des ménages qui ne pourraient financer un changement de leur mode de chauffage, des aides à l?investissement devront être déployées (cf. chapitre II). Recommandation n° 6 : Pour améliorer l?acceptabilité de la transition énergétique sans freiner son rythme, accompagner la mise en oeuvre du second marché carbone européen d?aides directes à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse de la fiscalité de l?énergie 3. Clarifier les choix de finances publiques à long terme en réponse à la diminution de l?accise sur l?énergie La mise en oeuvre du second marché carbone européen, la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone, le MACF et les évolutions de la fiscalité de l?énergie évoqués ci-dessus pourraient compenser financièrement les pertes d?accise liées à la transition énergétique à l?horizon 2030 et permettre de dégager un surcroît de financement pour la transition énergétique. En revanche, à l?horizon de la fin de la transition énergétique, même en retenant les orientations proposées par le présent rapport, la décarbonation et l?amélioration de l?efficacité énergétique conduiraient à une baisse mécanique de l?accise sur l?énergie dont rien ne permet d?affirmer qu?elle sera compensée spontanément par d?autres effets. Dans ce contexte, une stratégie de financement devra être explicitée suffisamment tôt. Il ne s?agit pas ici, comme le faisait le rapport Pisani- Ferry-Mahfouz, de trouver des ressources transitoires pour financer un surcroît temporaire d?investissements pendant la transition énergétique, mais de définir un nouvel équilibre financier de long terme. Les choix devront probablement combiner la diminution des dépenses publiques, la sollicitation d?autres impositions, sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. 134 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 3.1. Une augmentation d?autres taxes indirectes ne doit pas être écartée a priori La baisse de l?accise peut être en partie compensée au sein de la fiscalité indirecte, soit de façon indifférenciée par une hausse de la TVA, soit par la mise en place d?une taxation spécifique sur des biens ou services présentant des propriétés de faible élasticité de la consommation au prix comparables à celles des énergies fossiles avant le développement des alternatives électriques. Ces deux hypothèses présentent toutefois un enjeu d?acceptabilité pour la première malgré une régressivité moindre de la TVA par rapport à l?accise sur les carburants, et, pour la seconde, une difficulté d?identification d?une nouvelle base taxable au rendement suffisant. 3.1.1. La TVA est moins régressive que l?accise sur les carburants Selon la direction générale du Trésor (2025)104, une hausse d?un point de tous les taux de TVA procurerait un rendement net de 11,4 Md¤ en 2025, dont 7,5 Md¤ pour le taux normal à 20 %, hors effets sur les comportements des contribuables105. Au niveau agrégé, le rendement d'une hausse uniforme de TVA serait principalement porté par les ménages les plus aisés : 12 % du rendement porterait sur le premier cinquième de la distribution des ménages contre 31 % pour le cinquième le plus aisé. Rapporté au revenu disponible, une hausse uniforme d'un point des taux de TVA aurait toutefois un effet relatif plus marqué pour les ménages modestes que pour les ménages aisés, qui ont un taux d'épargne plus élevé : les ménages du premier cinquième de niveau de vie verraient le pouvoir d'achat de leur revenu disponible diminuer d'en moyenne 0,7 % contre 0,4 % pour ceux 104 M. Gesta (2025), Analyse de la composition des recettes de TVA, Trésor-éco n° 371 105 Une étude sur données 2016 estime que ces effets viennent réduire de 15% le rendement initial au bout de trois ans. André M., Biotteau A.L.,(2021), Effets de moyen terme d?une hausse de TVA sur le niveau de vie et les inégalités, Economie et statistique n° 522-523. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 135 du dernier cinquième. Cette distribution persiste mais est atténuée dans le cas du seul relèvement du taux de 20 %. Il représente 0,3 % en moyenne, dont 0,4 % pour le premier cinquième et 0,25% pour le cinquième le plus aisé. Cette exposition différente au relèvement de la TVA doit néanmoins être mise en regard des évolutions des taux d?effort énergétique permises notamment par le niveau de taxation plus faible de l?électricité par rapport aux carburants. Les simulations du CGDD présentées au chapitre II mettent en évidence, dans le scénario AMS de la SNBC 3, une baisse moyenne du taux d?effort énergétique de 1,4 point en 2030 ; celle-ci atteint 2,5 points pour le premier cinquième de niveau de vie, malgré la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2, contre seulement 0,7 point pour le cinquième le plus aisé. Par ailleurs, les évolutions du pouvoir d?achat des ménages sont fortement dépendantes du degré de répercussion de la hausse de TVA dans les prix. Une augmentation étalée dans le temps par petits paliers a plus de chances d?être absorbée dans les marges des entreprises. 3.1.2. Les possibilités de taxation indirecte de l?économie numérique restent à approfondir sans être à l?échelle des pertes de recettes attendues Comme évoqué au chapitre I, la fiscalité de l?énergie a, à l?origine, été conçue comme une fiscalité de rendement. Le choix de faire porter une accise sur les carburants ne résultait pas d?une logique environnementale mais de la volonté d?assurer un rendement important et stable en faisant porter une taxation lourde sur des produits dont la consommation était, faute d?alternative, peu sensible au prix. Cette propriété qui reste en partie vraie à court terme l?est de moins en moins à moyen terme en raison du développement d?alternatives techniques à l?énergie fossile aussi bien pour les usages calorifiques que pour les motorisations. Elle peut en revanche se rencontrer pour d?autres biens et services. À titre illustratif, cette question peut se poser pour la consommation de contenus produits par l?économie numérique. Il ne s?agirait pas ici d?une taxation des entreprises du numérique, mais de la consommation finale des contenus diffusés par ces entreprises. Les éléments de fiscalité d?ores et 136 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES déjà existants, comme les taxes sur les contenus audiovisuels numériques, illustrent toutefois la difficulté à intégrer dans l?assiette d?une taxe indirecte supportée par le consommateur final (même si elle est collectée par la plateforme) des contenus gratuits dont les plateformes de diffusion sont financées par la publicité. La capacité de ces taxes à se transformer en impositions de rendement de type « accise » reste donc incertaine. Encadré 11 : Une taxation des contenus audiovisuels numériques au rendement limité Une taxe sur la diffusion de contenus audiovisuels a été créée en France dès 1992. En raison de l?émergence des plateformes de vidéos à la demande par abonnement, le champ d?application de la taxe a été étendu en 2003 au streaming payant. À cette époque, seules étaient visées par la taxe les entreprises établies en France, De plus, la taxe ne couvrait pas les recettes issues de la publicité associée à des contenus audiovisuels diffusés gratuitement en ligne. En 2017, la taxe a été modifiée pour être étendue aux opérateurs établis à l?étranger et mettant à disposition du public en France des contenus vidéos à titre onéreux (composante « Netflix » de la taxe). Ont également été incluses dans son champ d?application les recettes publicitaires des hébergeurs de vidéos en ligne (composante « Youtube » de la taxe). Le produit de ces taxes, affecté au Centre national du cinéma et de l'image animée, s?élève à environ 200 M¤. Ces taxes possèdent néanmoins un potentiel de développement lié à la croissance rapide des consultations, à leur taux aujourd?hui réduit (5,15 % du prix hors taxes ou de la valeur des contreparties publicitaires) et, pour la taxe portant sur les plateformes gratuites, aux importantes restrictions d?assiette (seuil d?imposition à 100 000 ¤ ; abattement de 66 % pour les réseaux sociaux). 3.2. La couverture des externalités de la route doit faire l?objet d?une réflexion La fiscalité des carburants joue aujourd?hui un rôle important dans la tarification des externalités négatives liées au transport routier qui ne se limitent pas à la pollution. La décarbonation conduira à une baisse de ces externalités négatives mais aussi paradoxalement à une baisse de leur taux de couverture, sauf si ces coûts externes sont facturés à l?utilisateur par d?autres instruments. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 137 3.2.1. Des externalités négatives du transport routier en baisse mais moins bien couvertes par la fiscalité après la décarbonation À l?usage de la route106 sont attachées différentes externalités négatives : pollution, bruit, dégradation des infrastructures, accidents107. D?après des calculs de la direction générale du Trésor108, le coût externe marginal était de 9 ct ¤ par véhicule-kilomètre (vkm), en moyenne, sur l?ensemble du parc routier (poids lourds, véhicules particuliers, utilitaires légers, bus et cars) et 87 % des externalités de la route étaient couvertes par la tarification en 2020. La tarification des usages de l?automobile se concentre principalement sur trois instruments dont un seul est fiscal : la taxation des carburants, les redevances de stationnement sur voirie et les péages d?infrastructure. À la différence des taxes d?achat ou d?immatriculation, ces prélèvements sont liés, directement ou indirectement, aux kilomètres parcourus, aux lieux et aux conditions de circulation. Ils constituent ainsi le coeur du signal-prix adressé aux automobilistes au moment de l?utilisation du véhicule. Le premier pilier est la fiscalité des carburants, présentée au chapitre I. 2. Elle constitue aujourd?hui encore le principal instrument de tarification de l?usage de la route. En milieu urbain, la fiscalité de l?usage passe également par les redevances de stationnement sur voirie. Si ces recettes restent limitées au regard de celles de la fiscalité des carburants, elles constituent pour les collectivités un outil de pilotage de l?espace public, dont le calibrage 106 Santos, G., Behrendt, H., Maconi, L., Shirvani, T., & Teytelboym, A. (2010). Part I: Externalities and economic policies in road transport. Research in transportation economics, 28(1), 2-45. 107 L?inclusion de la congestion parmi les externalités négatives du transport routier fait l?objet d?un débat. Dans le présent rapport, elle est considérée comme un coût non marchand qui est supporté par les usagers de la route. 108 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone ? Rapport intermédiaire, décembre 2023 138 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (zonage, modulation selon la durée, le type de véhicule ou le statut de l?usager) permet d?orienter les comportements. Enfin, l?usage de certaines infrastructures routières fait l?objet de péages, qui sont juridiquement des redevances. Le code de la voirie routière pose le principe de la gratuité des autoroutes, tout en prévoyant la possibilité d?instaurer des péages lorsque la construction ou l?exploitation est concédée à un tiers, ou lorsque le péage est affecté au financement d?ouvrages particuliers. Les péages autoroutiers perçus sur le réseau concédé couvrent ainsi les coûts d?exploitation, d?entretien et d?investissement, ainsi que la rémunération des capitaux investis par les concessionnaires, sous le contrôle de l?État et de l?Autorité de régulation des transports qui veille, notamment, au respect des règles de fixation des tarifs. Ces redevances contribuent à renchérir l?usage de l?automobile sur certains axes, en particulier les grands itinéraires interurbains, et constituent un élément important du coût de la mobilité routière pour les usagers. À péages inchangés, dans le scénario AMS de la SNBC 3, les externalités négatives liées à l?usage de de la route sont ramenées à 4ct ¤ 2015/vkm grâce notamment à la réduction de la pollution et du bruit permise par l?électrification du parc, mais le taux de couverture de ces externalités ne serait plus que de 55% en 2050 en raison de la fiscalité plus faible pesant sur l?électricité109. 109 En l?absence d?électrification, la hausse des émissions de gaz à effet de serre entraînerait une augmentation des externalités négatives et une basse du taux de couverture encore plus importante. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 139 Graphique n° 31 : Taux de couverture des externalités liées à l?usage des véhicules routiers dans le scénario AMS Source : direction générale du Trésor Constat n° 13 : L?électrification du parc automobile se traduira par une baisse des externalités négatives liées à l?usage de la route, notamment en matière de pollution atmosphérique, mais aussi par une baisse de la couverture de ces externalités, compte tenu de la diminution de la fiscalité. Cette baisse attendue de la couverture des externalités pourrait justifier économiquement une fiscalité additionnelle qui peut porter sur le kilométrage parcouru, la nouvelle source d?énergie utilisée (l?électricité) ou le véhicule lui-même. 3.2.2. Des possibilités de facturation du kilomètre parcouru encadrées par des contraintes importantes Chaque kilomètre parcouru génère des coûts pour la collectivité : émissions de gaz à effet de serre, pollution atmosphérique locale, bruit, usure des infrastructures, risques d?accidents. Une taxe kilométrique ou un péage constituent des modalités de tarification de ces externalités plus directes que la taxation de l?énergie utilisée par le véhicule. Elles sont 140 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES toutefois soumises à des fortes contraintes juridiques et en termes d?acceptabilité. Le cadre de toute taxe ou redevance kilométrique applicable aux véhicules routiers est déterminé par la directive 1999/62/CE, dite « Eurovignette », modifiée en dernier lieu par la directive (UE) 2022/362. Ce texte fixe les règles communes applicables aux États membres lorsqu?ils choisissent de faire payer les usagers pour l?utilisation de certaines infrastructures routières. Le texte prohibe le cumul de plusieurs instruments sur un même tronçon pour une même catégorie de véhicules. En revanche, un péage unique peut comprendre plusieurs composantes (coûts d?infrastructure, coûts externes de pollution et de bruit, voire congestion), dès lors qu?elles respectent, s?agissant des poids lourds, les plafonds et les méthodes de calcul fixés par le droit de l?Union et qu?elles n?aboutissent pas à une discrimination directe ou indirecte fondée sur la nationalité ou l?origine des transports. Une « taxe kilométrique » sur les voitures particulières, lorsqu?elle est liée à l?usage de l?infrastructure, s?analyse, au regard de la directive, comme un péage fondé sur la distance parcourue. La fixation des tarifs est, elle aussi, encadrée par la directive Eurovignette. Pour la composante dite de « redevance d?infrastructure », les États membres doivent veiller à ce que les montants restent liés, dans leur niveau et leur évolution, aux coûts de construction, d?exploitation et d?entretien du réseau. Pour la composante de « coûts externes », la directive prévoit des plafonds unitaires par véhicule-kilomètre, différenciés notamment selon la classe Euro et le type de zone (urbaine, sensible, etc.), que les États ne peuvent dépasser, sauf à démontrer que les coûts externes supportés par la collectivité sont supérieurs à ces valeurs. Du fait de la réforme opérée par la directive (UE) 2022/362, les États membres qui mettent en place des péages pour les véhicules lourds ont, en outre, l?obligation de moduler les tarifs en fonction des émissions de CO? des véhicules à partir de 2026110, selon des classes définies au niveau européen. Cette modulation est conçue pour favoriser les véhicules à 110 La transposition française intervenue en 2023 (Code de la voirie routière, articles L119-11 à 13) se limite aux dispositions obligatoires de la directive et n?est appliqué qu?aux contrats de concession postérieurs à mars 2022. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 141 faibles émissions, tout en maintenant un lien avec les coûts d?infrastructure et les externalités. En complément, la directive permet aux États membres de mobiliser d'autres dispositifs complémentaires facultatifs (introduction d'une redevance de congestion ou d'un sur-péage sur des tronçons routiers régulièrement saturés par exemple). Encadré 12 : Les taxes kilométriques en Allemagne, en Islande et au Royaume-Uni La LKW-Maut est la taxe kilométrique appliquée aux poids lourds en Allemagne mise en place en 2005 sur les autoroutes fédérales puis à partir de 2018 sur l?ensemble des routes fédérales. Initialement, la taxe ne visait que les véhicules de 12 tonnes et plus ; le seuil a été abaissé à 7,5 tonnes en 2015, puis à 3,5 tonnes en 2024. Le respect de l?obligation de péage est contrôlé par des portiques et bornes fixes au-dessus ou le long des routes. Le tarif au kilomètre se décompose en une composante « infrastructure », une composante liée à la pollution atmosphérique, une composante « bruit » et, depuis 2023, une composante CO?, avec des exonérations prévues pour certains véhicules. Les recettes de la LKW-Maut ont atteint près de 13 Md¤ en 2024, sous l?effet combiné de la composante CO? et de l?abaissement du seuil à 3,5 tonnes. Depuis 2024, l?Islande a mis en place une taxe kilométrique déclarative111 sur les véhicules électriques et à hydrogène à un taux de 6 couronnes islandaises (4 centimes d?euro) par kilomètres, et sur les hybrides rechargeables à un taux de 2 couronnes islandaises par kilomètre (1,3 centime d?euro). Dans son budget 2025, le gouvernement britannique a annoncé la création d?une Electric Vehicle Excise Duty (eVED), taxe nationale déclarative au kilomètre appliquée aux voitures particulières 100 % électriques et hybrides rechargeables immatriculées au Royaume-Uni, à compter du 1?? avril 2028. L?Office for Budget Responsibility estime que la mesure pourrait générer de l?ordre de 1,4 Md£ par an à l?horizon 2030. En France, les sept principales concessions autoroutières françaises dites « historiques » ? qui regroupent environ 80 % du réseau concédé ? arrivent à échéance dans une fenêtre resserrée, comprise entre le 31 décembre 2031 et le 30 septembre 2036. Le projet de loi-cadre relatif au développement des transports prévoit le maintien du système concessif et l?affectation des versements des sociétés concessionnaires à l?Agence de financement des infrastructures de transport de France (AFITF). Les versements des sociétés concessionnaires comprennent aujourd?hui une redevance 111 Incentives and Legislation | European Alternative Fuels Observatory (europa.eu) 142 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES domaniale, une contribution volontaire exceptionnelle, la taxe d?aménagement du territoire et la taxe sur l?exploitation des infrastructures de transport de longue distance, créée en 2024, pour un montant total de 2,4 Md¤. L?étude d?impact du projet de loi envisage un montant moyen annuel de ressources supplémentaires versées par les nouvelles sociétés concessionnaires de 2,5 Md¤. Les possibilités de développement d?une taxe kilométrique ne concerneraient donc que le réseau non concédé, dans le cadre de projets portés par les collectivités territoriales. L?échec passé de l?écotaxe en France, malgré des réussites à l?étranger, montre l?importance d?une réflexion fine en amont sur les caractéristiques du réseau soumis à taxation pour faciliter l?acceptation de la taxe et, dans le cas d?un système nécessitant des infrastructures lourdes de collecte, l?importance d?une stabilité du droit applicable pour amortir les équipements. Encadré 15 : L?histoire mouvementée de la taxe kilométrique en France La création d?une taxe kilométrique pour les poids lourds en Allemagne (LKW-Maut) à partir de 2005 a entraîné une réflexion sur la création d?une taxe analogue en France, notamment en Alsace afin d?éviter le report du trafic. La loi de finances pour 2009 créait une écotaxe poids lourds qui devait s?appliquer à partir de 2014 sur un réseau de 15 000 kms, dont 10 000 kms de routes, hors réseau autoroutier concédé déjà soumis à péage. Pour neutraliser les impacts de l?écotaxe sur la compétitivité des entreprises de transport routier, l?État devait mettre en place un dispositif de répercussion de l?augmentation du prix du transport sur les donneurs d?ordre, c?est-à-dire les chargeurs. Or, il a été très vite confronté à la difficulté de mettre en oeuvre un tel mécanisme, dérogatoire au principe de la négociation commerciale. En outre, la logique même de la taxe, fondée sur un barème kilométrique, a été contestée, notamment en Bretagne, qui a une tradition de routes gratuites. La contestation, qui s?est cristallisée à partir de l?installation des portiques de contrôle sur le réseau taxé (mouvement des « Bonnets rouges »), a conduit à la « suspension » de l?écotaxe en octobre 2013, puis à l?abandon du projet un an plus tard, avec un coût important pour l?État. Des possibilités d?expérimentation régionales de taxes poids lourds ont cependant été rouvertes en 2021 sur le réseau de la collectivité européenne d?Alsace, puis sur le réseau national mis à disposition des régions. La collectivité européenne d?Alsace a adopté en octobre 2024 le principe de la mise en oeuvre d?une telle taxe en janvier 2027. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 143 3.2.3. Des marges d?évolution de la fiscalité des véhicules routiers La fiscalité propre aux véhicules routiers porte à la fois sur l?achat et la détention. La fiscalité qui s?applique au moment de l?achat et de l?immatriculation d?un véhicule se traduit, d?une part, par la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) acquittée sur le prix du véhicule et, d?autre part, par un ensemble de taxes perçues lors de la délivrance du certificat d?immatriculation, communément appelé « carte grise ». La première composante est une taxe fixe, d?un montant uniforme, qui s?apparente à des frais de gestion. La seconde est la taxe régionale : assise sur la puissance fiscale (le « cheval fiscal »), elle est due pour la plupart des véhicules à moteur et son tarif unitaire est librement fixé par chaque région dans le cadre défini par la loi. Pour les « véhicules de tourisme », la fiscalité à l?immatriculation intègre en outre désormais deux instruments à portée explicitement environnementale : la taxe sur les émissions de dioxyde de carbone et la taxe sur la masse en ordre de marche, souvent désignées sous les termes de « malus CO? » et de « malus poids ». La fiscalité liée à la détention se caractérise par une dissymétrie marquée entre ménages et entreprises112. Pour les particuliers, il n?existe plus de taxe annuelle générale sur la détention des véhicules de tourisme depuis la suppression de la vignette113. À l?inverse, les véhicules affectés à des fins économiques font l?objet d?un ensemble de taxes annuelles qui visent à faire contribuer les flottes d?entreprises aux coûts environnementaux et d?usage qu?elles génèrent. Jusqu?au 31 décembre 2021, cet objectif était poursuivi principalement au moyen de la taxe sur les véhicules de sociétés (TVS). Cette taxe a été remplacée, à compter du 1?? janvier 2022, par deux taxes distinctes sur les véhicules de tourisme affectés à des fins économiques : une taxe annuelle sur les émissions de dioxyde de carbone et une taxe annuelle sur l?ancienneté, devenue au 112 En 2024, les entreprises représentaient 52 % des véhicules légers neuf vendus en France. Leurs achats conditionnent en large partie le marché de l?occasion quelques années plus tard. 113 La détention des véhicules particuliers reste indirectement imposée par la taxe spéciale sur les conventions d?assurance (TSCA). 144 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1?? janvier 2024 la taxe annuelle sur les émissions de polluants atmosphériques. S?y ajoute une taxe annuelle incitative au verdissement des flottes de plus de 100 véhicules, instaurée par la LFI pour 2025. À côté de ces taxes pesant sur les véhicules de tourisme, la détention de véhicules lourds de transport de marchandises reste soumise à une imposition annuelle spécifique (taxe annuelle sur les véhicules lourds de transport de marchandises), héritière de l?ancienne « taxe à l?essieu ». Dans une perspective d?augmentation de la tarification des externalités liées au transport routier et d?efficacité énergétique, une augmentation de la fiscalité à l?immatriculation présente l?avantage d?être simple à mettre en oeuvre et immédiatement opérationnelle. Cette option présente également des avantages en termes d?acceptabilité et de protection de la vie privée. Enfin, le renforcement de la taxation à l?immatriculation permet d?adresser un signal prix fort au moment clé de la décision d?achat, au moment où se déterminent la taille, la motorisation et le niveau d?émissions du véhicule qui entrera dans le parc. En renchérissant de manière ciblée l?acquisition des véhicules aux externalités les plus élevées, ou des secondes voitures au sein d?un ménage, la puissance publique oriente la composition du parc vers des modèles plus sobres. Toutefois, une augmentation de la taxation à l?achat présente plusieurs désavantages. Elle reste largement déconnectée de l?usage réel des véhicules. Par ailleurs, cette logique d?imposition à l?entrée comporte également un risque de frein au renouvellement du parc. En outre, sur le plan budgétaire, une hausse de la fiscalité à l?immatriculation constitue un outil mal adapté pour remplacer la baisse attendue des recettes de fiscalité sur les carburants car son assiette se limite aux nouvelles immatriculations, dont le volume est étroit et sensible aux aléas conjoncturels. Ainsi, une augmentation du malus CO2 pendant la phase de transition114 peut constituer un mécanisme incitatif d?appoint et la suppression du bonus pourrait être envisagée à l?issue de celle-ci, mais l?impact budgétaire et comportemental ne peut être que limité. Tout en possédant les mêmes avantages de simplicité de mise en oeuvre et de gestion et le même inconvénient de déconnexion avec l?usage 114 La suppression de l?abattement au malus pour les véhicules hybrides non rechargeables pourrait aussi être envisagée. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 145 réel du véhicule qu?un renforcement des taxes à l?immatriculation, une taxe annuelle à la détention de véhicules par les ménages pourrait être une alternative plus convaincante. La taxe à la détention présente l?avantage d?offrir une recette plus prévisible et plus stable que la taxe à l?immatriculation. Son produit dépend principalement de la taille et de la composition du parc, dont l?évolution est relativement lente, et non du volume annuel d?immatriculations, plus sensible aux aléas conjoncturels. Il ne s?agirait pas de rétablir à l?identique l?ancienne vignette, mais de construire un prélèvement moderne, plus fidèle aux coûts externes générés par le parc automobile (hors émissions de CO2, tarifées par ailleurs par la fiscalité des carburants et SEQE/ETS 2). Dans cette optique, une assiette fondée non plus sur la seule puissance fiscale, mais sur une combinaison de critères objectivables comme la masse en ordre de marche du véhicule, ou l?empreinte au sol, afin de tenir compte de l?occupation de l?espace, notamment en milieu urbain, pourrait être privilégiée. Une taxe de possession moyenne annuelle de 95 ¤2019 par véhicule particulier aurait un rendement de 3 Md¤2019, soit 10 % des pertes d?accise sur l?énergie à l?horizon 2050. 3.2.4. L?augmentation de l?accise sur l?électricité ne saurait être anticipée au risque de bloquer la transition du transport Historiquement, la France taxe moins les énergies de chauffage (électricité mais aussi gaz naturel et fioul) que celles destinées au transport. Dès lors que l?électricité devient aussi une source d?énergie prédominante dans le transport, il pourrait être envisagé de différencier la taxation de l?électricité en fonction de son usage en relevant le tarif de l?accise sur l?électricité utilisée dans les véhicules à des niveaux plus proches de celle des carburants fossiles au fur et à mesure de l?électrification du parc automobile, tout en poursuivant la convergence de la taxation de l?électricité destinée au chauffage avec celle du gaz naturel évoquée au 2 de ce chapitre. Cette perspective se heurte aujourd?hui à l?absence de solution technique permettant de distinguer les flux électriques en fonction de leur usage chez les particuliers. Si cet obstacle était levé, les anticipations d?un tel relèvement pourraient freiner la transition, sauf si le coût de la recharge restait malgré cette hausse significativement inférieure au plein d?essence et si le calendrier du relèvement était défini à l?avance, de façon à garantir 146 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES la rentabilité des investissements dans les véhicules électriques pour les ménages et pour les entreprises. L?électricité constitue un flux homogène : le réseau ne distingue pas, par nature, les kWh destinés à l?éclairage, au chauffage, à l?industrie ou à la recharge d?un véhicule électrique. La différenciation ne peut intervenir qu?au niveau des installations terminales et des dispositifs de mesure qui y sont associés. Pour les bornes publiques ou semi-publiques (voirie, parkings, commerces, entreprises ouvertes au public), la quantité d?électricité délivrée à chaque session est déjà mesurée et fait l?objet d?une facturation spécifique, ce qui n?est pas le cas pour l?ensemble des bornes privées. Dans la grande majorité des logements, la recharge s?effectue soit sur des prises domestiques classiques, soit via des bornes murales raccordées au tableau général. Le compteur principal mesure la consommation globale du site sans ventilation par usage. Pour que l?administration fiscale puisse appliquer une accise spécifique à la seule consommation liée aux véhicules, il serait nécessaire d?isoler ces consommations par un dispositif de comptage dédié et certifié. En Californie, le suivi de la recharge résidentielle des véhicules électriques repose sur une logique de sous-comptage (submetering), organisée par la California Public Utilities Commission (CPUC). La CPUC a adopté en 2022 un protocole permettant de mesurer séparément l?électricité utilisée pour la recharge du véhicule par rapport au compteur principal du logement. Sur le plan technique, le principe est de distinguer la recharge du reste des usages domestiques grâce à un compteur dédié, placé côté client : la recharge est donc identifiée par un équipement spécifique, généralement intégré à l?équipement de recharge ou installé sur le circuit dédié, puis traitée séparément du reste de la consommation du logement. Cette donnée séparée permet ensuite d?appliquer un tarif propre à la recharge, distinct du tarif applicable aux autres usages de la maison. Si une solution technique semble donc exister, des obstacles juridiques et pratiques importants subsistent. La directive sur la taxation de l?énergie ne prévoit pas une taxation différenciée de l?électricité selon ses usages. L?exemple californien repose sur un dispositif incitatif et volontaire dont la transposition sous la forme d?une obligation d?équipement liée à un dispositif fiscal peut s?avérer complexe et favoriser la fraude. Le coût de déploiement des compteurs dédiés devrait être balancé avec les avantages attendus. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 147 En termes de politique publique, une hausse trop précoce de l?accise sur l?électricité pour les recharges de véhicules pourrait entraîner des difficultés dans l?électrification du parc automobile, pourtant indispensable à la décarbonation. Cela réduirait directement l?avantage économique de la voiture électrique à l?usage. Aujourd?hui, une partie de l?attractivité des véhicules électriques repose sur un coût au kilomètre inférieur à celui d?un véhicule thermique, grâce à une électricité moins taxée que les carburants fossiles. En renchérissant l?électricité, on réduit l?écart entre le « plein » électrique et le plein de carburant : le signal prix en faveur de l?électrique devient moins lisible. Pour un ménage, surtout modeste, l?arbitrage entre garder un véhicule thermique amorti ou investir dans un véhicule électrique plus cher à l?achat devient alors moins favorable au basculement. Ensuite, l?augmentation de l?accise sur l?électricité fragiliserait le modèle économique des infrastructures de recharge. Les opérateurs de bornes répercutent mécaniquement la hausse de la fiscalité sur le prix de la recharge. Le résultat serait un double effet négatif : d?une part, les usagers verraient le coût de l?électricité augmenter ; d?autre part, la fréquentation des bornes pourrait diminuer, ce qui allongerait les temps d?amortissement des investissements et de déploiement de nouvelles infrastructures. Or, une offre de recharge dense et abordable est une condition essentielle de la diffusion des véhicules électriques. Un relèvement précoce de la fiscalité sur l?électricité créerait également une incohérence dans les signaux publics qui serait immédiatement perceptible. D?un côté, l?État subventionnerait l?achat de véhicules électriques et de points de recharge (bonus, prime à la conversion, aides à l?installation de bornes) ; de l?autre, il renchérirait simultanément l?énergie qui permet de les utiliser. Si elle est envisageable en fin de période, l?augmentation de l?accise sur l?électricité ne saurait donc être anticipée au risque de bloquer la transition. Une solution possible pour ancrer les anticipations des ménages et des entreprises serait d?adopter dans un instrument législatif une planification de long terme, mettant en regard un relèvement modéré du tarif en fin de période et l?atteinte d?objectifs d?électrification du parc. Dans tous les cas, le tarif-cible de l?accise sur l?électricité devra préserver la rentabilité à long terme de l?investissement dans un véhicule électrique plutôt que dans un véhicule thermique. 148 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Constat n° 14 : Une différenciation des tarifs d?accise sur l?électricité en fonction de l?usage n?est pas souhaitable pendant la transition. À plus long terme, elle nécessiterait une base juridique européenne et des évolutions technologiques des compteurs. 3.3. Des économies en dépenses peuvent compenser la baisse du rendement de l?accise de l?énergie Cette option, si les dépenses choisies ont un effet multiplicateur faible et ont peu d?effet sur la croissance potentielle, permet de préserver l?amélioration du taux d?effort énergétique des ménages mise en évidence en 2030 au chapitre II, sans mettre à contribution les entreprises. Sa faisabilité, dont l?analyse ne relève pas du champ de compétence du CPO, dépend toutefois de la capacité de la France à consolider ses finances publiques à moyen-long terme en faisant face aux pressions à la hausse déjà identifiées liées au vieillissement de la population, à la situation géopolitique et à la transition écologique et numérique. À cet égard, la 3ème édition du baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux du CPO a souligné que le soutien de la population à des baisses de dépenses publiques, même en contrepartie de baisse d?impôts, restait minoritaire pour la plupart des grands postes de dépenses : 28% pour les dépenses de retraite, 30 % pour les dépenses de santé, 41% pour les dépenses de lutte contre la pauvreté et 42% pour les dépenses de défense. Au total les choix de finances publiques passent sans doute par la combinaison d?une diminution des dépenses publiques et la sollicitation d?autres impositions, sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. Recommandation n° 6 : Définir une stratégie à long terme pour faire face aux pertes d?accise liées à la sortie des énergies fossiles en combinant une diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 149 Conclusion Depuis 1973, la part des énergies fossiles dans le mix énergétique français diminue et la consommation globale d?énergie baisse depuis le début des années 2000. Ces évolutions sont le produit de multiples facteurs (chocs pétroliers, politique d?indépendance énergétique, désindustrialisation) auxquels se sont récemment ajoutées les politiques de décarbonation. La fiscalité énergétique repose principalement sur l?accise sur l?énergie, fondée sur les quantités, et la TVA, assise sur les prix. Conçue dans une logique de rendement, elle a intégré progressivement des contraintes environnementales, mais de façon incomplète et parfois peu cohérente. Elle se révèle aussi peu adaptée pour compenser les effets des fluctuations des prix, car les baisses de fiscalité indirecte ne se répercutent que partiellement sur la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont politiquement difficiles à retirer. La hausse du prix du pétrole observée dans le contexte des tensions au Moyen-Orient entrainera, en 2026, une augmentation de la TVA perçue sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la réduction de la demande en réponse à l?augmentation des cours. À plus long terme, la réduction globale de la consommation énergétique et l?électrification du transport vont réduire le rendement de l?accise, significativement dès 2030, drastiquement à l?horizon 2050. Les ménages qui auront pu mener à bien les investissements de d?efficacité énergétique du chauffage et l?électrification de leur mode de transport bénéficieront d?un gain de pouvoir d?achat qui, sous les hypothèses retenues par la stratégie nationale bas carbone 3, serait supérieur à l?augmentation des prix de l?énergie pour les ménages induite par la mise en place d?un second marché carbone européen prévue pour 2028. Ceci doit conduire à privilégier des aides à l?investissement dans la décarbonation ciblées sur les plus modestes et les plus exposés par rapport à des mesures générales de baisse de la fiscalité de l?énergie pour accompagner le déploiement de ce second marché carbone. 150 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Les effets de la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone et de la mise en place du second se feront également sentir sur les entreprises qui bénéficient aujourd?hui, pour nombre d?elles, de tarifs réduits d?accise sur les carburants, le gaz ou l?électricité. La maturité et la compétitivité des alternatives technologiques aux énergies fossiles dans ces secteurs et l?exposition internationale des entreprises concernées devront être prises en compte dans la réévaluation des dépenses fiscales favorables aux énergies fossiles. À l?horizon de la fin de la transition, pour faire face aux pertes d?accise sur l?énergie, les choix devront combiner la diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions, portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. (ATTENTION: OPTION ar ailleurs, dès 2026, les distributeurs de fioul et de carburants vendant plus de 500 m³ par an deviennent "obligés" du dispositif (contre 7 000 m³ auparavant). Enfin, les nouveaux coefficients de conversion favorisent l'électrification et la chaleur renouvelable. Financer une chaudière à gaz via les CEE deviendra impossible pour certains modèles, au profit des pompes à chaleur (PAC) et des raccordements aux réseaux urbains. Pour l?électricité et le gaz naturel, la fiscalité représentait un peu moins de 30 % du prix de vente aux consommateurs en 2025. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 55 Graphique n° 10 : décomposition du prix des énergies consommées par les ménages en 2025 (en ¤/MWh) Note: tarif réglementé résidentiel pour l?électricité, prix repère du gaz naturel Source : DGEC Constat n° 2 : Mi-mai 2026, la fiscalité représentait 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole. En 2025, elle s?établissait en moyenne légèrement en dessous de 30 % pour le tarif réglementé de l?électricité pour les clients résidentiels et le prix repère de commercialisation du gaz naturel. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 56 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 2.2. Une volonté contrariée de mise en cohérence de l?accise avec les enjeux environnementaux 2.2.1. Un encadrement européen de la structure des tarifs de l?accise en cours de révision L?ensemble des droits d?accise ? soit tous les impôts indirects sur la vente ou l?usage de certains produits (produits énergétiques et électricité mais aussi alcool et tabacs) ? font l?objet d?un encadrement européen. Ce cadre vise à garantir le bon fonctionnement du marché intérieur européen, notamment en harmonisant les législations fiscales nationales. La directive relative au régime général d?accise27 encadre notamment la possibilité de prélever des taxes indirectes supplémentaires à l?accise. Elle prévoit que ces taxes doivent, d?une part, être prélevées à des « fins spécifiques » et, d?autre part, respecter les règles de taxation propres à chaque accise. L?accise sur les énergies fait par ailleurs l?objet d?un encadrement spécifique prévu par la directive relative à la taxation de l?énergie, dite « DTE » (directive sur la taxation de l'énergie) de 200328. Cette directive recense notamment les produits énergétiques qui entrent dans son champ, fixe les niveaux minima de taxation applicables à ces produits et, sous certaines conditions, les exonérations ou les taux de taxation différenciée qui s?appliquent. Cette directive ne concerne ni les produits énergétiques ne faisant pas l?objet de droits d?accise, notamment le bois de chauffage, le charbon de bois et la chaleur commercialisée (qui sont uniquement assujettis à la TVA), ni certains usages exonérés d?accise, notamment l?électricité qui est utilisée pour produire de l?énergie ou les produits énergétiques utilisés dans le cadre de certains procédés minéralogiques ou chimiques. Elle prévoit en outre l?exonération obligatoire des produits énergétiques utilisés pour la 27 Directive (UE) 2020/262 du Conseil du 19 décembre 2019 établissant le régime général d?accise. 28 Directive 2003/96/CE du Conseil du 27 octobre 2003 restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l'électricité. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 57 navigation aérienne (hors aviation de tourisme privée) et pour la navigation maritime dans des eaux communautaires. Cette directive laisse également des marges de manoeuvre aux États membres pour prévoir, à la condition qu?ils respectent des minima fixés par la directive, des taux différenciés pour certains produits (électricité d?origine solaire ou hydraulique, gaz naturel liquéfié, biocarburants, etc.), entre consommation professionnelle et consommation non professionnelle, pour les grands consommateurs d?énergie ou pour certaines utilisations (transports publics, taxis, certains services publics, etc.), ou pour des « raisons de politique spécifique », sur autorisation préalable du Conseil. La DTE, qui encadre l?accise sur les énergies, manque de cohérence au regard des objectifs de l?Union Européenne en matière de climat et d?énergie. La Commission européenne, dans sa proposition de directive du Conseil restructurant le cadre de l?Union de taxation des produits énergétiques et de l?électricité, a recensé les principales raisons expliquant ce manque de cohérence. La DTE actuelle taxe les nouveaux carburants et combustibles à moindre intensité de carbone comme leurs équivalents fossiles s?ils sont apparus après l?adoption en 2003 de la dernière DTE. Les biocarburants sont notamment désavantagés par la taxation fondée sur le volume. En effet, un litre de biocarburant présente généralement une teneur énergétique inférieure à celle d?un litre de combustible fossile. En outre, la DTE ne fait pas de distinction entre les sources d?électricité en fonction de leur intensité carbone. En 2018, selon la Cour des comptes européenne, la moyenne des taxes variait en fonction du produit énergétique entre 1,7 euro par MWh et 107,8 euros par MWh. Ces variations ne reflètent pas les différences en matière d'efficacité carbone, l?électricité étant en moyenne cinq fois plus taxée que le gaz naturel et dix fois plus que le charbon29. De plus, toujours selon la Cour, les exonérations fiscales obligatoires dont bénéficient les secteurs des transport aérien et maritime, si elles assurent l?égalité de traitement des compagnies européennes avec les autres, ne reflètent pas l?efficacité carbone de ces modes de transport. 29 Cour des comptes européenne (2022), Taxation de l?énergie, tarification du carbone et subventions de l?énergie, document d?analyse n° 2022/01 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 58 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES La DTE n?a pas harmonisé la fiscalité au niveau européen. Ainsi, en 2021, avant les mesures mises en place par beaucoup d?États pour faire face à l?augmentation des prix de l?énergie en 2022-2023, la part de la fiscalité de l?énergie dans le PIB des États membres de l?Espace économique européen variait entre 0,7 % (Irlande) et 3,1 % du PIB (Grèce). Avec 1,8 % du PIB, la France était proche de la moyenne de l?Union européenne (1,7 % du PIB). Le projet de révision de la DTE, en cours de négociation, a pour but de répondre en partie à ces constats. La proposition de la Commission comprenait l'introduction de nouveaux taux de taxation basés sur le contenu énergétique, ainsi que sur les performances climatiques et environnementales, le passage d'une taxation fondée sur le volume à une taxation basée sur le contenu énergétique (euro/GJ), le classement et la fixation d'une taxation minimale pour les différents produits énergétiques en fonction de leurs performances environnementales, l?augmentation des taux minimaux de taxation pour les carburants et les combustibles et la réduction de la taxe minimale pour l'électricité à des fins de consommation non professionnelle. En outre, elle proposait la suppression du traitement de faveur accordé à certains secteurs ou carburants et l'extension du champ d'application de la DTE : élimination de la différence entre le diésel et l'essence ; suppression de l'exonération fiscale accordée au transport international aérien de passagers et au transport international maritime ; abrogation de la possibilité de taxer sous les minima les entreprises à forte intensité énergétique ; extension du champ d'application de la directive au bois de chauffage, au charbon de bois et aux carburants alternatifs tels que l'hydrogène ; spécification de différents taux minimaux de taxation de l'énergie pour les diverses catégories de biocarburants ; suppression de la distinction entre consommation professionnelle et consommation non professionnelle. Les États membres avaient toutefois la possibilité de continuer à appliquer des exonérations et des réductions pour des raisons d'ordre social ou de protection de l'environnement. L?adoption à court terme de cette révision reste toutefois très incertaine dans la mesure où les décisions concernant la fiscalité doivent être prises à l?unanimité des États membres. Une proposition de compromis, aux ambitions sensiblement réduites par rapport aux propositions de la Commission, a fait l?objet d?une discussion au Conseil de l?UE à l?occasion de la présidence danoise, le 10 novembre 2025. Elle prévoit notamment le maintien des exonérations sur le transport maritime et aérien international (en maintenant la possibilité déjà existante de limiter Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 59 leur champ à l?intérieur de l?Union européenne), l?autorisation de tarifs différenciés pour toutes les activités économiques et la possibilité de prévoir des tarifs réduits et des exonérations partielles ou totales pour les électro-intensifs et les énergo-intensifs, ainsi que pour certains secteurs pour lesquels des accords sont conclus avec le Gouvernement dans l?objectif d?encourager l?efficience énergétique. Ces discussions n?ont toutefois pas abouti et n?ont pas repris depuis. Face à la hausse du prix du pétrole constatée depuis février 2026 dans un contexte de tensions au Moyen-Orient, la Commission européenne a annoncé pour mai 2026 une nouvelle proposition de texte visant à réduire le prix de l?électricité notamment par une baisse de la fiscalité. 2.2.2. Un alourdissement des tarifs de l?accise sur les énergies fossiles interrompu entre 2019 et 2023 En France, la « composante carbone » de l?accise sur les énergies a été introduite dans la loi de finances pour 2014. La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) de 2015 a ensuite fixé une cible à long terme avec un taux défini à 100 ¤/tCO2 en 2030. Cette composante carbone n?est pas une taxe à proprement parler, mais une modalité de calcul de trois des quatre composantes de l?accise sur les énergies dues en France continentale : produits énergétiques, gaz naturel, charbon. L?accise sur l?électricité n?est pas concernée par la composante carbone. Suite au mouvement de contestation sociale intervenu à l?automne 2018 (Gilets jaunes), la composante carbone a été gelée à son niveau de 2018, soit 44,6 ¤ par tonne. Après une stabilisation globale des tarifs pour les énergies fossiles entre 2019 et 2023, les lois de finances pour 2024, 2025 et 2026 ont néanmoins procédé à plusieurs modifications des tarifs normaux de l?accise. L?accise sur le gaz naturel a augmenté de 8 ¤/MWh en 2024. Pour les carburants, les tarifs normaux du gazole et de l?essence ont été relevés pour intégrer dans le tarif légal les majorations régionales préexistantes. Le nouveau tarif conduit néanmoins à un léger rapprochement de l?accise sur le gazole et de celle sur l?essence. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Tableau n° 4 : Tarifs normaux d?accise sur les carburants Source : Conseil des prélèvements obligatoires, d?après l?article L. 312-35 du CIBS. Pour les autres catégories fiscales (combustibles et électricité), différentes modifications ont également été apportées en 2025 et 2026. L?accise sur le gaz et l?électricité a été allégée en 2025 pour compenser le relèvement du taux de TVA applicable aux abonnements de gaz et d?électricité. Afin de favoriser l?électrification des usages, l?article 71 de la LFI 2026 prévoit, à compter du 1er août 2026, un passage du tarif normal d?accise sur les énergies combustibles hors GPL de 10,54 à 10,73 ¤/MWh, tandis que le tarif normal sur l?électricité pour les ménages passera à la même date de 25,09 à 24,69 ¤/MWh, puis rebaissera à nouveau à 24,38 ¤/MWh au 1er février 2027. Si les nouveaux tarifs d?accise réduisent ainsi légèrement les divergences entre les catégories fiscales, des débats persistent néanmoins tant sur la cohérence du maintien d?un écart de taxation entre l?électricité et les combustibles fossiles (fioul, gaz naturel) au détriment de la première que sur la cohérence environnementale du maintien d?un différentiel entre le gazole et l?essence. 2.2.3. Une multiplicité d?exonérations, de tarifs réduits ou spécifiques La France a fait un usage large des possibilités d?exonération ouvertes par la directive relative à la taxation de l?énergie. Pour l?année 2024, 38 régimes d?exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits ont été recensés, dont 36 dépenses fiscales et deux anciennes dépenses fiscales relatives aux exonérations bénéficiant au Tarif normal jusqu'au 31/07/25 (en ¤/MWh) Gaz naturels 5,23 5,23 5,23 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 61 transport aérien et maritime international30. Si certains de ces régimes de faveur découlent directement de l?application de la directive sur la taxation de l?énergie, une majorité d?entre eux reflète des choix nationaux, dans le but de soutenir un territoire (Corse et outre-mer), un secteur d?activités (industrie, transports publics, transport routier de marchandises, taxis, etc.), une activité (R&D pour les moteurs d?avions et de bateaux, valorisation de la biomasse, stockage de données, etc.) ou un produit énergétique (gazole non routier, biocarburants, biogaz, etc.). Graphique n° 11 : Panorama des exonérations, tarifs réduits et tarifs particuliers Source : CPO Le montant cumulé de ces différents régimes particuliers d?accise s?élevait à 15 Md¤ en 2024. Leur coût pour les finances publiques a évolué entre 4 Md¤ et 7 Md¤ entre 2004 et 2014, avant d?augmenter rapidement entre 2014 et 2017 pour atteindre 10 Md¤, une évolution qui s?explique en 30 L?exonération prévue pour la navigation aérienne internationale résulte de l?application de l?article 24 de la convention de Chicago. Celle prévue pour la navigation maritime internationale repose sur des fondements plus informels. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 62 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES grande partie par l?évolution de la composante carbone. À compter de 2017, la documentation budgétaire permet de relever une baisse à 8 Md¤ en 2018, puis une stagnation entre 8 et 9 Md¤ jusqu?en 2024. La baisse constatée résulte de la crise sanitaire, de certaines mesures de taux (bouclier tarifaire sur l?électricité) et, surtout, du déclassement des deux exonérations sur le transport aérien et maritime. La réintégration dans le calcul de ces deux exonérations permet d?observer une hausse continue jusqu?en 2019 jusqu?à dépasser 12 Md¤, puis une baisse forte en 2020, avant une reprise entre 2021 et 2024 pour atteindre 15 Md¤. La forte augmentation observée en 2023 et 2024 tient en grande partie à la révision du tarif normal de l?accise sur les carburéacteurs qui sert de référence au calcul du montant de la dépense fiscale déclassée sur le transport aérien international. Graphique n° 12 : évolution du coût total des régimes particuliers d?accise sur l?énergie sur la période 2004 ? 2024 (M¤) Source : CPO Le coût de ces régimes particuliers est concentré sur dix régimes qui représentaient 93 % du montant total en 2024. Les quatre principales dépenses fiscales concernent le transport aérien international, le gazole non Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 63 routier agricole, les tarifs spécifiques à l?outre-mer (non étudiés dans le cadre de ce rapport) et le transport routier de marchandises. Graphique n° 13 : Les dix exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits d?accise sur l?énergie les plus coûteux en 2024 Source : CPO. En raison du déclassement de ces dépenses fiscales depuis 2017, les coûts des exonérations des transports aérien et maritime internationaux sont repris respectivement de la note d?exécution budgétaire du budget annexe « Contrôle et exploitation aériens » et du dernier chiffrage disponible (PLF 2019). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Graphique n° 14 : Ventilation sectorielle du coût des exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits d?accise sur l?énergie en 2024 (réalisé) et en 2026 (prévisionnel) Source : CPO. En raison du déclassement de ces dépenses fiscales depuis 2017, les coûts des exonérations des transports aérien et maritime internationaux sont repris respectivement de la note d?exécution budgétaire du budget annexe « Contrôle et exploitation aériens » et du dernier chiffrage disponible (PLF 2019). Cette multiplication des taux réduits, qui n?est pas propre à la France, limite les incitations tarifaires à la décarbonation et va à l?encontre de l?objectif de neutralité carbone en 2050. Constat n° 3 : Le rendement de l?accise sur l?énergie est limité par de nombreux tarifs spécifiques qui visent à atténuer ses effets sur la compétitivité de certains secteurs économiques. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 65 2.3. Des expériences peu concluantes d?utilisation de l?outil fiscal pour contrer la volatilité du prix de l?énergie Les périodes de forte augmentation des prix de l?énergie s?accompagnent en général de mouvements de remise en cause des niveaux élevés de taxation des produits énergétiques, qu?il s?agisse la TVA ou de l?accise. Face au choc énergétique de 2022-2023, 10 États membres de l?Union européenne avaient adopté des baisses de TVA sur l?électricité et 12 des baisses de TVA sur le gaz. Seule la Pologne avait abaissé la TVA sur les carburants pendant dix mois, en contravention avec le droit communautaire qui n?autorise pas de taux réduit pour ces produits. Compte tenu de l?augmentation du prix du pétrole observée en mars 2026, l?Espagne et la Pologne ont annoncé la réduction de leurs taux de TVA sur les carburants à respectivement 10 et 8 %, une évolution contraire aux dispositions de la directive dite « TVA »31. En 2023, dans son rapport sur la TVA32, le CPO avait approuvé la décision du Gouvernement français de privilégier d?autres outils que la baisse de TVA sur le gaz et l?électricité pour la protection des personnes les plus exposées. Il avait notamment montré que le chèque énergie était plus efficace et plus efficient pour protéger temporairement les ménages modestes face à la hausse des prix de l?énergie. De façon plus générale, il soulignait la faible pertinence de l?utilisation de la TVA comme instrument de politique conjoncturelle en raison de multiplicateurs plus faibles que la baisse d?autres impôts et de la difficulté politique à revenir sur cette mesure après la crise33. Il rappelait en outre qu?une baisse de TVA ne se traduisait souvent que partiellement dans les prix. L?effet de rigidité des prix à la 31 Directive 2006/112/CE du Conseil du 28 novembre 2006 relative au système commun de taxe sur la valeur ajoutée, révisée. 32 CPO, La TVA, un impôt à recentrer sur son objectif de rendement pour les finances publiques, décembre 2023. 33 Cette réversibilité dépend des conditions politiques propres à chaque pays. L?Allemagne a ainsi réussi à revenir rapidement sur la baisse temporaire de TVA mise en place pendant l?épidémie de covid-19 (juillet-décembre 2020). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 66 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES baisse existe, mais est plus faible pour des produits très concurrentiels comme les carburants34. Plusieurs États européens (Allemagne, Italie, Portugal, Suède) ont de leur côté annoncé des baisses des tarifs d?accise sur les carburants en réponse à la hausse du prix du pétrole de mars 2026. La France a connu par le passé deux expériences peu concluantes d?utilisation de l?accise pour porter des mesures de soutien du pouvoir d?achat en période d?augmentation du prix de l?énergie. Entre le 1er octobre 2000 et le 21 juillet 2002, le Gouvernement a mis en place la « taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) flottante » : cette taxe devait diminuer en période de hausse du prix du pétrole brut à due proportion du surplus de TVA et augmenter en période de baisse, afin de lisser le prix payé par les consommateurs. Comme le relevait le Conseil des impôts en 200535, l?effet sur les prix est resté limité (au plus, 2,19 ct par litre) et lorsque les prix de marché ont diminué, à la veille d?élections municipales, le Parlement n?a pas voté la hausse qui aurait dû avoir lieu, générant ainsi un déficit de recettes publiques : le coût de la TIPP flottante a ainsi représenté 2,7 Md¤ sur 22 mois alors que le surplus de TVA représentait 1,3 Md¤. Pendant l?épisode inflationniste qui a suivi l?invasion de l?Ukraine en 2022-2023, le bouclier tarifaire gaz naturel et la remise carburants ont été conçus sous la forme de dispositifs budgétaires, tandis que le bouclier tarifaire électricité était un instrument en partie fiscal, s?appuyant sur une baisse importante de l?accise sur l?électricité. Le coût total du volet fiscal du bouclier électricité a représenté 19,4 Md¤ entre 2022 et 202436. Alors que les dispositifs budgétaires ont été interrompus dès décembre 2022 pour 34 Face à la hausse des prix à la production, les coûts de distribution ont dans un premier temps diminué, passant pour le gazole de 0,28 à 0,257 ¤/L entre le 27 février et le 27 mars 2026. Entre le 27 mars et le 15 mai 2026, ils ont au contraire remonté à 0,299 ¤/L, alors que le prix à la production baissait. 35 Conseil des impôts, Fiscalité et environnement, 2005 36 Auxquels s?ajoutaient 30,3 Md¤ pour le volet budgétaire. Cour des comptes, Les effets de l?inflation sur les finances publiques (2022-2023), novembre 2025 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 67 la remise carburants et, pour l?essentiel fin 2023, pour le bouclier gaz37, il a fallu attendre février 2025 pour que la fiscalité de l?électricité retrouve son niveau d?avant l?épisode inflationniste pour les ménages. Cette difficulté n?est pas propre à la France : la baisse de l?accise sur les carburants décidée par le Royaume-Uni en 2022 était encore en vigueur début 2026. Sur le plan de l?efficacité, des études économétriques ont mis en évidence les effets limités des mesures de soutien du pouvoir d?achat du Gouvernement français sur la croissance en raison notamment du maintien d?un taux d?épargne des ménages élevé en 2022-202338. Par ailleurs, la Cour des comptes a pu relever le caractère très peu ciblé de ces mesures et le poids important du soutien des ménages par rapport à celui des entreprises. Constat n° 4 : Les mesures fiscales ne sont pas des outils pertinents de compensation des fluctuations des prix de l?énergie : elles ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. 3. Une fiscalité complétée par les marchés carbone et le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières Pour parvenir à l?objectif de neutralité carbone en 2050 que s?est fixée la France, les signaux-prix constituent un levier essentiel pour inciter à réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES). Afin d?appréhender ce signal-prix, l?OCDE a développé la notion de tarification effective du carbone, qui permet d?apprécier le niveau de tarification de chaque secteur. Le modèle « Elfe » du commissariat général au développement durable 37 Le bouclier gaz a été maintenu en 2024 pour les contrats collectifs signés à un prix élevé avant le 30 juin 2023. La dépense correspondante s?est toutefois limitée à 0,5 Md¤. 38 Les études disponibles (Malliet et Saumtally, OFCE, 2023 ; Lemoine, Petronevitch et Zutova, Banque de France, 2024) chiffrent l?impact du bouclier tarifaire sur le PIB réel entre 0,1 et 0,2 point de PIB réel en 2022 et entre 0,2 et 0,5 point en 2023. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 68 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (CGDD) permet d?analyser la tarification effective du carbone en France et prend en compte depuis 2023 l?intégralité des émissions de GES. Selon ce modèle, la tarification effective moyenne du carbone en 2023 est estimée à 91 ¤/tCO2éq, avec de très fortes disparités entre les émissions de GES d?origine énergétique (taxées à 124 ¤/tCO2éq) et les autres émissions (taxées à 20 ¤/tCO2éq, soit environ six fois moins)39. La majeure partie de la tarification carbone repose aujourd?hui sur la fiscalité, en particulier sur l?accise sur les énergies (qui couvre 52 % des émissions), alors que son assiette ne porte que sur les émissions d?origine énergétique. Les quotas d?émissions européens ne concernent à l?inverse que 20 % des émissions, alors qu?ils permettent de couvrir toutes les émissions, y compris celles d?origine non énergétique (CO2, protoxyde d?azote, méthane, gaz fluorés, etc.). Graphique n° 15 : Les outils de tarification d?émissions de GES en 2023 39 Ministères chargés des territoires, de l?écologie et du logement, Une tarification des émissions de gaz à effet de serre inégale selon les secteurs, décembre 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 69 Cette structure centrée sur l?accise a pour conséquence que la tarification carbone effective des émissions d?origine énergétique varie de manière importante selon les secteurs d?activités, du fait des exonérations et des tarifs réduits applicables. Par exemple, pour les gazoles, le gazole non routier (GNR) agricole a une taxation effective d?environ 15 ¤/tCO2éq, contre 170 pour le gazole utilisé pour le transport routier de marchandises et 230 pour le reste du transport routier. À l?inverse, l?organisation d?un marché carbone permet l?émergence d?une tarification unique. Le système d?échange de quotas d?émission de l?Union européenne (SEQE-UE 1, Emissions Trading System 1 ou ETS 1 en anglais) s?est progressivement développé et un nouveau marché carbone (SEQE 2 ou ETS 2) est prévu à compter de 2028 pour assurer la tarification carbone d?autres secteurs. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 70 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 16 : Tarification effective du carbone en France en 2025, ordonnée par niveau croissant de tarification 3.1. Les leçons du premier marché carbone européen (SEQE ou ETS 1) Le protocole de Kyoto, signé le 11 décembre 1997 et entré en vigueur en 2005, prévoyait, entre autres, la création et le déploiement de marchés carbone. Dès 2005, l?Union européenne a été pionnière en mettant en place son système d?échange de quotas d?émissions. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Encadré 8 : Marché carbone ou taxe carbone ? Du point de vue économique, une taxe carbone fixe le prix et laisse les quantités d?émissions s?ajuster, tandis qu?un marché d?échange fixe la quantité (le plafond) et laisse le prix s?ajuster. En théorie, à information parfaite et avec les bons correctifs, les deux instruments peuvent être conçus pour offrir des incitations équivalentes. En pratique, leurs propriétés diffèrent. Un marché carbone procure une certitude environnementale à court terme mais un prix volatil, que l?on peut lisser via une réserve, des planchers/plafonds de prix ou des dispositifs d?invalidation. Une taxe donne une certitude sur le coût marginal et est plus simple sur un plan administratif, mais l?atteinte d?une cible environnementale nécessite un ajustement régulier du taux au vu des émissions observées. Le marché carbone de l?Union européenne s?applique aux installations situées sur le territoire de l?Espace économique européen (27 États membres de l?UE, Norvège, Islande et Liechtenstein). Depuis 2021, à la suite du Brexit, les installations au Royaume-Uni n?en font plus partie, à l?exception des centrales électriques en Irlande du Nord, mais un accord de couplage des marchés carbone britannique et européen est en cours de négociation. Le marché carbone suisse est lié au marché carbone européen depuis janvier 2020. Ce lien permet aux installations couvertes d'utiliser des quotas des deux marchés pour remplir leurs obligations. Les secteurs actuellement concernés sont notamment la production d?électricité et de chaleur, l?industrie lourde (raffineries, production d?acier, de ciment, de produit chimique, d?aluminium, de verre, de céramique, de papier-carton, etc.) et le transport aérien intra-européen. Depuis 2024, le marché carbone s?applique aussi à une partie du secteur maritime. Hors aviation civile et secteur maritime, environ 10 000 installations sont incluses dans le marché carbone à l?échelle de l?Union européenne et 1 059 en France. En 2022, les émissions couvertes s?élevaient à 1 284 MtCO2 à l?échelle de l?UE (soit environ 40% des émissions de CO2), dont 84 MtCO2 en France (soit environ 20% des émissions territoriales de la France). Dans le secteur de l?aviation, le marché carbone couvre environ 350 compagnies d?aviation à l?échelle européenne, soit 48,7 MtCO2 d?émissions issues de l?aviation en 2022 dans l?UE, dont 3,2 MtCO2 émises par les compagnies attribuées à la France. Le but du marché carbone est de restreindre le volume des gaz à effet de serre qui peuvent être émis. Les quotas d'émission sont plafonnés à un niveau fixé par l'UE et les entreprises peuvent, soit recevoir à titre Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 72 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES gratuit, soit acheter des quotas individuels. Le plafond est abaissé au fil du temps, de manière à réduire progressivement la quantité d'émissions et augmenter le prix du carbone. Afin de pouvoir éviter une volatilité trop importante des prix, une réserve de stabilité du marché (MSR) a été mise en oeuvre à partir de 2017, permettant ainsi de faire varier la quantité de quota disponible sur le marché et donc d?intervenir sur le prix de ces quotas. Encadré 9 : Fonctionnement de la réserve de stabilité (SEQE/ETS 1) La Market Stability Reserve (MSR) est un moyen de régulation du SEQE 1. Il ajuste mécaniquement l?offre de quotas mis aux enchères afin d?éviter les excès durables d?offre ou les pénuries et doit donc permettre de stabiliser le signal-prix du carbone. Chaque année, la Commission calcule le TNAC (Total Number of Allowances in Circulation). Lorsque le TNAC dépasse un certain seuil, le MSR retire des quotas des enchères pendant douze mois. Si le TNAC se situe entre 833 et 1 096 millions de quotas, la quantité retirée correspond exactement à l?écart au-dessus de 833 millions ; s?il dépasse 1 096 millions, le retrait s?élève à 24 % du TNAC. À l?inverse, si le TNAC tombe sous 400 millions, le MSR relâche 100 millions de quotas supplémentaires aux enchères. Dans tous les cas, l?ajustement passe uniquement par les volumes enchéris : les allocations gratuites aux installations ne sont pas modifiées, et la répartition des retraits/relâchements se fait au pro rata entre États membres. Pour éviter que le MSR ne devienne un « stock-tampon » permanent, une invalidation automatique est prévue : chaque 1?? janvier, les quotas accumulés dans la réserve au- delà de 400 millions sont annulés définitivement. Afin de renforcer la capacité d?action de la MSR, la Commission a proposé en mars 2026 de supprimer ce mécanisme d?invalidation. Pendant une longue période (2013-2017), le prix du quota était faible, autour de 5 ¤, à cause d?un déséquilibre structurel du marché entre l?offre et la demande. La mise en application de la réserve de stabilité du marché en 2017 a permis une multiplication par quatre du prix du quota en un an, entre septembre 2017 et septembre 2018. Le prix a ensuite fluctué entre 25 et 30 ¤, avec une baisse importante mais temporaire pendant la crise de la Covid au printemps 2020. En fin d?année 2020, le prix a à nouveau connu une tendance haussière marquée, portée par l?anticipation de sa réforme dans le cadre du Pacte Vert, avec encore une multiplication du prix par près de quatre en un peu plus d?un an, entre novembre 2020 et février 2022 où il a atteint près de 100 ¤. Après une baisse importante suivie d?un rebond après l?invasion russe de l?Ukraine, le prix a ensuite fluctué autour de 80-90 ¤ de février 2022 à octobre 2023. D?octobre 2023 à fin janvier 2024, le prix a baissé continuellement jusqu?à 48 ¤. Après être remonté à 85 ¤ en janvier 2025, il varie depuis entre 60 et 80 ¤. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 73 3.2. Les finalités du second marché carbone européen (SEQE ou ETS 2) Un système distinct d'échange de quotas d'émission (SEQE ou ETS 2) doit à terme porter sur les consommations de carburants et combustibles utilisés dans les secteurs du transport routier, pour le chauffage des bâtiments résidentiels et tertiaires, la petite industrie non couverte par le premier marché carbone et le gazole non routier utilisé par le secteur de la construction. Ces secteurs représentent 53% des émissions de CO2 françaises. La mise en oeuvre du second marché carbone européen initialement prévue en 2027 a toutefois été reportée à 2028. La France n?a pas engagé la transposition du second marché carbone en droit interne, ce qui aurait dû intervenir au 30 juin 2024. Une procédure d?infraction a été ouverte par la Commission européenne. Le second marché carbone applique une logique amont : ce sont les fournisseurs de carburants qui doivent surveiller, déclarer puis acheter et restituer des quotas correspondant aux émissions induites par les volumes livrés. Aucune allocation gratuite n?est prévue : tout passe par l?enchère, et le système est assorti d?un dispositif MSR propre et censé éviter l?emballement des prix. Toutefois, la quantité de carbone allouée à cette réserve pourrait être insuffisante pour limiter le prix au niveau prévu par la directive, soit 45¤2020 par tonne de CO2, ce qui a conduit la Commission européenne à formuler une proposition de révision de son mode de fonctionnement en novembre 202540. Une étude de Rexecode41 retient un surcoût annuel pour un ménage moyen de l?ordre de 155 ¤, se décomposant entre 105 ¤ pour ses charges de transport et 50 ¤ pour son logement, sous l?hypothèse d?un prix de 50 ¤ par tonne de de CO2, mais ces surcoûts ne tiennent pas compte d?éventuelles réactions en termes de consommation et d?investissements (cf. chapitre II). Un Fonds social pour le climat (FSC) a été créé pour amortir l?impact social de ce signal-prix en finançant des mesures nationales ciblant les ménages et micro-entreprises vulnérables. 40 Proposition de décision du parlement européen et du Conseil modifiant la décision (UE) 2015/1814 en ce qui concerne la réserve de stabilité du marché pour les secteurs du bâtiment, du transport routier et d?autres secteur. COM(2025)738 41 R. Trotignon, A. Benoist (2025), ETS 2 : un mécanisme d?harmonisation des prix du carbone aux contours flous, Rexecode, repères n° 18 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 74 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Pour y accéder, chaque État membre soumet un plan social pour le climat (PSC). La Commission n?effectue des paiements que si les jalons et cibles fixés dans le plan sont atteints. Les plans devaient être transmis au plus tard le 30 juin 2025 et le Fonds opère de 2026 à 2032. Toutefois, seule la Suède a transmis son plan dans les délais. Le FSC est alimenté par une part des quotas vendus sur le second marché carbone et par 100 millions de quotas prélevés sur le premier. Avec une contribution nationale complémentaire et minimale de 25 % du coût des plans, l?enveloppe publique mobilisée atteint au moins 81,25 Md¤ sur la période 2026-2032. Constat n° 5 : Un marché carbone s?est progressivement mis en place dans l?Union européenne. Un second marché devrait couvrir d?autres secteurs d?activité à partir de 2028. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 75 Chapitre II - Les effets du choc conjoncturel de prix et du choc structurel de décarbonation sur la fiscalité de l?énergie Ce chapitre explore les conséquences sur le niveau et la répartition de la fiscalité de l?énergie, du choc conjoncturel actuel sur les prix du pétrole et du choc structurel à venir de la décarbonation. À court terme, les ménages et les entreprises sont exposés de façon très différenciée à la hausse des prix du pétrole. Son effet sur la croissance globale dépendra principalement des comportements d?épargne des ménages. Les administrations publiques bénéficieront de certaines recettes supplémentaires, qui ne proviendront pas principalement de la fiscalité des carburants mais, en fonction de la transmission de l?inflation aux autres secteurs puis aux salaires, de la TVA et des impôts et cotisations assis sur les rémunérations. La hausse des taux d?intérêt et l?indexation de nombreuses dépenses sur l?inflation viendront consommer ce gain. Dans le cas de l?épisode inflationniste de 2022-2023, selon la Cour des comptes, le bilan des effets de l?inflation sur le déficit public a été fortement négatif après prise en compte des mesures discrétionnaires de soutien du revenu des ménages et des entreprises. Pour 2026, avant même les mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et les dépenses militaires supplémentaires liées à la crise au Moyen-Orient, le rapport d?avancement annuel (RAA) du programme budgétaire et structurel à moyen terme (PSMT) transmis par le Gouvernement à la Commission européenne estime l?impact négatif de la crise énergétique sur les finances publiques à 4,4 Md¤, sous l?hypothèse d?un reflux progressif du prix du baril de pétrole vers 80 $ à la fin 2026. À plus long terme, la poursuite et l?amplification attendues de la décarbonation diminueront fortement les recettes fiscales énergétiques. Les recettes liées aux quotas carbone, d?un montant incertain, ne viendront que transitoirement compenser ces pertes. Elles devraient de plus être en partie recyclées dans des mesures d?accompagnement de la transition pour les ménages et les entreprises les plus exposés. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 76 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1. Des effets ambivalents de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques Le prix à la pompe ont atteint 2,16 ¤ pour le gazole et 2,03 ¤ pour le SP95-E10 le 8 mai 2026, soit une augmentation respective de 46 et 32 centimes par rapport à la situation qui prévalait fin février. L?étude de l?épisode de forte augmentation des prix de l?énergie en 2022 et 2023 peut aider à appréhender les conséquences économiques et financières de ce choc, à condition de garder en mémoire la différence importante qui caractérise pour l?instant la crise actuelle par rapport à l?épisode précédent : les effets de l?augmentation du prix du pétrole sur le prix de l?électricité en France restent pour l?instant très limités. Sous cette réserve, l?analyse du choc précédent nous montre qu?une hausse importée des prix de l?énergie augmente le rendement de la TVA mais réduit celui de l?accise en raison d?effets négatifs sur la consommation énergétique. Elle a par ailleurs beaucoup d?autres effets sur les finances publiques, spontanés ou liés à la réaction des autorités monétaires et budgétaires. En 2022 et 2023, l?intensité des politiques de soutien budgétaire et leur durée ont conduit à une dégradation globale significative des finances publiques. 1.1. En cas de hausse du prix du pétrole, une augmentation de la TVA sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la baisse de la consommation L?accise sur les produits raffinés est assise sur les quantités consommées et non sur le prix. Son montant par litre reste donc inchangé en cas d?augmentation du coût hors taxes des carburants. Le rendement total de l?accise dépend cependant de l?évolution de la consommation. À très court terme, en début de crise, la crainte de pénuries ou l?anticipation d?une poursuite de la hausse peuvent conduire à une hausse temporaire de la consommation. Ainsi, la consommation des vingt premiers jours de mars affichait une augmentation de 1% par rapport à la même période en 2025. De ce fait, le ministre des comptes publics annoncé Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 77 des recettes supplémentaires de TVA à hauteur de 120 M¤ et d?accise représentant 150 M¤ pour le mois de mars 2026. Mais, assez rapidement, la consommation de carburants a tendance à se réduire quand les prix augmentent fortement. Une étude publiée par l?Insee en 2023 estime l?élasticité de la consommation de carburants pour le transport à son prix TTC entre -0,2 et -0,4 sur la base d?une analyse des données bancaires entre septembre 2021 et janvier 202342. Dans une étude antérieure de 2019, le Conseil d?analyse économique avait retenu une élasticité de -0,4543. En 2025, la consommation de gazole a représenté 27 millions de tonnes sur laquelle ont pesé 17,3 Md¤ d?accise. Celle d?essence sans plomb s?établit à 11,8 millions de tonnes, soit 9,9 Md¤ d?accise. En prenant pour hypothèse une élasticité de la consommation de carburants au prix TTC de -0,3, la différence de prix TTC observée entre la moyenne 2025 (1,62 ¤/L pour le gazole et 1,69 ¤/L pour l?essence) et les prix observés mi-mai 2026 (respectivement, 2,12 et 2,03 ¤/L), si elle persistait, se traduirait par un repli de la consommation de 6% pour l?essence et de 10 % pour le gazole44. Hors outre-mer, les pertes d?accise s?élèveraient à 1,94 Md¤ en année pleine. À l?inverse, la TVA est fondée sur le prix accise comprise. La TVA acquittée par litre augmente donc si ce prix s?élève. Cet effet prix positif est cependant en partie compensé par le même effet volume négatif que celui constaté pour l?accise. La TVA brute sur les carburants acquittée en 2025 représentait 8,4 Md¤ pour le gazole et 6,4 Md¤ pour l?essence. En prenant les mêmes hypothèses d?évolution de la consommation en fonction des prix que pour l?accise, les gains de TVA brute pour l?ensemble des administrations publiques représentent 2,13 Md¤ en année pleine. 42 Bonnet, Loisel, Wilner, Fize, Comment les automobilistes ajustent leur consommation de carburant aux fluctuations de prix à court terme, Insee analyses n° 83, juillet 2023. 43 Douenne, Les effets de la fiscalité écologique sur le pouvoir d?achat des ménages : simulation de plusieurs scénarios de redistribution, CAE, mars 2019 44 Entre le 1er et le 20 mai 2026, la consommation de carburants a baissé de 14 % par rapport à la même période l?année précédente, selon le Comité professionnel du pétrole (CPDP). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 78 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En année pleine, compte tenu de ses effets négatifs sur la consommation de ces produits, l?augmentation des prix du pétrole induit donc globalement une augmentation très modérée de la fiscalité des carburants, de l?ordre de 200 M¤, sous l?hypothèse d?un maintien des prix à la pompe à leur niveau de mi-mai 2026. Par ailleurs, la TVA et l?accise sont réparties entre l?État, les administrations de sécurité sociale et les collectivités territoriales. En 2026, il était prévu que l?État reçoive 51 % de l?accise et 50,6 % de la TVA. Compte tenu de ces proportions, le gain pour l?État lié aux conséquences de la hausse du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 100 M¤ en année pleine avant mesures. Les mesures annoncées par le Gouvernement en faveur de différents secteurs d?activité de la pêche, de l?agriculture, du transport routier et des « gros rouleurs » à la date du 21 mai 202645 auraient un coût, sensiblement supérieur à ce gain, de l?ordre de 710 M¤ jusqu?au mois d?août, d?environ le double en année pleine. 1.2. De multiples autres conséquences de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques Les évolutions de la fiscalité des carburants sont loin d?épuiser les conséquences d?une inflation importée d?origine énergétique sur les finances publiques. Comme la Cour des comptes a pu l?analyser à propos de l?épisode inflationniste de 2022-202346, l?inflation a des effets automatiques sur les finances publiques : 45 Doublement de l'aide aux grands rouleurs pour les salariés modestes qui roulent beaucoup, portée de 50 ¤ à 100 ¤ qui pourront être versés sur le trimestre à venir ; intervenants médico-sociaux à domicile qui auront accès à l?aide aux grands rouleurs et verront leurs indemnités kilométriques revalorisées de 20 centimes le litre de carburant ; leasing réservé à ces professionnels du secteur médico-social pour les aider à acquérir un véhicule électrique pour 50 ou 100 ¤ par mois ; revalorisation des indemnités kilométriques des fonctionnaires utilisant leurs voitures pour le travail ; aides aux agriculteurs, aux pêcheurs, aux transporteurs prolongées pour trois mois, aides au secteur du BTP prolongées pour la même durée et élargies à toutes les entreprises de moins de 50 salariés. 46 Cour des comptes, Les effets de l?inflation sur les finances publiques (2022-2023), 2025 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 79 - sur le solde primaire (c?est-à-dire le solde hors charge de la dette), en valeur absolue, par l?augmentation des prélèvements obligatoires assis sur des assiettes en valeur et celle des dépenses obligatoires indexées sur les prix ; - sur les ratios de déficit et d?endettement par rapport au PIB : la croissance nominale du PIB vient, toutes choses égales par ailleurs, augmenter leur dénominateur et réduire leur niveau. Au-delà de ses effets automatiques, l?inflation a d?autres effets spontanés qui dépendent des comportements des acteurs économiques et des arrangements institutionnels. L?inflation est ainsi le plus souvent répercutée dans les évolutions salariales ainsi que dans d?autres dépenses publiques, mais selon un rythme et avec une intensité qui peuvent varier. En effet, selon le rythme et l?intensité de cette répercussion, les ménages et les entreprises peuvent ajuster leur consommation, leur épargne, leur investissement ou leur marge, ce qui a un effet retour sur les recettes fiscales. Enfin, l?inflation suscite des réponses de politique économique qui ont-elles-mêmes des conséquences sur les finances publiques. La banque centrale cherche à contenir l?inflation en modifiant ses taux d?intérêt : la hausse des taux, d?une part, alourdit la charge de la dette publique et, d?autre part, conduit à un ralentissement à terme de la croissance de l?activité, ce qui réduit les recettes publiques. Le Gouvernement peut aussi décider de mesures discrétionnaires pour atténuer les effets de l?inflation sur les revenus des ménages ou les marges des entreprises ou au contraire limiter ses dépenses en volume pour maintenir ses objectifs nominaux d?évolution des dépenses. Selon le rapport d?avancement annuel (RAA) du programme budgétaire et structurel à moyen terme (PSMT) transmis par le Gouvernement à la Commission européenne fin avril 2026, dans l?hypothèse d?une redescente progressive du prix du baril de pétrole à 80 $ d?ici la fin 2026, le conflit au Moyen-Orient aurait un coût spontané pour les finances publiques de l?ordre de 4,4 Md¤ en 2026 avant prise en compte des mesures discrétionnaires de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses supplémentaires liées à l?envoi de moyens militaires dans l?Océan indien. L?effet sur les recettes étant quasi-nul, ce coût traduit Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 80 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES principalement l?effet du choc inflationniste sur les dépenses, en particulier la hausse de la charge des titres de dette indexés sur l?inflation. Constat n° 6 : Lorsque les prix de l?énergie hors taxes augmentent, le rendement de l?accise diminue en raison de la baisse de consommation en réaction à la hausse des prix, tandis que les recettes de TVA progressent. En faisant l?hypothèse d?un maintien du prix à son niveau de mi-mai 2026 et en appliquant les élasticités de la consommation au prix constatées lors du précédent choc de 2022-2023, l?effet de la hausse du prix du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 200 M¤ en année pleine. L?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, avant prise en compte des mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses militaires supplémentaires, et sous l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. 2. Au-delà des fluctuations à court terme des prix, une diminution tendancielle de la fiscalité de l?énergie 2.1. Une accise menacée d?attrition, des recettes des marchés carbone incertaines et transitoires Selon des simulations effectuées par la direction générale du Trésor47, à fiscalité constante, la transition énergétique pourrait entraîner une baisse du rendement de l?accise sur les énergies de 7 à 10 Md¤ courants en 2030 et de 15 à 30 Md¤ en 2050 par rapport à 2019, selon le rythme de la décarbonation. Selon des hypothèses centrales de prix du carbone, les recettes attendues par les autorités françaises du SEQE/ETS 1 en 2030 seraient en hausse d?environ 2 Md¤ par rapport à 2019 et celles du second 47 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone, décembre 2025. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 81 marché carbone seraient de l?ordre de 7 Md¤. L?augmentation des recettes provenant des quotas carbone compenserait donc approximativement la baisse de l?accise à l?horizon 2030. La notion de « double dividende » traduit l?idée que la mise en place d?une tarification du carbone (taxe carbone ou quotas échangeables mis aux enchères) peut permettre simultanément deux améliorations pour la collectivité. Le premier « dividende » est la réduction de dommages de pollution découlant directement de l?effet incitatif du signal-prix sur les comportements. Le second « dividende » serait un gain collectif, disjoint du bénéfice environnemental, permis par une utilisation pertinente des recettes budgétaires générées par la taxe environnementale ou les enchères, sous réserve qu?elle compense la perte de bien-être découlant du prélèvement. Cette utilisation pertinente pourrait être une baisse d?autres impositions jugées plus distorsives48. Cette idée de double dividende paraît toutefois difficilement applicable à une éventuelle substitution des recettes des quotas carbone à celles de l?accise sur l?énergie. Tout d?abord, les recettes des quotas carbone sont fléchées vers des dépenses supplémentaires liées à l?accompagnement de la transition et ne sont donc pas mobilisables pour compenser la baisse de l?accise. Surtout, à l?horizon 2050, les recettes des quotas carbone diminueront également sous l?effet de la décarbonation. À cet effet direct s?ajouteront les conséquences sur les autres recettes publiques de l?impact de la transition énergétique sur la croissance. 2.1.1. Une accise menacée d?attrition à l?horizon 2050 En 2019, année de référence choisie pour neutraliser les effets des crises sanitaire et énergétique, l?accise sur les énergies fossiles (ex-TICPE et ex-TICGN, hors TVA) rapportait 33 Md¤, soit 1,4 % du PIB. Le secteur routier fournissait l?essentiel de ce rendement. Ces ordres de grandeur 48 F. Gonand, P.-A. Jouvet, The second dividend and the demographic structure, Journal of environnemental Economics and Management, 2015. Dans cet article, l?imposition diminuée est l?impôt sur le revenu et non les accises sur l?énergie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 82 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES donnent l?ampleur du « socle » menacé d?érosion, à fiscalité inchangée49, par la décarbonation des usages énergétiques. L?électrification est le premier moteur micro-économique du recul des recettes, l?électricité étant moins taxée que les énergies fossiles. À ce différentiel de taxation s?ajoute un effet d?assiette : l?électrification s?accompagne de gains d?efficacité qui réduisent la quantité d?énergie finale nécessaire et donc la base taxable. Autrement dit, même à fiscalité équivalente, la montée des véhicules électriques et des systèmes électriques de chauffage érode le rendement des accises. Sur cette base, en prenant en compte l?augmentation des recettes de l?accise sur l?électricité, la direction générale du Trésor prévoit une baisse des recettes nettes d?accise sur les énergies de 7 Md¤ en 2030 dans le scénario AME de la SNBC 2 et de 10 Md¤ dans le scénario AMS, par rapport à 2019. En 2050, la baisse atteindrait 15 Md¤ dans le scénario AME et 30 Md¤ dans le scénario AMS. Cette baisse porterait principalement sur le secteur du transport. 49 Dans l?hypothèse d?une reprise de la trajectoire de la composante carbone de l?accise prévue avant la crise des gilets jaunes à partir de 2023, une autres étude montre au contraire un accroissement des recettes publiques à l?horizon 2035 : Corbier, Gonand, A hybrid-electricity model to assess the aggregate impacts of low-carbon transition : an application to France, Ecological economics, 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 83 Graphique n° 20 : Perte de recettes d?accise sur les énergies dans le scénario AMS Source : direction générale du Trésor Cette érosion des recettes d?accise est quantifiée sans prendre en compte l?évolution de la fiscalité après 2019. Les estimations sont bâties en dehors de tout bouclage macroéconomique et notamment ne prennent pas en compte la réallocation de la consommation et de l?activité, qui auraient aussi des effets sur les recettes publiques. En outre, elles sont construites à prix hors taxes constants, et n?intègrent pas les pertes concomitantes de TVA sur les produits énergétiques fossiles. Elles donnent donc une mesure « mécanique » de l?érosion en l?absence de reparamétrage fiscal. En outre, dans le scénario AMS, elles supposent un respect de la SNBC 3. À titre d?exemple, la stratégie AMS prévoit une stabilisation du nombre de kilomètres parcourus par an par personne tous modes confondus, une augmentation du trafic des transports en commun (bus, car, train) de 25 % d?ici 2030, une multiplication par quatre du trafic vélo, une augmentation du nombre de passagers par véhicule (1,51 en 2030 contre Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 84 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1,43 aujourd?hui) et une augmentation de la part de voitures électriques dans le parc roulant à 15 % en 2030, contre 3,1 % au 30 juin 2025, ce qui suppose que la part de voitures électriques dans les ventes de véhicules neufs augmente rapidement, pour atteindre 66 % en 2030, contre 20 % en 2025. En mars 2026, les ventes de voitures électriques totalisent 49 406 véhicules, soit 28 % de part de marché. Cette attrition du rendement de la fiscalité énergétique n?est pas encore engagée en France mais peut déjà s?observer à l?échelle de l?UE-27 depuis le milieu des années 2010, en particulier dans les pays les plus avancés dans la transition énergétique (Allemagne, Danemark et Suède). Graphique n° 21 : Évolution du rendement des droits d?accise et de consommation sur l?énergie en part dans le total des prélèvements obligatoires sur la période 1995 - 2024 Source : CPO (données : Commission européenne) 2.1.2. Des recettes limitées du SEQE/ETS 1 pour la France La répartition des recettes issues des enchères de quotas d?émission entre les États membres dans le cadre du SEQE/ETS 1 est déterminée par une clé prédéfinie, s?appuyant principalement sur les émissions historiques des secteurs couverts par ce marché. Elle est de 6,1% pour la France en ce qui concerne les quotas généraux (la grande majorité des volumes d?enchères) et de 11,3 % en ce qui concerne les quotas aviation. La part Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 85 relativement faible de la France (en regard par exemple de la part de son revenu national brut, aux alentours de 17 %) s?explique par son mix électrique historiquement décarboné. En 2023, les recettes du SEQE allouées à la France étaient de 2,1 Md¤, dont 0,7 Md¤ affectés à l?agence nationale pour l?amélioration de l?habitat pour le financement de Ma Prime rénov?. Graphique n° 22 : Recette des enchères de quotas de CO2 pour la France Source : www. ecologie.gouv.fr Selon la Commission européenne, les quotas mis aux enchères et alloués à la France devraient s?élever à 24 millions à horizon 2030, soit une hausse de 19 % en 4 ans. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 86 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 5 : Quota de CO2 mis aux enchères et alloués à la France sur la période 2026 - 2030 2026 2027 2028 2029 2030 Quota total 20,1 16,0 19,1 25,4 24,0 Source : Commission européenne, ETS cap breakdown, mai 2023. Selon une analyse faite par Carbon Pulse, qui a synthétisé le prix du carbone estimé par différents acteurs, ce dernier pourrait varier entre 110 ¤ et 200 ¤ par tonne de CO2, à horizon 2030. À partir de ces éléments, il est possible d?estimer des recettes issues du SEQE 1 pour la France entre 2,6 et 4,8 Md¤ en 2030, soit une hausse potentielle des recettes comprise entre 1,8 et 4 Md¤ par rapport à 2019. Cette augmentation serait plus lente en cas de lissage du rythme de diminution des quotas gratuits, comme envisagé par la Commission dans ses propositions de décembre 2025, mais la diminution de la consommation d?énergies et la diminution de l?accise pourraient dans ce cas être également moins rapides. Tableau n° 6 : Estimation des recettes françaises du SEQE/ETS 1 en 2030 (en Md¤) 2030 Estimation sur la base du prix moyen 3,0 Estimation sur la base du prix médian 2,9 Source : CPO, à partir des données de la commission européenne et de Carbone Pulse Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 87 Encadré 10 : La France bénéficie du Fonds pour l?innovation mais pas du Fonds de modernisation Le Fonds pour l?innovation et le Fonds de modernisation sont des instruments financiers européens alimentés par une fraction des quotas carbone mis aux enchères dans le cadre du premier marché carbone. Le Fonds pour l?innovation vise à accompagner les projets industriels innovants à forte valeur environnementale axés sur le déploiement de technologies à faible émission de carbone. Fin 2025, le Fonds disposait de 12,3 Md¤ d?actifs pour une dotation totale escomptée de 40 Md¤ jusqu?en 203050. Dans le cadre financier pluriannuel (CFP) proposé pour 2028-2024, la Commission prévoit de consacrer 451 Md¤ à l?établissement d?un nouveau grand Fonds européen pour la compétitivité (FEC), appelé à compléter le Fonds pour l?innovation. Le Fonds pour la modernisation est réservé à 13 États membres pour lesquels la dépendance aux combustibles fossiles reste élevée et les marges budgétaires sont plus contraintes. La France n?en est pas bénéficiaire : elle contribue indirectement au Fonds via la mise aux enchères d?une partie de ses quotas, mais ne perçoit pas de crédits en retour. 2.1.3. Une clef de répartition plus favorable à la France pour les recettes du second marché carbone En ce qui concerne le second marché carbone, d?après la Commission européenne, 753,8 millions de quotas étaient prévus aux enchères à horizon 2030, hors enchères pour alimenter le fond social. La France percevra 16,1 % des recettes du SEQE/ETS 251, soit 121,45 millions de quotas en 2030. Le CPO a estimé les recettes possibles provenant du SEQE 2 sur la base de plusieurs scénarios de prix, avec un scénario central à 60 ¤ par tonne. Avec ce scénario central, les recettes issues du SEQE 2 pour la France seraient de 7,3 Md¤ en 2030. 50 Cour des comptes européenne, Fonds pour l?innovation ? Un potentiel élevé, mais des progrès lents et un impact limité sur la réduction des émissions, rapport spécial n° 11/2026 51 Directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre dans l'Union (révisée). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 88 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 7 : Recettes françaises potentielles du SEQE 2 en 2030 selon le prix du quota 40 ¤ 50 ¤ 60 ¤ 70¤ Recettes potentielles en Md¤ 4,9 6,1 7,3 8,5 En théorie, le prix de 60 ¤ par tonne de CO2 devrait représenter un prix maximum, correspondant aux 45 ¤2020 par tonne prévus comme étant le prix maximal dans la directive. Ce prix pourrait être moindre si la quantité de quotas achetée était inférieure aux plafonds prévus. Ce prix maximum théorique pourrait être dépassé si la quantité de carbone allouée à la réserve de stabilité s?avérait ne pas être suffisante. Selon certaines études, au regard de la situation actuelle en termes d?émission de CO2 dans le secteur du bâtiment et celui du transport routier, le prix par tonne de carbone émise pourrait monter à 200 ¤ à horizon 2030 (soit 50 centimes de plus par litre d?essence), gonflant ainsi les recettes mais entraînant des risques de non acceptabilité sociale, malgré le fonds social. Ce risque pourrait créer une pression en faveur de la diminution de la fiscalité de l?énergie ou des certificats d?économie d?énergie (CEE) pour compenser l?effet de l?augmentation des prix du carbone sur le prix de l?énergie. Une baisse des accises ou une diminution des CEE pour compenser les effets du SEQE/ETS 2 aboutirait toutefois à une situation sous-optimale où la fiscalité et la réglementation créeraient des incitations allant en sens contraire de celles des marchés carbone. Par ailleurs, pour les États membres, les recettes des quotas carbone ont un caractère transitoire et sont appelées à diminuer au fur et à mesure de l?accélération de la transition. Cela explique que la plupart des travaux portant sur ce sujet tendent à préconiser leur affectation au financement de la transition plutôt qu?à des dépenses publiques pérennes au-delà de cette échéance. 2.1.4. Une discussion à resituer dans le cadre de l?impact global de la décarbonation sur les finances publiques Au-delà des effets de la décarbonation sur l?accise et des recettes des enchères de quotas carbone, la transition vers la neutralité carbone se traduit par des investissements publics supplémentaires ou des subventions en faveur de la décarbonation et de l?accompagnement, et une réduction de Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 89 l?activité économique relativement à un scénario fictif sans changement climatique ni politiques de transition. Un renforcement de la tarification carbone génère en revanche des recettes supplémentaires sur la trajectoire de transition. Le rapport sur la situation et les perspectives des finances publiques de la Cour des comptes de 202452 estime les effets de la transition bas- carbone sur le ratio d?endettement à horizon 2030, en prenant en compte les effets directs des dépenses publiques de décarbonation et de l?érosion des recettes fiscales sur les énergies fossiles, ainsi que l?effet indirect négatif de la décarbonation sur la croissance du PIB avec une réduction du taux de croissance de 0,1 point par an. Deux scénarios sont proposés : un scénario optimiste sans érosion des recettes d?accise sur les énergies (qui seraient compensées par de nouvelles recettes) et avec une dépense publique modérée ; un scénario pessimiste avec une érosion des recettes d?accise sur les énergies non compensée et une hausse importante des dépenses publiques. Par rapport à un scénario tendanciel sans politique de décarbonation, le scénario pessimiste augmenterait le ratio d?endettement de presque 7 points de PIB en 2030, tandis qu?il augmenterait d?environ 4 points dans le scénario optimiste. Dans son rapport sur les enjeux de la transition économique vers la neutralité carbone de janvier 2025 déjà cité, la direction générale du Trésor souligne toutefois que l?effet sur les finances publiques à long terme de la décarbonation dépend des instruments utilisés. En supposant l?impact macroéconomique de la décarbonation inchangé quel que soit l?instrument53, elle conclut qu?une transition exclusivement menée par un renforcement de la tarification du carbone et sans redistribution réduirait le ratio d?endettement, mais poserait des enjeux d?acceptabilité et des risques spécifiques comme les fuites de carbone, tandis que, sans surprise, une politique purement incitative accroîtrait fortement l?endettement public. Dans un scénario où la tarification du carbone augmente en parallèle d?un 52 Cour des comptes, Rapport sur la situation et les perspectives des finances publiques, 2024. 53 La direction générale du Trésor reprend l?hypothèse retenue par la Cour d?une réduction forfaitaire de -0,1 point de pourcentage par an de la croissance potentielle par rapport au scénario AME de la SNBC 3. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 90 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES accompagnement financier des agents par des subventions à la décarbonation, le ratio d?endettement pourrait se stabiliser à horizon 2050. Les effets macroéconomiques de la décarbonation et les politiques menées pour l?accompagner auront ainsi des impacts sur les finances publiques qui sont difficiles à tous chiffrer mais qu?il convient de prendre en compte en complément des effets attendus sur la fiscalité de l?énergie. Constat n° 7 : Selon les projections de la Direction générale du Trésor, toutes choses égales par ailleurs, la transition énergétique induira une forte baisse du rendement de l?accise sur l?énergie. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition énergétique. Constat n° 8 : Les recettes des marchés carbone, fléchées et transitoires, ne compensent pas ces pertes de recettes à l?horizon de la fin de la transition. 2.2. Des conséquences de la transition énergétique sur les entreprises françaises difficiles à apprécier 2.2.1. Des prix de l?énergie de départ très variables selon les secteurs d?activité En fonction de leur mix énergétique mais aussi des dépenses fiscales dont ils peuvent bénéficier, les différents secteurs affichent des coûts unitaires énergétiques très variables. Les dispositifs de soutien mis en place en 2022-2023 et pour certains prolongés en 2024 ont également affecté différemment ces secteurs. Ainsi, les ménages ont été protégés plus fortement mais moins durablement que l?agriculture ou l?industrie. Entre 2021 et 2023, le prix de l?énergie a augmenté de 28 % dans le secteur résidentiel contre 50 % dans l?agriculture et 88 % dans l?industrie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 91 Tableau n° 8 : Prix de la consommation finale d?énergie par secteur d?activité en ¤/MWh 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Industrie (hors charbon et hauts-fourneaux) 49 50 46 59 93 111 Transport 132 133 118 135 172 172 Résidentiel 100 103 106 107 124 137 Tertiaire 82 86 86 91 116 173 Agriculture ? pêche 73 75 63 74 104 111 Consommation finale énergétique (hors charbon et hauts-fourneaux) 97 99 93 103 133 147 Source : SDES, bilan énergétique de la France en 2024 2.2.2. Les répercussions du prix du carbone sur les entreprises En supposant un prix de 50 ¤/tCO2 qui s?ajouterait à l?actuelle composante carbone (44,6 ¤/tCO2), les prix de l?énergie augmenteraient en France de 11 à 13 % pour le gaz et de 10 à 11 % pour le carburant, d?après les estimations respectives de la DGEC et du CGDD. Le taux de répercussion du prix du carbone est déterminé par plusieurs facteurs, notamment l?exposition au commerce international, la structure de marché et l?élasticité de l?offre et de la demande. Une étude de la Fabrique de l?industrie a tenté de calculer les répercussions sectorielles de la tarification du carbone à partir des données disponibles en 201854, ainsi que le surcoût que représente la tarification carbone. Avant prise en compte des répercussions, la tarification du carbone affecte surtout les secteurs les plus émetteurs. Si l?on rapporte cette 54 Olivier Sautel, Caroline Mini, Hugo Bailly et Rokhaya Dieye, La tarification du carbone et ses répercussions. Exposition sectorielle au surcoût carbone, Les Notes de La Fabrique, Paris, Presses des Mines, 2022. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 92 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES tarification au chiffre d?affaires de chaque secteur, pour un prix du carbone de 76 ¤ par tonne, c?est le transport aérien qui apparaît cette fois comme étant le plus affecté (7,3 %), suivi par la fabrication des autres produits minéraux non métalliques (5,8 %) et par le secteur des métaux de base (4,5 %). Une fois pris en compte les effets de répercussion dans ce scénario de prix, le surcoût carbone serait de 17,5 Md¤2018 toujours dans une hypothèse de prix du carbone de 76 ¤ par tonne. Sur ce total, 6,5 Md¤2018 seraient portés par les consommateurs finaux. Ce surcoût carbone lié aux émissions des productions françaises serait estimé à 58 Md¤2018, dont 21,6 Md¤2018 supportés par les consommateurs finaux, sur la base d?un prix du carbone à 250 ¤ par tonne, soit la valeur tutélaire du carbone proposée par le rapport Quinet. Graphique n° 17 : Surcoût carbone par secteur, en % du chiffre d?affaires Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 93 Ces données représentent une mesure « brute » de l?impact de la tarification du carbone sans prendre en compte les apports possibles du progrès technologique55, les effets de substitution entre secteurs ni les reports ou les diminutions de la demande finale adressée à chaque secteur. Le déplacement global de l?offre et de la demande sous l?effet du « coût carbone » dépendra également d?autres paramètres tels que l?inflation et ses effets comportementaux, la compétitivité des entreprises face à la concurrence, le coût d?opportunité relatif des investissements pour limiter les émissions de CO2 et les dispositifs d?accompagnement. 2.2.3. Un mécanisme d?ajustement carbone aux frontières en cours de modification Les marchés carbone sont en développement à l?échelle planétaire. Mais le prix du carbone dans l?Union européenne reste élevé par rapport à la plupart des autres zones du monde. Encadré 11 : La tarification du carbone à travers le monde L'expérience européenne a ouvert la voie à la création d'autres systèmes de « plafonnement et d'échange ». Au 1er mai 2025, 78 mécanismes de tarification explicite du carbone étaient recensés à travers le monde, dont 43 taxes carbone et 35 systèmes d?échange de quotas d?émission (SEQE). Les mécanismes de tarification peuvent être mis en place au niveau national (pour 44 d?entre eux, par exemple : Chine, Corée du Sud, Mexique) ou au niveau régional (pour 33 d?entre eux, par exemple, Californie aux États-Unis). Seul le SEQE européen est un instrument supranational. L?ensemble des juridictions mettant en oeuvre un prix du carbone représente environ 65 % du PIB et 52 % des émissions mondiales de gaz à effet de serre (GES). Néanmoins, certains secteurs ou populations peuvent être exonérés. En prenant en compte ces effets de périmètre, seules 28 % des émissions de GES sont couvertes par un prix du carbone56. Les revenus du carbone représentaient 103 Mds USD en 2024 (67 % provenant des SEQE, 33 % provenant des taxes), en hausse de plus de 80 % par rapport à 2020. À ce jour, les revenus du carbone restent relativement concentrés entre quelques mécanismes majeurs : le SEQE européen représente à lui seul 41 % des recettes mondiales. 55 Le prix de l?électricité connaît notamment une forte variabilité journalière en raison des limites des technologies de stockage. Différentes technologies sont à l?étude, mais aucune n?est aujourd?hui rentable. 56 I4CE, Les comptes mondiaux du carbone 2025, juin 2025 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 94 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES À cette date, l?éventail des prix explicites du carbone est très large : il oscille entre 1 centime de USD pour la Basse Californie (Mexique) et 160 USD par tonne de CO2eq en Uruguay. Seules 20?% des émissions couvertes sont tarifées conformément aux recommandations de la commission Stern-Stiglitz57, qui estimait en 2017 qu?un signal- prix pleinement incitatif nécessitait un niveau compris entre 40 et 80 USD/tCO?e d?ici 2020 et entre 50 et 100 USD/tCO?e d?ici 2030. Environ 74?% des émissions couvertes sont aujourd?hui soumises à un prix inférieur à 20 USD/tCO?e. Dès lors que l?Union européenne fixe un prix du carbone supérieur à celui de ses partenaires économiques internationaux, cela engendre un risque de fuite de carbone. Il y a fuite de carbone lorsque des entreprises transfèrent leur production vers d?autres pays ou lorsque les importations en provenance de ces pays remplacent des produits équivalents dont l?intensité des émissions de gaz à effet de serre est moindre parce que leur prix est moins élevé. Les études disponibles évaluent ex ante les risques de fuites de carbone avant la mise en place de politiques climatiques plus strictes entre 5 et 30 % avec une valeur moyenne entre 12 et 14%58. Sous le régime du SEQE/ETS 1, les mécanismes qui existent pour faire face au risque de fuite de carbone dans les secteurs ou sous-secteurs exposés à un tel risque sont l?allocation transitoire de quotas à titre gratuit et des mesures financières (notamment fiscales) en faveur des énergo- et électro-intensifs. De fait, dans le cadre du marché carbone européen, tel qu?il a fonctionné jusqu?ici, les études postérieures à la mise en place du système montrent que les fuites de carbone seraient très faibles59, sans qu?il 57 Rapport de la Commission de Haut Niveau sur les Prix du Carbone, 29 mai 2017. 58 Böhringer C., E.J.Balistreri, T.F.Rutherford (2012), The role of border carbon adjustment in unilateral climate policy: overview of an energy modeling forum study (EMF 29), Energy Economics. Branger F., Quirion P. (2014), Would Border Carbon Adjustments prevent carbon leakage and heavy industry competitiveness losses? Insights from a meta-analysis of recent economic studies, Ecological Economics. Aichele R. et G. Felbermayr (2015), Kyoto and Carbon Leakage: An Empirical Analysis of the Carbon Content of Bilateral Trade, Review of Economics and Statistics, vol. 97, n° 1, pp. 104?115 59 Sartor O. (2013), Carbon Leakage in the Primary Aluminium Sector: What Evidence After 6.5 Years of the EU ETS?, USAEE Working Paper, n° 13?106. Muûls M., J. Colmer, R. Martin et U.J. Wagner (2016). Evaluating the EU Emissions Trading System: Take it or Leave it? An Assessment of the Data After Ten Years, Grantham Institute Briefing Paper, n° 21. Branger F., P.Quirion et J. Chevallier (2016), Carbon leakage and competitiveness of cement and steel industries under the EU ETS: much Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 95 soit possible de déterminer avec certitude si ce constat provient de la part relativement limitée des écarts de prix du carbone dans les écarts de compétitivité totaux au moment où les études ont été conduites (dans les premiers années du système, alors que les prix des quotas européens étaient encore bas), des mécanismes correctifs de cet écart de prix (quotas gratuits, subventions et régimes fiscaux dérogatoires) ou d?une innovation plus forte des entreprises soumises à un prix du carbone plus élevé. Toutefois, même si elle contribue à prévenir les fuites de carbone, l?allocation de quotas à titre gratuit affaiblit le signal-prix du SEQE/ETS 1 par rapport à la mise aux enchères intégrale et a donc une incidence négative sur l?incitation à investir dans une réduction supplémentaire des émissions de gaz à effet de serre. Afin de limiter ces fuites de carbone sans affaiblir le signal prix, le règlement (UE) 2023/956 du 10 mai 2023 a établi un mécanisme d?ajustement carbone aux frontières (MACF) qui est entré en vigueur le 1er janvier 2026. Il doit permettre d?aligner le prix du carbone payé pour les produits importés dans l?UE avec le prix du carbone payé pour les produits de l'UE. Avec le MACF, les entreprises qui importent dans l?UE devront acheter des certificats MACF pour compenser la différence entre le prix des quotas carbone sur le marché européen et le prix du carbone payé dans le pays tiers de production. Les produits européens et les produits importés se verront ainsi appliquer le même prix du carbone pour chaque tonne d'émission de gaz à effet de serre. Dès lors, il est prévu que les secteurs couverts par le MACF subissent une diminution progressive des quotas gratuits qui leur sont alloués à partir de 2026, pour une suppression totale initialement envisagée en 2034. Dans un premier temps, le MACF couvre les produits de six secteurs pilotes (fer et acier, aluminium, ciment, fertilisants, hydrogène, électricité), certains produits de l?aval « proche » (contenant près de 100 % de fer et d?acier et/ou d?aluminium) et certains précurseurs (matières ado about nothing. Dechezleprêtre A., C. Gennaioli, R. Martin, M. Muûls et T. Stoerk (2019), Searching for Carbon Leaks in Multinational Companies, Centre for Climate Change Economics and Policy Working Paper, n° 187 Naegele H. et A. Zaklan (2019), Does the EU ETS cause carbon leakage in European manufacturing?, Journal of Environmental Economics and Management, v.93, pp.125-147. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 96 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES premières servant à fabriquer les produits couverts). Ces secteurs ont été sélectionnés pour leur forte intensité carbone et leur exposition à la concurrence internationale, caractérisant leur exposition au risque de fuite de carbone. Les évaluations ex ante des effets du MACF mettent en évidence une réduction des fuites de carbone comprise entre 15 et 40 %60 et des effets économiques incertains, globalement limités mais ambivalents. Ces études convergent pour montrer un effet négatif sur les exportations, particulièrement pour les produits transformés utilisant des intrants importés (automobiles, notamment) mais positif en termes de parts de marché sur le marché intérieur, les prix plus élevés sur ce marché ayant toutefois un effet agrégé légèrement négatif sur la consommation et le PIB. Ainsi, Bellora et Fontagné (2021) estiment que le MACF diminuerait les exportations européennes (-1,5 %) mais aussi les importations avec un effet total faible mais négatif sur la consommation (-0,2 %). Korpar, Larch et Stöllinger (2023)61 estiment que les exportations de l?Union européenne déclineraient de 0,04 % seulement, tandis que la relocalisation d?activités en Europe accroîtrait ses émissions de CO2 de 0,24 % et diminuerait celles de la planète de 0,08 % (en raison de modes de production moins carbonées dans l?Union européenne que dans le reste du monde). En parallèle des interrogations sur les effets du MACF, des inquiétudes opérationnelles sont apparues concernant la lourdeur administrative du dispositif, les risques de fraude et de fuite de carbone à l?export et à l?aval. Le MACF repose, pour l?essentiel, sur des données déclaratives fournies par des producteurs situés dans des pays tiers et vérifiées par des organismes accrédités. Ces informations portent sur des procédés industriels complexes, souvent multi-étapes, combinant matières premières, produits semi-finis et matières recyclées. Pour alléger ce processus déclaratif, le règlement (UE) 2025/2083 modifie le règlement de 60, The Energy Journal. Bellora C. et Fontagné L. (2021), Bruxelles et Washington à nouveau en ligne sur le climat, La Lettre du CEPII, n° 415. 61 Korpar, N., Larch, M., & Stöllinger, R. (2023). The European carbon border adjustment mechanism: a small step in the right direction. International Economics and Economic Policy, 20, 95?138. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 97 2023 sur plusieurs points structurants. Les importateurs dont le volume total d?importations de marchandises MACF n?excède pas 50 tonnes nettes par an sont désormais exemptés de l?ensemble des obligations MACF. Selon les travaux préparatoires, ce nouveau seuil devrait exempter 90% des importateurs, en particulier les petites et moyennes entreprises, tout en conservant la quasi-totalité des émissions couvertes par le MACF, concentrées sur un nombre limité de grands importateurs. Par ailleurs, afin d?alléger la contrainte opérationnelle pesant sur les importateurs, le règlement de 2025 fixe la date limite de dépôt de la déclaration annuelle MACF et de restitution des certificats au 30 septembre de l?année suivant l?année d?importation, offrant ainsi un délai pour la collecte et la vérification des données ainsi que pour l?achat des certificats. Dans ce système, la fraude peut prendre des formes variées. Elle peut résulter d?une minoration des données d?activité émettrices, d?une sous-déclaration de certains intrants carbonés ou de l?omission de phases de procédé pourtant génératrices d?émissions. Elle peut également passer par des conventions d?allocation des émissions entre coproduits qui affectent de manière disproportionnée la charge carbone à des produits non exportés vers l?UE (resource reshuffling). L?utilisation opportuniste des valeurs par défaut prévues par la réglementation constitue un levier supplémentaire, même si ces valeurs sont fixées le plus souvent à un niveau élevé. La présentation de rapports de vérification de complaisance peut conduire à valider formellement des déclarations insuffisamment étayées. Par ailleurs, le lien entre origine déclarée et assiette du MACF ouvre un champ important à des pratiques de fausse origine et de transbordement via des pays tiers. En outre, du fait de l?instauration du seuil de 50 tonnes, une entreprise active sur le marché européen peut être incitée à morceler artificiellement ses flux afin de rester, pour chaque entité juridique déclarée, sous les seuils ouvrant droit à la simplification. Une partie de ces risques n?est cependant pas propre au MACF et affecte également la collecte des droits de douane et de la TVA sur les importations d?origine extra-communautaire. Au-delà des cas de fraude, il existe un risque de contournement par un déplacement vers les produits aval qui ne sont pas couverts par le MACF. Le dispositif cible aujourd?hui un nombre limité d?intrants de base. Pour certains acteurs, il pourrait être économiquement avantageux de réorganiser les chaînes de valeur de manière à exporter vers l?UE des biens plus élaborés ? pièces, sous-ensembles, biens d?équipement ? qui incorporent ces intrants très carbonés mais ne sont pas eux-mêmes soumis Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 98 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES au MACF. On assiste alors à une forme de « fuite par l?aval » : l?instrument protège l?industrie européenne sur les premiers maillons, mais laisse une fenêtre ouverte plus loin dans la chaîne. En théorie, le MACF est conçu pour compenser la disparition des allocations gratuites : à mesure que les producteurs européens paient pleinement le prix du carbone, les importations doivent supporter un coût carbone équivalent, de manière à préserver un traitement égal. Si, dans la pratique, le MACF venait à être contourné par certains pays tiers, ce compromis serait remis en cause : les entreprises européennes se retrouveraient alors à supporter le plein coût du carbone sans bénéficier de la protection attendue sur le marché intérieur. Les producteurs européens verraient alors leurs marges comprimées et leurs parts de marché menacées, sans qu?il y ait pour autant de bénéfice climatique global, les émissions étant simplement déplacées hors d?Europe. En réponse aux inquiétudes des industriels, la Commission a proposé en décembre 2025 un ajustement du mécanisme au 1er janvier 2028 par l?extension à des produits aval à forte teneur en acier et en aluminium et un régime d?aide temporaire pour protéger les producteurs de l?UE vulnérables aux fuites de carbone. Le rythme de diminution des quotas gratuits pourrait également être revu selon un échéancier qui se prolongerait au-delà de 2034. Les industriels souhaitent que soient également pris en compte les effets du MACF sur leur compétitivité à l?exportation. Les producteurs européens supporteront en 2032 un coût carbone complet sur leurs émissions, sans bénéficier d?un mécanisme symétrique d?ajustement à la frontière lorsqu?ils exportent vers des pays tiers qui n?appliquent pas de marché carbone. Ils constatent que si, parallèlement, leurs concurrents implantés hors UE peuvent continuer à produire avec des intrants fortement émetteurs, leur écart de compétitivité sur ces marchés tiers se creusera. Constat n° 9 : Le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières, entré en vigueur le 1er janvier 2026, est critiqué par une partie des industriels ; après de premières mesures, les discussions pour son amélioration se poursuivent au niveau communautaire. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 99 2.3. À fiscalité inchangée, des taux d?effort énergétiques des ménages appelés à diminuer sous l?effet de la décarbonation mais durablement hétérogènes 2.3.1. Des taux d?effort énergétiques hétérogènes entre ménages Le taux d?effort énergétique représente la part des dépenses énergétiques dans le revenu total des ménages. Selon des simulations réalisées par le CGDD conformément aux conventions retenues pour la SNBC 362, il serait égal en moyenne à 8,5 % en 2019, dont 4 points de taxes (2,6 points d?accise et 1,3 points de TVA). Le taux d?effort énergétique varie selon l?énergie principale de chauffage. Il est ainsi relativement plus élevé lorsque les ménages se chauffent au fioul (10,5 % en 2019) qu?à l?électricité (7,5 %) ou au gaz (8 %). Au sein de ce taux d?effort, la part de la fiscalité est en revanche plus faible pour les ménages se chauffant au fioul (44 %) qu?au gaz ou à l?électricité (49 %). Le taux d?effort énergétique moyen est par ailleurs fortement décroissant avec le niveau de vie. En 2019, les ménages en deçà du premier quintile de niveau de vie avaient un taux d?effort énergétique moyen de 17,4 % contre 5,2 % pour les ménages au-delà du dernier quintile. Le taux d?effort énergétique des ménages varie également en fonction de leur zone d?habitation, en 2019, de 7 % dans les pôles urbains à 12,2 % pour les habitants des communes hors attraction des grandes villes. 62 Les résultats sont estimés à l?aide du modèle de microsimulation Prometheus qui mobilise des données de l?Insee et du ministère de la transition écologique. Les indicateurs présentés sont corrigés des conditions météorologiques. Le chèque énergie n?est pas pris en compte dans la définition du taux d?effort énergétique. Pour ces simulations, les hypothèses standard de Prometheus ont été recalées sur celles de la SNBC 3. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 100 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 23 : Taux d?effort énergétique des ménages français en 2019 Selon l?énergie de chauffage Par cinquième de niveau de vie Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Selon la catégorie de commune Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 2.3.2. Sous les hypothèses de la SNBC 3, des taux d?effort énergétique diminués par la transition énergétique, malgré les effets du SEQE/ETS 2 À la demande du CPO, le CGDD a projeté le taux d?effort des ménages à l?horizon 2030, dans les scénarios AME et AMS de la SNBC 3, en prenant compte la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2. Le CPO a adapté ces projections, en éliminant une hypothèse de compensation intégrale du coût du SEQE2 pour les ménages présente dans les simulations initiales. Ainsi le taux d?effort qui était de 8,5 % en 2019 diminuerait dans le scénario AME (7,2 %) et dans le scénario AMS (7,1 %). Cette diminution recouvre une augmentation de la facture hors taxes (+ 0,3 point dans le scénario AME, + 0,4 dans le scénario AMS), principalement due à la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 (+ 0,3 point dans les deux scénarios) et une diminution de l?effort fiscal (-1,7 point dans le scénario AME, -1,9 point dans le scénario AMS) malgré l?absence de compensation des effets du marché carbone par une baisse de la fiscalité dans le scénario retenu par le CPO. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 102 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 9 : Évolution du taux d?effort énergétique entre 2019 et 2030 En % de niveau de vie Taux d?effort total 2019 8,5 4,0 0,0 2030-AME 7,2 2,3 0,363 2030-AMS 7,1 2,1 0,3 Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 Ces résultats s?expliquent par les effets de l?électrification du parc automobile (l?électricité représentant une source d?énergie moins taxée que les carburants fossiles pour le transport) et des efforts d?efficacité énergétique pour le chauffage. Le taux d?effort diminue plus fortement pour les ménages dont le niveau de vie est le plus faible et pour ceux qui habitent en zone rurale, mais reste fortement hétérogène. Cette simulation qui repose sur l?atteinte des objectifs d?efficacité énergétique et de décarbonation et les hypothèses de prix de la SNBC 3 est toutefois à prendre avec prudence, compte tenu des incertitudes sur le rythme de décarbonation effectif et sur l?estimation des effets sur les prix du SEQE/ETS 2. 63 La SNBC n?intègre pas le SEQE 2 dans le scénario AME. Le CPO a fait le choix de l?intégrer dans la mesure où il s?agit d?une mesure actée à ce jour. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 103 Graphique n° 24 : Répartition du taux d'effort énergétique des ménages français en 2030, scénario AMS avec SEQE 2/ETS2 Par cinquième de niveau de vie Par zone d?habitation Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 104 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Constat n° 10 : Sous les hypothèses de la troisième stratégie nationale bas carbone, et hors coûts d?investissement pour réaliser la transition, la décarbonation de la consommation énergétique des ménages permettrait une baisse de leur taux d?effort énergétique moyen à horizon 2030 en raison notamment de la moindre taxation de l?électricité par rapport aux carburants. En revanche, le prix de l?énergie et le taux d?effort augmenteraient fortement pour les ménages qui continueraient à utiliser des énergies fossiles et ne réduiraient pas leur consommation. Les simulations ci-dessus ne prennent pas en compte les coûts d?investissement des ménages pour atteindre les objectifs de décarbonation de la SNBC 3 (acquisition d?un véhicule électrique, changement du mode de chauffage) ni leurs modalités de financement. Dans le scénario AMS, 12,3 Md¤2024/an supplémentaires seraient investis par les ménages sur la période 2025-2030 dans l?isolation thermique de leurs logements (2,1 Md¤2024), l?installation de pompes à chaleur (3,4 Md¤2024) et l?achat de véhicules électriques (6,8 Md¤2024). Un peu moins de la moitié de cette enveloppe (5,9 Md¤2024) serait constituée d?investissements rentables pour les ménages. Le solde (6,4 Md¤2024) correspondrait à des investissements présentant un déficit de rentabilité, estimé à 2,4 Md¤2024. Ce déficit de rentabilité est concentré sur les travaux d?isolation thermique et, dans une moindre mesure, d?installation de pompes à chaleur. Par ailleurs, 1,4 Md¤2024 d?investissements (dont 0,7 Md¤2024 d?investissements rentables, correspondant principalement à l?acquisition de véhicules électriques) seraient compromis par des difficultés de financement des ménages. Ces éléments tendent à conforter la faisabilité d?un déploiement du second marché carbone européen sans compensation par une baisse de la fiscalité de l?énergie, ce qui permettrait d?en maximiser les effets incitatifs sur la décarbonation. Afin que ce choix puisse rencontrer l?adhésion de la grande majorité des ménages, il impliquerait toutefois des soutiens à l?investissement de ceux qui ne peuvent financer l?amélioration de l?efficacité énergétique de leur logement ou l?acquisition d?un véhicule électrique. Le Premier ministre a annoncé le 10 avril 2026 une augmentation du soutien public à l?électrification qui passerait de 5,5 à 10 Md¤ entre 2026 et 2030. Le Fonds social pour le climat de l?Union européenne (doté d?une enveloppe de 6,1 Md¤ pour la France) pourra notamment être mobilisé. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 105 Chapitre III - Les pistes d?évolution de la fiscalité Dans un rapport de mars 2024, la Cour des comptes a identifié différents scénarii possibles pour revoir la place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française. Un premier scénario propose des adaptations a minima au droit de l?UE mais ne permet pas de répondre aux enjeux financiers de la transition énergétique. Un deuxième scénario vise à conforter la fiscalité assise sur le contenu carbone. Un troisième scénario vise à recentrer la fiscalité de l?énergie sur un objectif de rendement et à mobiliser d?autres outils pour favoriser la transition énergétique, en particulier les marchés carbone. Afin de concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale, le Conseil des prélèvements obligatoires recommande de combiner le premier et le troisième scénario, au travers de deux orientations : - à court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles ; - à moyen terme, adapter progressivement la fiscalité existante pour accompagner le déploiement des marchés carbone. La mise en oeuvre de l?ensemble de ces mesures laisserait subsister une perte d?accise sur l?énergie liée à la transition énergétique à l?horizon 2050. Pour créer un cadre prévisible, un arbitrage devra être rendu sur ses modalités de financement qui pourraient combiner des économies en dépenses avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 106 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1. À court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles 1.1. L?utilisation des impôts sur la consommation pour atténuer les évolutions des prix de l?énergie est peu efficace, insuffisamment ciblée et difficilement réversible Le plan de soutien à l?activité économique annoncé par le gouvernement français le 30 mars 2026 comprend des mesures de trésorerie mais aussi des aides budgétaires aux entreprises du transport routier justifiant des difficultés de trésorerie, ainsi que des subventions au secteur de la pêche, correspondant à une baisse de 20 centimes par litre du prix des carburants, et au secteur agricole et forestier pour un montant initialement fixé à 3,86c¤/L, porté à 15 c¤/L à partir du mois de mai. Le Premier ministre a annoncé le 21 mai 2026 leur prolongation jusqu?à la fin août 2026. Ces mesures sectorielles ont été complétées par une indemnité carburant initialement fixée à 50 euros, et portée à 100 euros fin mai 2026. Cette indemnité équivalente à 20 centimes d?euros par litre pour la consommation moyenne de carburants de six mois pour les actifs appartenant à un foyer fiscal dont le revenu fiscal de référence par part, au titre de l?année 2024, est inférieur ou égal à 16 880 euros, et qui utilisent leur véhicule personnel à des fins professionnelles (à hauteur d?au moins 8 000 kilomètres par an) ou pour un trajet domicile-travail supérieur à 15 km. Des mesures complémentaires ont été annoncées fin mai 2026. Elles comportent une revalorisation des indemnités kilométriques pour les aides à domicile et certains fonctionnaires (professeurs remplaçants notamment) et des aides à l?achat de véhicules électriques pour les taxis. Le plafond des exonérations fiscales et sociales dont bénéficient les primes carburant versées par les entreprises est porté de 300 à 600 ¤. De façon générale, la politique monétaire doit rester l?outil privilégié de la lutte contre l?inflation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 107 Les éventuelles mesures de soutien aux entreprises et aux ménages les plus exposés doivent prendre la forme d?instruments de trésorerie en cas de choc de très court terme. Même si celui-ci se prolonge, l?outil fiscal est peu adapté. Les baisses d?impôts sur la consommation (TVA ou accise), mises en place en France ou dans des pays voisins à l?occasion de chocs précédents, ont eu des résultats décevants. L?effet de relance de l?activité a été réduit par des comportements de thésaurisation des ménages et des entreprises face à l?incertitude. Le coût pour les finances publiques a été très élevé en raison d?un ciblage insuffisant des mesures et de leur poursuite au-delà de la période de hausse des prix (cf. I.2.3). Des aides budgétaires peuvent plus facilement être ciblées sur les entreprises et les professionnels les plus exposés et retirées de manière plus précoce. Recommandation n° 1 : Face à la volatilité des prix de l?énergie, privilégier des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés plutôt qu?une baisse de la TVA ou de l?accise sur l?énergie. 1.2. Une éventuelle taxation des bénéfices excédentaires ou des rentes de certaines entreprises aurait un rendement limité L?usage de ces aides budgétaires doit néanmoins rester proportionné pour ne pas conduire à une dégradation durable des finances publiques et à des hausses d?impôts ultérieures, comme l?illustre l?épisode inflationniste de 2022-2023 (cf. II.1.). Cette expérience a également montré que le potentiel de financement d?éventuelles mesures de soutien par la taxation des bénéfices excédentaires d?entreprises bénéficiant de la hausse des prix est limité. Face à la hausse des prix de l?énergie consécutive à l?invasion russe de l?Ukraine, le Conseil de l?Union européenne a créé deux nouveaux prélèvements obligatoires en octobre 2022 portant respectivement sur la rente infra-marginale des producteurs d?électricité et sur les bénéfices excédentaires du secteur des hydrocarbures. La notion de rente infra- marginale fait référence à des entreprises qui enregistrent des profits Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 108 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES importants en raison de coûts de production très inférieurs au prix de marché. La contribution de solidarité temporaire des entreprises des secteurs du pétrole brut, du gaz naturel, du charbon et du raffinage était appliquée, à un taux de 33 %, sur la part des bénéfices imposables de 2022 (puis 2023) qui excédait de plus de 20 % la moyenne des bénéfices imposables des exercices fiscaux 2018 à 2021. La contribution de solidarité n?a permis d?encaisser en France que 69 M¤ en 2023. Cette situation s?explique par l?importance des pertes reportables du principal acteur du secteur sur son activité française, situation qui reste identique en 2026. Les recettes de la contribution sur la rente infra-marginale des producteurs d?électricité (CRI) ont, quant à elles, représenté au total 1 746 M¤ en comptabilité nationale en 2023. Dans la mesure où la CRI était prélevée en amont de la formation du bénéfice taxable, cette recette engendrait néanmoins un effet retour négatif sur l?IS, à hauteur du quart de son montant, estimé à 437 M¤, soit un rendement net de 1 309 M¤. La taxation de la rente infra-marginale paraît ainsi une modalité plus adaptée de captation d?une augmentation exogène des prix par l?impôt qu?une imposition exceptionnelle des bénéfices, avec deux limites importantes cependant. Cette rente n?est susceptible d?être importante que pour les distributeurs qui sont également producteurs d?énergie et bénéficient de l?augmentation du prix sans modification importante de leurs coûts. Son adaptation aux caractéristiques du marché pétrolier dont les intrants sont importés et refacturés aux acteurs français par des entités souvent non imposables en France paraît difficile. 1.3. Même avec des prix des carburants supérieurs à 2,20 euros, la fiscalité des revenus surcompense les frais kilométriques Les personnes utilisant une voiture privée pour se rendre sur leur lieu de travail peuvent décider d?opter pour les frais réels pour le calcul de l?impôt sur le revenu et bénéficier du barème de remboursement des frais kilométriques. Par ailleurs, les indemnités versées par un employeur en dédommagement de parcours professionnels effectués par un salarié avec son véhicule personnel peuvent être exonérées de cotisations sociales dans Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 109 la limite des montants fixés par le barème fiscal des indemnités kilométriques64. Ce barème forfaitaire, fixé par arrêté du ministre chargé du budget, dépend de la puissance administrative du véhicule en chevaux fiscaux (CV) et de la distance parcourue (article 83 du CGI). Les frais kilométriques, qui n?avaient pas été revalorisés depuis mars 2015, ont fait l?objet d?une augmentation importante (de 5 à 10 %, selon la cylindrée du véhicule) en mars 2019 après la crise des gilets jaunes, puis d?un ajustement supplémentaire de 1,1 % en mars 2020. Ils ont ensuite été revalorisés de 10,1 % en 2022, puis de 5,4 % 2023. Le coût de ces revalorisations est estimé respectivement à 400 M¤ en 2022 et 300 M¤ en 2023 par la direction générale du Trésor dans le programme de stabilité 2024. Les véhicules électriques bénéficient d?une majoration de 20 % depuis 2021. La méthode de calcul des frais kilométriques a été critiquée dans un document de travail de l?Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). Celui-ci relevait qu?elle était contraire aux politiques de transition, dès lors qu?elle soutenait davantage les véhicules ayant une puissance administrative plus importante et qu?elle bénéficiait surtout aux salariés de la classe moyenne supérieure (7e à 9e dixième de revenus)65. Dans ce contexte, la convention citoyenne pour le climat avait proposé un barème unique quelle que soit la puissance administrative et modulé en fonction de la seule distance parcourue. 64 Ces indemnités sont distinctes de la « prime carburant » que les employeurs peuvent verser au titre du trajet domicile-travail qui est exonérée d?impôts et de cotisations sociales dans la limite de 300 ¤ par an et par salarié. Depuis 2025, celle-ci peut uniquement bénéficier aux salariés dont la résidence ou le lieu de travail soit est situé dans une commune non desservie par un transport collectif régulier, soit n'est pas dans une agglomération de plus de 100 000 habitants ainsi qu?aux salariés pour lesquels l'utilisation d'un véhicule personnel est rendue indispensable par des conditions d'horaires de travail décalés et aux salariés qui exercent leur activité sur plusieurs lieux de travail au sein d'une même entreprise qui n'assure pas le transport des salariés. 65 Chancel M., Saujeot M., 2012. Les « frais réels » une niche fiscale inéquitable et anti-écologique ?, IDDRI Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 110 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le barème des indemnités kilométriques est toutefois un outil d?évaluation simplifié permettant une meilleure appréciation de la capacité contributive des ménages. Il n?a donc pas vocation à porter une politique incitative ou redistributive. Tableau n° 10 : Comparaison des charges effectives et des frais kilométriques calculés selon le barème de l?IR Source : Conseil des prélèvements obligatoires En revanche, l?étude de cas-types met en évidence que ce barème, censé représenter des frais réels, est fortement surévalué, même en période de forte hausse du prix des carburants. Fin mars 2026, la surévaluation représentait 64 % pour un gros rouleur équipé d?un véhicule diésel et 193 % pour un rouleur moyen en véhicule électrique66. Constat n° 11 : Le barème des frais kilométriques de l?impôt sur le revenu est fortement surévalué, même en période de prix élevé des carburants, pour tous les types de motorisations. 66 Une étude de l?ADETEC de 2022 estimait cette surévaluation entre 48 et 121 %, selon le kilométrage parcouru. Cette étude reposait sur une moyenne des coûts du parc, quel que soit le type de motorisation. Elle était antérieure à la dernière revalorisation de 2023 et ne prenait pas en compte le relèvement du barème de 20% pour les véhicules électriques. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 111 2. À moyen terme, adapter la fiscalité au déploiement des marchés carbone 2.1. Les taux réduits ont été récemment revus pour se conformer au droit européen, mais laissent subsister des difficultés 1.1.1. Malgré des avancées en LFI 2025, trois tarifs réduits d?accise demeurent non conformes au droit européen En 2024, la Cour des comptes a émis un rappel au droit en relevant l?incompatibilité persistante de certains tarifs réduits de TVA et d?accise avec le droit de l?Union européenne67, reprenant ainsi des constats documentés par le CPO en 202268. Suite à ce rappel au droit, l?article 20 de la loi de finances pour 2025 a procédé à deux mises en conformité. D?une part, la France appliquait un taux dual de TVA, avec 5,5 % sur l?abonnement et la fourniture d?électricité et de gaz naturel et 20 % sur leur consommation. Ce système a été fragilisé dès 2018 par une jurisprudence de la Cour de justice de l?Union européenne69, puis est devenu contraire au droit de l?UE à la suite de la révision de la directive TVA en 2022. Cette non-conformité a été corrigée par l?application du taux normal de 20 % à l?abonnement et à la fourniture, tout en compensant cette hausse par des baisses d?accise pour neutraliser l?impact de la réforme pour les ménages. D?autre part, des majorations régionales d?accise optionnelles (mais souvent portées dans les faits à leur niveau plafond) étaient prévues pour financer les réseaux de transport régionaux, alors que la directive sur la taxation de l?énergie ne permet pas de modulation territoriale du tarif de 67 Cour des comptes, La place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française, 2024, p.70 et 71. 68 C. Grégoire et P.-A. Veillon, La taxe sur la valeur ajoutée (TVA) face aux défis socioéconomiques, CPO, rapport particulier n° 5, décembre 2022. 69 CJUE, C-463/16, Stadion Amsterdam CV, 18 janvier 2018 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 112 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES l?accise en dehors de l?outre-mer70. Ces majorations ont été supprimées et remplacées par des hausses limitées de l?accise sur les énergies. Malgré ces deux mises en conformité, trois taux réduits d?accise sur les taxis, les aménagements et entretiens de pistes et routes dans les massifs montagneux et les véhicules d?intervention des services départementaux d?incendie et de secours demeurent non-conformes au cadre européen. Tableau n° 11 : Suivi des tarifs réduits d?accise sur les énergies incompatibles avec la directive sur la taxation de l?énergie Source : Calculs CPO, sur le fondement de la directive 2003/96/CE du 27 octobre 2003 (notamment son annexe I), du CIBS et du tome II des Voies et moyens du PLF 2026. Méthode : Conversions réalisées sur le fondement des articles 2-1 à 2-4 de l?arrêté du 13 13 décembre 2022 constatant divers tarifs et seuils de régime d'impositions relatifs à certaines impositions sur les biens et services. 1.1.2. Les méthodes de détermination des taux réduits applicables aux biocarburants ne permettent pas de se conformer à la directive sur la taxation de l?énergie La directive sur la taxation de l?énergie permet de prévoir des tarifs réduits pour les biocarburants, sous réserve que l?avantage qui en résulte n?excède pas les surcoûts de production entraînés par l?incorporation d?énergie renouvelable par rapport aux carburants conventionnels, d?où la nécessité de moduler leur niveau selon le coût des matières premières. Afin de soutenir le développement des biocarburants, quatre tarifs réduits d?accise soutiennent les biocarburants SP95-E10, E85, B100 et 70 La minoration existant en Corse prévue à l?article L. 312-41 CIBS) a cependant été rendue possible par décision d?exécution (UE) 2019/372 du Conseil du 5 mars 2019. Type de consommation Catégorie fiscale au sens du CIBS Tarif d'accise national 2025 Différence entre les deux tarifs (a-b) Gain pour l'État attendu du réalignement tarifaire pour l'activité (en M¤) Transport de personnes par taxi 30,2 33 -2,8 5,7 Aménagements et entretien de pistes et routes dans les massifs montagneux 18,82 33 -14,18 3,5 0 33 -33 Essences carburant 0 40,388 -40,388 Intervention des véhicules des services d'incendie et de secours Gazoles carburant 10,8 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 113 ED95. La réduction des tarifs par rapport aux carburants « classiques » est comprise entre 2,25 ¤/MWh (pour le SP95-E10) et 59,753 ¤/MWh (pour l?E85). Tableau n° 12 : Tarifs d?accise sur les biocarburants en France Bio- carburant E85 17,894 -59,753 185 501 271% B100 12,905 -32,285 2 148 7 400% Transport routier de marchan- dises ED95 12,119 -33,071 0,5 2 400% Source : Calculs CPO, sur le fondement des articles L. 312-80 à L. 312-84 du CIBS et du tome II des Voies et moyens annexés au PLF 2021 et au PLF 2026. Méthode : Au 1er mars 2026, le tarif normal de l?accise sur les carburants était de 60,75 ¤/MWh pour les gazoles et de 77,647 ¤/MWh pour les essences. Le tarif réduit pour le transport routier était de 45,19 ¤/MWh. Ces tarifs présentent cependant des fragilités au regard du droit de l?Union européenne. En premier lieu, comme l?a déjà relevé la Cour des comptes, la méthode de détermination de ces tarifs réduits est empirique, non révisée en fonction des prix des matières premières et ne permet pas de garantir l?absence de surcompensation, en contradiction avec les règles de la directive taxation de l?énergie, une situation notamment liée au manque de données publiques sur les écarts réels de coûts de production entre les carburants fossiles et les biocarburants71. 71 Cour des comptes, La politique de développement des biocarburants, observations définitives, 2021. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo En deuxième lieu, ces tarifs réduits favorisent très majoritairement des biocarburants conventionnels, à concurrence alimentaire (à 78 % pour le biodiésel et 69 % pour les bio-essences). Or, à la suite de la révision des règles européennes relatives aux aides d?État72, l?application de tarifs particuliers aux biocarburants issus de cultures (colza, maïs) pouvant être en concurrence avec des débouchés alimentaires n?est plus possible sans notification préalable à la Commission européenne. Cette évolution juridique s?inscrit en cohérence avec la 3e directive sur les énergies renouvelables dite « RED III » 73, qui fixe des objectifs de renforcement de la part de biocarburants avancés. En troisième lieu, le taux de taxation du carburant E85 est inférieur aux minima définis par l?UE74. Son niveau faible (17,894 ¤/MWh) par rapport à l?accise sur les essences (77,647 ¤/MWh) conduit à ce qu?il soit utilisé de façon irrégulière par de nombreux consommateurs dans des véhicules non adaptés, l?E85 vendu étant supérieur aux volumes effectivement utilisés par les véhicules éligibles. Une révision des tarifs réduits applicables aux biocarburants de première génération est ainsi nécessaire pour garantir leur sécurisation au regard du droit de l?UE, avec deux volets. D?une part, le tarif réduit des biocarburants pourrait être révisé afin de garantir l?absence de surcompensation. Le projet de loi de finances pour 2026 a porté des mesures visant à supprimer les tarifs réduits sur l?E85 et le B10075, mais celles-ci n?ont pas été retenues dans le texte final de la loi de finances pour 2026. Une alternative pourrait être, comme l?a recommandé la Cour des comptes, de développer des données fiables et 72 Article 44 du règlement (UE) 651/2014 du 17 juin 2014, dit règlement général d?exemption par catégorie, tel que modifié par le règlement (UE) 2023/1315. 73 Directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l?énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652 du Conseil. 74 Cour des comptes, La place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française, p.70. 75 Cf. l?article 5 du projet de loi de finances pour 2026. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 115 objectives de surcoût afin de fonder les réductions d?accise sur les biocarburants sur des données objectives. D?autre part, les incitations au développement des biocarburants pourraient être davantage fléchées vers les biocarburants avancés. La TIRUERT poursuit cet objectif. Néanmoins, elle est centrée sur la prise en compte de la quantité d?énergie renouvelable employée et est donc désormais inadaptée à la directive « RED III »76. En effet, celle-ci oblige à tenir compte de la performance environnementale de l?énergie utilisée en termes de soutien à la baisse des émissions de gaz à effet de serre et prescrit notamment qu?une part de biocarburants avancés et de carburants renouvelables d?origine non biologique (H2 et dérivés) de 5,5 % de la consommation d?énergie des transports doit être atteinte en 2030. Le Gouvernement a précisé que le dispositif remplaçant la TIRUERT ne devrait plus avoir de caractère fiscal77. Initialement attendue pour le 1er janvier 2026, la mise en oeuvre de ce nouveau dispositif ? appelé Incitation à la Réduction de l?Intensité Carbone des Carburants (IRICC) ? a été reportée au 1er janvier 202778. Par ailleurs, pour garantir la conformité du droit national avec le règlement européen dit ReFuelEU Aviation79 et prévoir un encadrement spécifique pour le développement et l?adoption des carburants d?aviation durables, la loi de finances pour 2026 a retiré les carburéacteurs du champ de la TIRUERT. 76 La directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023, relative à la promotion de l?énergie produite à partir de sources renouvelables. Dite "RED III", elle vise à simplifier et à accélérer les procédures d'autorisation tant pour les projets d'énergies renouvelables (EnR) que pour les projets de réseaux nécessaires à l'intégration de ces derniers dans le système électrique. La Commission européenne a adressé, le 30 janvier 2026, un avis motivé complémentaire à la France pour n'avoir toujours pas transposé l'ensemble des dispositions de la directive. 77 Évaluations préalables des articles du PLF 2026, p. 150. 78 Article 64 de la loi n° 2026-103 du 19 février 2026 de finances pour 2026. 79 Règlement (UE) 2023/2405 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 relatif à l?instauration d?une égalité des conditions de concurrence pour un secteur du transport aérien durable (ReFuelEU Aviation). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 116 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Recommandation n° 2 : Aligner les taux d?accise qui ne respecteraient pas les minima prévus par la directive taxation de l?énergie avec ces minimas et mettre en conformité les incitations au développement des biocarburants avec la directive RED III. 2.2. Des dépenses fiscales à réformer en fonction de l?exposition des entreprises à la concurrence internationale et de la maturité des alternatives technologiques Le relèvement progressif de la tarification carbone pour les secteurs inclus dans le premier marché carbone européen (industrie lourde et transports aérien, maritime et fluvial) et l?intégration du transport routier de marchandises et de la construction dans le champ du second devront être correctement articulés avec la structure des taux d?accise, l?ensemble de ces secteurs bénéficiant, soit de tarifs réduits, soit d?exonérations. En effet, si une exemption est prévue pour les années de lancement du second marché carbone afin d?accompagner l?impact pour les secteurs les plus exposés à la concurrence internationale, elle demeure réservée aux pays déjà soumis à une « taxe nationale sur le carbone », ce qui n?est pas le cas de la France80. Une première option pourrait être de neutraliser la diminution des quotas gratuits du SEQE/ETS 1 et la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 par un renforcement des tarifs réduits d?accise. Un tel mode de correction apparaît peu réaliste dès lors que l?ampleur de variation du prix des énergies fossiles induites par le second marché carbone dépendra essentiellement des enchères et des stratégies d?achats des acteurs avec des évolutions infra-annuelle fréquentes. Une correction par l?accise nécessiterait ainsi de réviser très régulièrement ses tarifs, au prix d?une forte instabilité fiscale pour des secteurs nécessitant une vision de long 80 La composante carbone incluse dans l?accise n?est pas considérée comme une « taxe nationale sur le carbone » au sens du SEQE 2, dès lors qu?elle n?est pas dissociable avec l?accise sur les énergies et qu?elle ne partage pas les caractéristiques du SEQE 2 (champ des activités couvertes, émissions prises en compte, facteurs d?émission, etc.). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 117 terme. Au surplus, les marges de manoeuvre dont dispose juridiquement la France pour abaisser ses tarifs d?accise sont parfois très limitées, voire inexistantes. Le transport international aérien et maritime bénéficie ainsi déjà d?exonérations. Enfin, et surtout, un tel mode de compensation serait contraire aux objectifs d?une meilleure tarification carbone pour ces secteurs et enverrait un signal-prix négatif qui découragerait les investissements en matière de décarbonation. Une seconde option pourrait être de prévoir le maintien à moyen terme des taux réduits et exonérations applicables à certains secteurs concernés par l?évolution de la tarification du premier marché carbone et la création du second. Pour éviter les effets d?aubaine et assurer un cadre de concurrence équitable au niveau international, les taux réduits et exonérations pourraient être ciblés sur les secteurs très exposés à la concurrence internationale et ayant une consommation importante d?énergie rapportée à leur coût de production. Cette option présenterait plusieurs avantages. D?une part, elle permettrait de garantir une plus grande stabilité pour les entreprises concernées. La date exacte de sortie de ce régime pourrait être définie à l?avance par le législateur afin de donner à ces entreprises une visibilité sur le cadre fiscal applicable à leur consommation d?énergie. D?autre part, elle permettrait de renforcer la place des marchés carbone dans la tarification effective du carbone et ainsi de mieux couvrir les émissions non énergétiques de gaz à effet de serre. Cette option serait également conciliable avec une sortie plus rapide des tarifs réduits d?accise sur les énergies fossiles bénéficiant à des secteurs peu ou pas exposés à la concurrence internationale. Enfin, cette option apparaît conforme au cadre européen fixé par la directive sur la taxation de l?énergie. Le cumul des critères d?énergo-intensivité et d?exposition à la concurrence internationale est en effet déjà mobilisé pour définir le périmètre de certains tarifs réduits bénéficiant au secteur industriel. Une attention particulière devra cependant être portée au ciblage des secteurs concernés, afin de trouver un équilibre entre protection des secteurs exposés et soutien à la décarbonation. Si l?appréciation du ratio consommation d?énergie/coût de production pourra être réalisée sans difficulté avec les données de l?Insee et du SDES, la mesure de l?exposition Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 118 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES à la concurrence internationale sera plus délicate, en l?absence d?indicateur statistique unique en la matière81. Graphique n° 25 : Exposition internationale par secteur d?activité en fonction du ratio consommation d?énergie/production en 2023 Note : Secteurs d?activités établis selon la nomenclature NAF A38 de l?Insee, sauf pour le secteur des transports (A88). La taille du secteur varie selon sa consommation énergétique. Les secteurs bénéficiant d?un tarif réduit ou d?une exonération d?accise sont colorés, en vert pour l?agriculture, en rouge pour l?industrie, en bleu pour les transports, en orange pour le BTP. Source : CPO, d?après la méthode de l?Insee Grand Est (exposition internationale) et les données du SDES (consommation d?énergie) et de l?Insee (chiffre d?affaires). 81 Les données présentées dans le cadre de ce rapport ont été établies en reprenant la méthode développée par l?Insee Grand Est que le CPO avait déjà mobilisées pour ses analyses de la fiscalité de l?industrie. CPO, Tracer un cadre fiscal et social pluriannuel pour l?industrie française, septembre 2025. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 119 Les régimes dérogatoires d?accise sur les énergies fossiles bénéficiant à des secteurs ayant une faible exposition internationale et une faible intensité énergétique auraient vocation à être remises en cause assez rapidement. En fixant les limites à un indice d?exposition internationale de 0,2 et à une consommation énergétique de 500 KWh/Md¤ de production, un maintien à moyen terme des tarifs réduits pourrait être décidé pour les secteurs des transports aérien et maritime, de l?agriculture et de l?industrie. En revanche, la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 pourrait être engagée sans remettre en cause la trajectoire de suppression en 2030 du tarif réduit d?accise sur le BTP82. Le transport terrestre se trouve dans une situation intermédiaire avec une intensité énergétique assez élevée et une exposition internationale globalement limitée mais hétérogène entre le transport routier de marchandises d?une part, le transport routier de passagers et le transport ferroviaire d?autre part. 2.2.1. La dépense fiscale sur le transport routier de marchandises pourrait être réduite par étapes après la mise en oeuvre du second marché carbone et dans un cadre européen concerté Le législateur a prévu au sein de la loi dite « Climat et résilience » une évolution du tarif réduit d?accise pour le transport routier de marchandises (TRM), « dans l?objectif d'atteindre un niveau équivalent au tarif normal d'accise sur le gazole d'ici le 1er janvier 2030, en tenant compte de la disponibilité de l'offre de véhicules et de réseaux d'avitaillement permettant le renouvellement du parc de poids lourds ». La transition de ce secteur est en effet essentielle pour garantir le respect des objectifs de décarbonation des transports, le TRM étant prédominant dans la quasi-totalité des pays européens et notamment en France, où il représente plus de 80 % du transport de marchandises. 82 Prévue à l?article 94 de la loi de finances pour 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 120 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 26 : Répartition modale du transport intérieur de marchandises en Europe en 2022 Par ailleurs, comme l?ont relevé le CAE et le Conseil franco- allemand des experts économiques83, les camions électriques à batterie s?imposent comme la technologie de référence pour la décarbonation du transport routier de marchandises, avec des avancées rapides en matière de performances des batteries et une baisse des coûts, même si des défis subsistent en termes de développement des infrastructures84. Compte tenu de l?arrivée à maturité d?une alternative technologique et du caractère essentiellement européen de la concurrence internationale dans ce secteur, la diminution des dépenses fiscales en faveur du transport routier de marchandises pourrait être engagée progressivement après la 83 Achim, Chassang, Lopez, Malmendier, Saussay, Schnitzer, Schubert, Schwartz, Werding, Décarboner le transport routier de marchandises, déclaration conjointe du Conseil d?analyse économique et du Conseil franco-allemand des experts économiques, mars 2025. 84 Heining F., Werner M., Schill W., Jöhrens, J., Ruscher M., Pelzeter J. (2024) : « Kriterienset zur Bewertung von Technologiekonfigurationen für elektrische Lkw », ifeu. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 121 mise en oeuvre du second marché carbone européen dans un cadre européen concerté. L?engagement d?une hausse anticipée de ce tarif réduit au niveau national risquerait à l?inverse d?aggraver le différentiel de concurrence du transport routier international de marchandises français par rapport à ses concurrents européens. En effet, bien que bénéficiant d?un tarif réduit de 45,19 ¤/MWh85, le gazole commercial utilisé pour le transport de marchandises est plus coûteux que celui vendu dans le reste de l?UE (37,91 ¤/MWh en moyenne pour l?année 2024). Seule la Finlande dispose d?un niveau d?un tarif d?accise plus élevé pour le transport routier de marchandises. Une action à l?échelle de l?ensemble de l?Union européenne apparaît ainsi préférable. Le dernier état du projet de révision de la directive sur la taxation de l?énergie, porté sous la présidence danoise du Conseil de l?UE mais non adoptée à ce jour, envisageait ainsi de mettre fin à aux tarifs réduits sur le gazole routier d?ici 204586. Dans l?hypothèse où cette mesure serait conservée dans le texte final, elle pourrait permettre une convergence des autres États membres vers le niveau de taxation français, tout en incitant à la décarbonation du secteur. 2.2.2. Le secteur agricole et forestier pourrait conserver son tarif réduit le temps de bénéficier de solutions alternatives viables aux énergies fossiles Les gazoles dits « non routiers » (GNR), également appelés gazoles « rouges » en raison du colorant qui leur est appliqué pour limiter les risques de fraude, bénéficient d?un tarif normal spécifique inférieur à celui des autres tarifs. Ils regroupent l?ensemble des produits de la catégorie fiscale des gazoles consommés pour les besoins des moteurs qui réalisent des travaux statiques aux fins de la réalisation d?activités économiques 85 Contre 60,75 ¤/MWh pour le tarif normal sur les gazoles utilisés comme carburant. 86 Conseil de l?UE, Draft Council Directive restructuring the Union framework for the taxation of energy products and electricity (recast), n° 14451/25 (cf. notamment son article 19§2). Ce projet, discuté le 13 novembre 2025 et dont l?adoption nécessitait l?unanimité au Conseil, n?a pas prospéré. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 122 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (moteurs d?outils fixes utilisés par le BTP par exemple) et des moteurs de propulsion des engins qui ne circulent pas habituellement sur les voies ouvertes à la circulation publique (engins de chantiers par exemple). Afin de soutenir la transition écologique, l?article 60 de la loi de finances pour 2020 prévoyait la suppression progressive en trois étapes du tarif réduit sur le GNR agricole et non agricole entre 2020 et 202287, avec en parallèle des mesures d?accompagnement, notamment la mise en oeuvre de dispositifs de suramortissement visant à faciliter l?acquisition d?engins recourant à des énergies alternatives et à soutenir les petites et moyennes entreprises distribuant uniquement du GNR. Si cette suppression a été engagée pour le GNR non-agricole (qui concerne principalement le secteur du BTP), elle ne s?est cependant pas concrétisée pour le GNR agricole. Après trois reports successifs, visant à prendre en compte les effets de la crise sanitaire, puis de la hausse des prix des matières premières et de l?énergie, la suppression du GNR agricole a été temporairement adoptée à l?article 94 de la loi de finances pour 2024 (en même temps que la mesure de suppression progressive du tarif réduit pour le BTP) avant d?être annulée début 2024 par décision du Premier ministre, dans un contexte marqué par des manifestations agricoles. Cette annulation a ensuite été confirmée dans la LFI pour 2025. Parallèlement, les modalités de mise en oeuvre du tarif réduit ont été modifiées, une remise totale dès la facturation se substituant à un remboursement ex post. Cet échec de la suppression du tarif réduit d?accise sur le GNR agricole s?explique notamment par l?importance de l?exposition du secteur agricole et de l?industrie agroalimentaire à la concurrence internationale, mais aussi par l?absence de solution technique mature pour la décarbonation des engins agricoles88. En outre, une révision de l?accise ne répondrait que partiellement aux enjeux de décarbonation du secteur, qui relèvent principalement de 87 Sauf pour certaines opérations, telles que les usages agricoles, les opérations de damage et de déneigement des routes de montagne, les segments des industries extractives fortement exposées à la concurrence internationale, le transport ferroviaire et la manutention portuaire. 88 I4CE, Les financements publics du système alimentaire français : quelle contribution à la transition écologique ? - septembre 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 123 sources non énergétiques. En 2025, les émissions agricoles et sylvicoles de gaz à effet de serre en France ne provenaient ainsi qu?à 13 % des engins, moteurs et chaudières, derrières les émissions directes des cultures (27 %) et surtout celles des élevages (60 %). Par ailleurs, l?essentiel des émissions est lié au méthane (57 %) et au protoxyde d?azote (29 %), deux gaz à effet de serre liés au bétail et aux cultures, mais sans lien avec le GNR agricole. Ce maintien à moyen terme du tarif applicable début 202689 ne préjugerait pas de ses modalités de mise en oeuvre, le mécanisme de remise intégrale dès la facturation devant faire l?objet d?une évaluation de son efficacité dans la lutte contre la fraude. 2.2.3. La forte concurrence internationale en matière de transport aérien et maritime invite à privilégier d?autres leviers que la fiscalité nationale pour soutenir la transition vers des technologies décarbonées Des exonérations complètes d?accise sur les énergies pour le transport aérien et maritime sont prévues en droit national et déclinent les exonérations obligatoires sur ces secteurs prévues par l?article 14 de la directive dite « taxation de l?énergie », ainsi que par certaines conventions bilatérales pour le transport aérien. Plusieurs leviers ont récemment été actionnés à différentes échelles pour contribuer à la transition énergétique de ces deux secteurs, en cohérence notamment avec les objectifs fixés pour 2025 par la loi Climat et résilience90. Au niveau national, la taxe sur les billets d?avion (TSBA) a été révisée dans le cadre de la loi de finances pour 2020 pour y inclure une 89 Dans un contexte de hausse du prix des carburants, le Gouvernement a annoncé que les agriculteurs bénéficieront d?une exonération totale du droit d?accise sur le gazole non routier (GNR) agricole pour le mois d?avril 2026. 90 L?article 142 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets fixait comme objectif que le transport aérien s?acquitte à partir du 1er janvier 2025 « d?un prix carbone au moins équivalent au prix moyen constaté sur le marché du carbone pertinent ». Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 124 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES écocontribution. La Convention citoyenne pour le climat a néanmoins considéré que cette écocontribution était « bien trop faible pour avoir un effet dissuasif »91, conduisant à une nouvelle hausse de la TSBA de l?ordre de 850 M¤ en loi de finances pour 2025 pour l?aviation commerciale. Si cette mesure permet d?améliorer la tarification carbone du transport aérien, elle a également affecté la compétitivité du secteur aérien français selon une étude de la direction générale de l?aviation civile (DGAC)92. Ce résultat démontre l?intérêt d?engager les réformes de la tarification du transport aérien et maritime à un niveau supranational, afin de concilier la transition écologique avec la prise en compte des enjeux de compétitivité internationale. Au niveau international, plusieurs propositions sont envisagées. D?une part, au niveau de l?Union européenne, le projet de révision initial de la directive sur la taxation de l?énergie porté en 2021 par la Commission européenne proposait de lever l?exonération obligatoire sur le transport aérien et maritime, afin de mettre en cohérence le cadre juridique de la fiscalité de l?énergie avec les trajectoires prévues de décarbonation des transports. Plusieurs États membres ayant exprimé des préoccupations sur les enjeux de compétitivité internationale induite par cette proposition, la présidence danoise du Conseil avait proposé, en novembre 2025, un compromis permettant aux pays qui le souhaitaient de lever cette exonération par accords bilatéraux ou multilatéraux93, mais ce dernier n?a pas prospéré. Cette situation s?explique par le manque d?alternatives, à l?heure actuelle, à la motorisation thermique pour ces secteurs mais aussi par les forts risques de déport du trafic maritime et aérien international que pourraient engendrer des stratégies de contournement de l?impôt, qui pénaliseraient les ports et aéroports européens. Les facilités d?avitaillement dans des « hubs » situés en dehors de l?Union européenne compliquent la mobilisation de l?accise dans une logique de décarbonation, notamment pour le transport aérien et maritime sur longue distance. 91 Rapport de la convention citoyenne pour le climat du 29 janvier 2021, proposition SD-E1 « Adopter une écocontribution kilométrique renforcée ». 92 DGAC, Premiers retours sur la hausse de TSBA de mars 2025 : baisse de compétitivité du transport aérien français, novembre 2025. 93 Conseil de l?UE, Draft Council Directive restructuring the Union framework for the taxation of energy products and electricity (recast), n° 14451/25 (cf. son article 15). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo D?autre part, plusieurs mécanismes internationaux de réduction ou de compensation des émissions de CO2 ont été adoptés ou sont en cours d?adoption. Pour le secteur aérien, le mécanisme CORSIA94 a été adopté par l?Organisation de l?aviation civile internationale (OACI) en 2018 et prévoit que les émissions de CO2 des vols internationaux95 entre États participants excédant un seuil doivent être compensés par les exploitants d?avions96. Ce mécanisme est actuellement dans sa phase de participation volontaire. À compter de 2027, il s?appliquera de manière obligatoire à tous les pays membres de l?OACI, à l?exception de certains États exemptés en raison de leur niveau de développement, de leur faible poids dans le trafic mondial ou de leur insularité. Pour le secteur maritime, l?Organisation maritime internationale (OMI) travaille à l?établissement d?un système de tarification carbone visant à diminuer les émissions de gaz à effet de serre du trafic maritime. Un accord avait été obtenu en avril 2025 pour prévoir l?obligation pour les navires de plus de 5 000 tonnes brutes ? qui émettent 85 % des émissions totale de CO2 du transport maritime international ? de réduire au fil du temps leur intensité énergétique annuelle sous peine de pénalités. Ces pénalités devaient financer un fonds « net-zéro » géré par l?OMI visant notamment à récompenser les navires à faible émission et à atténuer les effets négatifs des émissions sur les États vulnérables97. L?adoption finale de cet accord a toutefois été repoussée en raison notamment de l?opposition des États-Unis. Ces mécanismes européens ou internationaux, bien qu?imparfaits, sont à privilégier dans les années à venir pour sécuriser les investissements dans les stratégies de décarbonation du transport aérien et maritime, sans peser sur la compétitivité des acteurs nationaux. Ils pourront s?accompagner de réformes pour mieux encourager les carburants durables 94 Acronyme de Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation (régime de compensation et de réduction du carbone pour l?aviation internationale) 95 Les vols domestiques n?y sont pas soumis. 96 Ce mécanisme ne permettra donc pas à lui seul d?atteindre l?objectif de neutralité carbone fixé par l?Union européenne pour 2050, en raison du seuil d?émission fixé. 97 Organisation maritime internationale, L?OMI approuve la réglementation « net- zéro » pour le transport maritime mondial, 11 avril 2025. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 126 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES de nouvelle génération pour ces secteurs et inciter au déploiement des infrastructures nécessaires à cette transition. 2.2.4. Des tarifs réduits sur l?industrie déjà conditionnés à des critères d?exposition internationale Le secteur industriel bénéficie de deux ensembles de tarifs réduits, pour les activités électro-intensives ou électrosensibles et pour les entreprises énergo-intensives soumises au marché carbone européen98. Pour éviter les effets d?aubaine, plusieurs de ces tarifs réduits sont déjà conditionnés à des critères d?exposition internationale. Ces tarifs réduits ont fait l?objet de réformes en lois de finances pour 2025 et 2026 pour garantir leur meilleur ciblage99. En effet, un rapport de l?IGF100 avait relevé que 11 % des consommations ayant bénéficié des tarifs réduits applicables aux entreprises industrielles électro-intensives étaient en réalité sans lien avec l?industrie, en raison de malfaçons dans la définition de certains périmètres de la dépense fiscale, avec un surcoût pour les finances publiques de plusieurs centaines de millions d?euros par an. Dans un contexte où le SEQE/ETS 2 aura vocation à s?appliquer à l?ensemble des secteurs industriels n?étant pas déjà soumis au SEQE/ETS 1 et fournit ainsi déjà une incitation forte à la transition énergétique, ces tarifs réduits devraient être maintenus à moyen terme pour éviter d?accroître le différentiel de compétitivité entre l?industrie française et ses concurrents internationaux en matière d?énergie. Selon l?Agence internationale de l?énergie (AIE), les entreprises industrielles françaises payaient en 2024, un prix de l?électricité entre 2 et 2,5 fois supérieur à celui payé aux États- Unis et en Chine et un prix du gaz 5,5 fois supérieur à celui des États-Unis et supérieur de 40 % à celui de la Chine. 98 Il existe aussi un tarif réduit sur les gaz naturels combustibles pour les installations intensives en énergie exposées à la concurrence internationale non soumises au marché carbone européen mais relevant d?activités soumises à ce marché. 99 Cf. article 20 de la LFI 2025 et article 71 de la LFI 2026. . 100 Inspection générale des finances, Revue des dépenses sur les aides aux entreprises, mars 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 127 Graphique n° 27 : prix de l?électricité et du gaz dans l?industrie en Chine, en Europe et aux États-Unis en 2024 En USD/MWh Chine États-Unis France Électricité 88 81,3 208,45 Source :AIE, 2026 Au sein de l?Union européenne, en 2024, le prix du gaz naturel pour les entreprises en France est supérieur à la moyenne européenne avec un niveau de taxes proche de cette moyenne. En revanche, le prix de l?électricité pour les entreprises en France est significativement inférieur à la moyenne de l?Union européenne en 2024, notamment en raison de taxes qui n?étaient pas revenues à leur niveau d?avant l?épisode d?inflation de 2022-2023. Graphique n° 28 : prix de l?électricité hors TVA (en ¤ par MWh) pour les entreprises en 2024 dans l?Union européenne Source : SDES, Eurostat Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 128 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 29 : prix du gaz naturel hors TVA (en ¤ par MWh) pour les entreprises en 2024 dans l?Union européenne Source : SDES, Eurostat Recommandation n° 3 : Dans le contexte du déploiement du second marché carbone européen et de la diminution des quotas gratuits sur le premier, maintenir les exonérations et tarifs réduits d?accise sectoriels pour les secteurs d?activité à forte intensité énergétique et exposés à la concurrence internationale, le temps que des alternatives technologiques compétitives à l?usage d?énergie carbonée soient développées. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 129 2.3. Poursuivre graduellement la révision de la structure des taux normaux d?accise sur l?énergie pour accompagner la transition énergétique Pensée pour le rendement, la structure des taux normaux d?accise n?est pas cohérente avec l?objectif de décarbonation. Des réformes pourraient ainsi être engagées, notamment en rapprochant les tarifs normaux sur le diésel et sur l?essence ou en supprimant le différentiel entre énergies fossiles combustibles et électricité pour favoriser une électrification accrue des usages. Le calendrier de ces réformes doit être planifié à long terme pour éviter aux utilisateurs d?énergies fossiles une superposition de hausses significatives de fiscalité avec les augmentations de prix induites par la mise en place du second marché européen et l?extension des certificats d?économie d?énergie. 2.3.1. La forte augmentation des prix du gazole au premier semestre 2026 ne disqualifie pas le mouvement de rapprochement de sa fiscalité avec celle de l?essence Les tarifs normaux sur le diésel sont sensiblement plus faibles (60,75 ¤/MWh au 1er mai 2026) que ceux sur l?essence (77,647 ¤/MWh à la même date), soit un différentiel de 29 %. Cet écart est lié à une politique de diéselisation du parc automobile lancée dans les années 1980. Un véhicule essence consomme davantage pour une distance similaire et émet 11 % de CO2 de plus qu?un véhicule diésel101. En prenant en compte le cumul des émissions des autres gaz à effet de serre que le CO2, globalement supérieures pour le diésel, le différentiel n?est plus que de 5 % en défaveur de l?essence102, un écart très inférieur au différentiel actuel de 29 % sur les tarifs normaux de l?accise sur les carburants. 101 IGF, « Les prix, les marges et la consommation des carburants », novembre 2012. 102 IFPEN, « Etude Emissions Euro 6d-TEMP pour le MTE », Rapport de synthèse, 2020. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 130 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Dans ce contexte et afin d?atteindre la neutralité carbone en 2050, le plan climat élaboré en 2017 prévoyait notamment en son axe 4 d?assurer « la convergence de la fiscalité essence-diésel au cours du quinquennat ». À partir de 2018 et à la suite du mouvement des gilets jaunes, ce rattrapage n?a pas eu lieu dans le calendrier escompté. La loi de finances pour 2025 a légèrement réduit l?écart entre ces tarifs, en revalorisant davantage le tarif normal sur les gazoles carburants, dont fait partie le diésel (+ 1,35 ¤/MWh, soit une hausse de 2%) que celui sur les essences (+ 0,821 ¤/MWh, soit une hausse de 1%). La poursuite de la résorption de cette revalorisation différenciée au même rythme jusqu?en 2050 permettrait de réduire le différentiel de tarif normal entre ces deux énergies à 5 % autour de 2050. Un calendrier plus rapide pourrait toutefois être envisagé afin d?encourager la transition vers une plus grande électrification des mobilités. Recommandation n° 4 : Poursuivre, après le déploiement du second marché carbone européen, l?alignement graduel des taux normaux d?accise des gazoles sur ceux de l?essence. 2.3.2. Une convergence de la taxation du gaz naturel et de l?électricité est nécessaire pour soutenir la décarbonation des ménages Le prix moyen toutes taxes comprises de l?électricité pour les ménages rapporté à l?unité d?énergie finale consommée103 était, en 2024, deux fois plus élevé que celui du gaz naturel. 103 L?énergie primaire est contenue directement dans les ressources naturelles. Le gaz naturel ou le bois sont des énergies primaires utilisables sans transformation. L?énergie finale consommée représente la quantité d?énergie totale effectivement utilisée par le consommateur, en rajoutant à l?énergie primaire l?énergie nécessaire à sa production et à son transport. L?électricité est obtenue par transformation de ressources naturelles avec un rendement moyen inférieur à 40% et doit être acheminée jusqu?aux lieux d?utilisation, d?où des pertes de transport. Un facteur de conversion de 1,9 est utilisé pour passer de l?énergie primaire à l?énergie finale consommée. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 131 Graphique n° 30 : décomposition du prix de l?électricité et des combustibles fossiles pour les ménages en 2024 Note de lecture : Le pouvoir calorifique supérieur (PCS) détermine la quantité de chaleur par unité de volume d?un combustible, dégagée par la combustion complète à laquelle s?ajoute la récupération des calories contenues dans la condensation de la vapeur d'eau contenue dans les fumées. Source : CGDD (électricité et gaz naturel), DGEC (fioul) La fiscalité participe à ce différentiel de prix. La structure de taux de l?accise est incohérente avec le bilan en termes de GES de ces produits énergétiques et entrave les efforts de décarbonation et d?électrification des usages, notamment pour le chauffage des ménages. Ce désalignement est encore plus marqué pour les autres énergies fossiles combustibles, en particulier les fiouls domestiques et les gaz de pétrole liquéfiés (GPL) qui bénéficient de tarifs inférieurs à ceux du gaz naturel. Constat n° 12 : La structure actuelle des taux normaux de l?accise sur les énergies, qui repose pour les ménages sur une taxation du gaz et du fioul inférieure à celle de l?électricité et une taxation du diésel inférieure à celle de l?essence, n?est pas cohérente avec les objectifs de transition énergétique. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 132 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le projet de révision de la directive taxation de l?énergie prévoit notamment de réviser les minima de taxation garantis par la directive, afin de s?assurer que ces minima soient plus cohérents avec la transition énergétique et notamment que le minimum sur l?électricité soit plus faible que celui sur le gaz naturel. Si les débats sur ce projet de directive sont toujours en cours au Conseil, cette disposition figure encore dans le projet de compromis présenté pour discussion au Conseil par la présidence danoise en novembre 2025 et la Commission européenne a annoncé pour mai 2026 une nouvelle proposition de texte visant à abaisser les taxes sur l?électricité et les frais de réseau. Indépendamment de l?adoption de la réforme de la directive sur la taxation de l?énergie ou de cette nouvelle proposition, un changement de la structure des tarifs normaux français en faveur de l?électricité est souhaitable. La structure actuelle des tarifs réduit la rentabilité des démarches de décarbonation pour les ménages ou pour les entreprises non concernées par les dispositifs en faveur des électro-intensifs. Cet alignement des taux pourrait, comme celui du diésel sur l?essence, être lissé sur plusieurs années. Contrairement à l?alignement par le haut de la tarification du diésel sur celle de l?essence, la convergence des tarifications du gaz naturel et de l?électricité pour les ménages pourrait en outre s?effectuer sur une valeur intermédiaire entre les deux tarifs qui serait calculée pour maintenir en euros constants le rendement global des deux fractions d?accise (gaz naturel et électricité) sur la période 2025-2050. Par ailleurs, le début de la trajectoire d?alignement pourrait intervenir en 2030 après l?entrée en vigueur du SEQE/ETS 2 pour éviter la superposition de la hausse du gaz naturel liée à l?entrée en vigueur du SEQE/ETS 2, l?augmentation des obligations réglementaires en matière de certificats d?économie d?énergie prévue pour la période 2026-2030 et celle de la fiscalité. Recommandation n° 5 : Engager, à l?échéance de l?actuelle période de déploiement des certificats d?économie d?énergie, une trajectoire d?augmentation des taux normaux de l?accise sur le gaz et le fioul pour le secteur résidentiel et de baisse de celui applicable à l?électricité consommée par les ménages. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 133 Pour tenir compte de la situation des ménages qui ne pourraient financer un changement de leur mode de chauffage, des aides à l?investissement devront être déployées (cf. chapitre II). Recommandation n° 6 : Pour améliorer l?acceptabilité de la transition énergétique sans freiner son rythme, accompagner la mise en oeuvre du second marché carbone européen d?aides directes à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse de la fiscalité de l?énergie 3. Clarifier les choix de finances publiques à long terme en réponse à la diminution de l?accise sur l?énergie La mise en oeuvre du second marché carbone européen, la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone, le MACF et les évolutions de la fiscalité de l?énergie évoqués ci-dessus pourraient compenser financièrement les pertes d?accise liées à la transition énergétique à l?horizon 2030 et permettre de dégager un surcroît de financement pour la transition énergétique. En revanche, à l?horizon de la fin de la transition énergétique, même en retenant les orientations proposées par le présent rapport, la décarbonation et l?amélioration de l?efficacité énergétique conduiraient à une baisse mécanique de l?accise sur l?énergie dont rien ne permet d?affirmer qu?elle sera compensée spontanément par d?autres effets. Dans ce contexte, une stratégie de financement devra être explicitée suffisamment tôt. Il ne s?agit pas ici, comme le faisait le rapport Pisani- Ferry-Mahfouz, de trouver des ressources transitoires pour financer un surcroît temporaire d?investissements pendant la transition énergétique, mais de définir un nouvel équilibre financier de long terme. Les choix devront probablement combiner la diminution des dépenses publiques, la sollicitation d?autres impositions, sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 134 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 3.1. Une augmentation d?autres taxes indirectes ne doit pas être écartée a priori La baisse de l?accise peut être en partie compensée au sein de la fiscalité indirecte, soit de façon indifférenciée par une hausse de la TVA, soit par la mise en place d?une taxation spécifique sur des biens ou services présentant des propriétés de faible élasticité de la consommation au prix comparables à celles des énergies fossiles avant le développement des alternatives électriques. Ces deux hypothèses présentent toutefois un enjeu d?acceptabilité pour la première malgré une régressivité moindre de la TVA par rapport à l?accise sur les carburants, et, pour la seconde, une difficulté d?identification d?une nouvelle base taxable au rendement suffisant. 3.1.1. La TVA est moins régressive que l?accise sur les carburants Selon la direction générale du Trésor (2025)104, une hausse d?un point de tous les taux de TVA procurerait un rendement net de 11,4 Md¤ en 2025, dont 7,5 Md¤ pour le taux normal à 20 %, hors effets sur les comportements des contribuables105. Au niveau agrégé, le rendement d'une hausse uniforme de TVA serait principalement porté par les ménages les plus aisés : 12 % du rendement porterait sur le premier cinquième de la distribution des ménages contre 31 % pour le cinquième le plus aisé. Rapporté au revenu disponible, une hausse uniforme d'un point des taux de TVA aurait toutefois un effet relatif plus marqué pour les ménages modestes que pour les ménages aisés, qui ont un taux d'épargne plus élevé : les ménages du premier cinquième de niveau de vie verraient le pouvoir d'achat de leur revenu disponible diminuer d'en moyenne 0,7 % contre 0,4 % pour ceux 104 M. Gesta (2025), Analyse de la composition des recettes de TVA, Trésor-éco n° 371 105 Une étude sur données 2016 estime que ces effets viennent réduire de 15% le rendement initial au bout de trois ans. André M., Biotteau A.L.,(2021), Effets de moyen terme d?une hausse de TVA sur le niveau de vie et les inégalités, Economie et statistique n° 522-523. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 135 du dernier cinquième. Cette distribution persiste mais est atténuée dans le cas du seul relèvement du taux de 20 %. Il représente 0,3 % en moyenne, dont 0,4 % pour le premier cinquième et 0,25% pour le cinquième le plus aisé. Cette exposition différente au relèvement de la TVA doit néanmoins être mise en regard des évolutions des taux d?effort énergétique permises notamment par le niveau de taxation plus faible de l?électricité par rapport aux carburants. Les simulations du CGDD présentées au chapitre II mettent en évidence, dans le scénario AMS de la SNBC 3, une baisse moyenne du taux d?effort énergétique de 1,4 point en 2030 ; celle-ci atteint 2,5 points pour le premier cinquième de niveau de vie, malgré la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2, contre seulement 0,7 point pour le cinquième le plus aisé. Par ailleurs, les évolutions du pouvoir d?achat des ménages sont fortement dépendantes du degré de répercussion de la hausse de TVA dans les prix. Une augmentation étalée dans le temps par petits paliers a plus de chances d?être absorbée dans les marges des entreprises. 3.1.2. Les possibilités de taxation indirecte de l?économie numérique restent à approfondir sans être à l?échelle des pertes de recettes attendues Comme évoqué au chapitre I, la fiscalité de l?énergie a, à l?origine, été conçue comme une fiscalité de rendement. Le choix de faire porter une accise sur les carburants ne résultait pas d?une logique environnementale mais de la volonté d?assurer un rendement important et stable en faisant porter une taxation lourde sur des produits dont la consommation était, faute d?alternative, peu sensible au prix. Cette propriété qui reste en partie vraie à court terme l?est de moins en moins à moyen terme en raison du développement d?alternatives techniques à l?énergie fossile aussi bien pour les usages calorifiques que pour les motorisations. Elle peut en revanche se rencontrer pour d?autres biens et services. À titre illustratif, cette question peut se poser pour la consommation de contenus produits par l?économie numérique. Il ne s?agirait pas ici d?une taxation des entreprises du numérique, mais de la consommation finale des contenus diffusés par ces entreprises. Les éléments de fiscalité d?ores et Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 136 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES déjà existants, comme les taxes sur les contenus audiovisuels numériques, illustrent toutefois la difficulté à intégrer dans l?assiette d?une taxe indirecte supportée par le consommateur final (même si elle est collectée par la plateforme) des contenus gratuits dont les plateformes de diffusion sont financées par la publicité. La capacité de ces taxes à se transformer en impositions de rendement de type « accise » reste donc incertaine. Encadré 11 : Une taxation des contenus audiovisuels numériques au rendement limité Une taxe sur la diffusion de contenus audiovisuels a été créée en France dès 1992. En raison de l?émergence des plateformes de vidéos à la demande par abonnement, le champ d?application de la taxe a été étendu en 2003 au streaming payant. À cette époque, seules étaient visées par la taxe les entreprises établies en France, De plus, la taxe ne couvrait pas les recettes issues de la publicité associée à des contenus audiovisuels diffusés gratuitement en ligne. En 2017, la taxe a été modifiée pour être étendue aux opérateurs établis à l?étranger et mettant à disposition du public en France des contenus vidéos à titre onéreux (composante « Netflix » de la taxe). Ont également été incluses dans son champ d?application les recettes publicitaires des hébergeurs de vidéos en ligne (composante « Youtube » de la taxe). Le produit de ces taxes, affecté au Centre national du cinéma et de l'image animée, s?élève à environ 200 M¤. Ces taxes possèdent néanmoins un potentiel de développement lié à la croissance rapide des consultations, à leur taux aujourd?hui réduit (5,15 % du prix hors taxes ou de la valeur des contreparties publicitaires) et, pour la taxe portant sur les plateformes gratuites, aux importantes restrictions d?assiette (seuil d?imposition à 100 000 ¤ ; abattement de 66 % pour les réseaux sociaux). 3.2. La couverture des externalités de la route doit faire l?objet d?une réflexion La fiscalité des carburants joue aujourd?hui un rôle important dans la tarification des externalités négatives liées au transport routier qui ne se limitent pas à la pollution. La décarbonation conduira à une baisse de ces externalités négatives mais aussi paradoxalement à une baisse de leur taux de couverture, sauf si ces coûts externes sont facturés à l?utilisateur par d?autres instruments. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 137 3.2.1. Des externalités négatives du transport routier en baisse mais moins bien couvertes par la fiscalité après la décarbonation À l?usage de la route106 sont attachées différentes externalités négatives : pollution, bruit, dégradation des infrastructures, accidents107. D?après des calculs de la direction générale du Trésor108, le coût externe marginal était de 9 ct ¤ par véhicule-kilomètre (vkm), en moyenne, sur l?ensemble du parc routier (poids lourds, véhicules particuliers, utilitaires légers, bus et cars) et 87 % des externalités de la route étaient couvertes par la tarification en 2020. La tarification des usages de l?automobile se concentre principalement sur trois instruments dont un seul est fiscal : la taxation des carburants, les redevances de stationnement sur voirie et les péages d?infrastructure. À la différence des taxes d?achat ou d?immatriculation, ces prélèvements sont liés, directement ou indirectement, aux kilomètres parcourus, aux lieux et aux conditions de circulation. Ils constituent ainsi le coeur du signal-prix adressé aux automobilistes au moment de l?utilisation du véhicule. Le premier pilier est la fiscalité des carburants, présentée au chapitre I. 2. Elle constitue aujourd?hui encore le principal instrument de tarification de l?usage de la route. En milieu urbain, la fiscalité de l?usage passe également par les redevances de stationnement sur voirie. Si ces recettes restent limitées au regard de celles de la fiscalité des carburants, elles constituent pour les collectivités un outil de pilotage de l?espace public, dont le calibrage 106 Santos, G., Behrendt, H., Maconi, L., Shirvani, T., & Teytelboym, A. (2010). Part I: Externalities and economic policies in road transport. Research in transportation economics, 28(1), 2-45. 107 L?inclusion de la congestion parmi les externalités négatives du transport routier fait l?objet d?un débat. Dans le présent rapport, elle est considérée comme un coût non marchand qui est supporté par les usagers de la route. 108 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone ? Rapport intermédiaire, décembre 2023 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 138 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (zonage, modulation selon la durée, le type de véhicule ou le statut de l?usager) permet d?orienter les comportements. Enfin, l?usage de certaines infrastructures routières fait l?objet de péages, qui sont juridiquement des redevances. Le code de la voirie routière pose le principe de la gratuité des autoroutes, tout en prévoyant la possibilité d?instaurer des péages lorsque la construction ou l?exploitation est concédée à un tiers, ou lorsque le péage est affecté au financement d?ouvrages particuliers. Les péages autoroutiers perçus sur le réseau concédé couvrent ainsi les coûts d?exploitation, d?entretien et d?investissement, ainsi que la rémunération des capitaux investis par les concessionnaires, sous le contrôle de l?État et de l?Autorité de régulation des transports qui veille, notamment, au respect des règles de fixation des tarifs. Ces redevances contribuent à renchérir l?usage de l?automobile sur certains axes, en particulier les grands itinéraires interurbains, et constituent un élément important du coût de la mobilité routière pour les usagers. À péages inchangés, dans le scénario AMS de la SNBC 3, les externalités négatives liées à l?usage de de la route sont ramenées à 4ct ¤ 2015/vkm grâce notamment à la réduction de la pollution et du bruit permise par l?électrification du parc, mais le taux de couverture de ces externalités ne serait plus que de 55% en 2050 en raison de la fiscalité plus faible pesant sur l?électricité109. 109 En l?absence d?électrification, la hausse des émissions de gaz à effet de serre entraînerait une augmentation des externalités négatives et une basse du taux de couverture encore plus importante. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 139 Graphique n° 31 : Taux de couverture des externalités liées à l?usage des véhicules routiers dans le scénario AMS Source : direction générale du Trésor Constat n° 13 : L?électrification du parc automobile se traduira par une baisse des externalités négatives liées à l?usage de la route, notamment en matière de pollution atmosphérique, mais aussi par une baisse de la couverture de ces externalités, compte tenu de la diminution de la fiscalité. Cette baisse attendue de la couverture des externalités pourrait justifier économiquement une fiscalité additionnelle qui peut porter sur le kilométrage parcouru, la nouvelle source d?énergie utilisée (l?électricité) ou le véhicule lui-même. 3.2.2. Des possibilités de facturation du kilomètre parcouru encadrées par des contraintes importantes Chaque kilomètre parcouru génère des coûts pour la collectivité : émissions de gaz à effet de serre, pollution atmosphérique locale, bruit, usure des infrastructures, risques d?accidents. Une taxe kilométrique ou un péage constituent des modalités de tarification de ces externalités plus directes que la taxation de l?énergie utilisée par le véhicule. Elles sont Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 140 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES toutefois soumises à des fortes contraintes juridiques et en termes d?acceptabilité. Le cadre de toute taxe ou redevance kilométrique applicable aux véhicules routiers est déterminé par la directive 1999/62/CE, dite « Eurovignette », modifiée en dernier lieu par la directive (UE) 2022/362. Ce texte fixe les règles communes applicables aux États membres lorsqu?ils choisissent de faire payer les usagers pour l?utilisation de certaines infrastructures routières. Le texte prohibe le cumul de plusieurs instruments sur un même tronçon pour une même catégorie de véhicules. En revanche, un péage unique peut comprendre plusieurs composantes (coûts d?infrastructure, coûts externes de pollution et de bruit, voire congestion), dès lors qu?elles respectent, s?agissant des poids lourds, les plafonds et les méthodes de calcul fixés par le droit de l?Union et qu?elles n?aboutissent pas à une discrimination directe ou indirecte fondée sur la nationalité ou l?origine des transports. Une « taxe kilométrique » sur les voitures particulières, lorsqu?elle est liée à l?usage de l?infrastructure, s?analyse, au regard de la directive, comme un péage fondé sur la distance parcourue. La fixation des tarifs est, elle aussi, encadrée par la directive Eurovignette. Pour la composante dite de « redevance d?infrastructure », les États membres doivent veiller à ce que les montants restent liés, dans leur niveau et leur évolution, aux coûts de construction, d?exploitation et d?entretien du réseau. Pour la composante de « coûts externes », la directive prévoit des plafonds unitaires par véhicule-kilomètre, différenciés notamment selon la classe Euro et le type de zone (urbaine, sensible, etc.), que les États ne peuvent dépasser, sauf à démontrer que les coûts externes supportés par la collectivité sont supérieurs à ces valeurs. Du fait de la réforme opérée par la directive (UE) 2022/362, les États membres qui mettent en place des péages pour les véhicules lourds ont, en outre, l?obligation de moduler les tarifs en fonction des émissions de CO? des véhicules à partir de 2026110, selon des classes définies au niveau européen. Cette modulation est conçue pour favoriser les véhicules à 110 La transposition française intervenue en 2023 (Code de la voirie routière, articles L119-11 à 13) se limite aux dispositions obligatoires de la directive et n?est appliqué qu?aux contrats de concession postérieurs à mars 2022. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 141 faibles émissions, tout en maintenant un lien avec les coûts d?infrastructure et les externalités. En complément, la directive permet aux États membres de mobiliser d'autres dispositifs complémentaires facultatifs (introduction d'une redevance de congestion ou d'un sur-péage sur des tronçons routiers régulièrement saturés par exemple). Encadré 12 : Les taxes kilométriques en Allemagne, en Islande et au Royaume-Uni La LKW-Maut est la taxe kilométrique appliquée aux poids lourds en Allemagne mise en place en 2005 sur les autoroutes fédérales puis à partir de 2018 sur l?ensemble des routes fédérales. Initialement, la taxe ne visait que les véhicules de 12 tonnes et plus ; le seuil a été abaissé à 7,5 tonnes en 2015, puis à 3,5 tonnes en 2024. Le respect de l?obligation de péage est contrôlé par des portiques et bornes fixes au-dessus ou le long des routes. Le tarif au kilomètre se décompose en une composante « infrastructure », une composante liée à la pollution atmosphérique, une composante « bruit » et, depuis 2023, une composante CO?, avec des exonérations prévues pour certains véhicules. Les recettes de la LKW-Maut ont atteint près de 13 Md¤ en 2024, sous l?effet combiné de la composante CO? et de l?abaissement du seuil à 3,5 tonnes. Depuis 2024, l?Islande a mis en place une taxe kilométrique déclarative111 sur les véhicules électriques et à hydrogène à un taux de 6 couronnes islandaises (4 centimes d?euro) par kilomètres, et sur les hybrides rechargeables à un taux de 2 couronnes islandaises par kilomètre (1,3 centime d?euro). Dans son budget 2025, le gouvernement britannique a annoncé la création d?une Electric Vehicle Excise Duty (eVED), taxe nationale déclarative au kilomètre appliquée aux voitures particulières 100 % électriques et hybrides rechargeables immatriculées au Royaume-Uni, à compter du 1?? avril 2028. L?Office for Budget Responsibility estime que la mesure pourrait générer de l?ordre de 1,4 Md£ par an à l?horizon 2030. En France, les sept principales concessions autoroutières françaises dites « historiques » ? qui regroupent environ 80 % du réseau concédé ? arrivent à échéance dans une fenêtre resserrée, comprise entre le 31 décembre 2031 et le 30 septembre 2036. Le projet de loi-cadre relatif au développement des transports prévoit le maintien du système concessif et l?affectation des versements des sociétés concessionnaires à l?Agence de financement des infrastructures de transport de France (AFITF). Les versements des sociétés concessionnaires comprennent aujourd?hui une redevance 111 Incentives and Legislation | European Alternative Fuels Observatory (europa.eu) Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 142 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES domaniale, une contribution volontaire exceptionnelle, la taxe d?aménagement du territoire et la taxe sur l?exploitation des infrastructures de transport de longue distance, créée en 2024, pour un montant total de 2,4 Md¤. L?étude d?impact du projet de loi envisage un montant moyen annuel de ressources supplémentaires versées par les nouvelles sociétés concessionnaires de 2,5 Md¤. Les possibilités de développement d?une taxe kilométrique ne concerneraient donc que le réseau non concédé, dans le cadre de projets portés par les collectivités territoriales. L?échec passé de l?écotaxe en France, malgré des réussites à l?étranger, montre l?importance d?une réflexion fine en amont sur les caractéristiques du réseau soumis à taxation pour faciliter l?acceptation de la taxe et, dans le cas d?un système nécessitant des infrastructures lourdes de collecte, l?importance d?une stabilité du droit applicable pour amortir les équipements. Encadré 15 : L?histoire mouvementée de la taxe kilométrique en France La création d?une taxe kilométrique pour les poids lourds en Allemagne (LKW-Maut) à partir de 2005 a entraîné une réflexion sur la création d?une taxe analogue en France, notamment en Alsace afin d?éviter le report du trafic. La loi de finances pour 2009 créait une écotaxe poids lourds qui devait s?appliquer à partir de 2014 sur un réseau de 15 000 kms, dont 10 000 kms de routes, hors réseau autoroutier concédé déjà soumis à péage. Pour neutraliser les impacts de l?écotaxe sur la compétitivité des entreprises de transport routier, l?État devait mettre en place un dispositif de répercussion de l?augmentation du prix du transport sur les donneurs d?ordre, c?est-à-dire les chargeurs. Or, il a été très vite confronté à la difficulté de mettre en oeuvre un tel mécanisme, dérogatoire au principe de la négociation commerciale. En outre, la logique même de la taxe, fondée sur un barème kilométrique, a été contestée, notamment en Bretagne, qui a une tradition de routes gratuites. La contestation, qui s?est cristallisée à partir de l?installation des portiques de contrôle sur le réseau taxé (mouvement des « Bonnets rouges »), a conduit à la « suspension » de l?écotaxe en octobre 2013, puis à l?abandon du projet un an plus tard, avec un coût important pour l?État. Des possibilités d?expérimentation régionales de taxes poids lourds ont cependant été rouvertes en 2021 sur le réseau de la collectivité européenne d?Alsace, puis sur le réseau national mis à disposition des régions. La collectivité européenne d?Alsace a adopté en octobre 2024 le principe de la mise en oeuvre d?une telle taxe en janvier 2027. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 143 3.2.3. Des marges d?évolution de la fiscalité des véhicules routiers La fiscalité propre aux véhicules routiers porte à la fois sur l?achat et la détention. La fiscalité qui s?applique au moment de l?achat et de l?immatriculation d?un véhicule se traduit, d?une part, par la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) acquittée sur le prix du véhicule et, d?autre part, par un ensemble de taxes perçues lors de la délivrance du certificat d?immatriculation, communément appelé « carte grise ». La première composante est une taxe fixe, d?un montant uniforme, qui s?apparente à des frais de gestion. La seconde est la taxe régionale : assise sur la puissance fiscale (le « cheval fiscal »), elle est due pour la plupart des véhicules à moteur et son tarif unitaire est librement fixé par chaque région dans le cadre défini par la loi. Pour les « véhicules de tourisme », la fiscalité à l?immatriculation intègre en outre désormais deux instruments à portée explicitement environnementale : la taxe sur les émissions de dioxyde de carbone et la taxe sur la masse en ordre de marche, souvent désignées sous les termes de « malus CO? » et de « malus poids ». La fiscalité liée à la détention se caractérise par une dissymétrie marquée entre ménages et entreprises112. Pour les particuliers, il n?existe plus de taxe annuelle générale sur la détention des véhicules de tourisme depuis la suppression de la vignette113. À l?inverse, les véhicules affectés à des fins économiques font l?objet d?un ensemble de taxes annuelles qui visent à faire contribuer les flottes d?entreprises aux coûts environnementaux et d?usage qu?elles génèrent. Jusqu?au 31 décembre 2021, cet objectif était poursuivi principalement au moyen de la taxe sur les véhicules de sociétés (TVS). Cette taxe a été remplacée, à compter du 1?? janvier 2022, par deux taxes distinctes sur les véhicules de tourisme affectés à des fins économiques : une taxe annuelle sur les émissions de dioxyde de carbone et une taxe annuelle sur l?ancienneté, devenue au 112 En 2024, les entreprises représentaient 52 % des véhicules légers neuf vendus en France. Leurs achats conditionnent en large partie le marché de l?occasion quelques années plus tard. 113 La détention des véhicules particuliers reste indirectement imposée par la taxe spéciale sur les conventions d?assurance (TSCA). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 144 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1?? janvier 2024 la taxe annuelle sur les émissions de polluants atmosphériques. S?y ajoute une taxe annuelle incitative au verdissement des flottes de plus de 100 véhicules, instaurée par la LFI pour 2025. À côté de ces taxes pesant sur les véhicules de tourisme, la détention de véhicules lourds de transport de marchandises reste soumise à une imposition annuelle spécifique (taxe annuelle sur les véhicules lourds de transport de marchandises), héritière de l?ancienne « taxe à l?essieu ». Dans une perspective d?augmentation de la tarification des externalités liées au transport routier et d?efficacité énergétique, une augmentation de la fiscalité à l?immatriculation présente l?avantage d?être simple à mettre en oeuvre et immédiatement opérationnelle. Cette option présente également des avantages en termes d?acceptabilité et de protection de la vie privée. Enfin, le renforcement de la taxation à l?immatriculation permet d?adresser un signal prix fort au moment clé de la décision d?achat, au moment où se déterminent la taille, la motorisation et le niveau d?émissions du véhicule qui entrera dans le parc. En renchérissant de manière ciblée l?acquisition des véhicules aux externalités les plus élevées, ou des secondes voitures au sein d?un ménage, la puissance publique oriente la composition du parc vers des modèles plus sobres. Toutefois, une augmentation de la taxation à l?achat présente plusieurs désavantages. Elle reste largement déconnectée de l?usage réel des véhicules. Par ailleurs, cette logique d?imposition à l?entrée comporte également un risque de frein au renouvellement du parc. En outre, sur le plan budgétaire, une hausse de la fiscalité à l?immatriculation constitue un outil mal adapté pour remplacer la baisse attendue des recettes de fiscalité sur les carburants car son assiette se limite aux nouvelles immatriculations, dont le volume est étroit et sensible aux aléas conjoncturels. Ainsi, une augmentation du malus CO2 pendant la phase de transition114 peut constituer un mécanisme incitatif d?appoint et la suppression du bonus pourrait être envisagée à l?issue de celle-ci, mais l?impact budgétaire et comportemental ne peut être que limité. Tout en possédant les mêmes avantages de simplicité de mise en oeuvre et de gestion et le même inconvénient de déconnexion avec l?usage 114 La suppression de l?abattement au malus pour les véhicules hybrides non rechargeables pourrait aussi être envisagée. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 145 réel du véhicule qu?un renforcement des taxes à l?immatriculation, une taxe annuelle à la détention de véhicules par les ménages pourrait être une alternative plus convaincante. La taxe à la détention présente l?avantage d?offrir une recette plus prévisible et plus stable que la taxe à l?immatriculation. Son produit dépend principalement de la taille et de la composition du parc, dont l?évolution est relativement lente, et non du volume annuel d?immatriculations, plus sensible aux aléas conjoncturels. Il ne s?agirait pas de rétablir à l?identique l?ancienne vignette, mais de construire un prélèvement moderne, plus fidèle aux coûts externes générés par le parc automobile (hors émissions de CO2, tarifées par ailleurs par la fiscalité des carburants et SEQE/ETS 2). Dans cette optique, une assiette fondée non plus sur la seule puissance fiscale, mais sur une combinaison de critères objectivables comme la masse en ordre de marche du véhicule, ou l?empreinte au sol, afin de tenir compte de l?occupation de l?espace, notamment en milieu urbain, pourrait être privilégiée. Une taxe de possession moyenne annuelle de 95 ¤2019 par véhicule particulier aurait un rendement de 3 Md¤2019, soit 10 % des pertes d?accise sur l?énergie à l?horizon 2050. 3.2.4. L?augmentation de l?accise sur l?électricité ne saurait être anticipée au risque de bloquer la transition du transport Historiquement, la France taxe moins les énergies de chauffage (électricité mais aussi gaz naturel et fioul) que celles destinées au transport. Dès lors que l?électricité devient aussi une source d?énergie prédominante dans le transport, il pourrait être envisagé de différencier la taxation de l?électricité en fonction de son usage en relevant le tarif de l?accise sur l?électricité utilisée dans les véhicules à des niveaux plus proches de celle des carburants fossiles au fur et à mesure de l?électrification du parc automobile, tout en poursuivant la convergence de la taxation de l?électricité destinée au chauffage avec celle du gaz naturel évoquée au 2 de ce chapitre. Cette perspective se heurte aujourd?hui à l?absence de solution technique permettant de distinguer les flux électriques en fonction de leur usage chez les particuliers. Si cet obstacle était levé, les anticipations d?un tel relèvement pourraient freiner la transition, sauf si le coût de la recharge restait malgré cette hausse significativement inférieure au plein d?essence et si le calendrier du relèvement était défini à l?avance, de façon à garantir Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo la rentabilité des investissements dans les véhicules électriques pour les ménages et pour les entreprises. L?électricité constitue un flux homogène : le réseau ne distingue pas, par nature, les kWh destinés à l?éclairage, au chauffage, à l?industrie ou à la recharge d?un véhicule électrique. La différenciation ne peut intervenir qu?au niveau des installations terminales et des dispositifs de mesure qui y sont associés. Pour les bornes publiques ou semi-publiques (voirie, parkings, commerces, entreprises ouvertes au public), la quantité d?électricité délivrée à chaque session est déjà mesurée et fait l?objet d?une facturation spécifique, ce qui n?est pas le cas pour l?ensemble des bornes privées. Dans la grande majorité des logements, la recharge s?effectue soit sur des prises domestiques classiques, soit via des bornes murales raccordées au tableau général. Le compteur principal mesure la consommation globale du site sans ventilation par usage. Pour que l?administration fiscale puisse appliquer une accise spécifique à la seule consommation liée aux véhicules, il serait nécessaire d?isoler ces consommations par un dispositif de comptage dédié et certifié. En Californie, le suivi de la recharge résidentielle des véhicules électriques repose sur une logique de sous-comptage (submetering), organisée par la California Public Utilities Commission (CPUC). La CPUC a adopté en 2022 un protocole permettant de mesurer séparément l?électricité utilisée pour la recharge du véhicule par rapport au compteur principal du logement. Sur le plan technique, le principe est de distinguer la recharge du reste des usages domestiques grâce à un compteur dédié, placé côté client : la recharge est donc identifiée par un équipement spécifique, généralement intégré à l?équipement de recharge ou installé sur le circuit dédié, puis traitée séparément du reste de la consommation du logement. Cette donnée séparée permet ensuite d?appliquer un tarif propre à la recharge, distinct du tarif applicable aux autres usages de la maison. Si une solution technique semble donc exister, des obstacles juridiques et pratiques importants subsistent. La directive sur la taxation de l?énergie ne prévoit pas une taxation différenciée de l?électricité selon ses usages. L?exemple californien repose sur un dispositif incitatif et volontaire dont la transposition sous la forme d?une obligation d?équipement liée à un dispositif fiscal peut s?avérer complexe et favoriser la fraude. Le coût de déploiement des compteurs dédiés devrait être balancé avec les avantages attendus. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 147 En termes de politique publique, une hausse trop précoce de l?accise sur l?électricité pour les recharges de véhicules pourrait entraîner des difficultés dans l?électrification du parc automobile, pourtant indispensable à la décarbonation. Cela réduirait directement l?avantage économique de la voiture électrique à l?usage. Aujourd?hui, une partie de l?attractivité des véhicules électriques repose sur un coût au kilomètre inférieur à celui d?un véhicule thermique, grâce à une électricité moins taxée que les carburants fossiles. En renchérissant l?électricité, on réduit l?écart entre le « plein » électrique et le plein de carburant : le signal prix en faveur de l?électrique devient moins lisible. Pour un ménage, surtout modeste, l?arbitrage entre garder un véhicule thermique amorti ou investir dans un véhicule électrique plus cher à l?achat devient alors moins favorable au basculement. Ensuite, l?augmentation de l?accise sur l?électricité fragiliserait le modèle économique des infrastructures de recharge. Les opérateurs de bornes répercutent mécaniquement la hausse de la fiscalité sur le prix de la recharge. Le résultat serait un double effet négatif : d?une part, les usagers verraient le coût de l?électricité augmenter ; d?autre part, la fréquentation des bornes pourrait diminuer, ce qui allongerait les temps d?amortissement des investissements et de déploiement de nouvelles infrastructures. Or, une offre de recharge dense et abordable est une condition essentielle de la diffusion des véhicules électriques. Un relèvement précoce de la fiscalité sur l?électricité créerait également une incohérence dans les signaux publics qui serait immédiatement perceptible. D?un côté, l?État subventionnerait l?achat de véhicules électriques et de points de recharge (bonus, prime à la conversion, aides à l?installation de bornes) ; de l?autre, il renchérirait simultanément l?énergie qui permet de les utiliser. Si elle est envisageable en fin de période, l?augmentation de l?accise sur l?électricité ne saurait donc être anticipée au risque de bloquer la transition. Une solution possible pour ancrer les anticipations des ménages et des entreprises serait d?adopter dans un instrument législatif une planification de long terme, mettant en regard un relèvement modéré du tarif en fin de période et l?atteinte d?objectifs d?électrification du parc. Dans tous les cas, le tarif-cible de l?accise sur l?électricité devra préserver la rentabilité à long terme de l?investissement dans un véhicule électrique plutôt que dans un véhicule thermique. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 148 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Constat n° 14 : Une différenciation des tarifs d?accise sur l?électricité en fonction de l?usage n?est pas souhaitable pendant la transition. À plus long terme, elle nécessiterait une base juridique européenne et des évolutions technologiques des compteurs. 3.3. Des économies en dépenses peuvent compenser la baisse du rendement de l?accise de l?énergie Cette option, si les dépenses choisies ont un effet multiplicateur faible et ont peu d?effet sur la croissance potentielle, permet de préserver l?amélioration du taux d?effort énergétique des ménages mise en évidence en 2030 au chapitre II, sans mettre à contribution les entreprises. Sa faisabilité, dont l?analyse ne relève pas du champ de compétence du CPO, dépend toutefois de la capacité de la France à consolider ses finances publiques à moyen-long terme en faisant face aux pressions à la hausse déjà identifiées liées au vieillissement de la population, à la situation géopolitique et à la transition écologique et numérique. À cet égard, la 3ème édition du baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux du CPO a souligné que le soutien de la population à des baisses de dépenses publiques, même en contrepartie de baisse d?impôts, restait minoritaire pour la plupart des grands postes de dépenses : 28% pour les dépenses de retraite, 30 % pour les dépenses de santé, 41% pour les dépenses de lutte contre la pauvreté et 42% pour les dépenses de défense. Au total les choix de finances publiques passent sans doute par la combinaison d?une diminution des dépenses publiques et la sollicitation d?autres impositions, sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. Recommandation n° 6 : Définir une stratégie à long terme pour faire face aux pertes d?accise liées à la sortie des énergies fossiles en combinant une diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Conclusion Depuis 1973, la part des énergies fossiles dans le mix énergétique français diminue et la consommation globale d?énergie baisse depuis le début des années 2000. Ces évolutions sont le produit de multiples facteurs (chocs pétroliers, politique d?indépendance énergétique, désindustrialisation) auxquels se sont récemment ajoutées les politiques de décarbonation. La fiscalité énergétique repose principalement sur l?accise sur l?énergie, fondée sur les quantités, et la TVA, assise sur les prix. Conçue dans une logique de rendement, elle a intégré progressivement des contraintes environnementales, mais de façon incomplète et parfois peu cohérente. Elle se révèle aussi peu adaptée pour compenser les effets des fluctuations des prix, car les baisses de fiscalité indirecte ne se répercutent que partiellement sur la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont politiquement difficiles à retirer. La hausse du prix du pétrole observée dans le contexte des tensions au Moyen-Orient entrainera, en 2026, une augmentation de la TVA perçue sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la réduction de la demande en réponse à l?augmentation des cours. À plus long terme, la réduction globale de la consommation énergétique et l?électrification du transport vont réduire le rendement de l?accise, significativement dès 2030, drastiquement à l?horizon 2050. Les ménages qui auront pu mener à bien les investissements de d?efficacité énergétique du chauffage et l?électrification de leur mode de transport bénéficieront d?un gain de pouvoir d?achat qui, sous les hypothèses retenues par la stratégie nationale bas carbone 3, serait supérieur à l?augmentation des prix de l?énergie pour les ménages induite par la mise en place d?un second marché carbone européen prévue pour 2028. Ceci doit conduire à privilégier des aides à l?investissement dans la décarbonation ciblées sur les plus modestes et les plus exposés par rapport à des mesures générales de baisse de la fiscalité de l?énergie pour accompagner le déploiement de ce second marché carbone. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 150 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Les effets de la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone et de la mise en place du second se feront également sentir sur les entreprises qui bénéficient aujourd?hui, pour nombre d?elles, de tarifs réduits d?accise sur les carburants, le gaz ou l?électricité. La maturité et la compétitivité des alternatives technologiques aux énergies fossiles dans ces secteurs et l?exposition internationale des entreprises concernées devront être prises en compte dans la réévaluation des dépenses fiscales favorables aux énergies fossiles. À l?horizon de la fin de la transition, pour faire face aux pertes d?accise sur l?énergie, les choix devront combiner la diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions, portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. Ces choix essentiels doivent être expliqués aux acteurs économiques pour qu?ils puissent se préparer, et leurs conséquences évaluées avec eux. Un consensus doit être forgé sur ces bases. Le présent rapport apporte sa contribution à cette nécessaire pédagogie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 2 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 1 Le Conseil des prélèvements obligatoires, une institution associée à la Cour des comptes Le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) est « chargé d?apprécier l?évolution et l?impact économique, social et budgétaire de l?ensemble des prélèvements obligatoires, ainsi que de formuler des recommandations sur toute question relative aux prélèvements obligatoires » (articles L.411-1 et suivants du code des juridictions financières (CJF)). Placé auprès de la Cour des comptes et présidé par le Premier Président de la Cour des comptes, le collège du CPO comporte seize membres, huit magistrats et hauts fonctionnaires et huit personnalités qualifiées choisies, à raison de leur expérience professionnelle, par les Présidents de l?Assemblée nationale, du Sénat et du Conseil économique, social et environnemental, ainsi que par les ministres chargés de l?économie et des finances, des affaires sociales et de l?intérieur (articles L. 411-4 et L. 411- 5 du CJF). Le président du CPO peut désigner, pour une durée d'un an, au plus quatre personnalités qualifiées, afin d'éclairer les délibérations du Conseil. Ces personnalités qualifiées assistent aux réunions du Conseil mais n'ont pas voix délibérative (article L. 411-8 du CJF). Situé, comme la Cour des comptes, à équidistance du Gouvernement et du Parlement, le CPO est un organisme pluridisciplinaire et prospectif qui contribue à l?élaboration de la doctrine et de l?expertise fiscales, grâce à l?indépendance de ses membres et à la qualité de ses travaux. Le CPO peut être chargé, à la demande du Premier ministre ou des commissions de l?Assemblée nationale et du Sénat chargées des finances et des affaires sociales, de réaliser des études relatives à toute question relevant de sa compétence. Il peut également être saisi pour avis, dans les mêmes conditions, en vue d'apprécier les incidences économiques, sociales, budgétaires et financières de toute modification de la législation ou de la réglementation en matière d'impositions de toutes natures ou de cotisations sociales (article L. 411-3 du CJF). L?organisation des travaux du Conseil des prélèvements obligatoires Le CPO est indépendant. A cette fin, les membres du Conseil « ne peuvent solliciter ou recevoir aucune instruction du Gouvernement ou de toute autre personne publique ou privée ». Le secret professionnel s?impose à eux (article L.411-12 du CJF). 2 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le CPO est pluridisciplinaire dans sa composition et collégial dans son mode de délibération. Il entend en audition des représentants de la société civile et du monde économique. Afin d?assurer l?information du CPO, le directeur général du Trésor, le directeur de la législation fiscale, le directeur du budget, le directeur général des collectivités locales, le directeur de la sécurité sociale, le directeur général des entreprises et le directeur général de l?Agence centrale des organismes de sécurité sociale assistent, à la demande de son président, à ses réunions et s?y expriment, sans voix délibérative, ou s?y font représenter. L?élaboration des rapports et études du Conseil des prélèvements obligatoires Le CPO fait appel à des rapporteurs habilités, comme ses membres, à se faire communiquer tous documents, de quelque nature que ce soit (articles L. 411 8 et suivants du CJF). Pour l?exercice de leurs missions, les membres du CPO comme les rapporteurs ont libre accès aux services, établissements, institutions et organismes entrant dans leur champ de compétences. Ceux-ci sont tenus de leur prêter leur concours, de leur fournir toutes justifications et tous renseignements utiles à l?accomplissement de leurs missions. Les rapports et études sont rendus publics et sont consultables sur le site internet www.ccomptes.fr/CPO. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 3 Les rapports du Conseil des prélèvements obligatoires Décembre 2025 Corriger les principales distorsions de l?imposition du patrimoine Septembre 2025 Tracer un cadre fiscal et social pluriannuel pour l?industrie française Octobre 2024 Conforter l?égalité des citoyens devant l?imposition des revenus Décembre 2023 Pour une fiscalité du logement plus cohérente Février 2023 La TVA : une taxe à recentrer sur son objectif de rendement pour les finances publiques Février 2022 Redistribution, innovation, lutte contre le changement climatique : trois enjeux fiscaux majeurs en sortie de crise sanitaire Septembre 2019 La fiscalité environnementale au défi de l?urgence climatique Janvier 2018 Les prélèvements obligatoires sur le capital des ménages Janvier 2017 Adapter l?impôt sur les sociétés à une économie ouverte Décembre 2015 La taxe sur la valeur ajoutée Janvier 2013 Les prélèvements obligatoires et les entreprises du secteur financier Février 2012 Prélèvements à la source et impôt sur le revenu Novembre 2011 L'activité du Conseil des prélèvements obligatoires pour les années 2006 à 2011 Mai 2010 La fiscalité locale Novembre 2008 La répartition des prélèvements obligatoires entre générations et la question de l'équité intergénérationnelle 4 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Mars 2008 Sens et limites de la comparaison des prélèvements obligatoires entre pays développés Mars 2008 Les prélèvements obligatoires des indépendants Mars 2007 La fraude aux prélèvements obligatoires et son contrôle Les études et avis à la demande du Parlement et du Gouvernement Octobre 2025 Faut-il rapprocher les assiettes de la contribution sociale généralisée et des cotisations sociales ? Juin 2023 Octobre 2022 Les différences d?imposition sur les bénéfices entre les PME et les grandes entreprises La fiscalité locale dans la perspective du Zéro artificialisation nette (ZAN) Septembre 2020 Adapter la fiscalité des entreprises à une économie mondiale numérisée Juillet 2018 Les taxes affectées : des instruments à mieux encadrer Février 2015 Impôt sur le revenu, CSG : quelles réformes ? Mai 2014 Fiscalité locale et entreprises Juillet 2013 La fiscalité affectée : constats, enjeux et réformes Mai 2011 Prélèvements obligatoires sur les ménages : progressivité et effets redistributifs Octobre 2010 Entreprises et « niches » fiscales et sociales ? Des dispositifs dérogatoires nombreux Octobre 2009 Les prélèvements obligatoires dans une économie globalisée Mars 2009 Le patrimoine des ménages QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 5 Les notes du Conseil des prélèvements obligatoires Novembre 2025 Juillet 2025 Note n°13 ? Baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux en France ? Troisième édition 2025 Note n° 12 ? Les prévisions de recettes en Europe : quel rôle pour les institutions budgétaires indépendantes ? Juin 2025 Note n° 11 - Baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux en France ? Deuxième édition 2023 : analyses complémentaires Décembre 2024 Octobre 2024 Note n° 10 ? Rationaliser la fiscalité des jeux d?argent et de hasard Note n° 9 ? Vers un rapprochement des régimes fiscaux de la location meublée et de la location nue Septembre 2024 Note n° 8 ? Les impôts et taxes affectés Février 2024 Note n° 7 ? Baromètre des prélèvements obligatoires ? Seconde édition 2023 Septembre 2023 Juillet 2023 Juin 2023 Note n° 6 ? La TVA est-elle un impôt juste ? Note n° 5 - La fiscalité nutritionnelle Note n° 4 - Les enjeux de la TVA à l?ère du numérique Février 2022 Note n° 3 - Baromètre des prélèvements obligatoires en France ? Première édition 2021 Juillet 2021 Note n° 2 - Les enjeux pour la France des négociations à l?OCDE sur la taxation des bénéfices des multinationales Juillet 2021 Note n° 1 - Quel taux pour l?impôt sur les sociétés en France ? 6 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Les rapports du Conseil des impôts 2005 2004 2003 La fiscalité dérogatoire ? pour un réexamen des dépenses fiscales 2002 Les relations entre les contribuables et l?administration fiscale 2001 La taxe à la valeur ajoutée 2000 L?imposition des revenus 1999 La fiscalité des revenus de l?épargne 1998 L?imposition du patrimoine 1997 La taxe professionnelle 1994 Fiscalité et vie des entreprises 1992 La fiscalité de l?immobilier urbain 1990 L?impôt sur le revenu 1989 La fiscalité locale 1984 L?impôts sur le revenu 1983 La taxe sur la valeur ajoutée 1980 1979 1977 1974 1974 1972 L?imposition des bénéfices industriels et commerciaux L?impôt sur le revenu Application de l?article 5 de la loi d?orientation du commerce et de l?artisanat L?impôt sur le revenu QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 7 Le Conseil des prélèvements obligatoires est présidé par Mme Amélie de MONTCHALIN, Première présidente de la Cour des comptes. Il comprend : M. Patrick LEFAS, vice-président, suppléant le Premier président de la Cour des comptes. En sont membres : - M. Alain CHRÉTIEN, maire de Vesoul et président d?agglomération - M. Jean-Claude HASSAN, conseiller d?État - M. Samuel GILLIS, conseiller référendaire à la Cour de cassation - Mme Mathilde LIGNOT-LELOUP, conseillère maître à la Cour des comptes - Mme Marie-Christine LEPETIT, inspectrice générale des finances - M. Pierre-Louis BRAS, inspecteur général des affaires sociales - M. Cédric AUDENIS, inspecteur général de l?institut national de la statistique et des études économiques - Mme Karine BERGER, inspectrice générale de l?institut national de la statistique et des études économiques - M. Pierre BOYER, professeur d?économie à l?École Polytechnique - M. Frédéric GONAND, professeur d?économie à l?université Paris Dauphine - Mme Lise PATUREAU, professeure d?économie à l?université Paris Dauphine - M. Rémi PELLET, professeur de droit à l?université de Paris Cité et à Sciences Po Paris - Mme Laurence JATON, vice-présidente d?Engie - M. Alexandre SAUBOT, président de France industrie - Mme Nadia JOUBERT, directrice des statistiques et de la science des données à la Mutualité sociale agricole - M. Jacques CREYSSEL, membre du conseil exécutif et co- président de la commission économie et finances du MEDEF 8 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le secrétariat du Conseil des prélèvements obligatoires est assuré par M. Guilhem BLONDY, conseiller maître à la Cour des comptes, secrétaire général du CPO, et M. Alexandre JEHAN, conseiller référendaire en service extraordinaire à la Cour des comptes, secrétaire général adjoint. Les travaux de secrétariat du Conseil sont réalisés par Mme Jacqueline SELLAM, chargée de mission. L?étude, présentée par MM. Guilhem BLONDY, conseiller maître à la Cour des comptes, secrétaire général du CPO, Alexandre JEHAN, conseiller référendaire en service extraordinaire à la Cour des comptes, secrétaire général adjoint du CPO et Arthipan ARULANDARAJAH, expert à la Cour des comptes, a été délibérée et arrêtée au cours de la séance du 21 mai 2026. Par ailleurs, ont été auditionnés par le Conseil : - M. Benoît LEGUET, directeur général de l?Institut de l?économie pour le climat (I4CE) - Mmes Nathalie MOGNETTI, directrice fiscale de TotalEnergies et Isabelle PATRIER, directrice de la direction France de TotalEnergies - Mme Emmanuelle WARGON, présidente de la commission de régulation de l?énergie QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 9 Sommaire INTRODUCTION ............................................................................ 25 CHAPITRE I - LA FISCALITE DE L?ENERGIE AU DOUBLE DEFI DES INCERTITUDES GEOPOLITIQUES ET DE LA DECARBONATION ........................................................................ 29 1. Une transition énergétique appelée à s?accélérer dans une ampleur incertaine .................................................................................. 29 1.1. Réduction et décarbonation de la consommation énergétique sont déjà engagées, pour de multiples raisons ...................................... 30 1.2. Une évolution appelée à s?accélérer dans un contexte de volatilité des prix de l?énergie .............................................................. 36 2. Une fiscalité de rendement peu adaptée à des objectifs de décarbonation et de stabilisation des prix ............................................. 43 2.1. Une fiscalité pensée pour le rendement .................................... 43 2.2. Une volonté contrariée de mise en cohérence de l?accise avec les enjeux environnementaux................................................................ 56 2.3. Des expériences peu concluantes d?utilisation de l?outil fiscal pour contrer la volatilité du prix de l?énergie ....................................... 65 3. Une fiscalité complétée par les marchés carbone et le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières ..................................................... 67 3.1. Les leçons du premier marché carbone européen (SEQE ou ETS 1) 70 3.2. Les finalités du second marché carbone européen (SEQE ou ETS 2) 73 CHAPITRE II - LES EFFETS DU CHOC CONJONCTUREL DE PRIX ET DU CHOC STRUCTUREL DE DECARBONATION SUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ......................................... 75 1. Des effets ambivalents de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques ................................................................................... 76 1.1. En cas de hausse du prix du pétrole, une augmentation de la TVA sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la baisse de la consommation ................................................................... 76 10 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1.2. De multiples autres conséquences de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques ......................................................... 78 2. Au-delà des fluctuations à court terme des prix, une diminution tendancielle de la fiscalité de l?énergie .................................................. 80 2.1. Une accise menacée d?attrition, des recettes des marchés carbone incertaines et transitoires ......................................................... 80 2.2. Des conséquences de la transition énergétique sur les entreprises françaises difficiles à apprécier ............................................................. 90 2.3. À fiscalité inchangée, des taux d?effort énergétiques des ménages appelés à diminuer sous l?effet de la décarbonation mais durablement hétérogènes ...................................................................... 99 CHAPITRE III - LES PISTES D?EVOLUTION DE LA FISCALITE .................................................................................... 105 1. À court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles ....................................... 106 1.1. L?utilisation des impôts sur la consommation pour atténuer les évolutions des prix de l?énergie est peu efficace, insuffisamment ciblée et difficilement réversible ................................................................... 106 1.2. Une éventuelle taxation des bénéfices excédentaires ou des rentes de certaines entreprises aurait un rendement limité .................. 107 1.3. Même avec des prix des carburants supérieurs à 2,20 euros, la fiscalité des revenus surcompense les frais kilométriques .................. 108 2. À moyen terme, adapter la fiscalité au déploiement des marchés carbone................................................................................................... 111 2.1. Les taux réduits ont été récemment revus pour se conformer au droit européen, mais laissent subsister des difficultés ........................ 111 2.2. Des dépenses fiscales à réformer en fonction de l?exposition des entreprises à la concurrence internationale et de la maturité des alternatives technologiques ................................................................. 116 2.3. Poursuivre graduellement la révision de la structure des taux normaux d?accise sur l?énergie pour accompagner la transition énergétique.......................................................................................... 129 3. Clarifier les choix de finances publiques à long terme en réponse à la diminution de l?accise sur l?énergie .............................................. 133 3.1. Une augmentation d?autres taxes indirectes ne doit pas être écartée a priori .................................................................................... 134 3.2. La couverture des externalités de la route doit faire l?objet d?une réflexion .............................................................................................. 136 3.3. Des économies en dépenses peuvent compenser la baisse du rendement de l?accise de l?énergie ...................................................... 148 CONCLUSION ............................................................................... 149 Synthèse du rapport Le niveau de consommation d?énergie et le mix énergétique français ont connu des modifications substantielles depuis 1970. Le basculement du pétrole vers l?électricité et le gaz des années 1970-2000 procède d?abord d?un choix d?indépendance énergétique consécutif aux chocs pétroliers. Des chocs d?offre plus récents ont aussi eu des effets sur la demande, comme l?illustrent les conséquences de l?invasion de l?Ukraine par la Russie sur la période 2022-2023 ou de la guerre au Moyen-Orient au premier semestre 2026. Les mutations structurelles jouent enfin un rôle décisif : la tertiarisation de l?économie réduit l?intensité énergétique à long terme. Face aux conséquences environnementales, sanitaires et économiques du changement climatique, l?Union européenne (UE) s?est fixée pour objectif, dans le cadre du Pacte vert pour l?Europe, de réduire, d?ici 2030, les émissions de gaz à effet de serre (GES) d?au moins 55 % par rapport à 1990 afin d?atteindre la neutralité carbone en 2050. Cet engagement devrait entraîner une accélération de la décarbonation du mix- énergétique français ainsi qu?une baisse du niveau de consommation d?énergie, nécessitant une action publique affirmée qui s?incarne dans le scénario « avec mesures supplémentaires » (AMS) de la stratégie nationale bas carbone (SNBC), dont la troisième version (SNBC 3) a été mise en consultation en décembre 2025, en vue d?une adoption non encore intervenue à la date de publication du présent rapport. Le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) n?est pas compétent pour apprécier le bien-fondé de cette stratégie. Il a en revanche souhaité analyser ses implications sur la fiscalité de l?énergie dans un contexte où la hausse du prix des énergies fossiles a amené une contestation du niveau de celle-ci. La fiscalité de l?énergie au double défi des incertitudes géopolitiques et de la décarbonation 12 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Bien que confrontée à ce double défi des incertitudes géopolitiques et de la décarbonation, la fiscalité de l?énergie reste d?abord guidée par des logiques de rendement budgétaire et de soutien sectoriel, et peu adaptée à la prise en charge à court terme d?une fonction de lissage des prix ou à plus long terme de considérations climatiques. La fiscalité énergétique (59,7 Md¤ en 2024, soit environ 2 % du PIB) repose principalement sur l?accise sur les produits énergétiques (39,5 Md¤) et sur la TVA (17,6 Md¤). L?essentiel de leur rendement provient des énergies fossiles. La structure de cette fiscalité est marquée par une grande complexité. Les tarifs d?accise résultent de l?articulation entre la directive européenne sur la taxation de l?énergie, qui fixe des minima et des catégories de produits, et des choix nationaux qui se sont accumulés au fil du temps. La France utilise très largement les possibilités d?exonération et de taux réduits offertes par le cadre européen. Trente- cinq régimes dérogatoires ont ainsi été recensés, pour un coût de l?ordre de 15 Md¤ en 2024. Ces avantages fiscaux concernent avec une intensité variable de nombreux secteurs ? transports, agriculture, pêche, industrie, bâtiment et travaux publics ? et différents produits, parmi lesquels le gazole non routier, les biocarburants ou certains usages énergétiques spécifiques. Malgré ces nombreux tarifs réduits qui placent la France dans la moyenne de l?Union européenne en termes de part de la fiscalité sur les énergies dans le PIB, les périodes de forte augmentation des prix de l?énergie s?accompagnent en général de mouvements de remise en cause du niveau d?imposition des produits énergétiques, qu?il s?agisse de la TVA ou de l?accise. Les expériences étrangères ou passées montrent pourtant que les ajustements de la fiscalité de l?énergie ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. L?utilisation de l?accise à des fins, non plus conjoncturelles de lissage des prix mais structurelles de politique climatique, connaît également des limites. La composante carbone devait constituer l?outil central de la transformation de cette taxation en un instrument d?incitation à la transition énergétique. Introduite en 2014, elle visait à faire converger progressivement la fiscalité énergétique vers une tarification explicite du CO?, avec une trajectoire ascendante programmée jusqu?en 2030. Cette trajectoire a toutefois été interrompue en 2019, à la suite des mouvements QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 13 de contestation sociale. Cet évènement rappelle que la première difficulté de mise en oeuvre d?une politique climatique utilisant principalement le levier du renchérissement du prix du carbone est l?acceptabilité de son effet sur le niveau de vie qu?elle entraîne. À l?échelle européenne, les systèmes d?échange de quotas d?émission (SEQE ou ETS, en anglais) constituent les vecteurs à privilégier pour augmenter la tarification du carbone sans dégrader la position compétitive de la France dans le marché intérieur. Le premier marché carbone, en vigueur depuis 2005 couvre les grandes installations industrielles, la production d?électricité et une partie de l?aviation, soit environ 40 % des émissions européennes et près de 20 % des émissions françaises. Après plusieurs années de prix très bas, la mise en place d?un plafond plus contraignant et d?une réserve de stabilité du marché a permis de faire remonter le prix du carbone, qui n?était pas en cohérence avec les effets négatifs des émissions. Le champ de la tarification européenne est en outre appelé à s?élargir avec l?entrée en vigueur désormais prévue en 2028 d?un second marché carbone pour les carburants et combustibles des bâtiments, du transport routier et de la petite industrie, tandis que les quotas gratuits attribués dans le cadre du premier marché diminueront progressivement. Le rythme de cette diminution fait cependant l?objet de discussions au niveau européen en lien avec les réflexions sur l?évolution du mécanisme d?ajustement carbone aux frontières (MACF), qui est entré en vigueur début 2026 et qui introduit une tarification du carbone sur certaines importations (acier, aluminium, ciment, engrais, hydrogène, électricité), afin de limiter les risques de fuite de carbone liés à la différence du prix du carbone entre l?Union européenne et les autres régions du monde. Un rendement faiblement modifié par les fluctuations des prix à court terme, mais exposé à une diminution tendancielle à long terme dans le contexte de la décarbonation Les fluctuations des prix de l?énergie à court terme ont des effets complexes sur les finances publiques qui dépendent notamment de la réaction de la politique monétaire et des mesures discrétionnaires prises par les autorités budgétaires. Les effets spécifiques de la hausse du prix du pétrole sont différents pour la TVA, assise sur les valeurs vendues et qui augmente donc avec les prix, et pour l?accise, fondée sur les quantités mises 14 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES à la circulation, dont le produit diminue en cas d?inflation en raison de la diminution de la demande en volume que celle-ci entraîne. Sous l?hypothèse du maintien des prix à leur niveau de mi-mai 2026 et d?une réaction de la demande comparable à celle observée lors du précédent choc de 2022-2023, ces deux effets entraîneraient une hausse du rendement de la fiscalité de l?énergie limitée à 0,2 Md¤ en année pleine, soit moins de 0,4 % des recettes totales. Après bouclage macroéconomique et avant les mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et les dépenses militaires supplémentaires liées à la crise au Moyen-Orient, l?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, même en faisant l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. Les modifications attendues de la structure énergétique française (mix énergétique et niveau de consommation) auront des impacts beaucoup plus importants à terme sur les recettes fiscales adossées à l?énergie : en utilisant des hypothèses préliminaires de la SNBC 3, la direction générale du Trésor prévoit ? à tarifs fiscaux constants ? une baisse des recettes nettes d?accise sur les énergies de 7 à 10 Md¤ en 2030 et de 15 à 30 Md¤ en 2050. Cette baisse porterait principalement sur le secteur du transport. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition écologique. Les marchés carbone européens offrent des relais de recettes, mais de façon transitoire. Pour le premier, la France perçoit une part relativement faible des recettes issues des enchères (6,1 % pour les quotas généraux, 11,3 % pour l?aviation), en raison d?un mix électrique déjà décarboné. En projetant les volumes de quotas alloués à la France à l?horizon 2030 et en retenant un prix entre 110 et 200 ¤ par tonne de CO2, les recettes du premier marché carbone pourraient atteindre 2,6 à 4,8 Md¤ en 2030, soit un gain de 1,8 à 4 Md¤ par rapport à 2019. Pour le second marché carbone, la France bénéficiera d?une clé de répartition de 16,1 % des recettes. Sur la base des quotas prévus à l?enchère et d?un scénario de prix central de 60 ¤/tCO? (avec une fourchette 40-70 ¤), les recettes françaises pourraient atteindre 7,3 Md¤ en 2030 (entre 4,9 et 8,5 Md¤ selon les scénarios de prix) dans l?hypothèse d?un maintien du calendrier de diminution des quotas gratuits. Ainsi, les recettes issues des marchés carbone sont incertaines mais pourraient être comparables aux pertes attendues de recettes d?accise à l?horizon 2030. Elles ne peuvent toutefois pas être considérées comme un substitut durable à la baisse attendue de la QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 15 fiscalité de l?énergie : les recettes de quotas sont par nature destinées à diminuer à mesure que la transition réussit. En outre, ces recettes issues des marchés carbone doivent être depuis 2024 intégralement fléchées sur des dépenses publiques pour le climat, notamment à des fins d?accompagnement de la transition pour les ménages et les entreprises les plus exposées. Ce fléchage peut prendre ou non la forme d?une affectation. En France, les recettes de quotas carbone affectées représentaient un tiers du total en 2024. Une grande partie des entreprises concernées par la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone et la mise en place du second bénéficient de tarifs réduits d?accise sur les carburants, le gaz ou l?électricité. En outre, le MACF a vocation à se substituer progressivement aux quotas gratuits alloués aux secteurs les plus exposés, mais suscite des inquiétudes des industriels tant sur sa complexité de gestion que sur ses risques de contournement et sur ses effets sur la compétitivité à l?exportation hors Union européenne pour les entreprises transformant en Europe des intrants frappés par le MACF. Des ajustements récents, notamment l?introduction d?un seuil d?exemption fondé sur la masse annuelle d?importations, visent à alléger les contraintes administratives. Certains secteurs industriels concernés (aluminium notamment) considèrent que ces modifications ne répondent pas à leurs inquiétudes et demandent le maintien des quotas gratuits tant que le MACF n?a pas fait la preuve de son efficacité. En réponse, la Commission a ouvert des discussions sur une possible extension du MACF vers certains produits aval et une diminution plus progressive des quotas gratuits. À horizon 2030, le déploiement du second marché carbone européen se traduirait également, selon des projections effectuées par le Commissariat général au développement durable (CGDD), par une hausse du prix des énergies fossiles et une augmentation du taux d?effort énergétique moyen des ménages représentant 0,3 point de leur revenu, mais ce taux d?effort diminuerait globalement de 1,4 point grâce à la baisse de la consommation d?énergie et à la substitution des carburants par une source d?énergie moins taxée, l?électricité. Par ailleurs, les ménages qui n?investiraient pas dans l?amélioration de l?efficacité énergétique de leur chauffage ou l?électrification de leur véhicule automobile ou ne réduiraient pas leur consommation verraient leur taux d?effort énergétique augmenter. De fortes incertitudes entourent toutefois ces projections (hypothèses de prix, rythme d?électrification, comportements de consommation). Elles illustrent néanmoins l?intérêt d?accompagner la mise en oeuvre du second 16 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES marché européen par des aides budgétaires à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse générale de la composante carbone de l?accise sur l?énergie qui enverrait un signal-prix en sens contraire. Le Fonds social pour le climat (FSC) de l?Union européenne créé pour amortir l?impact social du signal-prix en finançant des mesures nationales ciblant les ménages et micro-entreprises vulnérables pourra être mobilisé à cet effet. Trois orientations pour concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale Afin de concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale, le Conseil des prélèvements obligatoires formule trois orientations. À court terme, l?utilisation de l?outil fiscal pour compenser les fluctuations du prix des énergies fossiles serait contre-productive. Des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés, sont plus efficientes. À moyen terme, il convient de réduire les incohérences de la fiscalité afin de ne pas entraver la transition énergétique. Cela passe par une révision des taux normaux de l?accise pour aligner la fiscalité du diesel sur celle de l?essence, par une hausse de la fiscalité des combustibles fossiles et une baisse de celle de l?électricité ainsi que par un réexamen graduel des dépenses fiscales favorables aux énergies fossiles. Il s?agit ici moins de faire jouer un rôle incitatif à la fiscalité énergétique que d?éviter qu?elle n?envoie un signal-prix contraire à celui des marchés carbone. Afin de prévenir toutefois un cumul de mesures qui fragiliserait certains ménages et certaines entreprises, ces dispositions devront être mises en oeuvre progressivement, après l?entrée en vigueur du second marché carbone et la sixième période de déploiement des certificats d?économies d?énergie telle que résultant du décret du 30 octobre 2025 pour celles qui concernent les ménages, et en prenant en compte pour les entreprises leur exposition internationale et la maturité des alternatives technologiques aux énergies fossiles. Le déploiement du second marché carbone devra en outre être accompagné par des aides à l?investissement qui favoriseront la transition énergétique, tout en réduisant la vulnérabilité aux chocs sur les prix des énergies fossiles. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 17 La mise en oeuvre de l?ensemble de ces mesures laisserait subsister une perte d?accise sur l?énergie à l?issue de la transition énergétique, dont rien ne permet d?affirmer qu?elle puisse être compensée spontanément par d?autres effets de la transition énergétique. Pour y faire face, les autorités publiques ne pourront se reposer sur un seul instrument. Elles devront combiner une diminution des dépenses publiques, la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. 18 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 19 Synthèse des constats Constat n° 1 : La décarbonation de l?énergie a commencé dès les chocs pétroliers des années 70 et la consommation finale d?énergie décroît depuis le milieu des années 2000. Cette transition fait l?objet d?un soutien des autorités publiques pour des motifs environnementaux et de souveraineté économique. Constat n° 2 : Mi-mai 2026, la fiscalité représentait 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole. En 2025, elle s?établissait en moyenne légèrement en dessous de 30 % pour le tarif réglementé de l?électricité pour les clients résidentiels et pour le prix repère de commercialisation du gaz naturel. Constat n° 3 : Le rendement de l?accise sur l?énergie est limité par de nombreux tarifs spécifiques qui visent à atténuer ses effets sur la compétitivité de certains secteurs économiques. Constat n° 4 : Les mesures fiscales ne sont pas des outils pertinents de compensation des fluctuations des prix de l?énergie : elles ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. Constat n° 5 : Un marché carbone s?est progressivement mis en place dans l?Union européenne. Un second marché devrait couvrir d?autres secteurs d?activité à partir de 2028. Constat n° 6 : Lorsque les prix de l?énergie hors taxes augmentent, le rendement de l?accise diminue en raison de la baisse de consommation en réaction à la hausse des prix, tandis que les recettes de TVA progressent. En faisant l?hypothèse d?un maintien du prix à son niveau de la mi-mai 2026 et en appliquant les élasticités de la consommation au prix constatées lors du précédent choc de 2022-2023, l?effet de la hausse du prix du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 200 M¤ en année pleine. L?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, avant prise en compte des mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses militaires supplémentaires, 20 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES et sous l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. Constat n° 7 : Selon les projections de la Direction générale du Trésor, toutes choses égales par ailleurs, la transition énergétique induira une forte baisse du rendement de l?accise sur l?énergie. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition énergétique. Constat n° 8 : Les recettes des marchés carbone, fléchées et transitoires, ne compenseront pas les pertes d?accise sur l?énergie à l?horizon de la fin de la transition. Constat n° 9 : Le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières, entré en vigueur le 1er janvier 2026, est critiqué par une partie des industriels ; après de premières mesures, les discussions pour son amélioration se poursuivent au niveau européen. Constat n° 10 : Sous les hypothèses de la troisième stratégie nationale bas carbone, et hors coûts d?investissement pour réaliser la transition, la décarbonation de la consommation énergétique des ménages permettrait une baisse de leur taux d?effort énergétique moyen à horizon 2030 en raison notamment de la moindre taxation de l?électricité par rapport aux carburants. En revanche, le prix de l?énergie et le taux d?effort augmenteraient fortement pour les ménages qui continueraient à utiliser des énergies fossiles et ne réduiraient pas leur consommation. Constat n° 11 : Le barème des frais kilométriques de l?impôt sur le revenu est fortement surévalué, même en période de prix élevé des carburants, pour tous les types de motorisations. Constat n° 12 : La structure actuelle des taux normaux de l?accise sur les énergies qui repose pour les ménages sur une taxation du gaz et du fioul inférieure à celle de l?électricité et une taxation du diésel inférieure à celle de l?essence n?est pas cohérente avec les objectifs de transition énergétique. Constat n° 13 : L?électrification du parc automobile se traduira par une baisse des externalités négatives liées à l?usage de la route, QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 21 notamment en matière de pollution atmosphérique, mais aussi par une baisse de la couverture de ces externalités, compte tenu de la diminution de la fiscalité. Constat n° 14 : Une différenciation des tarifs d?accise sur l?électricité des particuliers en fonction de l?usage n?est pas souhaitable pendant la transition. À plus long terme, elle nécessiterait une base juridique européenne et des évolutions technologiques des compteurs. 22 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 23 Synthèse des recommandations À court terme Recommandation n° 1 : Face à la volatilité des prix de l?énergie, privilégier des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés plutôt qu?une baisse de la TVA ou de l?accise sur l?énergie. À moyen terme Recommandation n° 2 : Aligner les taux d?accise qui ne respecteraient pas les minima prévus par la directive taxation de l?énergie avec ces minimas et mettre en conformité les incitations au développement des biocarburants avec la directive RED III. Recommandation ° 3 : Dans le contexte du déploiement du second marché carbone européen et de la diminution des quotas gratuits sur le premier, maintenir les exonérations et tarifs réduits d?accise sectoriels pour les secteurs d?activité à forte intensité énergétique et exposés à la concurrence internationale, le temps que des alternatives technologiques compétitives à l?usage d?énergie carbonée soient développées. Recommandation n° 4 : Poursuivre, après le déploiement du second marché carbone européen, l?alignement graduel des taux normaux d?accise des gazoles sur ceux de l?essence. Recommandation n° 5 : Engager, à l?échéance de l?actuelle période de déploiement des certificats d?économie d?énergie, une trajectoire d?augmentation des taux normaux d?accise sur le gaz et le fioul du secteur résidentiel et de baisse de celui applicable à l?électricité consommée par les ménages. Recommandation n° 6 : Pour améliorer l?acceptabilité de la transition énergétique sans freiner son rythme, accompagner la mise en oeuvre du second marché carbone européen d?aides directes à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse de la fiscalité de l?énergie. 24 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES À long terme Recommandation n° 7 : Définir une stratégie à long terme pour faire face aux pertes d?accise liées à la sortie des énergies fossiles en combinant une diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 25 Introduction La hausse des prix du pétrole dans le contexte des tensions au Moyen-Orient a remis la fiscalité de l?énergie au centre des préoccupations des Français. Selon un sondage récent, 82 % des Français se déclarent impactés par la hausse du prix des carburants1. Elle a ainsi placé les pouvoirs publics devant un arbitrage entre des objectifs de long terme (assainissement des finances publiques, compétitivité économique, transition écologique) et de court terme (soutien des ménages et des entreprises exposées) et des choix en termes d?outils d?intervention (réglementaires, fiscaux, budgétaires, instruments de trésorerie). Dans ce contexte, le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) entend poursuivre la réflexion sur la fiscalité de l?énergie qu?il avait engagée dans deux rapports en 2019 et 2022 et qui a donné lieu à de nombreux développements depuis (cf. encadré), tout en rappelant que cette fiscalité n?est que l?un des outils de la politique énergétique aux côtés des marchés carbone, des prescriptions réglementaires et des subventions budgétaires. 1 Institut Montaigne, Les Français face à la crise énergétique, avril 2026 26 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Encadré 1 : Les principaux rapports récents abordant la fiscalité de l?énergie Dans ses rapports de 2019 et 20222, le CPO concluait que, malgré l?introduction en 2014 d?une composante carbone, l?accise sur l?énergie n?était pas configurée pour être un outil de politique environnementale. La convention citoyenne pour le climat (2021)3 a envisagé différentes mesures pour financer la transition climatique, parmi lesquelles certaines portaient sur la fiscalité de l?énergie ou sur la fiscalité de ses usages. En 20224, la Cour des comptes européenne constatait que les niveaux actuels de taxation ne tenaient pas compte du degré de pollution des différentes sources d?énergie. Dans un rapport de mai 20235, l?Inspection générale des finances (IGF) a préconisé l?alignement progressif des tarifs réduits d?accise sur les carburants sur le tarif normal du gazole, et le relèvement de celui-ci, tout en recommandant des mesures de compensation ciblées. Elle appelait le Gouvernement à se prononcer sur les conséquences de l?extension des marchés carbone sur la composante carbone de l?accise. Dans une étude préparée à la demande de la Première ministre6, Jean Pisani-Ferry et Selma Mahfouz invitaient à repenser la fiscalité pour adapter sa structure à une économie neutre en carbone. Dans ses rapports sur les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone7, la direction générale du Trésor rappelait que la sortie progressive des énergies fossiles impliquera une baisse des recettes d?accise et observait que cette érosion s?accompagnera d?une dégradation de la couverture des coûts socio-économiques du transport routier. Dans des travaux publiés en 2024, la Cour des comptes8 observait que les taxes sur l?énergie constituaient une fiscalité de rendement aux objectifs environnementaux et sociaux peu explicites, qu?elle proposait de clarifier. 2 CPO, La fiscalité environnementale au défi de l?urgence climatique, 2019. CPO, Redistribution, innovation, lutte contre le changement climatique : trois enjeux fiscaux majeurs en sortie de crise sanitaire, 2022. 3 Conseil économique, social et environnemental, rapport de la convention citoyenne pour le climat, 2021. 4 Cour des comptes européenne, Taxation de l?énergie, tarification du carbone et subventions à l?énergie, 2022. 5 IGF, Adaptation de la fiscalité aux exigences de la transition écologique, 2023. 6 Pisani-Ferry J. & Mahfouz S., Les incidences économiques de l?action pour le climat, mai 2023. 7 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone, novembre 2023 et janvier 2025. 8 Cour des comptes, La place de la fiscalité dans la politique énergétique et climatique française, référé et observations définitives, 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 27 Le rendement de l?ensemble des prélèvements sur les produits énergétiques9 représente, sur la période 2017-2024, entre 50 et 60 Md¤ (59,7 Md¤ en 2024) par an. Ce rendement est très concentré sur l?accise sur les énergies (39,5 Md¤ en 2024) et sur la TVA (17,6 Md¤ en 2024). Le rapport rappelle les projections de consommation énergétique envisagées dans la stratégie nationale bas carbone en analysant les incertitudes liées à certaines de leurs hypothèses. Il dresse ensuite un état des lieux de la fiscalité de l?énergie applicable en France en revenant sur le bilan des politiques de réponse au choc énergétique de 2022-2023 et les leçons qu?il faut en tirer dans le contexte de nouvelles tensions sur les prix de l?énergie. Il s?attache enfin à analyser les effets attendus de la transition énergétique sur le niveau et sur la répartition des recettes fiscales et examine les pistes d?évolution de la fiscalité permettant de concilier accompagnement de la mise en oeuvre de la stratégie nationale bas carbone, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale. * * * 9 Accise, TVA, octroi de mer, CTA, TIRUERT, CPSSP, à l?exclusion des taxes sur les producteurs et distributeurs d?énergie. 28 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 29 Chapitre I - La fiscalité de l?énergie au double défi des incertitudes géopolitiques et de la décarbonation La décarbonation de l?énergie utilisée par les ménages et par les entreprises est engagée et devrait se poursuivre dans un contexte marqué par de fortes fluctuations des prix de l?énergie liées au contexte géopolitique. Cette transition énergétique sous tension constitue un défi pour la fiscalité de l?énergie centrée sur un objectif de rendement. Peu adaptée à la prise en compte directe d?objectifs environnementaux ou de stabilisation des prix, elle devra néanmoins évoluer à terme pour mieux s?articuler avec les autres outils de tarification du carbone. 1. Une transition énergétique appelée à s?accélérer dans une ampleur incertaine La diminution et la décarbonation de la consommation énergétique ont commencé en France dès le premier choc pétrolier de 1973 qui a conduit à la fixation d?un objectif de réduction de 25 % de la consommation énergétique unitaire des bâtiments, pour tenir compte de l?évolution des prix des énergies fossiles et dans une perspective de souveraineté nationale. Elle a connu une impulsion nouvelle avec le développement des politiques de lutte contre le changement climatique. La forte volatilité du prix des énergies fossiles dans un contexte de tensions géopolitiques multiples renforce aujourd?hui l?intérêt économique de l?électrification, tout en limitant les capacités d?investissement des ménages et des entreprises les plus exposés. 30 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1.1. Réduction et décarbonation de la consommation énergétique sont déjà engagées, pour de multiples raisons 1.1.1. Un impact important des crises sur la consommation finale d?énergie La quantité d?énergie consommée en France n?évolue pas de manière linéaire. Sur la période 1970-2026, trois grandes phases se distinguent : un ralentissement de la consommation d?énergie du fait des chocs pétroliers dans les années 1970, une hausse importante de cette consommation dans les années 1980 et 1990, puis, à partir du milieu des années 2000, une tendance à l?érosion portée à la fois par la désindustrialisation et les politiques climatiques et, depuis 2022, par un regain de tensions géopolitiques et des prix volatiles. Graphique n° 1 : La consommation finale à usage énergétique en France métropolitaine, en TWh de 1970 à 2024 Note : Les données publiées par le service des données et études statistiques (SDES) corrigées des variations climatiques ne sont disponibles qu?à partir de 1990. Source : Données SDES, Bilan énergétique de la France pour 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 31 Le premier choc pétrolier (1973-1975) interrompt brutalement la dynamique héritée des Trente Glorieuses. La hausse du prix du pétrole provoque un ralentissement de la consommation finale d?énergie et, surtout, engage un mouvement durable de baisse de l?intensité énergétique. Si la consommation d?énergie finale repart fortement à la hausse dans les années qui suivent, elle baisse à nouveau à la suite du second choc pétrolier (1979-1983), pour atteindre un niveau proche de celui connu après le premier choc. Après le contre-choc de la seconde moitié des années 1980, les années 1990 et la première partie des années 2000 correspondent à une phase de reprise de la consommation finale d?énergie. La consommation d?énergie continuera d?augmenter jusqu?à atteindre son pic en 2004. La crise financière de 2008-2009, ainsi que la crise de la zone euro en 2012-2013 favorisent la diminution de la consommation finale d?énergie. Par ailleurs, ces années entérinent une configuration où l?économie croît faiblement et où l?intensité énergétique continue de baisser. L?année 2020 rompt à nouveau la trajectoire par un choc d?une nature différente : la crise de la COVID-19 et les confinements entraînent une baisse de la consommation d?énergie finale. En 2021, la reprise de l?activité restaure la demande. En 2022, la guerre en Ukraine ainsi que des indisponibilités du parc nucléaire et hydraulique créent une situation inédite : malgré une activité économique en hausse, la consommation finale d?énergie corrigée des variations saisonnières recule rapidement. Après une stabilisation en 2024 et 2025, le conflit au Moyen-Orient a entrainé à la fin du premier trimestre 2026 une forte hausse du prix du pétrole. Ses effets sur la consommation sont à la date de publication de ce rapport non connus. Aux effets de réduction de la consommation constatés en 2022- 2023 pourraient s?ajouter, si la hausse persistait, des effets de substitution dans un contexte où, contrairement à 2022-2023, la production d?électricité est abondante. 1.1.2. La recherche d?indépendance énergétique est depuis longtemps au coeur de la politique énergétique française L?évolution de la quantité d?énergie consommée sur la période 1970?2026 s?accompagne d?une modification substantielle du mix énergétique. Le premier choc pétrolier a en effet provoqué une réévaluation de la dépendance aux produits pétroliers importés. Le programme 32 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES électronucléaire français s?accélère avec le plan Messmer du 6 mars 1974, modifiant durablement l?architecture de l?offre d?énergie et, à terme, la structure de la consommation finale par substitution d?électricité à certains usages thermiques. Ainsi, si en 1970, la part des énergies fossiles représentait 84,1 % de la consommation finale d?énergie, cette part a progressivement diminué et est revenue à 60,0 % en 2024. Cette baisse de la part du charbon et du pétrole s?est faite principalement au profit de l?électricité (24,6 % en 2024 contre 8,7 % en 1970) mais aussi du gaz naturel (16,8 % en 2024, contre 4,8 % en 1970) malgré une baisse dans la période récente. Cette déformation du bouquet final est d?abord l?empreinte de la stratégie d?indépendance énergétique et des prix relatifs post-chocs, bien en amont de la contrainte carbone. Cette question d?indépendance énergétique retrouve une forte actualité depuis 2022 dans un contexte de tensions géopolitiques accrues. Graphique n° 2 : Évolution du mix-énergétique en part de type d?énergie finale consommée, en France métropolitaine de 1970 à 2024 Source : Données SDES, Bilan énergétique de la France en 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 33 1.1.3. Une mutation de l?économie en lien avec les modifications observées de consommation d?énergie Au cours de la période 1970-2024, la création de richesse et l?emploi se sont déplacés de l?industrie vers les services. La valeur ajoutée des services progresse plus vite que celle de l?industrie, la part de l?emploi tertiaire s?élève, et la consommation d?énergie se « recompose » progressivement vers le résidentiel-tertiaire et les transports. Cette transformation structurelle pèse à la baisse sur l?intensité énergétique (moins d?énergie par unité de valeur ajoutée), même si elle diffuse des usages électriques spécifiques (informatique10, climatisation) dans les bâtiments de service. Elle se répercute partiellement dans la répartition de la consommation d?énergie par secteur : la part d?énergie finale consommée par le secteur tertiaire augmente, mais moins rapidement que la hausse constatée en part de PIB. 10 L'ADEME recense 352 data centers en activité en France. Leur consommation électrique totale est de 10 térawattheures (TWh) par an. Pour rappel, 1 TWh équivaut à 1 milliard de KWh. En 2025, la consommation électrique totale en France s?élevait à 449 TWh. Les data centers représentent donc à eux seuls 2,2 % de cette consommation annuelle, soit l?équivalent de l?électricité consommée par 9 à 10 agglomérations de plus de 100 000 habitants pendant un an. 34 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 3 : La consommation énergétique finale en France métropolitaine par secteur d?activité de 1970 à 2024 Source : Données SDES, Bilan énergétique de la France en 2024. 1.1.4. Une incidence des politiques environnementales sur la consommation énergétique française difficile à mesurer, mais sans doute minoritaire Comme le rappelle le Haut Conseil pour le climat (HCC)11, l?attribution des évolutions d?émissions à des facteurs conjoncturels, structurels et aux politiques publiques relève encore d?un « objet de recherche » sans méthode établie. Cette limite étant rappelée, pour l?année 2024, le HCC estime que, sur 6,9 Mt éqCO? de baisse d?émissions de GES, 4,8 Mt relèvent d?effets conjoncturels et que 2,1 Mt constituent une valeur maximale attribuable aux politiques publiques climatiques. S?agissant de la consommation d?énergie, le HCC met en évidence des mécanismes distincts selon les années récentes. En 2022, les deux tiers 11 Haut conseil pour le climat, Relancer l?action climatique face à l?aggravation des impacts et à l?affaiblissement du pilotage, rapport annuel 2025 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 35 de la forte baisse des émissions dans les bâtiments sont d?abord dus aux variations climatiques, le solde étant lié à la hausse des prix et aux appels à la sobriété, sans que le HCC soit à même de séparer finement la part « prix » de la part « politique publique climatique ». L?année 2023 confirme que la demande d?énergie recule sous l?effet combiné des prix, des arbitrages de réduction de consommation et d?un contexte industriel sous contrainte. Le HCC note, pour l?ensemble du système énergétique, une consommation d?électricité toujours inférieure à la moyenne pré-Covid, une fois les effets climatiques neutralisés. Il insiste aussi sur l?effet-prix, en particulier dans l?industrie, pour expliquer la moindre demande, en notant que les politiques climatiques jouent un rôle d?appoint mais ne dominent pas l?explication de court terme. Parmi les politiques publiques d?incitation à la décarbonation, plusieurs études pointent néanmoins l?efficacité du marché carbone européen à long terme. Depuis 2005, celui-ci aurait réduit les émissions avec des effets limités sur la profitabilité des entreprises et l?emploi12. Les explications avancées pour expliquer le faible impact sur la performance économique des entreprises sont la capacité des secteurs concernés à répercuter dans l?ensemble le prix du carbone dans leurs prix de vente et l?augmentation des investissements dans l?efficacité énergétique des procédés. 12 A. Dechezleprêtre, D. Nachtigall, F. Venmans, The joint impact of the European Union emissions trading system on carbon emissions and economic performance (2023), Journal on environmental economics and management, vol. 118. J. Colmer, R. Martin, M. Muûls (2025), Does pricing carbon mitigate climate change ? Firm -level evidence from the European union trading system, The review of economic studies, vol. 92.3. 36 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1.2. Une évolution appelée à s?accélérer dans un contexte de volatilité des prix de l?énergie Des travaux académiques convergents13 montrent le coût croissant de l?inaction face au changement climatique, au plan environnemental, sanitaire et économique. Même si une grande incertitude entoure l?estimation de l?impact économique, celui-ci semble nettement supérieur au coût des investissements nécessaires pour la transition (de l?ordre de 2 à 3 points de PIB par an). Ainsi, la Banque de France, dans son rapport sur la stabilité financière de 2025, a estimé qu?un scénario de statu quo (si rien n?est fait) entraînerait une perte de 11,4 points de PIB d?ici 205014. Les conséquences massives attendues du réchauffement climatique ont justifié l?adoption d?objectifs ambitieux de réduction des émissions de gaz à effet de serre aux niveaux international et européen, déclinées au niveau national par une planification énergétique ambitieuse. Les budgets carbone qu?elle définit ont été respectés au cours des dernières années dans un contexte marqué toutefois par l?incidence de la forte volatilité des prix sur la consommation d?énergie. 1.2.1. Une planification énergétique ambitieuse Des engagements ont été pris par les États parties à l?accord de Paris (2015) pour contenir l'élévation de la température moyenne de la planète nettement en dessous de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels (1850- 1900) et poursuivre l'action menée pour limiter l'élévation des températures à 1,5 °C en plafonnant, « dans les meilleurs délais », les émissions de gaz à effet de serre (GES) selon des objectifs et plans d?actions différenciés au niveau national. Dans le cadre du Pacte vert pour l?Europe, l?Union européenne a fixé pour objectif de réduire, d?ici 2030, les émissions nettes de GES d?au moins 55 % par rapport à 1990 afin d?atteindre la neutralité carbone en 13 Cf. Adrien Bilal et Diego R. Känzig (2026) ? The macroeconomic impact of climate change ? Global versus local temperature ? The Quaterly Journal of Economics ? Vol. 141 Isssue 2. A. Delahais et A. Robinet (2023), Coût de l?inaction face au changement climatique en France : que sait-on ?, France stratégie, document de travail n° 2023-1 14 Banque de France, rapport sur la stabilité financière, 2025 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 37 2050. Afin de planifier l?atteinte de ces objectifs, chaque pays doit faire parvenir à la Commission européenne un plan national intégré énergie- climat à jour. Le plan français est construit à partir de trois documents : - Le plan national d?adaptation au changement climatique (PNACC) vise à protéger les citoyens et à préparer les territoires, l?économie et l?environnement aux conséquences du changement climatique : il se fonde sur une trajectoire de réchauffement de référence de 2 °C en 2030, 2,7 °C en 2050 et 4 °C en 2100 en France hexagonale par rapport à l?ère préindustrielle ; - La stratégie nationale bas-carbone (SNBC) est la feuille de route de la France pour conduire la politique d?atténuation du changement climatique : elle définit des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre à l?échelle de la France ? les budgets carbone ? et vise l?atteinte de la neutralité carbone, c?est- à-dire zéro émission nette, à l?horizon 2050 ; - La programmation pluriannuelle de l?énergie (PPE) fixe les priorités d?actions des pouvoirs publics dans le domaine de l?énergie (maîtrise de la demande en énergie, promotion des énergies renouvelables, garantie de sécurité d'approvisionnement, maîtrise des coûts de l?énergie, développement équilibré des réseaux, etc.) pour 10 ans. Encadré 2 : Une mise à jour en cours de la planification climat-énergie Le troisième Plan national d?adaptation au changement climatique (PNACC-3), présenté officiellement le 10 mars 2025, est le document de référence pour l?adaptation. Il se fonde sur une trajectoire de réchauffement dite « de référence » ? environ +4 °C en France métropolitaine à l?horizon 2100. Pour l?atténuation des émissions de gaz à effet de serre, le cadre juridique reste aujourd?hui la Stratégie nationale bas-carbone de deuxième génération (SNBC-2), adoptée en 2020. C?est elle qui fixe les budgets carbone 2019-2023, 2024-2028 et 2029- 2033 et la trajectoire vers la neutralité carbone en 2050. Un projet de SNBC-3 a été mis en consultation le 12 décembre 2025. À ce stade, cependant, la SNBC-3 reste un projet avancé mais non encore adopté par décret. La Programmation pluriannuelle de l?énergie (PPE) détaille la trajectoire du système énergétique (mix, capacités, consommation). La troisième PPE (PPE-3) couvrant 2025- 2030 et 2031-2035 a été publiée le 12 février 2026. 38 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Enfin, le Plan national intégré énergie-climat (PNIEC) est la traduction, vis-à-vis de l?Union européenne, de l?ensemble de cette stratégie. Le premier PNIEC français datait de 2019. La version finale actualisée du PNIEC 2021-2030 de la France a été transmise à la Commission européenne en juillet 2024. La SNBC distingue deux scénarios : un scénario nommé « Avec Mesures Existantes » (AME), qui présente les trajectoires de consommation d?énergie en l?état des mesures adoptées et un scénario nommé « Avec Mesures Supplémentaires » (AMS), qui prend en compte des mesures de politiques publiques supplémentaires à celles existant aujourd?hui afin de permettre à la France de respecter ses objectifs climatiques et énergétiques à court, moyen et long-terme. Le scénario dit « AMS » dessine une trajectoire possible de réduction des émissions de gaz à effet de serre jusqu?à l?atteinte de la neutralité carbone en 2050, à partir de laquelle sont définis les budgets carbone. Ils prennent la forme de plafonds d?émissions à ne pas dépasser par période de cinq ans. Ce scénario représente une projection d?un futur possible et raisonnable au regard des connaissances actuelles. Toutefois, différents chocs imprévus (économiques, sociaux technologiques ou géopolitiques) peuvent engendrer des écarts notables à la trajectoire voulue. Par ailleurs, les évolutions supposées dans le cadre du scénario AMS reposent sur la mise en oeuvre progressive de politiques publiques de plus en plus ambitieuses, qui ne sont pas toutes décrites explicitement et ne sont même pas actées à ce jour. Encadré 3 : Les financements nécessaires à la transition énergétique Pour que la France suive une trajectoire compatible avec la neutralité carbone, l?économie devrait mobiliser, d?ici 2030, un surcroît considérable d?investissements. La stratégie pluriannuelle des financements de la transition écologique jointe au projet de loi de finances pour 2026 estime les besoins supplémentaires à environ + 82 Md¤ par an en 2030 en brut par rapport à 2024. La répartition public/privé est un point d?équilibre délicat, dépendant de choix politiques. Une mission confiée par France Stratégie à Jean Pisani-Ferry et Selma Mahfouz chiffrait le supplément de dépenses publiques entre 25 et 34 Md¤ par an à l?horizon 203015. 15 Jean Pisani-Ferry & Selma Mahfouz, France Stratégie, « Les incidences économiques de l?action pour le climat », 2023 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 39 Les scénarios prospectifs énergie-climat-air proposent des trajectoires AME et AMS différentes, notamment en ce qui concerne la quantité d?énergie consommée : à horizon 2050, l?écart de consommation d?énergie entre ces deux scénarios est de près de 11%. Tableau n° 1 : Quantité d?énergie finale consommée à horizon 2030 et 2050 selon les scénarios AME et AMS (en TWh) AME AMS 2050 1 337 1 195 - 142 - 10,6 % Source : Scénarios prospectifs énergie-climat-air juin 2025 pour AME ; données DGEC de mai 2026 pour AMS. Ces différences en termes de quantité consommée d?énergie s?accompagnent d?un mix énergétique différent, proposant une énergie beaucoup plus décarbonée dans le scénario AMS. Tableau n° 2 : Mix-énergétique de la consommation finale à horizon 2030 selon les scénarios AME et AMS AME 2030 AMS 2030 Écart Energies fossiles 50,1 % 39,8 % - 10,3 Electricité et chaleur 39,5 % 46,1 % + 6,6 Renouvelables thermiques 10,2 % 12,4 % + 3,6 Hydrogène 0,2 % 0,3 % + 0,1 Source : Scénarios prospectifs énergie-climat-air mis à jour en juin 2025 pour AME ; données DGEC de mai 2026 pour AMS. 16 Le scénario AMS présente un niveau de consommation énergétique supérieur à celui du scénario AME à horizon 2030, car la SNBC 3 intègre une trajectoire de réindustrialisation de la France, à laquelle s'ajoute le déploiement des centres de données sur le territoire national. 40 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 3 : Mix-énergétique de la consommation finale à horizon 2050 selon les scénarios AME et AMS AME 2050 AMS 2050 Ecart Energies fossiles 34,5 % 0,2 % - 34,3 Electricité et chaleur 55,4 % 78,2 % + 22,8 Renouvelables thermiques 9,5 % 19,9 % + 10,4 Hydrogène 0,6 % 1,7 % + 1,1 Source : Pour les données AME, Scénarios prospectifs énergie-climat-air mis à jour en juin 2025 ; Pour les données AMS, données DGEC. À horizon 2030, entre les scénarios AME et AMS, la part de produits énergétiques fossiles dans le mix-énergétique français diffère de 10,3 points. À horizon 2050, il diffère de 34,2 points. Constat n° 1 : La décarbonation de l?énergie a commencé dès le choc pétrolier et la consommation finale d?énergie décroît depuis le milieu des années 2000. Cette transition fait l?objet d?un soutien des autorités publiques pour des motifs environnementaux et de souveraineté économique. 1.2.2. Des budgets carbone jusqu?ici respectés malgré une forte volatilité des prix de l?énergie Le budget carbone 2019-2023 fixé par la SNBC-2 a été globalement respecté. Au terme de la période, tous les secteurs sont en avance sur la trajectoire à l?exception des déchets. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 41 Graphique n° 4 : émissions carbone annuelles en millions de tonnes équivalent CO2 Source : Citepa La période 2019-2023 a cependant été marquée par des événements exceptionnels favorisant le respect de la trajectoire. L?épidémie de Covid- 19 a entraîné à la fois une rétraction inédite de la consommation et une forte baisse des prix pour toutes les sources d?énergie. Le début de la guerre en Ukraine a correspondu à une période d?indisponibilité de plusieurs centrales nucléaires d?EDF et des conditions de sécheresse limitant la production hydro-électrique, la conjonction de ces trois circonstances ayant pour effet de propulser les prix de toutes les énergies à des niveaux très élevés. Malgré les dispositifs importants de soutien des ménages et des entreprises mis en place par le Gouvernement, ce signal-prix s?est traduit par une diminution de la consommation. 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 Energie Industrie Déchets Bâtiments Agriculture Transports 42 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 5 : Prix de marché de l?électricité en gros en France et du pétrole (brent) ? mai 2021/mai 2026 Note de lecture : prix de gros de l?électricité en France en ¤/Mwh sur l?echelle de droite ; prix du brent en $/baril sur l?échelle de gauche Source : Trading Economics Les budgets carbone 2024-2028 et 2029-2033, envisagés dans le cadre du projet de SNBC-3, restent très ambitieux. En 2030, par rapport à 2023, les émissions carbone sont attendues en retrait de 12% pour l?agriculture, de 27% pour les transports, de 29 % pour l?industrie, de 30% pour la production d?énergie et de 35% pour les bâtiments. La nouvelle hausse des prix des énergies fossiles enregistrée à la fin du premier trimestre 2026 dans le contexte de la guerre au Moyen-Orient, contrairement à l?épisode de 2022-2023, n?a pas affecté de façon importante le prix de l?électricité en France, les capacités de production d?origine nucléaire et hydraulique étant pleinement disponibles. Si elle durait, elle pourrait donc renforcer les incitations à la décarbonation par une réduction de la consommation comme en 2022-2023, mais aussi potentiellement par des effets de substitution, compte tenu de l?évolution différenciée des prix de l?électricité et des énergies fossiles. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 43 2. Une fiscalité de rendement peu adaptée à des objectifs de décarbonation et de stabilisation des prix La fiscalité de l?énergie, principalement composée de la TVA et des accises, a été conçue initialement comme une fiscalité de rendement. Elle s?est progressivement complexifiée, l?évolution saccadée des prix de l?énergie et l?alourdissement des tarifs normaux appliqués aux énergies fossiles en fonction d?objectifs environnementaux se conjuguant pour conduire au développement de nombreuses dépenses fiscales. 2.1. Une fiscalité pensée pour le rendement 2.1.1. Une fiscalité principalement fondée sur l?accise sur les énergies et sur la TVA L?accise sur les énergies, qui regroupe depuis 2022 les anciennes taxes intérieures de consommation, constitue le principal prélèvement sur l?énergie. Cette taxe comprend cinq fractions : électricité ; gaz naturels ; produits énergétiques, autres que les gaz naturels et les charbons, en métropole (carburants, notamment) ; produits énergétiques outre-mer ; charbons. Elle est assise sur les volumes physiques de produits mis à la consommation et son montant varie en fonction de la catégorie fiscale du produit, de son usage ou de son lieu de consommation. Les droits d?accise sur l?énergie ont été conçus principalement autour d?un objectif de rendement. Ainsi, la taxe intérieure pétrolifère (TIP) ? mise en place par les lois du 16 et 30 mars 1928 ? avait été créée pour compenser le déclin du rendement de l?impôt sur le sel. De même, la taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) ? créée par la loi du 28 décembre 1950 ? avait pour objectif d?aider au financement de la reconstruction du réseau de transport routier après la Seconde guerre mondiale et de faire contribuer les usagers de la route à l?entretien et au développement des infrastructures utilisées. L?évolution de cette taxe a conduit à y intégrer de nouveaux objectifs, pouvant néanmoins entrer en contradiction entre eux. 44 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En premier lieu, un ensemble de régimes d?exonérations et tarifs particuliers et réduits a été prévu pour soutenir divers secteurs économiques (transport, bâtiment et travaux publics, agriculture, etc.). En deuxième lieu, l?accise a connu des révisions pour mieux intégrer les enjeux environnementaux. Après l?échec de la taxe carbone en 2009 ? en raison de sa censure par le Conseil constitutionnel ? les anciennes taxes intérieures de consommation ont été aménagées pour y inclure une composante carbone informelle, dont l?évolution a néanmoins été gelée à 45 ¤/tonne à la suite du mouvement social de l?automne 2018. De même, une convergence des taux entre les carburants routiers (gazoles et essences) a été engagée, sans être néanmoins finalisée. Encadré 4 : La taxe carbone - les décisions du Conseil constitutionnel En 2000, le Conseil constitutionnel a censuré le projet d?extension de la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) à l?électricité et aux produits énergétiques fossiles. Il a observé qu?il était prévu de soumettre l?électricité à la taxe, alors qu?en raison de la nature des sources de production de l?électricité en France, la consommation d?électricité contribuait très faiblement au rejet de dioxyde de carbone. En 2009, le projet de loi de finances pour 2010 prévoyait la création d?une contribution climat-énergie. La taxe devait peser sur la consommation d?énergies fossiles utilisées ou destinés à être utilisés comme carburants ou combustibles. Les tarifs devaient être calculés sur la base d?un prix de la tonne de carbone initialement fixé à 17 ¤, progressivement croissant. Le produit de la taxe carbone prélevée sur les ménages, devait faire l?objet d?une redistribution intégrale et forfaitaire, par la création d?un crédit d?impôt en faveur de l?ensemble des ménages. Pour les personnes non imposables, ce crédit d?impôt devait être restitué sous la forme d?un « chèque vert ». La taxe a été censurée par le Conseil constitutionnel, au motif que les régimes d?exemption de la taxe, qui représentaient plus de la moitié de la totalité des émissions, étaient contraires à l?objectif de lutte contre le réchauffement climatique et créaient une rupture caractérisée d?égalité devant les charges publiques17. Une composante carbone a été introduite dans les tarifs des taxes sur les énergies fossiles à partir de 2014. Le choix des pouvoirs publics d?insérer la taxation du carbone dans un outil fiscal préexistant avait pour but de se prémunir contre le risque de censure par le Conseil constitutionnel pour rupture d?égalité devant l?impôt. Si la loi de finances pour 2014 a bien été déférée au Conseil constitutionnel, son article 32 qui modifiait les tarifs des taxes intérieures de consommation n?a pas été examiné par le Conseil. 17 Décision n° 2009-599 DC du 29 décembre 2009. Cf. supra. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 45 En troisième lieu, pour clarifier les circuits de financement de l?électrification, l?accise a été révisée à plusieurs reprises ces dernières années pour y intégrer d?anciennes taxes ou dispositifs budgétaires, dans une logique de simplification de la taxation de l?énergie et de sécurisation juridique de sa structure au regard du droit de l?Union européenne. Encadré 5 : Une accise révisée pour simplifier et sécuriser le financement de la politique de l?énergie Le droit de l?Union européenne18 permet aux États membres de prélever des taxes indirectes supplémentaires sur les produits soumis à accise, sous deux conditions : elles doivent poursuivre une finalité spécifique (notamment environnementale) et être soit directement affectées à des dépenses en faveur de cette finalité, soit conçues de façon à pouvoir influencer le comportement des contribuables dans un sens permettant de réaliser cette finalité. Par une décision de 2018 dite « Messer France »19, la Cour de justice de l?Union européenne (CJUE) a relevé l?inconventionnalité partielle de l?ancienne contribution au service public de l?électricité (CSPE). Cette contribution avait à la fois une finalité environnementale (financement de surcoûts liés à l?obligation d?achat d?énergie verte), sociale (financement de baisse du prix de l?électricité pour les ménages précaires), de cohésion territoriale (dispositif de péréquation tarifaire géographique) et administrative (financement des coûts de fonctionnement d?autorités administratives). La CJUE a jugé que seule la première finalité pouvait être considérée comme conforme au droit européen. Pour mettre fin à ce contentieux, la CSPE a été fusionnée en 2015 avec l?ancienne taxe intérieure de consommation finale d?électricité (TICFE). La loi de finances pour 2021 a par ailleurs transformé les taxes départementales et communales sur la consommation finale d?électricité (TDCFE et TCCFE) en une hausse d?accise, à compter respectivement des années 2022 (pour la TDCFE) et 2023 (pour la TCCFE). Depuis le 1er août 2025, le financement du mécanisme de péréquation tarifaire au profit des zones non interconnectées (ZNI) est désormais également assuré par une majoration du tarif normal d?accise. Par ailleurs, le tarif de l?accise sur l?électricité a été relevé pour remplacer l?ancienne contribution sur les gestionnaires de réseaux de distribution, dédiée au financement des aides à l?électrification rurale (CAS FACé). En dernier lieu, l?accise sur les énergies a été mobilisée pour répondre à l?inflation énergétique qui a suivi la guerre en Ukraine. Un « bouclier tarifaire » sur les prix de l?électricité, en partie fiscal, a ainsi été 18 Directive (UE) 2020/262 du Conseil du 19 décembre 2019 établissant le régime général d?accise (refonte). 19 CJUE, Messer France SAS c/France, affaire C-103/17. 46 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES mis en oeuvre à compter de 2022 et jusqu?à janvier 2025 pour limiter les effets pour les ménages et les entreprises de la hausse des prix de l?énergie. Le bouclier tarifaire « gaz naturel » et la remise carburants étaient en revanche des dispositifs budgétaires et non fiscaux. La taxe sur la valeur ajoutée (TVA) s?applique en outre à toutes les ventes de produits énergétiques, y compris pour des prestations portant sur des produits non soumis à l?accise (vente de bois de chauffage, de chaleur commercialisée, etc.)20. Le taux de TVA applicable est de 20 % du prix de vente (intégrant le montant de l?accise), sauf en Corse et dans les territoires ultramarins où certains taux réduits ou exonérations sont appliqués. En outre-mer, la TVA sur les produits pétroliers n?est pas applicable mais l?octroi de mer et l?octroi de mer régional s?y appliquent sur l?ensemble des produits pétroliers importés et vendus dans ces territoires. Leur taux sont définis par chaque collectivité. Ces deux grands prélèvements sur l?énergie sont complétés par trois prélèvements sur les produits énergétiques, au rendement moindre : la contribution tarifaire d?acheminement (CTA), la contribution pour la gestion des stocks stratégiques pétroliers et la taxe incitative relative à l?utilisation d?énergie renouvelable dans les transports (TIRUERT) et le versement unique visant à financer le comité professionnel des stocks stratégiques pétroliers (CPSSP) dû par les opérateurs pétroliers non agrées. La CTA, due sur les tarifs des réseaux de gaz et d?électricité depuis 2004, permet de financer la Caisse nationale des retraites des industries électriques et gazières21. Le 3 janvier 2026, le ministre de l?Économie, des Finances, de la souveraineté industrielle, énergétique et numérique, 20 Article 78 de la directive 2006/112/CE relative au système commun de taxe sur la valeur ajoutée de l?Union européenne. 21 Les sociétés Accorinvest et Société Générale ont contesté devant le juge administratif la conformité au droit communautaire de ce prélèvement, en considérant qu?il s?agissait d?une taxe indirecte supplémentaire sur les produits soumis à l?accise du fait de l?existence d?un mécanisme légal de répercussion de cet impôt sur le consommateur final d?électricité. Le Tribunal de l?UE a cependant conclu le 28 janvier 2026 que l?existence de ce mécanisme ne suffisait pas à rendre ce prélèvement contraire au droit communautaire. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 47 M. Roland Lescure, a fait part du souhait du Gouvernement de diminuer d?environ un quart la CTA. La TIRUERT est une taxe dégressive selon l?atteinte par les opérateurs d?objectifs cibles d?incorporation de biocarburants ou de carburants d?origine renouvelable. Il s?agit donc d?un mécanisme incitatif dont l?objectif principal n?est pas le rendement fiscal, mais la modification du comportement des redevables. Une réflexion est en cours concernant le remplacement de la TIRUERT par un instrument d?incitation à la réduction de l?intensité carbone des carburants (IRICC), de nature non fiscale. Les producteurs et fournisseurs d?énergie sont aussi assujettis à un ensemble de taxes, pouvant être répercutées en tout ou partie par ces entreprises sur le prix de l?énergie. Encadré 6 : les taxes spécifiques sur les producteurs et fournisseurs d?énergie L?imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER) est une taxe due aux collectivités territoriales aux établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) par les exploitants de dix catégories d?installations relevant des secteurs de l?énergie, du transport ferroviaire et des télécommunications. L?imposition forfaitaire sur les pylônes (IFP) est due aux communes et EPCI pour chaque pylône par les exploitants des lignes dont la tension est supérieure à 200 kilovolts. Une taxe annuelle sur les éoliennes maritimes (TAEM), affectée pour moitié aux communes littorales d?où les installations sont visibles, est acquittée par les exploitants de ces équipements et assise sur le nombre de mégawatts installés dans chaque unité. De même, deux taxes sur les installations nucléaires de base (TINB) sont payées par les exploitants de ces installations : une taxe générale sur les INB relevant du secteur énergétique et une taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives. Ces taxes sont affectées à l?Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) et au financement du projet dit « Cigéo », futur centre de stockage en couche géologique profonde de déchets radioactifs prévu en Meuse et en Haute-Marne. Deux nouveaux prélèvements sont entrés en vigueur en 2026. La politique publique française en matière d?électricité vise plusieurs objectifs dont la conciliation s?avère en pratique difficile : garantir une alimentation en électricité stable, y compris en période de pointe de consommation, promouvoir la production d?électricité à partir de sources d?énergie bas carbone, maintenir la concurrence sur le marché de l?électricité, permettre aux consommateurs de bénéficier de prix bas grâce à l?amortissement du parc nucléaire historique et garantir le nécessaire financement des investissements prévus par EDF pour entretenir et rénover 48 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES ce parc. Deux mécanismes non fiscaux, prévus pour respecter ces objectifs, ont été remplacés par deux nouveaux dispositifs de nature fiscale dans la loi de finances pour 202522. D?une part, l?ancien dispositif d?accès régulé à l?électricité nucléaire (ARENH) a été remplacé par un versement nucléaire universel (VNU). L?ARENH, instauré en 201023, a permis de faire bénéficier l?ensemble des consommateurs de la compétitivité du parc nucléaire historique indépendamment du choix du fournisseur. Néanmoins, l?ARENH a peu permis de développer la concurrence sur le marché de la production, selon l?Autorité de la concurrence24. Au surplus, comme l?a notamment relevé la Cour des comptes, ce dispositif a donné lieu à des « comportements opportunistes » de la part des fournisseurs alternatifs25, au détriment du consommateur. Dans ce contexte, le VNU prévoit le prélèvement d?une partie des revenus générés par le parc nucléaire historique de la société EDF au profit des autres fournisseurs qui doivent répercuter ce gain au consommateur final d?électricité. D?autre part, une taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité est prévue. Ce mécanisme a pour objectif de garantir le financement de capacités de production dites « de pointe », permettant de garantir la sécurité d?approvisionnement électrique du pays. En effet, ces installations de pointe ne sont pas rentables en raison de la ponctualité de leurs services. Le mécanisme de capacité en vigueur reposait sur une obligation, d?achat des capacités pour les fournisseurs d?électricité. Une valeur de marché de ces capacités de pointe était ainsi déterminée en fonction du prix d?équilibre résultant de la rencontre de l?offre et de la demande total de couvertures en garanties de capacités, lors d?enchères organisées de façon décentralisée. Le fonctionnement du mécanisme conduisait néanmoins les fournisseurs à minimiser leurs obligations de couverture en garanties de capacités, tout en induisant une forte variabilité du prix. 22 Articles 17 et 19 de la loi n° 2025?127 du 14 février 2025 de finances pour 2025. 23 Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité. 24 Autorité de la concurrence, Rapport d'évaluation du 24 décembre 2020 sur le dispositif d'ARENH. 25 Cour des comptes, L'organisation des marchés de l'électricité, 2022. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 49 Pour répondre à ces défauts, un nouveau dispositif est prévu à compter de novembre 2026. Il reposera sur une acquisition directe, par le gestionnaire de réseau, des engagements de disponibilité correspondant à ses besoins auprès des producteurs. Ce nouveau dispositif sera financé par une taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité, acquittée par les fournisseurs d'électricité, en proportion de la consommation de leurs clients pendant les périodes de tension qui s'exercent sur le système électrique. 2.1.2. Une assiette essentiellement constituée d?énergies fossiles Le rendement des prélèvements sur les produits énergétiques26 représente 59,7 Md¤ en 2024. Il est très concentré sur l?accise (39,5 Md¤ en 2024) et sur la TVA (17,6 Md¤ nets en 2024). 26 Accise, TVA, octroi de mer, CTA, TIRUERT et contribution au CPSSP, à l?exclusion des taxes sur les producteurs et distributeurs d?énergie. 50 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 6 : Évolution du rendement de la fiscalité sur l'énergie entre 2018 et 2024 par type de prélèvement (en Md¤) Source : CPO, d?après les données du SDES et la documentation budgétaire. Après un premier recul en 2020 consécutif à la crise sanitaire mais lié surtout à la baisse des déplacements et par voie de conséquence de la consommation de carburants, le rendement total de la fiscalité de l?énergie a de nouveau baissé en 2022 et en 2023 en raison d?un net recul du rendement de la fraction d?accise sur l?électricité, dans le contexte de la mise en place du bouclier tarifaire. Celui-ci a été partiellement levé en 2024, puis complètement en février 2025. Sur la même période, le rendement total de la fiscalité sur les produits pétroliers (accise, TVA, octroi de mer, TIRUERT et contribution au CPSSP) s?est stabilisé en valeur autour de 40 Md¤ (avec des évolutions du rendement de la TVA, liées à la volatilité des prix), tandis que celui de la fiscalité sur le gaz naturel (accise, TVA et CTA) s?est stabilisé autour de 4 Md¤ sur la période 2021- 2023, avant une hausse en 2024 à 5,6 Md¤. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 51 Graphique n° 7 : Évolution du rendement de la fiscalité sur les produits pétroliers raffinés, sur l?électricité et sur le gaz naturel entre 2018 et 2024 (en Md¤) a ? Produits pétroliers raffinés b ? Électricité c ? Gaz naturel Source : CPO, d?après les données du SDES et de la documentation budgétaire Les énergies fossiles ont représenté une part très majoritaire du rendement de la fiscalité sur l?énergie entre 2018 et 2024, de l?ordre de 71 % (en 2020, la crise sanitaire ayant conduit à un recul de la consommation de produits pétroliers raffinés) à 87 % (en 2023, le bouclier tarifaire ayant fortement réduit le rendement de l?accise sur l?électricité). 52 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 8 : Évolution du rendement de la fiscalité sur l'énergie entre 2018 et 2024 par grands types de produit énergétique (en Md¤) Source : CPO, d?après les données du SDES et de la documentation budgétaire Le produit de l?accise sur les énergies est partagé. Ainsi, en 2025, sur 43,2 Md¤ de recettes fiscales brutes d?accise, le tiers (14,4 Md¤) faisait l?objet d?un transfert aux collectivités territoriales et environ 4 % (1,8 Md¤) était reversé à des opérateurs de transports ou, pour financer la péréquation tarifaire au bénéfice des zones non interconnectées (ZNI) et de l?électrification rurale. 2.1.3. Une fiscalité représentant une part importante du prix de l?énergie, en particulier pour les carburants La fiscalité sur les produits énergétiques (accise sur l?énergie, TVA et CTA) représente une part importante du prix de l?énergie, qui est cependant très variable selon le type d?énergie consommée. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 53 Graphique n° 9 : Ventilation du prix des carburants au détail en France continentale (en ¤/L) Source : CPO (données : UFIP) Pour les carburants, la fiscalité représentait au 15 mai 2026 environ 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole, en légère diminution par rapport à la proportion constatée avant le début de la guerre au Moyen- Orient (56 % et 52 %). Cette part a tendance à baisser lorsque le prix des carburants hors taxes augmente. Si la TVA est prélevée sur le prix des carburants accise comprise, l?accise a pour assiette les quantités mises à la consommation indépendamment de leur prix. Elle joue ainsi un rôle d?amortisseur automatique des fluctuations des prix hors taxes. Par ailleurs, environ la moitié des coûts de distribution (soit 13 ct par litre) serait imputable aux certificats d?économie d?énergie, dispositif réglementaire et non fiscal qui vise à diminuer la consommation d?énergie. 54 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Encadré 7 : Les certificats d?économie d?énergie Le dispositif des certificats d?économies d?énergie (CEE), créé en 2005, repose sur une obligation triennale de réalisation d?économies d?énergie imposée par les pouvoirs publics aux fournisseurs d?énergie (les "obligés"). Ces certificats sont attribués par les services du ministère chargé de l?énergie, aux acteurs éligibles (obligés mais aussi d?autres personnes morales non obligées) réalisant des opérations d?économies d?énergie. Les obligés ont également la possibilité d?acheter des CEE à d?autres acteurs ayant mené des actions d?économies d?énergie, en particulier les éligibles non obligés. Ils peuvent aussi obtenir des certificats en contribuant financièrement à des programmes d?accompagnement. En fin de période, les obligés doivent justifier de l?accomplissement de leurs obligations par la détention d?un montant de certificats équivalent à ces obligations. À défaut, ils sont tenus de verser une pénalité libératoire. Chaque année, ce dispositif finance selon le gouvernement plus d?un million d?opérations d?économies d?énergie dans les secteurs du bâtiment, des transports, de l?industrie, et de l?agriculture tout en contribuant directement à la souveraineté énergétique de la France, grâce aux réductions de consommation qu?il permet. Le décret relatif à la sixième période des certificats d?économies d?énergie du 30 octobre 2025, publié le 4 novembre 2025 et entré en vigueur le 1er janvier 2026, fixe les obligations annuelles d?économies d?énergie que doivent réaliser les fournisseurs d?électricité, de gaz, de chaleur et de froid, ainsi que les metteurs à la consommation de carburants et de fioul domestique pour les années 2026 à 2030. Il affiche ainsi la volonté de l?Etat de maintenir l?ambition écologique, toute en luttant contre les fraudes et les effets d?aubaine. L?objectif global d?économies d?énergie fixé pour la période 2026-2030 s?élève à 1 050 térawattheures cumulées par an, en hausse de 27 % par rapport à la période actuelle. Par ailleurs, dès 2026, les distributeurs de fioul et de carburants vendant plus de 500 m³ par an deviennent "obligés" du dispositif (contre 7 000 m³ auparavant). Enfin, les nouveaux coefficients de conversion favorisent l'électrification et la chaleur renouvelable. Financer une chaudière à gaz via les CEE deviendra impossible pour certains modèles, au profit des pompes à chaleur (PAC) et des raccordements aux réseaux urbains. Pour l?électricité et le gaz naturel, la fiscalité représentait un peu moins de 30 % du prix de vente aux consommateurs en 2025. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 55 Graphique n° 10 : décomposition du prix des énergies consommées par les ménages en 2025 (en ¤/MWh) Note: tarif réglementé résidentiel pour l?électricité, prix repère du gaz naturel Source : DGEC Constat n° 2 : Mi-mai 2026, la fiscalité représentait 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole. En 2025, elle s?établissait en moyenne légèrement en dessous de 30 % pour le tarif réglementé de l?électricité pour les clients résidentiels et le prix repère de commercialisation du gaz naturel. 56 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 2.2. Une volonté contrariée de mise en cohérence de l?accise avec les enjeux environnementaux 2.2.1. Un encadrement européen de la structure des tarifs de l?accise en cours de révision L?ensemble des droits d?accise ? soit tous les impôts indirects sur la vente ou l?usage de certains produits (produits énergétiques et électricité mais aussi alcool et tabacs) ? font l?objet d?un encadrement européen. Ce cadre vise à garantir le bon fonctionnement du marché intérieur européen, notamment en harmonisant les législations fiscales nationales. La directive relative au régime général d?accise27 encadre notamment la possibilité de prélever des taxes indirectes supplémentaires à l?accise. Elle prévoit que ces taxes doivent, d?une part, être prélevées à des « fins spécifiques » et, d?autre part, respecter les règles de taxation propres à chaque accise. L?accise sur les énergies fait par ailleurs l?objet d?un encadrement spécifique prévu par la directive relative à la taxation de l?énergie, dite « DTE » (directive sur la taxation de l'énergie) de 200328. Cette directive recense notamment les produits énergétiques qui entrent dans son champ, fixe les niveaux minima de taxation applicables à ces produits et, sous certaines conditions, les exonérations ou les taux de taxation différenciée qui s?appliquent. Cette directive ne concerne ni les produits énergétiques ne faisant pas l?objet de droits d?accise, notamment le bois de chauffage, le charbon de bois et la chaleur commercialisée (qui sont uniquement assujettis à la TVA), ni certains usages exonérés d?accise, notamment l?électricité qui est utilisée pour produire de l?énergie ou les produits énergétiques utilisés dans le cadre de certains procédés minéralogiques ou chimiques. Elle prévoit en outre l?exonération obligatoire des produits énergétiques utilisés pour la 27 Directive (UE) 2020/262 du Conseil du 19 décembre 2019 établissant le régime général d?accise. 28 Directive 2003/96/CE du Conseil du 27 octobre 2003 restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l'électricité. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 57 navigation aérienne (hors aviation de tourisme privée) et pour la navigation maritime dans des eaux communautaires. Cette directive laisse également des marges de manoeuvre aux États membres pour prévoir, à la condition qu?ils respectent des minima fixés par la directive, des taux différenciés pour certains produits (électricité d?origine solaire ou hydraulique, gaz naturel liquéfié, biocarburants, etc.), entre consommation professionnelle et consommation non professionnelle, pour les grands consommateurs d?énergie ou pour certaines utilisations (transports publics, taxis, certains services publics, etc.), ou pour des « raisons de politique spécifique », sur autorisation préalable du Conseil. La DTE, qui encadre l?accise sur les énergies, manque de cohérence au regard des objectifs de l?Union Européenne en matière de climat et d?énergie. La Commission européenne, dans sa proposition de directive du Conseil restructurant le cadre de l?Union de taxation des produits énergétiques et de l?électricité, a recensé les principales raisons expliquant ce manque de cohérence. La DTE actuelle taxe les nouveaux carburants et combustibles à moindre intensité de carbone comme leurs équivalents fossiles s?ils sont apparus après l?adoption en 2003 de la dernière DTE. Les biocarburants sont notamment désavantagés par la taxation fondée sur le volume. En effet, un litre de biocarburant présente généralement une teneur énergétique inférieure à celle d?un litre de combustible fossile. En outre, la DTE ne fait pas de distinction entre les sources d?électricité en fonction de leur intensité carbone. En 2018, selon la Cour des comptes européenne, la moyenne des taxes variait en fonction du produit énergétique entre 1,7 euro par MWh et 107,8 euros par MWh. Ces variations ne reflètent pas les différences en matière d'efficacité carbone, l?électricité étant en moyenne cinq fois plus taxée que le gaz naturel et dix fois plus que le charbon29. De plus, toujours selon la Cour, les exonérations fiscales obligatoires dont bénéficient les secteurs des transport aérien et maritime, si elles assurent l?égalité de traitement des compagnies européennes avec les autres, ne reflètent pas l?efficacité carbone de ces modes de transport. 29 Cour des comptes européenne (2022), Taxation de l?énergie, tarification du carbone et subventions de l?énergie, document d?analyse n° 2022/01 58 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES La DTE n?a pas harmonisé la fiscalité au niveau européen. Ainsi, en 2021, avant les mesures mises en place par beaucoup d?États pour faire face à l?augmentation des prix de l?énergie en 2022-2023, la part de la fiscalité de l?énergie dans le PIB des États membres de l?Espace économique européen variait entre 0,7 % (Irlande) et 3,1 % du PIB (Grèce). Avec 1,8 % du PIB, la France était proche de la moyenne de l?Union européenne (1,7 % du PIB). Le projet de révision de la DTE, en cours de négociation, a pour but de répondre en partie à ces constats. La proposition de la Commission comprenait l'introduction de nouveaux taux de taxation basés sur le contenu énergétique, ainsi que sur les performances climatiques et environnementales, le passage d'une taxation fondée sur le volume à une taxation basée sur le contenu énergétique (euro/GJ), le classement et la fixation d'une taxation minimale pour les différents produits énergétiques en fonction de leurs performances environnementales, l?augmentation des taux minimaux de taxation pour les carburants et les combustibles et la réduction de la taxe minimale pour l'électricité à des fins de consommation non professionnelle. En outre, elle proposait la suppression du traitement de faveur accordé à certains secteurs ou carburants et l'extension du champ d'application de la DTE : élimination de la différence entre le diésel et l'essence ; suppression de l'exonération fiscale accordée au transport international aérien de passagers et au transport international maritime ; abrogation de la possibilité de taxer sous les minima les entreprises à forte intensité énergétique ; extension du champ d'application de la directive au bois de chauffage, au charbon de bois et aux carburants alternatifs tels que l'hydrogène ; spécification de différents taux minimaux de taxation de l'énergie pour les diverses catégories de biocarburants ; suppression de la distinction entre consommation professionnelle et consommation non professionnelle. Les États membres avaient toutefois la possibilité de continuer à appliquer des exonérations et des réductions pour des raisons d'ordre social ou de protection de l'environnement. L?adoption à court terme de cette révision reste toutefois très incertaine dans la mesure où les décisions concernant la fiscalité doivent être prises à l?unanimité des États membres. Une proposition de compromis, aux ambitions sensiblement réduites par rapport aux propositions de la Commission, a fait l?objet d?une discussion au Conseil de l?UE à l?occasion de la présidence danoise, le 10 novembre 2025. Elle prévoit notamment le maintien des exonérations sur le transport maritime et aérien international (en maintenant la possibilité déjà existante de limiter QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 59 leur champ à l?intérieur de l?Union européenne), l?autorisation de tarifs différenciés pour toutes les activités économiques et la possibilité de prévoir des tarifs réduits et des exonérations partielles ou totales pour les électro-intensifs et les énergo-intensifs, ainsi que pour certains secteurs pour lesquels des accords sont conclus avec le Gouvernement dans l?objectif d?encourager l?efficience énergétique. Ces discussions n?ont toutefois pas abouti et n?ont pas repris depuis. Face à la hausse du prix du pétrole constatée depuis février 2026 dans un contexte de tensions au Moyen-Orient, la Commission européenne a annoncé pour mai 2026 une nouvelle proposition de texte visant à réduire le prix de l?électricité notamment par une baisse de la fiscalité. 2.2.2. Un alourdissement des tarifs de l?accise sur les énergies fossiles interrompu entre 2019 et 2023 En France, la « composante carbone » de l?accise sur les énergies a été introduite dans la loi de finances pour 2014. La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) de 2015 a ensuite fixé une cible à long terme avec un taux défini à 100 ¤/tCO2 en 2030. Cette composante carbone n?est pas une taxe à proprement parler, mais une modalité de calcul de trois des quatre composantes de l?accise sur les énergies dues en France continentale : produits énergétiques, gaz naturel, charbon. L?accise sur l?électricité n?est pas concernée par la composante carbone. Suite au mouvement de contestation sociale intervenu à l?automne 2018 (Gilets jaunes), la composante carbone a été gelée à son niveau de 2018, soit 44,6 ¤ par tonne. Après une stabilisation globale des tarifs pour les énergies fossiles entre 2019 et 2023, les lois de finances pour 2024, 2025 et 2026 ont néanmoins procédé à plusieurs modifications des tarifs normaux de l?accise. L?accise sur le gaz naturel a augmenté de 8 ¤/MWh en 2024. Pour les carburants, les tarifs normaux du gazole et de l?essence ont été relevés pour intégrer dans le tarif légal les majorations régionales préexistantes. Le nouveau tarif conduit néanmoins à un léger rapprochement de l?accise sur le gazole et de celle sur l?essence. 60 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 4 : Tarifs normaux d?accise sur les carburants Source : Conseil des prélèvements obligatoires, d?après l?article L. 312-35 du CIBS. Pour les autres catégories fiscales (combustibles et électricité), différentes modifications ont également été apportées en 2025 et 2026. L?accise sur le gaz et l?électricité a été allégée en 2025 pour compenser le relèvement du taux de TVA applicable aux abonnements de gaz et d?électricité. Afin de favoriser l?électrification des usages, l?article 71 de la LFI 2026 prévoit, à compter du 1er août 2026, un passage du tarif normal d?accise sur les énergies combustibles hors GPL de 10,54 à 10,73 ¤/MWh, tandis que le tarif normal sur l?électricité pour les ménages passera à la même date de 25,09 à 24,69 ¤/MWh, puis rebaissera à nouveau à 24,38 ¤/MWh au 1er février 2027. Si les nouveaux tarifs d?accise réduisent ainsi légèrement les divergences entre les catégories fiscales, des débats persistent néanmoins tant sur la cohérence du maintien d?un écart de taxation entre l?électricité et les combustibles fossiles (fioul, gaz naturel) au détriment de la première que sur la cohérence environnementale du maintien d?un différentiel entre le gazole et l?essence. 2.2.3. Une multiplicité d?exonérations, de tarifs réduits ou spécifiques La France a fait un usage large des possibilités d?exonération ouvertes par la directive relative à la taxation de l?énergie. Pour l?année 2024, 38 régimes d?exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits ont été recensés, dont 36 dépenses fiscales et deux anciennes dépenses fiscales relatives aux exonérations bénéficiant au Tarif normal jusqu'au 31/07/25 (en ¤/MWh) Gaz naturels 5,23 5,23 5,23 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 61 transport aérien et maritime international30. Si certains de ces régimes de faveur découlent directement de l?application de la directive sur la taxation de l?énergie, une majorité d?entre eux reflète des choix nationaux, dans le but de soutenir un territoire (Corse et outre-mer), un secteur d?activités (industrie, transports publics, transport routier de marchandises, taxis, etc.), une activité (R&D pour les moteurs d?avions et de bateaux, valorisation de la biomasse, stockage de données, etc.) ou un produit énergétique (gazole non routier, biocarburants, biogaz, etc.). Graphique n° 11 : Panorama des exonérations, tarifs réduits et tarifs particuliers Source : CPO Le montant cumulé de ces différents régimes particuliers d?accise s?élevait à 15 Md¤ en 2024. Leur coût pour les finances publiques a évolué entre 4 Md¤ et 7 Md¤ entre 2004 et 2014, avant d?augmenter rapidement entre 2014 et 2017 pour atteindre 10 Md¤, une évolution qui s?explique en 30 L?exonération prévue pour la navigation aérienne internationale résulte de l?application de l?article 24 de la convention de Chicago. Celle prévue pour la navigation maritime internationale repose sur des fondements plus informels. 62 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES grande partie par l?évolution de la composante carbone. À compter de 2017, la documentation budgétaire permet de relever une baisse à 8 Md¤ en 2018, puis une stagnation entre 8 et 9 Md¤ jusqu?en 2024. La baisse constatée résulte de la crise sanitaire, de certaines mesures de taux (bouclier tarifaire sur l?électricité) et, surtout, du déclassement des deux exonérations sur le transport aérien et maritime. La réintégration dans le calcul de ces deux exonérations permet d?observer une hausse continue jusqu?en 2019 jusqu?à dépasser 12 Md¤, puis une baisse forte en 2020, avant une reprise entre 2021 et 2024 pour atteindre 15 Md¤. La forte augmentation observée en 2023 et 2024 tient en grande partie à la révision du tarif normal de l?accise sur les carburéacteurs qui sert de référence au calcul du montant de la dépense fiscale déclassée sur le transport aérien international. Graphique n° 12 : évolution du coût total des régimes particuliers d?accise sur l?énergie sur la période 2004 ? 2024 (M¤) Source : CPO Le coût de ces régimes particuliers est concentré sur dix régimes qui représentaient 93 % du montant total en 2024. Les quatre principales dépenses fiscales concernent le transport aérien international, le gazole non QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 63 routier agricole, les tarifs spécifiques à l?outre-mer (non étudiés dans le cadre de ce rapport) et le transport routier de marchandises. Graphique n° 13 : Les dix exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits d?accise sur l?énergie les plus coûteux en 2024 Source : CPO. En raison du déclassement de ces dépenses fiscales depuis 2017, les coûts des exonérations des transports aérien et maritime internationaux sont repris respectivement de la note d?exécution budgétaire du budget annexe « Contrôle et exploitation aériens » et du dernier chiffrage disponible (PLF 2019). 64 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 14 : Ventilation sectorielle du coût des exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits d?accise sur l?énergie en 2024 (réalisé) et en 2026 (prévisionnel) Source : CPO. En raison du déclassement de ces dépenses fiscales depuis 2017, les coûts des exonérations des transports aérien et maritime internationaux sont repris respectivement de la note d?exécution budgétaire du budget annexe « Contrôle et exploitation aériens » et du dernier chiffrage disponible (PLF 2019). Cette multiplication des taux réduits, qui n?est pas propre à la France, limite les incitations tarifaires à la décarbonation et va à l?encontre de l?objectif de neutralité carbone en 2050. Constat n° 3 : Le rendement de l?accise sur l?énergie est limité par de nombreux tarifs spécifiques qui visent à atténuer ses effets sur la compétitivité de certains secteurs économiques. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 65 2.3. Des expériences peu concluantes d?utilisation de l?outil fiscal pour contrer la volatilité du prix de l?énergie Les périodes de forte augmentation des prix de l?énergie s?accompagnent en général de mouvements de remise en cause des niveaux élevés de taxation des produits énergétiques, qu?il s?agisse la TVA ou de l?accise. Face au choc énergétique de 2022-2023, 10 États membres de l?Union européenne avaient adopté des baisses de TVA sur l?électricité et 12 des baisses de TVA sur le gaz. Seule la Pologne avait abaissé la TVA sur les carburants pendant dix mois, en contravention avec le droit communautaire qui n?autorise pas de taux réduit pour ces produits. Compte tenu de l?augmentation du prix du pétrole observée en mars 2026, l?Espagne et la Pologne ont annoncé la réduction de leurs taux de TVA sur les carburants à respectivement 10 et 8 %, une évolution contraire aux dispositions de la directive dite « TVA »31. En 2023, dans son rapport sur la TVA32, le CPO avait approuvé la décision du Gouvernement français de privilégier d?autres outils que la baisse de TVA sur le gaz et l?électricité pour la protection des personnes les plus exposées. Il avait notamment montré que le chèque énergie était plus efficace et plus efficient pour protéger temporairement les ménages modestes face à la hausse des prix de l?énergie. De façon plus générale, il soulignait la faible pertinence de l?utilisation de la TVA comme instrument de politique conjoncturelle en raison de multiplicateurs plus faibles que la baisse d?autres impôts et de la difficulté politique à revenir sur cette mesure après la crise33. Il rappelait en outre qu?une baisse de TVA ne se traduisait souvent que partiellement dans les prix. L?effet de rigidité des prix à la 31 Directive 2006/112/CE du Conseil du 28 novembre 2006 relative au système commun de taxe sur la valeur ajoutée, révisée. 32 CPO, La TVA, un impôt à recentrer sur son objectif de rendement pour les finances publiques, décembre 2023. 33 Cette réversibilité dépend des conditions politiques propres à chaque pays. L?Allemagne a ainsi réussi à revenir rapidement sur la baisse temporaire de TVA mise en place pendant l?épidémie de covid-19 (juillet-décembre 2020). 66 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES baisse existe, mais est plus faible pour des produits très concurrentiels comme les carburants34. Plusieurs États européens (Allemagne, Italie, Portugal, Suède) ont de leur côté annoncé des baisses des tarifs d?accise sur les carburants en réponse à la hausse du prix du pétrole de mars 2026. La France a connu par le passé deux expériences peu concluantes d?utilisation de l?accise pour porter des mesures de soutien du pouvoir d?achat en période d?augmentation du prix de l?énergie. Entre le 1er octobre 2000 et le 21 juillet 2002, le Gouvernement a mis en place la « taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) flottante » : cette taxe devait diminuer en période de hausse du prix du pétrole brut à due proportion du surplus de TVA et augmenter en période de baisse, afin de lisser le prix payé par les consommateurs. Comme le relevait le Conseil des impôts en 200535, l?effet sur les prix est resté limité (au plus, 2,19 ct par litre) et lorsque les prix de marché ont diminué, à la veille d?élections municipales, le Parlement n?a pas voté la hausse qui aurait dû avoir lieu, générant ainsi un déficit de recettes publiques : le coût de la TIPP flottante a ainsi représenté 2,7 Md¤ sur 22 mois alors que le surplus de TVA représentait 1,3 Md¤. Pendant l?épisode inflationniste qui a suivi l?invasion de l?Ukraine en 2022-2023, le bouclier tarifaire gaz naturel et la remise carburants ont été conçus sous la forme de dispositifs budgétaires, tandis que le bouclier tarifaire électricité était un instrument en partie fiscal, s?appuyant sur une baisse importante de l?accise sur l?électricité. Le coût total du volet fiscal du bouclier électricité a représenté 19,4 Md¤ entre 2022 et 202436. Alors que les dispositifs budgétaires ont été interrompus dès décembre 2022 pour 34 Face à la hausse des prix à la production, les coûts de distribution ont dans un premier temps diminué, passant pour le gazole de 0,28 à 0,257 ¤/L entre le 27 février et le 27 mars 2026. Entre le 27 mars et le 15 mai 2026, ils ont au contraire remonté à 0,299 ¤/L, alors que le prix à la production baissait. 35 Conseil des impôts, Fiscalité et environnement, 2005 36 Auxquels s?ajoutaient 30,3 Md¤ pour le volet budgétaire. Cour des comptes, Les effets de l?inflation sur les finances publiques (2022-2023), novembre 2025 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 67 la remise carburants et, pour l?essentiel fin 2023, pour le bouclier gaz37, il a fallu attendre février 2025 pour que la fiscalité de l?électricité retrouve son niveau d?avant l?épisode inflationniste pour les ménages. Cette difficulté n?est pas propre à la France : la baisse de l?accise sur les carburants décidée par le Royaume-Uni en 2022 était encore en vigueur début 2026. Sur le plan de l?efficacité, des études économétriques ont mis en évidence les effets limités des mesures de soutien du pouvoir d?achat du Gouvernement français sur la croissance en raison notamment du maintien d?un taux d?épargne des ménages élevé en 2022-202338. Par ailleurs, la Cour des comptes a pu relever le caractère très peu ciblé de ces mesures et le poids important du soutien des ménages par rapport à celui des entreprises. Constat n° 4 : Les mesures fiscales ne sont pas des outils pertinents de compensation des fluctuations des prix de l?énergie : elles ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. 3. Une fiscalité complétée par les marchés carbone et le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières Pour parvenir à l?objectif de neutralité carbone en 2050 que s?est fixée la France, les signaux-prix constituent un levier essentiel pour inciter à réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES). Afin d?appréhender ce signal-prix, l?OCDE a développé la notion de tarification effective du carbone, qui permet d?apprécier le niveau de tarification de chaque secteur. Le modèle « Elfe » du commissariat général au développement durable 37 Le bouclier gaz a été maintenu en 2024 pour les contrats collectifs signés à un prix élevé avant le 30 juin 2023. La dépense correspondante s?est toutefois limitée à 0,5 Md¤. 38 Les études disponibles (Malliet et Saumtally, OFCE, 2023 ; Lemoine, Petronevitch et Zutova, Banque de France, 2024) chiffrent l?impact du bouclier tarifaire sur le PIB réel entre 0,1 et 0,2 point de PIB réel en 2022 et entre 0,2 et 0,5 point en 2023. 68 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (CGDD) permet d?analyser la tarification effective du carbone en France et prend en compte depuis 2023 l?intégralité des émissions de GES. Selon ce modèle, la tarification effective moyenne du carbone en 2023 est estimée à 91 ¤/tCO2éq, avec de très fortes disparités entre les émissions de GES d?origine énergétique (taxées à 124 ¤/tCO2éq) et les autres émissions (taxées à 20 ¤/tCO2éq, soit environ six fois moins)39. La majeure partie de la tarification carbone repose aujourd?hui sur la fiscalité, en particulier sur l?accise sur les énergies (qui couvre 52 % des émissions), alors que son assiette ne porte que sur les émissions d?origine énergétique. Les quotas d?émissions européens ne concernent à l?inverse que 20 % des émissions, alors qu?ils permettent de couvrir toutes les émissions, y compris celles d?origine non énergétique (CO2, protoxyde d?azote, méthane, gaz fluorés, etc.). Graphique n° 15 : Les outils de tarification d?émissions de GES en 2023 39 Ministères chargés des territoires, de l?écologie et du logement, Une tarification des émissions de gaz à effet de serre inégale selon les secteurs, décembre 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 69 Cette structure centrée sur l?accise a pour conséquence que la tarification carbone effective des émissions d?origine énergétique varie de manière importante selon les secteurs d?activités, du fait des exonérations et des tarifs réduits applicables. Par exemple, pour les gazoles, le gazole non routier (GNR) agricole a une taxation effective d?environ 15 ¤/tCO2éq, contre 170 pour le gazole utilisé pour le transport routier de marchandises et 230 pour le reste du transport routier. À l?inverse, l?organisation d?un marché carbone permet l?émergence d?une tarification unique. Le système d?échange de quotas d?émission de l?Union européenne (SEQE-UE 1, Emissions Trading System 1 ou ETS 1 en anglais) s?est progressivement développé et un nouveau marché carbone (SEQE 2 ou ETS 2) est prévu à compter de 2028 pour assurer la tarification carbone d?autres secteurs. 70 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 16 : Tarification effective du carbone en France en 2025, ordonnée par niveau croissant de tarification 3.1. Les leçons du premier marché carbone européen (SEQE ou ETS 1) Le protocole de Kyoto, signé le 11 décembre 1997 et entré en vigueur en 2005, prévoyait, entre autres, la création et le déploiement de marchés carbone. Dès 2005, l?Union européenne a été pionnière en mettant en place son système d?échange de quotas d?émissions. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 71 Encadré 8 : Marché carbone ou taxe carbone ? Du point de vue économique, une taxe carbone fixe le prix et laisse les quantités d?émissions s?ajuster, tandis qu?un marché d?échange fixe la quantité (le plafond) et laisse le prix s?ajuster. En théorie, à information parfaite et avec les bons correctifs, les deux instruments peuvent être conçus pour offrir des incitations équivalentes. En pratique, leurs propriétés diffèrent. Un marché carbone procure une certitude environnementale à court terme mais un prix volatil, que l?on peut lisser via une réserve, des planchers/plafonds de prix ou des dispositifs d?invalidation. Une taxe donne une certitude sur le coût marginal et est plus simple sur un plan administratif, mais l?atteinte d?une cible environnementale nécessite un ajustement régulier du taux au vu des émissions observées. Le marché carbone de l?Union européenne s?applique aux installations situées sur le territoire de l?Espace économique européen (27 États membres de l?UE, Norvège, Islande et Liechtenstein). Depuis 2021, à la suite du Brexit, les installations au Royaume-Uni n?en font plus partie, à l?exception des centrales électriques en Irlande du Nord, mais un accord de couplage des marchés carbone britannique et européen est en cours de négociation. Le marché carbone suisse est lié au marché carbone européen depuis janvier 2020. Ce lien permet aux installations couvertes d'utiliser des quotas des deux marchés pour remplir leurs obligations. Les secteurs actuellement concernés sont notamment la production d?électricité et de chaleur, l?industrie lourde (raffineries, production d?acier, de ciment, de produit chimique, d?aluminium, de verre, de céramique, de papier-carton, etc.) et le transport aérien intra-européen. Depuis 2024, le marché carbone s?applique aussi à une partie du secteur maritime. Hors aviation civile et secteur maritime, environ 10 000 installations sont incluses dans le marché carbone à l?échelle de l?Union européenne et 1 059 en France. En 2022, les émissions couvertes s?élevaient à 1 284 MtCO2 à l?échelle de l?UE (soit environ 40% des émissions de CO2), dont 84 MtCO2 en France (soit environ 20% des émissions territoriales de la France). Dans le secteur de l?aviation, le marché carbone couvre environ 350 compagnies d?aviation à l?échelle européenne, soit 48,7 MtCO2 d?émissions issues de l?aviation en 2022 dans l?UE, dont 3,2 MtCO2 émises par les compagnies attribuées à la France. Le but du marché carbone est de restreindre le volume des gaz à effet de serre qui peuvent être émis. Les quotas d'émission sont plafonnés à un niveau fixé par l'UE et les entreprises peuvent, soit recevoir à titre 72 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES gratuit, soit acheter des quotas individuels. Le plafond est abaissé au fil du temps, de manière à réduire progressivement la quantité d'émissions et augmenter le prix du carbone. Afin de pouvoir éviter une volatilité trop importante des prix, une réserve de stabilité du marché (MSR) a été mise en oeuvre à partir de 2017, permettant ainsi de faire varier la quantité de quota disponible sur le marché et donc d?intervenir sur le prix de ces quotas. Encadré 9 : Fonctionnement de la réserve de stabilité (SEQE/ETS 1) La Market Stability Reserve (MSR) est un moyen de régulation du SEQE 1. Il ajuste mécaniquement l?offre de quotas mis aux enchères afin d?éviter les excès durables d?offre ou les pénuries et doit donc permettre de stabiliser le signal-prix du carbone. Chaque année, la Commission calcule le TNAC (Total Number of Allowances in Circulation). Lorsque le TNAC dépasse un certain seuil, le MSR retire des quotas des enchères pendant douze mois. Si le TNAC se situe entre 833 et 1 096 millions de quotas, la quantité retirée correspond exactement à l?écart au-dessus de 833 millions ; s?il dépasse 1 096 millions, le retrait s?élève à 24 % du TNAC. À l?inverse, si le TNAC tombe sous 400 millions, le MSR relâche 100 millions de quotas supplémentaires aux enchères. Dans tous les cas, l?ajustement passe uniquement par les volumes enchéris : les allocations gratuites aux installations ne sont pas modifiées, et la répartition des retraits/relâchements se fait au pro rata entre États membres. Pour éviter que le MSR ne devienne un « stock-tampon » permanent, une invalidation automatique est prévue : chaque 1?? janvier, les quotas accumulés dans la réserve au- delà de 400 millions sont annulés définitivement. Afin de renforcer la capacité d?action de la MSR, la Commission a proposé en mars 2026 de supprimer ce mécanisme d?invalidation. Pendant une longue période (2013-2017), le prix du quota était faible, autour de 5 ¤, à cause d?un déséquilibre structurel du marché entre l?offre et la demande. La mise en application de la réserve de stabilité du marché en 2017 a permis une multiplication par quatre du prix du quota en un an, entre septembre 2017 et septembre 2018. Le prix a ensuite fluctué entre 25 et 30 ¤, avec une baisse importante mais temporaire pendant la crise de la Covid au printemps 2020. En fin d?année 2020, le prix a à nouveau connu une tendance haussière marquée, portée par l?anticipation de sa réforme dans le cadre du Pacte Vert, avec encore une multiplication du prix par près de quatre en un peu plus d?un an, entre novembre 2020 et février 2022 où il a atteint près de 100 ¤. Après une baisse importante suivie d?un rebond après l?invasion russe de l?Ukraine, le prix a ensuite fluctué autour de 80-90 ¤ de février 2022 à octobre 2023. D?octobre 2023 à fin janvier 2024, le prix a baissé continuellement jusqu?à 48 ¤. Après être remonté à 85 ¤ en janvier 2025, il varie depuis entre 60 et 80 ¤. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 73 3.2. Les finalités du second marché carbone européen (SEQE ou ETS 2) Un système distinct d'échange de quotas d'émission (SEQE ou ETS 2) doit à terme porter sur les consommations de carburants et combustibles utilisés dans les secteurs du transport routier, pour le chauffage des bâtiments résidentiels et tertiaires, la petite industrie non couverte par le premier marché carbone et le gazole non routier utilisé par le secteur de la construction. Ces secteurs représentent 53% des émissions de CO2 françaises. La mise en oeuvre du second marché carbone européen initialement prévue en 2027 a toutefois été reportée à 2028. La France n?a pas engagé la transposition du second marché carbone en droit interne, ce qui aurait dû intervenir au 30 juin 2024. Une procédure d?infraction a été ouverte par la Commission européenne. Le second marché carbone applique une logique amont : ce sont les fournisseurs de carburants qui doivent surveiller, déclarer puis acheter et restituer des quotas correspondant aux émissions induites par les volumes livrés. Aucune allocation gratuite n?est prévue : tout passe par l?enchère, et le système est assorti d?un dispositif MSR propre et censé éviter l?emballement des prix. Toutefois, la quantité de carbone allouée à cette réserve pourrait être insuffisante pour limiter le prix au niveau prévu par la directive, soit 45¤2020 par tonne de CO2, ce qui a conduit la Commission européenne à formuler une proposition de révision de son mode de fonctionnement en novembre 202540. Une étude de Rexecode41 retient un surcoût annuel pour un ménage moyen de l?ordre de 155 ¤, se décomposant entre 105 ¤ pour ses charges de transport et 50 ¤ pour son logement, sous l?hypothèse d?un prix de 50 ¤ par tonne de de CO2, mais ces surcoûts ne tiennent pas compte d?éventuelles réactions en termes de consommation et d?investissements (cf. chapitre II). Un Fonds social pour le climat (FSC) a été créé pour amortir l?impact social de ce signal-prix en finançant des mesures nationales ciblant les ménages et micro-entreprises vulnérables. 40 Proposition de décision du parlement européen et du Conseil modifiant la décision (UE) 2015/1814 en ce qui concerne la réserve de stabilité du marché pour les secteurs du bâtiment, du transport routier et d?autres secteur. COM(2025)738 41 R. Trotignon, A. Benoist (2025), ETS 2 : un mécanisme d?harmonisation des prix du carbone aux contours flous, Rexecode, repères n° 18 74 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Pour y accéder, chaque État membre soumet un plan social pour le climat (PSC). La Commission n?effectue des paiements que si les jalons et cibles fixés dans le plan sont atteints. Les plans devaient être transmis au plus tard le 30 juin 2025 et le Fonds opère de 2026 à 2032. Toutefois, seule la Suède a transmis son plan dans les délais. Le FSC est alimenté par une part des quotas vendus sur le second marché carbone et par 100 millions de quotas prélevés sur le premier. Avec une contribution nationale complémentaire et minimale de 25 % du coût des plans, l?enveloppe publique mobilisée atteint au moins 81,25 Md¤ sur la période 2026-2032. Constat n° 5 : Un marché carbone s?est progressivement mis en place dans l?Union européenne. Un second marché devrait couvrir d?autres secteurs d?activité à partir de 2028. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 75 Chapitre II - Les effets du choc conjoncturel de prix et du choc structurel de décarbonation sur la fiscalité de l?énergie Ce chapitre explore les conséquences sur le niveau et la répartition de la fiscalité de l?énergie, du choc conjoncturel actuel sur les prix du pétrole et du choc structurel à venir de la décarbonation. À court terme, les ménages et les entreprises sont exposés de façon très différenciée à la hausse des prix du pétrole. Son effet sur la croissance globale dépendra principalement des comportements d?épargne des ménages. Les administrations publiques bénéficieront de certaines recettes supplémentaires, qui ne proviendront pas principalement de la fiscalité des carburants mais, en fonction de la transmission de l?inflation aux autres secteurs puis aux salaires, de la TVA et des impôts et cotisations assis sur les rémunérations. La hausse des taux d?intérêt et l?indexation de nombreuses dépenses sur l?inflation viendront consommer ce gain. Dans le cas de l?épisode inflationniste de 2022-2023, selon la Cour des comptes, le bilan des effets de l?inflation sur le déficit public a été fortement négatif après prise en compte des mesures discrétionnaires de soutien du revenu des ménages et des entreprises. Pour 2026, avant même les mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et les dépenses militaires supplémentaires liées à la crise au Moyen-Orient, le rapport d?avancement annuel (RAA) du programme budgétaire et structurel à moyen terme (PSMT) transmis par le Gouvernement à la Commission européenne estime l?impact négatif de la crise énergétique sur les finances publiques à 4,4 Md¤, sous l?hypothèse d?un reflux progressif du prix du baril de pétrole vers 80 $ à la fin 2026. À plus long terme, la poursuite et l?amplification attendues de la décarbonation diminueront fortement les recettes fiscales énergétiques. Les recettes liées aux quotas carbone, d?un montant incertain, ne viendront que transitoirement compenser ces pertes. Elles devraient de plus être en partie recyclées dans des mesures d?accompagnement de la transition pour les ménages et les entreprises les plus exposés. 76 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1. Des effets ambivalents de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques Le prix à la pompe ont atteint 2,16 ¤ pour le gazole et 2,03 ¤ pour le SP95-E10 le 8 mai 2026, soit une augmentation respective de 46 et 32 centimes par rapport à la situation qui prévalait fin février. L?étude de l?épisode de forte augmentation des prix de l?énergie en 2022 et 2023 peut aider à appréhender les conséquences économiques et financières de ce choc, à condition de garder en mémoire la différence importante qui caractérise pour l?instant la crise actuelle par rapport à l?épisode précédent : les effets de l?augmentation du prix du pétrole sur le prix de l?électricité en France restent pour l?instant très limités. Sous cette réserve, l?analyse du choc précédent nous montre qu?une hausse importée des prix de l?énergie augmente le rendement de la TVA mais réduit celui de l?accise en raison d?effets négatifs sur la consommation énergétique. Elle a par ailleurs beaucoup d?autres effets sur les finances publiques, spontanés ou liés à la réaction des autorités monétaires et budgétaires. En 2022 et 2023, l?intensité des politiques de soutien budgétaire et leur durée ont conduit à une dégradation globale significative des finances publiques. 1.1. En cas de hausse du prix du pétrole, une augmentation de la TVA sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la baisse de la consommation L?accise sur les produits raffinés est assise sur les quantités consommées et non sur le prix. Son montant par litre reste donc inchangé en cas d?augmentation du coût hors taxes des carburants. Le rendement total de l?accise dépend cependant de l?évolution de la consommation. À très court terme, en début de crise, la crainte de pénuries ou l?anticipation d?une poursuite de la hausse peuvent conduire à une hausse temporaire de la consommation. Ainsi, la consommation des vingt premiers jours de mars affichait une augmentation de 1% par rapport à la même période en 2025. De ce fait, le ministre des comptes publics annoncé QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 77 des recettes supplémentaires de TVA à hauteur de 120 M¤ et d?accise représentant 150 M¤ pour le mois de mars 2026. Mais, assez rapidement, la consommation de carburants a tendance à se réduire quand les prix augmentent fortement. Une étude publiée par l?Insee en 2023 estime l?élasticité de la consommation de carburants pour le transport à son prix TTC entre -0,2 et -0,4 sur la base d?une analyse des données bancaires entre septembre 2021 et janvier 202342. Dans une étude antérieure de 2019, le Conseil d?analyse économique avait retenu une élasticité de -0,4543. En 2025, la consommation de gazole a représenté 27 millions de tonnes sur laquelle ont pesé 17,3 Md¤ d?accise. Celle d?essence sans plomb s?établit à 11,8 millions de tonnes, soit 9,9 Md¤ d?accise. En prenant pour hypothèse une élasticité de la consommation de carburants au prix TTC de -0,3, la différence de prix TTC observée entre la moyenne 2025 (1,62 ¤/L pour le gazole et 1,69 ¤/L pour l?essence) et les prix observés mi-mai 2026 (respectivement, 2,12 et 2,03 ¤/L), si elle persistait, se traduirait par un repli de la consommation de 6% pour l?essence et de 10 % pour le gazole44. Hors outre-mer, les pertes d?accise s?élèveraient à 1,94 Md¤ en année pleine. À l?inverse, la TVA est fondée sur le prix accise comprise. La TVA acquittée par litre augmente donc si ce prix s?élève. Cet effet prix positif est cependant en partie compensé par le même effet volume négatif que celui constaté pour l?accise. La TVA brute sur les carburants acquittée en 2025 représentait 8,4 Md¤ pour le gazole et 6,4 Md¤ pour l?essence. En prenant les mêmes hypothèses d?évolution de la consommation en fonction des prix que pour l?accise, les gains de TVA brute pour l?ensemble des administrations publiques représentent 2,13 Md¤ en année pleine. 42 Bonnet, Loisel, Wilner, Fize, Comment les automobilistes ajustent leur consommation de carburant aux fluctuations de prix à court terme, Insee analyses n° 83, juillet 2023. 43 Douenne, Les effets de la fiscalité écologique sur le pouvoir d?achat des ménages : simulation de plusieurs scénarios de redistribution, CAE, mars 2019 44 Entre le 1er et le 20 mai 2026, la consommation de carburants a baissé de 14 % par rapport à la même période l?année précédente, selon le Comité professionnel du pétrole (CPDP). 78 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En année pleine, compte tenu de ses effets négatifs sur la consommation de ces produits, l?augmentation des prix du pétrole induit donc globalement une augmentation très modérée de la fiscalité des carburants, de l?ordre de 200 M¤, sous l?hypothèse d?un maintien des prix à la pompe à leur niveau de mi-mai 2026. Par ailleurs, la TVA et l?accise sont réparties entre l?État, les administrations de sécurité sociale et les collectivités territoriales. En 2026, il était prévu que l?État reçoive 51 % de l?accise et 50,6 % de la TVA. Compte tenu de ces proportions, le gain pour l?État lié aux conséquences de la hausse du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 100 M¤ en année pleine avant mesures. Les mesures annoncées par le Gouvernement en faveur de différents secteurs d?activité de la pêche, de l?agriculture, du transport routier et des « gros rouleurs » à la date du 21 mai 202645 auraient un coût, sensiblement supérieur à ce gain, de l?ordre de 710 M¤ jusqu?au mois d?août, d?environ le double en année pleine. 1.2. De multiples autres conséquences de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques Les évolutions de la fiscalité des carburants sont loin d?épuiser les conséquences d?une inflation importée d?origine énergétique sur les finances publiques. Comme la Cour des comptes a pu l?analyser à propos de l?épisode inflationniste de 2022-202346, l?inflation a des effets automatiques sur les finances publiques : 45 Doublement de l'aide aux grands rouleurs pour les salariés modestes qui roulent beaucoup, portée de 50 ¤ à 100 ¤ qui pourront être versés sur le trimestre à venir ; intervenants médico-sociaux à domicile qui auront accès à l?aide aux grands rouleurs et verront leurs indemnités kilométriques revalorisées de 20 centimes le litre de carburant ; leasing réservé à ces professionnels du secteur médico-social pour les aider à acquérir un véhicule électrique pour 50 ou 100 ¤ par mois ; revalorisation des indemnités kilométriques des fonctionnaires utilisant leurs voitures pour le travail ; aides aux agriculteurs, aux pêcheurs, aux transporteurs prolongées pour trois mois, aides au secteur du BTP prolongées pour la même durée et élargies à toutes les entreprises de moins de 50 salariés. 46 Cour des comptes, Les effets de l?inflation sur les finances publiques (2022-2023), 2025 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 79 - sur le solde primaire (c?est-à-dire le solde hors charge de la dette), en valeur absolue, par l?augmentation des prélèvements obligatoires assis sur des assiettes en valeur et celle des dépenses obligatoires indexées sur les prix ; - sur les ratios de déficit et d?endettement par rapport au PIB : la croissance nominale du PIB vient, toutes choses égales par ailleurs, augmenter leur dénominateur et réduire leur niveau. Au-delà de ses effets automatiques, l?inflation a d?autres effets spontanés qui dépendent des comportements des acteurs économiques et des arrangements institutionnels. L?inflation est ainsi le plus souvent répercutée dans les évolutions salariales ainsi que dans d?autres dépenses publiques, mais selon un rythme et avec une intensité qui peuvent varier. En effet, selon le rythme et l?intensité de cette répercussion, les ménages et les entreprises peuvent ajuster leur consommation, leur épargne, leur investissement ou leur marge, ce qui a un effet retour sur les recettes fiscales. Enfin, l?inflation suscite des réponses de politique économique qui ont-elles-mêmes des conséquences sur les finances publiques. La banque centrale cherche à contenir l?inflation en modifiant ses taux d?intérêt : la hausse des taux, d?une part, alourdit la charge de la dette publique et, d?autre part, conduit à un ralentissement à terme de la croissance de l?activité, ce qui réduit les recettes publiques. Le Gouvernement peut aussi décider de mesures discrétionnaires pour atténuer les effets de l?inflation sur les revenus des ménages ou les marges des entreprises ou au contraire limiter ses dépenses en volume pour maintenir ses objectifs nominaux d?évolution des dépenses. Selon le rapport d?avancement annuel (RAA) du programme budgétaire et structurel à moyen terme (PSMT) transmis par le Gouvernement à la Commission européenne fin avril 2026, dans l?hypothèse d?une redescente progressive du prix du baril de pétrole à 80 $ d?ici la fin 2026, le conflit au Moyen-Orient aurait un coût spontané pour les finances publiques de l?ordre de 4,4 Md¤ en 2026 avant prise en compte des mesures discrétionnaires de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses supplémentaires liées à l?envoi de moyens militaires dans l?Océan indien. L?effet sur les recettes étant quasi-nul, ce coût traduit 80 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES principalement l?effet du choc inflationniste sur les dépenses, en particulier la hausse de la charge des titres de dette indexés sur l?inflation. Constat n° 6 : Lorsque les prix de l?énergie hors taxes augmentent, le rendement de l?accise diminue en raison de la baisse de consommation en réaction à la hausse des prix, tandis que les recettes de TVA progressent. En faisant l?hypothèse d?un maintien du prix à son niveau de mi-mai 2026 et en appliquant les élasticités de la consommation au prix constatées lors du précédent choc de 2022-2023, l?effet de la hausse du prix du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 200 M¤ en année pleine. L?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, avant prise en compte des mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses militaires supplémentaires, et sous l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. 2. Au-delà des fluctuations à court terme des prix, une diminution tendancielle de la fiscalité de l?énergie 2.1. Une accise menacée d?attrition, des recettes des marchés carbone incertaines et transitoires Selon des simulations effectuées par la direction générale du Trésor47, à fiscalité constante, la transition énergétique pourrait entraîner une baisse du rendement de l?accise sur les énergies de 7 à 10 Md¤ courants en 2030 et de 15 à 30 Md¤ en 2050 par rapport à 2019, selon le rythme de la décarbonation. Selon des hypothèses centrales de prix du carbone, les recettes attendues par les autorités françaises du SEQE/ETS 1 en 2030 seraient en hausse d?environ 2 Md¤ par rapport à 2019 et celles du second 47 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone, décembre 2025. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 81 marché carbone seraient de l?ordre de 7 Md¤. L?augmentation des recettes provenant des quotas carbone compenserait donc approximativement la baisse de l?accise à l?horizon 2030. La notion de « double dividende » traduit l?idée que la mise en place d?une tarification du carbone (taxe carbone ou quotas échangeables mis aux enchères) peut permettre simultanément deux améliorations pour la collectivité. Le premier « dividende » est la réduction de dommages de pollution découlant directement de l?effet incitatif du signal-prix sur les comportements. Le second « dividende » serait un gain collectif, disjoint du bénéfice environnemental, permis par une utilisation pertinente des recettes budgétaires générées par la taxe environnementale ou les enchères, sous réserve qu?elle compense la perte de bien-être découlant du prélèvement. Cette utilisation pertinente pourrait être une baisse d?autres impositions jugées plus distorsives48. Cette idée de double dividende paraît toutefois difficilement applicable à une éventuelle substitution des recettes des quotas carbone à celles de l?accise sur l?énergie. Tout d?abord, les recettes des quotas carbone sont fléchées vers des dépenses supplémentaires liées à l?accompagnement de la transition et ne sont donc pas mobilisables pour compenser la baisse de l?accise. Surtout, à l?horizon 2050, les recettes des quotas carbone diminueront également sous l?effet de la décarbonation. À cet effet direct s?ajouteront les conséquences sur les autres recettes publiques de l?impact de la transition énergétique sur la croissance. 2.1.1. Une accise menacée d?attrition à l?horizon 2050 En 2019, année de référence choisie pour neutraliser les effets des crises sanitaire et énergétique, l?accise sur les énergies fossiles (ex-TICPE et ex-TICGN, hors TVA) rapportait 33 Md¤, soit 1,4 % du PIB. Le secteur routier fournissait l?essentiel de ce rendement. Ces ordres de grandeur 48 F. Gonand, P.-A. Jouvet, The second dividend and the demographic structure, Journal of environnemental Economics and Management, 2015. Dans cet article, l?imposition diminuée est l?impôt sur le revenu et non les accises sur l?énergie. 82 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES donnent l?ampleur du « socle » menacé d?érosion, à fiscalité inchangée49, par la décarbonation des usages énergétiques. L?électrification est le premier moteur micro-économique du recul des recettes, l?électricité étant moins taxée que les énergies fossiles. À ce différentiel de taxation s?ajoute un effet d?assiette : l?électrification s?accompagne de gains d?efficacité qui réduisent la quantité d?énergie finale nécessaire et donc la base taxable. Autrement dit, même à fiscalité équivalente, la montée des véhicules électriques et des systèmes électriques de chauffage érode le rendement des accises. Sur cette base, en prenant en compte l?augmentation des recettes de l?accise sur l?électricité, la direction générale du Trésor prévoit une baisse des recettes nettes d?accise sur les énergies de 7 Md¤ en 2030 dans le scénario AME de la SNBC 2 et de 10 Md¤ dans le scénario AMS, par rapport à 2019. En 2050, la baisse atteindrait 15 Md¤ dans le scénario AME et 30 Md¤ dans le scénario AMS. Cette baisse porterait principalement sur le secteur du transport. 49 Dans l?hypothèse d?une reprise de la trajectoire de la composante carbone de l?accise prévue avant la crise des gilets jaunes à partir de 2023, une autres étude montre au contraire un accroissement des recettes publiques à l?horizon 2035 : Corbier, Gonand, A hybrid-electricity model to assess the aggregate impacts of low-carbon transition : an application to France, Ecological economics, 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 83 Graphique n° 20 : Perte de recettes d?accise sur les énergies dans le scénario AMS Source : direction générale du Trésor Cette érosion des recettes d?accise est quantifiée sans prendre en compte l?évolution de la fiscalité après 2019. Les estimations sont bâties en dehors de tout bouclage macroéconomique et notamment ne prennent pas en compte la réallocation de la consommation et de l?activité, qui auraient aussi des effets sur les recettes publiques. En outre, elles sont construites à prix hors taxes constants, et n?intègrent pas les pertes concomitantes de TVA sur les produits énergétiques fossiles. Elles donnent donc une mesure « mécanique » de l?érosion en l?absence de reparamétrage fiscal. En outre, dans le scénario AMS, elles supposent un respect de la SNBC 3. À titre d?exemple, la stratégie AMS prévoit une stabilisation du nombre de kilomètres parcourus par an par personne tous modes confondus, une augmentation du trafic des transports en commun (bus, car, train) de 25 % d?ici 2030, une multiplication par quatre du trafic vélo, une augmentation du nombre de passagers par véhicule (1,51 en 2030 contre 84 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1,43 aujourd?hui) et une augmentation de la part de voitures électriques dans le parc roulant à 15 % en 2030, contre 3,1 % au 30 juin 2025, ce qui suppose que la part de voitures électriques dans les ventes de véhicules neufs augmente rapidement, pour atteindre 66 % en 2030, contre 20 % en 2025. En mars 2026, les ventes de voitures électriques totalisent 49 406 véhicules, soit 28 % de part de marché. Cette attrition du rendement de la fiscalité énergétique n?est pas encore engagée en France mais peut déjà s?observer à l?échelle de l?UE-27 depuis le milieu des années 2010, en particulier dans les pays les plus avancés dans la transition énergétique (Allemagne, Danemark et Suède). Graphique n° 21 : Évolution du rendement des droits d?accise et de consommation sur l?énergie en part dans le total des prélèvements obligatoires sur la période 1995 - 2024 Source : CPO (données : Commission européenne) 2.1.2. Des recettes limitées du SEQE/ETS 1 pour la France La répartition des recettes issues des enchères de quotas d?émission entre les États membres dans le cadre du SEQE/ETS 1 est déterminée par une clé prédéfinie, s?appuyant principalement sur les émissions historiques des secteurs couverts par ce marché. Elle est de 6,1% pour la France en ce qui concerne les quotas généraux (la grande majorité des volumes d?enchères) et de 11,3 % en ce qui concerne les quotas aviation. La part QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 85 relativement faible de la France (en regard par exemple de la part de son revenu national brut, aux alentours de 17 %) s?explique par son mix électrique historiquement décarboné. En 2023, les recettes du SEQE allouées à la France étaient de 2,1 Md¤, dont 0,7 Md¤ affectés à l?agence nationale pour l?amélioration de l?habitat pour le financement de Ma Prime rénov?. Graphique n° 22 : Recette des enchères de quotas de CO2 pour la France Source : www. ecologie.gouv.fr Selon la Commission européenne, les quotas mis aux enchères et alloués à la France devraient s?élever à 24 millions à horizon 2030, soit une hausse de 19 % en 4 ans. 86 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 5 : Quota de CO2 mis aux enchères et alloués à la France sur la période 2026 - 2030 2026 2027 2028 2029 2030 Quota total 20,1 16,0 19,1 25,4 24,0 Source : Commission européenne, ETS cap breakdown, mai 2023. Selon une analyse faite par Carbon Pulse, qui a synthétisé le prix du carbone estimé par différents acteurs, ce dernier pourrait varier entre 110 ¤ et 200 ¤ par tonne de CO2, à horizon 2030. À partir de ces éléments, il est possible d?estimer des recettes issues du SEQE 1 pour la France entre 2,6 et 4,8 Md¤ en 2030, soit une hausse potentielle des recettes comprise entre 1,8 et 4 Md¤ par rapport à 2019. Cette augmentation serait plus lente en cas de lissage du rythme de diminution des quotas gratuits, comme envisagé par la Commission dans ses propositions de décembre 2025, mais la diminution de la consommation d?énergies et la diminution de l?accise pourraient dans ce cas être également moins rapides. Tableau n° 6 : Estimation des recettes françaises du SEQE/ETS 1 en 2030 (en Md¤) 2030 Estimation sur la base du prix moyen 3,0 Estimation sur la base du prix médian 2,9 Source : CPO, à partir des données de la commission européenne et de Carbone Pulse QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 87 Encadré 10 : La France bénéficie du Fonds pour l?innovation mais pas du Fonds de modernisation Le Fonds pour l?innovation et le Fonds de modernisation sont des instruments financiers européens alimentés par une fraction des quotas carbone mis aux enchères dans le cadre du premier marché carbone. Le Fonds pour l?innovation vise à accompagner les projets industriels innovants à forte valeur environnementale axés sur le déploiement de technologies à faible émission de carbone. Fin 2025, le Fonds disposait de 12,3 Md¤ d?actifs pour une dotation totale escomptée de 40 Md¤ jusqu?en 203050. Dans le cadre financier pluriannuel (CFP) proposé pour 2028-2024, la Commission prévoit de consacrer 451 Md¤ à l?établissement d?un nouveau grand Fonds européen pour la compétitivité (FEC), appelé à compléter le Fonds pour l?innovation. Le Fonds pour la modernisation est réservé à 13 États membres pour lesquels la dépendance aux combustibles fossiles reste élevée et les marges budgétaires sont plus contraintes. La France n?en est pas bénéficiaire : elle contribue indirectement au Fonds via la mise aux enchères d?une partie de ses quotas, mais ne perçoit pas de crédits en retour. 2.1.3. Une clef de répartition plus favorable à la France pour les recettes du second marché carbone En ce qui concerne le second marché carbone, d?après la Commission européenne, 753,8 millions de quotas étaient prévus aux enchères à horizon 2030, hors enchères pour alimenter le fond social. La France percevra 16,1 % des recettes du SEQE/ETS 251, soit 121,45 millions de quotas en 2030. Le CPO a estimé les recettes possibles provenant du SEQE 2 sur la base de plusieurs scénarios de prix, avec un scénario central à 60 ¤ par tonne. Avec ce scénario central, les recettes issues du SEQE 2 pour la France seraient de 7,3 Md¤ en 2030. 50 Cour des comptes européenne, Fonds pour l?innovation ? Un potentiel élevé, mais des progrès lents et un impact limité sur la réduction des émissions, rapport spécial n° 11/2026 51 Directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre dans l'Union (révisée). 88 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 7 : Recettes françaises potentielles du SEQE 2 en 2030 selon le prix du quota 40 ¤ 50 ¤ 60 ¤ 70¤ Recettes potentielles en Md¤ 4,9 6,1 7,3 8,5 En théorie, le prix de 60 ¤ par tonne de CO2 devrait représenter un prix maximum, correspondant aux 45 ¤2020 par tonne prévus comme étant le prix maximal dans la directive. Ce prix pourrait être moindre si la quantité de quotas achetée était inférieure aux plafonds prévus. Ce prix maximum théorique pourrait être dépassé si la quantité de carbone allouée à la réserve de stabilité s?avérait ne pas être suffisante. Selon certaines études, au regard de la situation actuelle en termes d?émission de CO2 dans le secteur du bâtiment et celui du transport routier, le prix par tonne de carbone émise pourrait monter à 200 ¤ à horizon 2030 (soit 50 centimes de plus par litre d?essence), gonflant ainsi les recettes mais entraînant des risques de non acceptabilité sociale, malgré le fonds social. Ce risque pourrait créer une pression en faveur de la diminution de la fiscalité de l?énergie ou des certificats d?économie d?énergie (CEE) pour compenser l?effet de l?augmentation des prix du carbone sur le prix de l?énergie. Une baisse des accises ou une diminution des CEE pour compenser les effets du SEQE/ETS 2 aboutirait toutefois à une situation sous-optimale où la fiscalité et la réglementation créeraient des incitations allant en sens contraire de celles des marchés carbone. Par ailleurs, pour les États membres, les recettes des quotas carbone ont un caractère transitoire et sont appelées à diminuer au fur et à mesure de l?accélération de la transition. Cela explique que la plupart des travaux portant sur ce sujet tendent à préconiser leur affectation au financement de la transition plutôt qu?à des dépenses publiques pérennes au-delà de cette échéance. 2.1.4. Une discussion à resituer dans le cadre de l?impact global de la décarbonation sur les finances publiques Au-delà des effets de la décarbonation sur l?accise et des recettes des enchères de quotas carbone, la transition vers la neutralité carbone se traduit par des investissements publics supplémentaires ou des subventions en faveur de la décarbonation et de l?accompagnement, et une réduction de QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 89 l?activité économique relativement à un scénario fictif sans changement climatique ni politiques de transition. Un renforcement de la tarification carbone génère en revanche des recettes supplémentaires sur la trajectoire de transition. Le rapport sur la situation et les perspectives des finances publiques de la Cour des comptes de 202452 estime les effets de la transition bas- carbone sur le ratio d?endettement à horizon 2030, en prenant en compte les effets directs des dépenses publiques de décarbonation et de l?érosion des recettes fiscales sur les énergies fossiles, ainsi que l?effet indirect négatif de la décarbonation sur la croissance du PIB avec une réduction du taux de croissance de 0,1 point par an. Deux scénarios sont proposés : un scénario optimiste sans érosion des recettes d?accise sur les énergies (qui seraient compensées par de nouvelles recettes) et avec une dépense publique modérée ; un scénario pessimiste avec une érosion des recettes d?accise sur les énergies non compensée et une hausse importante des dépenses publiques. Par rapport à un scénario tendanciel sans politique de décarbonation, le scénario pessimiste augmenterait le ratio d?endettement de presque 7 points de PIB en 2030, tandis qu?il augmenterait d?environ 4 points dans le scénario optimiste. Dans son rapport sur les enjeux de la transition économique vers la neutralité carbone de janvier 2025 déjà cité, la direction générale du Trésor souligne toutefois que l?effet sur les finances publiques à long terme de la décarbonation dépend des instruments utilisés. En supposant l?impact macroéconomique de la décarbonation inchangé quel que soit l?instrument53, elle conclut qu?une transition exclusivement menée par un renforcement de la tarification du carbone et sans redistribution réduirait le ratio d?endettement, mais poserait des enjeux d?acceptabilité et des risques spécifiques comme les fuites de carbone, tandis que, sans surprise, une politique purement incitative accroîtrait fortement l?endettement public. Dans un scénario où la tarification du carbone augmente en parallèle d?un 52 Cour des comptes, Rapport sur la situation et les perspectives des finances publiques, 2024. 53 La direction générale du Trésor reprend l?hypothèse retenue par la Cour d?une réduction forfaitaire de -0,1 point de pourcentage par an de la croissance potentielle par rapport au scénario AME de la SNBC 3. 90 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES accompagnement financier des agents par des subventions à la décarbonation, le ratio d?endettement pourrait se stabiliser à horizon 2050. Les effets macroéconomiques de la décarbonation et les politiques menées pour l?accompagner auront ainsi des impacts sur les finances publiques qui sont difficiles à tous chiffrer mais qu?il convient de prendre en compte en complément des effets attendus sur la fiscalité de l?énergie. Constat n° 7 : Selon les projections de la Direction générale du Trésor, toutes choses égales par ailleurs, la transition énergétique induira une forte baisse du rendement de l?accise sur l?énergie. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition énergétique. Constat n° 8 : Les recettes des marchés carbone, fléchées et transitoires, ne compensent pas ces pertes de recettes à l?horizon de la fin de la transition. 2.2. Des conséquences de la transition énergétique sur les entreprises françaises difficiles à apprécier 2.2.1. Des prix de l?énergie de départ très variables selon les secteurs d?activité En fonction de leur mix énergétique mais aussi des dépenses fiscales dont ils peuvent bénéficier, les différents secteurs affichent des coûts unitaires énergétiques très variables. Les dispositifs de soutien mis en place en 2022-2023 et pour certains prolongés en 2024 ont également affecté différemment ces secteurs. Ainsi, les ménages ont été protégés plus fortement mais moins durablement que l?agriculture ou l?industrie. Entre 2021 et 2023, le prix de l?énergie a augmenté de 28 % dans le secteur résidentiel contre 50 % dans l?agriculture et 88 % dans l?industrie. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 91 Tableau n° 8 : Prix de la consommation finale d?énergie par secteur d?activité en ¤/MWh 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Industrie (hors charbon et hauts-fourneaux) 49 50 46 59 93 111 Transport 132 133 118 135 172 172 Résidentiel 100 103 106 107 124 137 Tertiaire 82 86 86 91 116 173 Agriculture ? pêche 73 75 63 74 104 111 Consommation finale énergétique (hors charbon et hauts-fourneaux) 97 99 93 103 133 147 Source : SDES, bilan énergétique de la France en 2024 2.2.2. Les répercussions du prix du carbone sur les entreprises En supposant un prix de 50 ¤/tCO2 qui s?ajouterait à l?actuelle composante carbone (44,6 ¤/tCO2), les prix de l?énergie augmenteraient en France de 11 à 13 % pour le gaz et de 10 à 11 % pour le carburant, d?après les estimations respectives de la DGEC et du CGDD. Le taux de répercussion du prix du carbone est déterminé par plusieurs facteurs, notamment l?exposition au commerce international, la structure de marché et l?élasticité de l?offre et de la demande. Une étude de la Fabrique de l?industrie a tenté de calculer les répercussions sectorielles de la tarification du carbone à partir des données disponibles en 201854, ainsi que le surcoût que représente la tarification carbone. Avant prise en compte des répercussions, la tarification du carbone affecte surtout les secteurs les plus émetteurs. Si l?on rapporte cette 54 Olivier Sautel, Caroline Mini, Hugo Bailly et Rokhaya Dieye, La tarification du carbone et ses répercussions. Exposition sectorielle au surcoût carbone, Les Notes de La Fabrique, Paris, Presses des Mines, 2022. 92 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES tarification au chiffre d?affaires de chaque secteur, pour un prix du carbone de 76 ¤ par tonne, c?est le transport aérien qui apparaît cette fois comme étant le plus affecté (7,3 %), suivi par la fabrication des autres produits minéraux non métalliques (5,8 %) et par le secteur des métaux de base (4,5 %). Une fois pris en compte les effets de répercussion dans ce scénario de prix, le surcoût carbone serait de 17,5 Md¤2018 toujours dans une hypothèse de prix du carbone de 76 ¤ par tonne. Sur ce total, 6,5 Md¤2018 seraient portés par les consommateurs finaux. Ce surcoût carbone lié aux émissions des productions françaises serait estimé à 58 Md¤2018, dont 21,6 Md¤2018 supportés par les consommateurs finaux, sur la base d?un prix du carbone à 250 ¤ par tonne, soit la valeur tutélaire du carbone proposée par le rapport Quinet. Graphique n° 17 : Surcoût carbone par secteur, en % du chiffre d?affaires QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 93 Ces données représentent une mesure « brute » de l?impact de la tarification du carbone sans prendre en compte les apports possibles du progrès technologique55, les effets de substitution entre secteurs ni les reports ou les diminutions de la demande finale adressée à chaque secteur. Le déplacement global de l?offre et de la demande sous l?effet du « coût carbone » dépendra également d?autres paramètres tels que l?inflation et ses effets comportementaux, la compétitivité des entreprises face à la concurrence, le coût d?opportunité relatif des investissements pour limiter les émissions de CO2 et les dispositifs d?accompagnement. 2.2.3. Un mécanisme d?ajustement carbone aux frontières en cours de modification Les marchés carbone sont en développement à l?échelle planétaire. Mais le prix du carbone dans l?Union européenne reste élevé par rapport à la plupart des autres zones du monde. Encadré 11 : La tarification du carbone à travers le monde L'expérience européenne a ouvert la voie à la création d'autres systèmes de « plafonnement et d'échange ». Au 1er mai 2025, 78 mécanismes de tarification explicite du carbone étaient recensés à travers le monde, dont 43 taxes carbone et 35 systèmes d?échange de quotas d?émission (SEQE). Les mécanismes de tarification peuvent être mis en place au niveau national (pour 44 d?entre eux, par exemple : Chine, Corée du Sud, Mexique) ou au niveau régional (pour 33 d?entre eux, par exemple, Californie aux États-Unis). Seul le SEQE européen est un instrument supranational. L?ensemble des juridictions mettant en oeuvre un prix du carbone représente environ 65 % du PIB et 52 % des émissions mondiales de gaz à effet de serre (GES). Néanmoins, certains secteurs ou populations peuvent être exonérés. En prenant en compte ces effets de périmètre, seules 28 % des émissions de GES sont couvertes par un prix du carbone56. Les revenus du carbone représentaient 103 Mds USD en 2024 (67 % provenant des SEQE, 33 % provenant des taxes), en hausse de plus de 80 % par rapport à 2020. À ce jour, les revenus du carbone restent relativement concentrés entre quelques mécanismes majeurs : le SEQE européen représente à lui seul 41 % des recettes mondiales. 55 Le prix de l?électricité connaît notamment une forte variabilité journalière en raison des limites des technologies de stockage. Différentes technologies sont à l?étude, mais aucune n?est aujourd?hui rentable. 56 I4CE, Les comptes mondiaux du carbone 2025, juin 2025 94 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES À cette date, l?éventail des prix explicites du carbone est très large : il oscille entre 1 centime de USD pour la Basse Californie (Mexique) et 160 USD par tonne de CO2eq en Uruguay. Seules 20?% des émissions couvertes sont tarifées conformément aux recommandations de la commission Stern-Stiglitz57, qui estimait en 2017 qu?un signal- prix pleinement incitatif nécessitait un niveau compris entre 40 et 80 USD/tCO?e d?ici 2020 et entre 50 et 100 USD/tCO?e d?ici 2030. Environ 74?% des émissions couvertes sont aujourd?hui soumises à un prix inférieur à 20 USD/tCO?e. Dès lors que l?Union européenne fixe un prix du carbone supérieur à celui de ses partenaires économiques internationaux, cela engendre un risque de fuite de carbone. Il y a fuite de carbone lorsque des entreprises transfèrent leur production vers d?autres pays ou lorsque les importations en provenance de ces pays remplacent des produits équivalents dont l?intensité des émissions de gaz à effet de serre est moindre parce que leur prix est moins élevé. Les études disponibles évaluent ex ante les risques de fuites de carbone avant la mise en place de politiques climatiques plus strictes entre 5 et 30 % avec une valeur moyenne entre 12 et 14%58. Sous le régime du SEQE/ETS 1, les mécanismes qui existent pour faire face au risque de fuite de carbone dans les secteurs ou sous-secteurs exposés à un tel risque sont l?allocation transitoire de quotas à titre gratuit et des mesures financières (notamment fiscales) en faveur des énergo- et électro-intensifs. De fait, dans le cadre du marché carbone européen, tel qu?il a fonctionné jusqu?ici, les études postérieures à la mise en place du système montrent que les fuites de carbone seraient très faibles59, sans qu?il 57 Rapport de la Commission de Haut Niveau sur les Prix du Carbone, 29 mai 2017. 58 Böhringer C., E.J.Balistreri, T.F.Rutherford (2012), The role of border carbon adjustment in unilateral climate policy: overview of an energy modeling forum study (EMF 29), Energy Economics. Branger F., Quirion P. (2014), Would Border Carbon Adjustments prevent carbon leakage and heavy industry competitiveness losses? Insights from a meta-analysis of recent economic studies, Ecological Economics. Aichele R. et G. Felbermayr (2015), Kyoto and Carbon Leakage: An Empirical Analysis of the Carbon Content of Bilateral Trade, Review of Economics and Statistics, vol. 97, n° 1, pp. 104?115 59 Sartor O. (2013), Carbon Leakage in the Primary Aluminium Sector: What Evidence After 6.5 Years of the EU ETS?, USAEE Working Paper, n° 13?106. Muûls M., J. Colmer, R. Martin et U.J. Wagner (2016). Evaluating the EU Emissions Trading System: Take it or Leave it? An Assessment of the Data After Ten Years, Grantham Institute Briefing Paper, n° 21. Branger F., P.Quirion et J. Chevallier (2016), Carbon leakage and competitiveness of cement and steel industries under the EU ETS: much QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 95 soit possible de déterminer avec certitude si ce constat provient de la part relativement limitée des écarts de prix du carbone dans les écarts de compétitivité totaux au moment où les études ont été conduites (dans les premiers années du système, alors que les prix des quotas européens étaient encore bas), des mécanismes correctifs de cet écart de prix (quotas gratuits, subventions et régimes fiscaux dérogatoires) ou d?une innovation plus forte des entreprises soumises à un prix du carbone plus élevé. Toutefois, même si elle contribue à prévenir les fuites de carbone, l?allocation de quotas à titre gratuit affaiblit le signal-prix du SEQE/ETS 1 par rapport à la mise aux enchères intégrale et a donc une incidence négative sur l?incitation à investir dans une réduction supplémentaire des émissions de gaz à effet de serre. Afin de limiter ces fuites de carbone sans affaiblir le signal prix, le règlement (UE) 2023/956 du 10 mai 2023 a établi un mécanisme d?ajustement carbone aux frontières (MACF) qui est entré en vigueur le 1er janvier 2026. Il doit permettre d?aligner le prix du carbone payé pour les produits importés dans l?UE avec le prix du carbone payé pour les produits de l'UE. Avec le MACF, les entreprises qui importent dans l?UE devront acheter des certificats MACF pour compenser la différence entre le prix des quotas carbone sur le marché européen et le prix du carbone payé dans le pays tiers de production. Les produits européens et les produits importés se verront ainsi appliquer le même prix du carbone pour chaque tonne d'émission de gaz à effet de serre. Dès lors, il est prévu que les secteurs couverts par le MACF subissent une diminution progressive des quotas gratuits qui leur sont alloués à partir de 2026, pour une suppression totale initialement envisagée en 2034. Dans un premier temps, le MACF couvre les produits de six secteurs pilotes (fer et acier, aluminium, ciment, fertilisants, hydrogène, électricité), certains produits de l?aval « proche » (contenant près de 100 % de fer et d?acier et/ou d?aluminium) et certains précurseurs (matières ado about nothing. Dechezleprêtre A., C. Gennaioli, R. Martin, M. Muûls et T. Stoerk (2019), Searching for Carbon Leaks in Multinational Companies, Centre for Climate Change Economics and Policy Working Paper, n° 187 Naegele H. et A. Zaklan (2019), Does the EU ETS cause carbon leakage in European manufacturing?, Journal of Environmental Economics and Management, v.93, pp.125-147. 96 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES premières servant à fabriquer les produits couverts). Ces secteurs ont été sélectionnés pour leur forte intensité carbone et leur exposition à la concurrence internationale, caractérisant leur exposition au risque de fuite de carbone. Les évaluations ex ante des effets du MACF mettent en évidence une réduction des fuites de carbone comprise entre 15 et 40 %60 et des effets économiques incertains, globalement limités mais ambivalents. Ces études convergent pour montrer un effet négatif sur les exportations, particulièrement pour les produits transformés utilisant des intrants importés (automobiles, notamment) mais positif en termes de parts de marché sur le marché intérieur, les prix plus élevés sur ce marché ayant toutefois un effet agrégé légèrement négatif sur la consommation et le PIB. Ainsi, Bellora et Fontagné (2021) estiment que le MACF diminuerait les exportations européennes (-1,5 %) mais aussi les importations avec un effet total faible mais négatif sur la consommation (-0,2 %). Korpar, Larch et Stöllinger (2023)61 estiment que les exportations de l?Union européenne déclineraient de 0,04 % seulement, tandis que la relocalisation d?activités en Europe accroîtrait ses émissions de CO2 de 0,24 % et diminuerait celles de la planète de 0,08 % (en raison de modes de production moins carbonées dans l?Union européenne que dans le reste du monde). En parallèle des interrogations sur les effets du MACF, des inquiétudes opérationnelles sont apparues concernant la lourdeur administrative du dispositif, les risques de fraude et de fuite de carbone à l?export et à l?aval. Le MACF repose, pour l?essentiel, sur des données déclaratives fournies par des producteurs situés dans des pays tiers et vérifiées par des organismes accrédités. Ces informations portent sur des procédés industriels complexes, souvent multi-étapes, combinant matières premières, produits semi-finis et matières recyclées. Pour alléger ce processus déclaratif, le règlement (UE) 2025/2083 modifie le règlement de 60, The Energy Journal. Bellora C. et Fontagné L. (2021), Bruxelles et Washington à nouveau en ligne sur le climat, La Lettre du CEPII, n° 415. 61 Korpar, N., Larch, M., & Stöllinger, R. (2023). The European carbon border adjustment mechanism: a small step in the right direction. International Economics and Economic Policy, 20, 95?138. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 97 2023 sur plusieurs points structurants. Les importateurs dont le volume total d?importations de marchandises MACF n?excède pas 50 tonnes nettes par an sont désormais exemptés de l?ensemble des obligations MACF. Selon les travaux préparatoires, ce nouveau seuil devrait exempter 90% des importateurs, en particulier les petites et moyennes entreprises, tout en conservant la quasi-totalité des émissions couvertes par le MACF, concentrées sur un nombre limité de grands importateurs. Par ailleurs, afin d?alléger la contrainte opérationnelle pesant sur les importateurs, le règlement de 2025 fixe la date limite de dépôt de la déclaration annuelle MACF et de restitution des certificats au 30 septembre de l?année suivant l?année d?importation, offrant ainsi un délai pour la collecte et la vérification des données ainsi que pour l?achat des certificats. Dans ce système, la fraude peut prendre des formes variées. Elle peut résulter d?une minoration des données d?activité émettrices, d?une sous-déclaration de certains intrants carbonés ou de l?omission de phases de procédé pourtant génératrices d?émissions. Elle peut également passer par des conventions d?allocation des émissions entre coproduits qui affectent de manière disproportionnée la charge carbone à des produits non exportés vers l?UE (resource reshuffling). L?utilisation opportuniste des valeurs par défaut prévues par la réglementation constitue un levier supplémentaire, même si ces valeurs sont fixées le plus souvent à un niveau élevé. La présentation de rapports de vérification de complaisance peut conduire à valider formellement des déclarations insuffisamment étayées. Par ailleurs, le lien entre origine déclarée et assiette du MACF ouvre un champ important à des pratiques de fausse origine et de transbordement via des pays tiers. En outre, du fait de l?instauration du seuil de 50 tonnes, une entreprise active sur le marché européen peut être incitée à morceler artificiellement ses flux afin de rester, pour chaque entité juridique déclarée, sous les seuils ouvrant droit à la simplification. Une partie de ces risques n?est cependant pas propre au MACF et affecte également la collecte des droits de douane et de la TVA sur les importations d?origine extra-communautaire. Au-delà des cas de fraude, il existe un risque de contournement par un déplacement vers les produits aval qui ne sont pas couverts par le MACF. Le dispositif cible aujourd?hui un nombre limité d?intrants de base. Pour certains acteurs, il pourrait être économiquement avantageux de réorganiser les chaînes de valeur de manière à exporter vers l?UE des biens plus élaborés ? pièces, sous-ensembles, biens d?équipement ? qui incorporent ces intrants très carbonés mais ne sont pas eux-mêmes soumis 98 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES au MACF. On assiste alors à une forme de « fuite par l?aval » : l?instrument protège l?industrie européenne sur les premiers maillons, mais laisse une fenêtre ouverte plus loin dans la chaîne. En théorie, le MACF est conçu pour compenser la disparition des allocations gratuites : à mesure que les producteurs européens paient pleinement le prix du carbone, les importations doivent supporter un coût carbone équivalent, de manière à préserver un traitement égal. Si, dans la pratique, le MACF venait à être contourné par certains pays tiers, ce compromis serait remis en cause : les entreprises européennes se retrouveraient alors à supporter le plein coût du carbone sans bénéficier de la protection attendue sur le marché intérieur. Les producteurs européens verraient alors leurs marges comprimées et leurs parts de marché menacées, sans qu?il y ait pour autant de bénéfice climatique global, les émissions étant simplement déplacées hors d?Europe. En réponse aux inquiétudes des industriels, la Commission a proposé en décembre 2025 un ajustement du mécanisme au 1er janvier 2028 par l?extension à des produits aval à forte teneur en acier et en aluminium et un régime d?aide temporaire pour protéger les producteurs de l?UE vulnérables aux fuites de carbone. Le rythme de diminution des quotas gratuits pourrait également être revu selon un échéancier qui se prolongerait au-delà de 2034. Les industriels souhaitent que soient également pris en compte les effets du MACF sur leur compétitivité à l?exportation. Les producteurs européens supporteront en 2032 un coût carbone complet sur leurs émissions, sans bénéficier d?un mécanisme symétrique d?ajustement à la frontière lorsqu?ils exportent vers des pays tiers qui n?appliquent pas de marché carbone. Ils constatent que si, parallèlement, leurs concurrents implantés hors UE peuvent continuer à produire avec des intrants fortement émetteurs, leur écart de compétitivité sur ces marchés tiers se creusera. Constat n° 9 : Le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières, entré en vigueur le 1er janvier 2026, est critiqué par une partie des industriels ; après de premières mesures, les discussions pour son amélioration se poursuivent au niveau communautaire. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 99 2.3. À fiscalité inchangée, des taux d?effort énergétiques des ménages appelés à diminuer sous l?effet de la décarbonation mais durablement hétérogènes 2.3.1. Des taux d?effort énergétiques hétérogènes entre ménages Le taux d?effort énergétique représente la part des dépenses énergétiques dans le revenu total des ménages. Selon des simulations réalisées par le CGDD conformément aux conventions retenues pour la SNBC 362, il serait égal en moyenne à 8,5 % en 2019, dont 4 points de taxes (2,6 points d?accise et 1,3 points de TVA). Le taux d?effort énergétique varie selon l?énergie principale de chauffage. Il est ainsi relativement plus élevé lorsque les ménages se chauffent au fioul (10,5 % en 2019) qu?à l?électricité (7,5 %) ou au gaz (8 %). Au sein de ce taux d?effort, la part de la fiscalité est en revanche plus faible pour les ménages se chauffant au fioul (44 %) qu?au gaz ou à l?électricité (49 %). Le taux d?effort énergétique moyen est par ailleurs fortement décroissant avec le niveau de vie. En 2019, les ménages en deçà du premier quintile de niveau de vie avaient un taux d?effort énergétique moyen de 17,4 % contre 5,2 % pour les ménages au-delà du dernier quintile. Le taux d?effort énergétique des ménages varie également en fonction de leur zone d?habitation, en 2019, de 7 % dans les pôles urbains à 12,2 % pour les habitants des communes hors attraction des grandes villes. 62 Les résultats sont estimés à l?aide du modèle de microsimulation Prometheus qui mobilise des données de l?Insee et du ministère de la transition écologique. Les indicateurs présentés sont corrigés des conditions météorologiques. Le chèque énergie n?est pas pris en compte dans la définition du taux d?effort énergétique. Pour ces simulations, les hypothèses standard de Prometheus ont été recalées sur celles de la SNBC 3. 100 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 23 : Taux d?effort énergétique des ménages français en 2019 Selon l?énergie de chauffage Par cinquième de niveau de vie QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 101 Selon la catégorie de commune Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 2.3.2. Sous les hypothèses de la SNBC 3, des taux d?effort énergétique diminués par la transition énergétique, malgré les effets du SEQE/ETS 2 À la demande du CPO, le CGDD a projeté le taux d?effort des ménages à l?horizon 2030, dans les scénarios AME et AMS de la SNBC 3, en prenant compte la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2. Le CPO a adapté ces projections, en éliminant une hypothèse de compensation intégrale du coût du SEQE2 pour les ménages présente dans les simulations initiales. Ainsi le taux d?effort qui était de 8,5 % en 2019 diminuerait dans le scénario AME (7,2 %) et dans le scénario AMS (7,1 %). Cette diminution recouvre une augmentation de la facture hors taxes (+ 0,3 point dans le scénario AME, + 0,4 dans le scénario AMS), principalement due à la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 (+ 0,3 point dans les deux scénarios) et une diminution de l?effort fiscal (-1,7 point dans le scénario AME, -1,9 point dans le scénario AMS) malgré l?absence de compensation des effets du marché carbone par une baisse de la fiscalité dans le scénario retenu par le CPO. 102 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 9 : Évolution du taux d?effort énergétique entre 2019 et 2030 En % de niveau de vie Taux d?effort total 2019 8,5 4,0 0,0 2030-AME 7,2 2,3 0,363 2030-AMS 7,1 2,1 0,3 Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 Ces résultats s?expliquent par les effets de l?électrification du parc automobile (l?électricité représentant une source d?énergie moins taxée que les carburants fossiles pour le transport) et des efforts d?efficacité énergétique pour le chauffage. Le taux d?effort diminue plus fortement pour les ménages dont le niveau de vie est le plus faible et pour ceux qui habitent en zone rurale, mais reste fortement hétérogène. Cette simulation qui repose sur l?atteinte des objectifs d?efficacité énergétique et de décarbonation et les hypothèses de prix de la SNBC 3 est toutefois à prendre avec prudence, compte tenu des incertitudes sur le rythme de décarbonation effectif et sur l?estimation des effets sur les prix du SEQE/ETS 2. 63 La SNBC n?intègre pas le SEQE 2 dans le scénario AME. Le CPO a fait le choix de l?intégrer dans la mesure où il s?agit d?une mesure actée à ce jour. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 103 Graphique n° 24 : Répartition du taux d'effort énergétique des ménages français en 2030, scénario AMS avec SEQE 2/ETS2 Par cinquième de niveau de vie Par zone d?habitation 104 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Constat n° 10 : Sous les hypothèses de la troisième stratégie nationale bas carbone, et hors coûts d?investissement pour réaliser la transition, la décarbonation de la consommation énergétique des ménages permettrait une baisse de leur taux d?effort énergétique moyen à horizon 2030 en raison notamment de la moindre taxation de l?électricité par rapport aux carburants. En revanche, le prix de l?énergie et le taux d?effort augmenteraient fortement pour les ménages qui continueraient à utiliser des énergies fossiles et ne réduiraient pas leur consommation. Les simulations ci-dessus ne prennent pas en compte les coûts d?investissement des ménages pour atteindre les objectifs de décarbonation de la SNBC 3 (acquisition d?un véhicule électrique, changement du mode de chauffage) ni leurs modalités de financement. Dans le scénario AMS, 12,3 Md¤2024/an supplémentaires seraient investis par les ménages sur la période 2025-2030 dans l?isolation thermique de leurs logements (2,1 Md¤2024), l?installation de pompes à chaleur (3,4 Md¤2024) et l?achat de véhicules électriques (6,8 Md¤2024). Un peu moins de la moitié de cette enveloppe (5,9 Md¤2024) serait constituée d?investissements rentables pour les ménages. Le solde (6,4 Md¤2024) correspondrait à des investissements présentant un déficit de rentabilité, estimé à 2,4 Md¤2024. Ce déficit de rentabilité est concentré sur les travaux d?isolation thermique et, dans une moindre mesure, d?installation de pompes à chaleur. Par ailleurs, 1,4 Md¤2024 d?investissements (dont 0,7 Md¤2024 d?investissements rentables, correspondant principalement à l?acquisition de véhicules électriques) seraient compromis par des difficultés de financement des ménages. Ces éléments tendent à conforter la faisabilité d?un déploiement du second marché carbone européen sans compensation par une baisse de la fiscalité de l?énergie, ce qui permettrait d?en maximiser les effets incitatifs sur la décarbonation. Afin que ce choix puisse rencontrer l?adhésion de la grande majorité des ménages, il impliquerait toutefois des soutiens à l?investissement de ceux qui ne peuvent financer l?amélioration de l?efficacité énergétique de leur logement ou l?acquisition d?un véhicule électrique. Le Premier ministre a annoncé le 10 avril 2026 une augmentation du soutien public à l?électrification qui passerait de 5,5 à 10 Md¤ entre 2026 et 2030. Le Fonds social pour le climat de l?Union européenne (doté d?une enveloppe de 6,1 Md¤ pour la France) pourra notamment être mobilisé. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 105 Chapitre III - Les pistes d?évolution de la fiscalité Dans un rapport de mars 2024, la Cour des comptes a identifié différents scénarii possibles pour revoir la place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française. Un premier scénario propose des adaptations a minima au droit de l?UE mais ne permet pas de répondre aux enjeux financiers de la transition énergétique. Un deuxième scénario vise à conforter la fiscalité assise sur le contenu carbone. Un troisième scénario vise à recentrer la fiscalité de l?énergie sur un objectif de rendement et à mobiliser d?autres outils pour favoriser la transition énergétique, en particulier les marchés carbone. Afin de concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale, le Conseil des prélèvements obligatoires recommande de combiner le premier et le troisième scénario, au travers de deux orientations : - à court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles ; - à moyen terme, adapter progressivement la fiscalité existante pour accompagner le déploiement des marchés carbone. La mise en oeuvre de l?ensemble de ces mesures laisserait subsister une perte d?accise sur l?énergie liée à la transition énergétique à l?horizon 2050. Pour créer un cadre prévisible, un arbitrage devra être rendu sur ses modalités de financement qui pourraient combiner des économies en dépenses avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. 106 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1. À court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles 1.1. L?utilisation des impôts sur la consommation pour atténuer les évolutions des prix de l?énergie est peu efficace, insuffisamment ciblée et difficilement réversible Le plan de soutien à l?activité économique annoncé par le gouvernement français le 30 mars 2026 comprend des mesures de trésorerie mais aussi des aides budgétaires aux entreprises du transport routier justifiant des difficultés de trésorerie, ainsi que des subventions au secteur de la pêche, correspondant à une baisse de 20 centimes par litre du prix des carburants, et au secteur agricole et forestier pour un montant initialement fixé à 3,86c¤/L, porté à 15 c¤/L à partir du mois de mai. Le Premier ministre a annoncé le 21 mai 2026 leur prolongation jusqu?à la fin août 2026. Ces mesures sectorielles ont été complétées par une indemnité carburant initialement fixée à 50 euros, et portée à 100 euros fin mai 2026. Cette indemnité équivalente à 20 centimes d?euros par litre pour la consommation moyenne de carburants de six mois pour les actifs appartenant à un foyer fiscal dont le revenu fiscal de référence par part, au titre de l?année 2024, est inférieur ou égal à 16 880 euros, et qui utilisent leur véhicule personnel à des fins professionnelles (à hauteur d?au moins 8 000 kilomètres par an) ou pour un trajet domicile-travail supérieur à 15 km. Des mesures complémentaires ont été annoncées fin mai 2026. Elles comportent une revalorisation des indemnités kilométriques pour les aides à domicile et certains fonctionnaires (professeurs remplaçants notamment) et des aides à l?achat de véhicules électriques pour les taxis. Le plafond des exonérations fiscales et sociales dont bénéficient les primes carburant versées par les entreprises est porté de 300 à 600 ¤. De façon générale, la politique monétaire doit rester l?outil privilégié de la lutte contre l?inflation. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 107 Les éventuelles mesures de soutien aux entreprises et aux ménages les plus exposés doivent prendre la forme d?instruments de trésorerie en cas de choc de très court terme. Même si celui-ci se prolonge, l?outil fiscal est peu adapté. Les baisses d?impôts sur la consommation (TVA ou accise), mises en place en France ou dans des pays voisins à l?occasion de chocs précédents, ont eu des résultats décevants. L?effet de relance de l?activité a été réduit par des comportements de thésaurisation des ménages et des entreprises face à l?incertitude. Le coût pour les finances publiques a été très élevé en raison d?un ciblage insuffisant des mesures et de leur poursuite au-delà de la période de hausse des prix (cf. I.2.3). Des aides budgétaires peuvent plus facilement être ciblées sur les entreprises et les professionnels les plus exposés et retirées de manière plus précoce. Recommandation n° 1 : Face à la volatilité des prix de l?énergie, privilégier des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés plutôt qu?une baisse de la TVA ou de l?accise sur l?énergie. 1.2. Une éventuelle taxation des bénéfices excédentaires ou des rentes de certaines entreprises aurait un rendement limité L?usage de ces aides budgétaires doit néanmoins rester proportionné pour ne pas conduire à une dégradation durable des finances publiques et à des hausses d?impôts ultérieures, comme l?illustre l?épisode inflationniste de 2022-2023 (cf. II.1.). Cette expérience a également montré que le potentiel de financement d?éventuelles mesures de soutien par la taxation des bénéfices excédentaires d?entreprises bénéficiant de la hausse des prix est limité. Face à la hausse des prix de l?énergie consécutive à l?invasion russe de l?Ukraine, le Conseil de l?Union européenne a créé deux nouveaux prélèvements obligatoires en octobre 2022 portant respectivement sur la rente infra-marginale des producteurs d?électricité et sur les bénéfices excédentaires du secteur des hydrocarbures. La notion de rente infra- marginale fait référence à des entreprises qui enregistrent des profits 108 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES importants en raison de coûts de production très inférieurs au prix de marché. La contribution de solidarité temporaire des entreprises des secteurs du pétrole brut, du gaz naturel, du charbon et du raffinage était appliquée, à un taux de 33 %, sur la part des bénéfices imposables de 2022 (puis 2023) qui excédait de plus de 20 % la moyenne des bénéfices imposables des exercices fiscaux 2018 à 2021. La contribution de solidarité n?a permis d?encaisser en France que 69 M¤ en 2023. Cette situation s?explique par l?importance des pertes reportables du principal acteur du secteur sur son activité française, situation qui reste identique en 2026. Les recettes de la contribution sur la rente infra-marginale des producteurs d?électricité (CRI) ont, quant à elles, représenté au total 1 746 M¤ en comptabilité nationale en 2023. Dans la mesure où la CRI était prélevée en amont de la formation du bénéfice taxable, cette recette engendrait néanmoins un effet retour négatif sur l?IS, à hauteur du quart de son montant, estimé à 437 M¤, soit un rendement net de 1 309 M¤. La taxation de la rente infra-marginale paraît ainsi une modalité plus adaptée de captation d?une augmentation exogène des prix par l?impôt qu?une imposition exceptionnelle des bénéfices, avec deux limites importantes cependant. Cette rente n?est susceptible d?être importante que pour les distributeurs qui sont également producteurs d?énergie et bénéficient de l?augmentation du prix sans modification importante de leurs coûts. Son adaptation aux caractéristiques du marché pétrolier dont les intrants sont importés et refacturés aux acteurs français par des entités souvent non imposables en France paraît difficile. 1.3. Même avec des prix des carburants supérieurs à 2,20 euros, la fiscalité des revenus surcompense les frais kilométriques Les personnes utilisant une voiture privée pour se rendre sur leur lieu de travail peuvent décider d?opter pour les frais réels pour le calcul de l?impôt sur le revenu et bénéficier du barème de remboursement des frais kilométriques. Par ailleurs, les indemnités versées par un employeur en dédommagement de parcours professionnels effectués par un salarié avec son véhicule personnel peuvent être exonérées de cotisations sociales dans QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 109 la limite des montants fixés par le barème fiscal des indemnités kilométriques64. Ce barème forfaitaire, fixé par arrêté du ministre chargé du budget, dépend de la puissance administrative du véhicule en chevaux fiscaux (CV) et de la distance parcourue (article 83 du CGI). Les frais kilométriques, qui n?avaient pas été revalorisés depuis mars 2015, ont fait l?objet d?une augmentation importante (de 5 à 10 %, selon la cylindrée du véhicule) en mars 2019 après la crise des gilets jaunes, puis d?un ajustement supplémentaire de 1,1 % en mars 2020. Ils ont ensuite été revalorisés de 10,1 % en 2022, puis de 5,4 % 2023. Le coût de ces revalorisations est estimé respectivement à 400 M¤ en 2022 et 300 M¤ en 2023 par la direction générale du Trésor dans le programme de stabilité 2024. Les véhicules électriques bénéficient d?une majoration de 20 % depuis 2021. La méthode de calcul des frais kilométriques a été critiquée dans un document de travail de l?Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). Celui-ci relevait qu?elle était contraire aux politiques de transition, dès lors qu?elle soutenait davantage les véhicules ayant une puissance administrative plus importante et qu?elle bénéficiait surtout aux salariés de la classe moyenne supérieure (7e à 9e dixième de revenus)65. Dans ce contexte, la convention citoyenne pour le climat avait proposé un barème unique quelle que soit la puissance administrative et modulé en fonction de la seule distance parcourue. 64 Ces indemnités sont distinctes de la « prime carburant » que les employeurs peuvent verser au titre du trajet domicile-travail qui est exonérée d?impôts et de cotisations sociales dans la limite de 300 ¤ par an et par salarié. Depuis 2025, celle-ci peut uniquement bénéficier aux salariés dont la résidence ou le lieu de travail soit est situé dans une commune non desservie par un transport collectif régulier, soit n'est pas dans une agglomération de plus de 100 000 habitants ainsi qu?aux salariés pour lesquels l'utilisation d'un véhicule personnel est rendue indispensable par des conditions d'horaires de travail décalés et aux salariés qui exercent leur activité sur plusieurs lieux de travail au sein d'une même entreprise qui n'assure pas le transport des salariés. 65 Chancel M., Saujeot M., 2012. Les « frais réels » une niche fiscale inéquitable et anti-écologique ?, IDDRI 110 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le barème des indemnités kilométriques est toutefois un outil d?évaluation simplifié permettant une meilleure appréciation de la capacité contributive des ménages. Il n?a donc pas vocation à porter une politique incitative ou redistributive. Tableau n° 10 : Comparaison des charges effectives et des frais kilométriques calculés selon le barème de l?IR Source : Conseil des prélèvements obligatoires En revanche, l?étude de cas-types met en évidence que ce barème, censé représenter des frais réels, est fortement surévalué, même en période de forte hausse du prix des carburants. Fin mars 2026, la surévaluation représentait 64 % pour un gros rouleur équipé d?un véhicule diésel et 193 % pour un rouleur moyen en véhicule électrique66. Constat n° 11 : Le barème des frais kilométriques de l?impôt sur le revenu est fortement surévalué, même en période de prix élevé des carburants, pour tous les types de motorisations. 66 Une étude de l?ADETEC de 2022 estimait cette surévaluation entre 48 et 121 %, selon le kilométrage parcouru. Cette étude reposait sur une moyenne des coûts du parc, quel que soit le type de motorisation. Elle était antérieure à la dernière revalorisation de 2023 et ne prenait pas en compte le relèvement du barème de 20% pour les véhicules électriques. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 111 2. À moyen terme, adapter la fiscalité au déploiement des marchés carbone 2.1. Les taux réduits ont été récemment revus pour se conformer au droit européen, mais laissent subsister des difficultés 1.1.1. Malgré des avancées en LFI 2025, trois tarifs réduits d?accise demeurent non conformes au droit européen En 2024, la Cour des comptes a émis un rappel au droit en relevant l?incompatibilité persistante de certains tarifs réduits de TVA et d?accise avec le droit de l?Union européenne67, reprenant ainsi des constats documentés par le CPO en 202268. Suite à ce rappel au droit, l?article 20 de la loi de finances pour 2025 a procédé à deux mises en conformité. D?une part, la France appliquait un taux dual de TVA, avec 5,5 % sur l?abonnement et la fourniture d?électricité et de gaz naturel et 20 % sur leur consommation. Ce système a été fragilisé dès 2018 par une jurisprudence de la Cour de justice de l?Union européenne69, puis est devenu contraire au droit de l?UE à la suite de la révision de la directive TVA en 2022. Cette non-conformité a été corrigée par l?application du taux normal de 20 % à l?abonnement et à la fourniture, tout en compensant cette hausse par des baisses d?accise pour neutraliser l?impact de la réforme pour les ménages. D?autre part, des majorations régionales d?accise optionnelles (mais souvent portées dans les faits à leur niveau plafond) étaient prévues pour financer les réseaux de transport régionaux, alors que la directive sur la taxation de l?énergie ne permet pas de modulation territoriale du tarif de 67 Cour des comptes, La place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française, 2024, p.70 et 71. 68 C. Grégoire et P.-A. Veillon, La taxe sur la valeur ajoutée (TVA) face aux défis socioéconomiques, CPO, rapport particulier n° 5, décembre 2022. 69 CJUE, C-463/16, Stadion Amsterdam CV, 18 janvier 2018 112 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES l?accise en dehors de l?outre-mer70. Ces majorations ont été supprimées et remplacées par des hausses limitées de l?accise sur les énergies. Malgré ces deux mises en conformité, trois taux réduits d?accise sur les taxis, les aménagements et entretiens de pistes et routes dans les massifs montagneux et les véhicules d?intervention des services départementaux d?incendie et de secours demeurent non-conformes au cadre européen. Tableau n° 11 : Suivi des tarifs réduits d?accise sur les énergies incompatibles avec la directive sur la taxation de l?énergie Source : Calculs CPO, sur le fondement de la directive 2003/96/CE du 27 octobre 2003 (notamment son annexe I), du CIBS et du tome II des Voies et moyens du PLF 2026. Méthode : Conversions réalisées sur le fondement des articles 2-1 à 2-4 de l?arrêté du 13 13 décembre 2022 constatant divers tarifs et seuils de régime d'impositions relatifs à certaines impositions sur les biens et services. 1.1.2. Les méthodes de détermination des taux réduits applicables aux biocarburants ne permettent pas de se conformer à la directive sur la taxation de l?énergie La directive sur la taxation de l?énergie permet de prévoir des tarifs réduits pour les biocarburants, sous réserve que l?avantage qui en résulte n?excède pas les surcoûts de production entraînés par l?incorporation d?énergie renouvelable par rapport aux carburants conventionnels, d?où la nécessité de moduler leur niveau selon le coût des matières premières. Afin de soutenir le développement des biocarburants, quatre tarifs réduits d?accise soutiennent les biocarburants SP95-E10, E85, B100 et 70 La minoration existant en Corse prévue à l?article L. 312-41 CIBS) a cependant été rendue possible par décision d?exécution (UE) 2019/372 du Conseil du 5 mars 2019. Type de consommation Catégorie fiscale au sens du CIBS Tarif d'accise national 2025 Différence entre les deux tarifs (a-b) Gain pour l'État attendu du réalignement tarifaire pour l'activité (en M¤) Transport de personnes par taxi 30,2 33 -2,8 5,7 Aménagements et entretien de pistes et routes dans les massifs montagneux 18,82 33 -14,18 3,5 0 33 -33 Essences carburant 0 40,388 -40,388 Intervention des véhicules des services d'incendie et de secours Gazoles carburant QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 113 ED95. La réduction des tarifs par rapport aux carburants « classiques » est comprise entre 2,25 ¤/MWh (pour le SP95-E10) et 59,753 ¤/MWh (pour l?E85). Tableau n° 12 : Tarifs d?accise sur les biocarburants en France Bio- carburant E85 17,894 -59,753 185 501 271% B100 12,905 -32,285 2 148 7 400% Transport routier de marchan- dises ED95 12,119 -33,071 0,5 2 400% Source : Calculs CPO, sur le fondement des articles L. 312-80 à L. 312-84 du CIBS et du tome II des Voies et moyens annexés au PLF 2021 et au PLF 2026. Méthode : Au 1er mars 2026, le tarif normal de l?accise sur les carburants était de 60,75 ¤/MWh pour les gazoles et de 77,647 ¤/MWh pour les essences. Le tarif réduit pour le transport routier était de 45,19 ¤/MWh. Ces tarifs présentent cependant des fragilités au regard du droit de l?Union européenne. En premier lieu, comme l?a déjà relevé la Cour des comptes, la méthode de détermination de ces tarifs réduits est empirique, non révisée en fonction des prix des matières premières et ne permet pas de garantir l?absence de surcompensation, en contradiction avec les règles de la directive taxation de l?énergie, une situation notamment liée au manque de données publiques sur les écarts réels de coûts de production entre les carburants fossiles et les biocarburants71. 71 Cour des comptes, La politique de développement des biocarburants, observations définitives, 2021. 114 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En deuxième lieu, ces tarifs réduits favorisent très majoritairement des biocarburants conventionnels, à concurrence alimentaire (à 78 % pour le biodiésel et 69 % pour les bio-essences). Or, à la suite de la révision des règles européennes relatives aux aides d?État72, l?application de tarifs particuliers aux biocarburants issus de cultures (colza, maïs) pouvant être en concurrence avec des débouchés alimentaires n?est plus possible sans notification préalable à la Commission européenne. Cette évolution juridique s?inscrit en cohérence avec la 3e directive sur les énergies renouvelables dite « RED III » 73, qui fixe des objectifs de renforcement de la part de biocarburants avancés. En troisième lieu, le taux de taxation du carburant E85 est inférieur aux minima définis par l?UE74. Son niveau faible (17,894 ¤/MWh) par rapport à l?accise sur les essences (77,647 ¤/MWh) conduit à ce qu?il soit utilisé de façon irrégulière par de nombreux consommateurs dans des véhicules non adaptés, l?E85 vendu étant supérieur aux volumes effectivement utilisés par les véhicules éligibles. Une révision des tarifs réduits applicables aux biocarburants de première génération est ainsi nécessaire pour garantir leur sécurisation au regard du droit de l?UE, avec deux volets. D?une part, le tarif réduit des biocarburants pourrait être révisé afin de garantir l?absence de surcompensation. Le projet de loi de finances pour 2026 a porté des mesures visant à supprimer les tarifs réduits sur l?E85 et le B10075, mais celles-ci n?ont pas été retenues dans le texte final de la loi de finances pour 2026. Une alternative pourrait être, comme l?a recommandé la Cour des comptes, de développer des données fiables et 72 Article 44 du règlement (UE) 651/2014 du 17 juin 2014, dit règlement général d?exemption par catégorie, tel que modifié par le règlement (UE) 2023/1315. 73 Directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l?énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652 du Conseil. 74 Cour des comptes, La place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française, p.70. 75 Cf. l?article 5 du projet de loi de finances pour 2026. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 115 objectives de surcoût afin de fonder les réductions d?accise sur les biocarburants sur des données objectives. D?autre part, les incitations au développement des biocarburants pourraient être davantage fléchées vers les biocarburants avancés. La TIRUERT poursuit cet objectif. Néanmoins, elle est centrée sur la prise en compte de la quantité d?énergie renouvelable employée et est donc désormais inadaptée à la directive « RED III »76. En effet, celle-ci oblige à tenir compte de la performance environnementale de l?énergie utilisée en termes de soutien à la baisse des émissions de gaz à effet de serre et prescrit notamment qu?une part de biocarburants avancés et de carburants renouvelables d?origine non biologique (H2 et dérivés) de 5,5 % de la consommation d?énergie des transports doit être atteinte en 2030. Le Gouvernement a précisé que le dispositif remplaçant la TIRUERT ne devrait plus avoir de caractère fiscal77. Initialement attendue pour le 1er janvier 2026, la mise en oeuvre de ce nouveau dispositif ? appelé Incitation à la Réduction de l?Intensité Carbone des Carburants (IRICC) ? a été reportée au 1er janvier 202778. Par ailleurs, pour garantir la conformité du droit national avec le règlement européen dit ReFuelEU Aviation79 et prévoir un encadrement spécifique pour le développement et l?adoption des carburants d?aviation durables, la loi de finances pour 2026 a retiré les carburéacteurs du champ de la TIRUERT. 76 La directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023, relative à la promotion de l?énergie produite à partir de sources renouvelables. Dite "RED III", elle vise à simplifier et à accélérer les procédures d'autorisation tant pour les projets d'énergies renouvelables (EnR) que pour les projets de réseaux nécessaires à l'intégration de ces derniers dans le système électrique. La Commission européenne a adressé, le 30 janvier 2026, un avis motivé complémentaire à la France pour n'avoir toujours pas transposé l'ensemble des dispositions de la directive. 77 Évaluations préalables des articles du PLF 2026, p. 150. 78 Article 64 de la loi n° 2026-103 du 19 février 2026 de finances pour 2026. 79 Règlement (UE) 2023/2405 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 relatif à l?instauration d?une égalité des conditions de concurrence pour un secteur du transport aérien durable (ReFuelEU Aviation). 116 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Recommandation n° 2 : Aligner les taux d?accise qui ne respecteraient pas les minima prévus par la directive taxation de l?énergie avec ces minimas et mettre en conformité les incitations au développement des biocarburants avec la directive RED III. 2.2. Des dépenses fiscales à réformer en fonction de l?exposition des entreprises à la concurrence internationale et de la maturité des alternatives technologiques Le relèvement progressif de la tarification carbone pour les secteurs inclus dans le premier marché carbone européen (industrie lourde et transports aérien, maritime et fluvial) et l?intégration du transport routier de marchandises et de la construction dans le champ du second devront être correctement articulés avec la structure des taux d?accise, l?ensemble de ces secteurs bénéficiant, soit de tarifs réduits, soit d?exonérations. En effet, si une exemption est prévue pour les années de lancement du second marché carbone afin d?accompagner l?impact pour les secteurs les plus exposés à la concurrence internationale, elle demeure réservée aux pays déjà soumis à une « taxe nationale sur le carbone », ce qui n?est pas le cas de la France80. Une première option pourrait être de neutraliser la diminution des quotas gratuits du SEQE/ETS 1 et la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 par un renforcement des tarifs réduits d?accise. Un tel mode de correction apparaît peu réaliste dès lors que l?ampleur de variation du prix des énergies fossiles induites par le second marché carbone dépendra essentiellement des enchères et des stratégies d?achats des acteurs avec des évolutions infra-annuelle fréquentes. Une correction par l?accise nécessiterait ainsi de réviser très régulièrement ses tarifs, au prix d?une forte instabilité fiscale pour des secteurs nécessitant une vision de long 80 La composante carbone incluse dans l?accise n?est pas considérée comme une « taxe nationale sur le carbone » au sens du SEQE 2, dès lors qu?elle n?est pas dissociable avec l?accise sur les énergies et qu?elle ne partage pas les caractéristiques du SEQE 2 (champ des activités couvertes, émissions prises en compte, facteurs d?émission, etc.). QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 117 terme. Au surplus, les marges de manoeuvre dont dispose juridiquement la France pour abaisser ses tarifs d?accise sont parfois très limitées, voire inexistantes. Le transport international aérien et maritime bénéficie ainsi déjà d?exonérations. Enfin, et surtout, un tel mode de compensation serait contraire aux objectifs d?une meilleure tarification carbone pour ces secteurs et enverrait un signal-prix négatif qui découragerait les investissements en matière de décarbonation. Une seconde option pourrait être de prévoir le maintien à moyen terme des taux réduits et exonérations applicables à certains secteurs concernés par l?évolution de la tarification du premier marché carbone et la création du second. Pour éviter les effets d?aubaine et assurer un cadre de concurrence équitable au niveau international, les taux réduits et exonérations pourraient être ciblés sur les secteurs très exposés à la concurrence internationale et ayant une consommation importante d?énergie rapportée à leur coût de production. Cette option présenterait plusieurs avantages. D?une part, elle permettrait de garantir une plus grande stabilité pour les entreprises concernées. La date exacte de sortie de ce régime pourrait être définie à l?avance par le législateur afin de donner à ces entreprises une visibilité sur le cadre fiscal applicable à leur consommation d?énergie. D?autre part, elle permettrait de renforcer la place des marchés carbone dans la tarification effective du carbone et ainsi de mieux couvrir les émissions non énergétiques de gaz à effet de serre. Cette option serait également conciliable avec une sortie plus rapide des tarifs réduits d?accise sur les énergies fossiles bénéficiant à des secteurs peu ou pas exposés à la concurrence internationale. Enfin, cette option apparaît conforme au cadre européen fixé par la directive sur la taxation de l?énergie. Le cumul des critères d?énergo-intensivité et d?exposition à la concurrence internationale est en effet déjà mobilisé pour définir le périmètre de certains tarifs réduits bénéficiant au secteur industriel. Une attention particulière devra cependant être portée au ciblage des secteurs concernés, afin de trouver un équilibre entre protection des secteurs exposés et soutien à la décarbonation. Si l?appréciation du ratio consommation d?énergie/coût de production pourra être réalisée sans difficulté avec les données de l?Insee et du SDES, la mesure de l?exposition 118 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES à la concurrence internationale sera plus délicate, en l?absence d?indicateur statistique unique en la matière81. Graphique n° 25 : Exposition internationale par secteur d?activité en fonction du ratio consommation d?énergie/production en 2023 Note : Secteurs d?activités établis selon la nomenclature NAF A38 de l?Insee, sauf pour le secteur des transports (A88). La taille du secteur varie selon sa consommation énergétique. Les secteurs bénéficiant d?un tarif réduit ou d?une exonération d?accise sont colorés, en vert pour l?agriculture, en rouge pour l?industrie, en bleu pour les transports, en orange pour le BTP. Source : CPO, d?après la méthode de l?Insee Grand Est (exposition internationale) et les données du SDES (consommation d?énergie) et de l?Insee (chiffre d?affaires). 81 Les données présentées dans le cadre de ce rapport ont été établies en reprenant la méthode développée par l?Insee Grand Est que le CPO avait déjà mobilisées pour ses analyses de la fiscalité de l?industrie. CPO, Tracer un cadre fiscal et social pluriannuel pour l?industrie française, septembre 2025. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 119 Les régimes dérogatoires d?accise sur les énergies fossiles bénéficiant à des secteurs ayant une faible exposition internationale et une faible intensité énergétique auraient vocation à être remises en cause assez rapidement. En fixant les limites à un indice d?exposition internationale de 0,2 et à une consommation énergétique de 500 KWh/Md¤ de production, un maintien à moyen terme des tarifs réduits pourrait être décidé pour les secteurs des transports aérien et maritime, de l?agriculture et de l?industrie. En revanche, la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 pourrait être engagée sans remettre en cause la trajectoire de suppression en 2030 du tarif réduit d?accise sur le BTP82. Le transport terrestre se trouve dans une situation intermédiaire avec une intensité énergétique assez élevée et une exposition internationale globalement limitée mais hétérogène entre le transport routier de marchandises d?une part, le transport routier de passagers et le transport ferroviaire d?autre part. 2.2.1. La dépense fiscale sur le transport routier de marchandises pourrait être réduite par étapes après la mise en oeuvre du second marché carbone et dans un cadre européen concerté Le législateur a prévu au sein de la loi dite « Climat et résilience » une évolution du tarif réduit d?accise pour le transport routier de marchandises (TRM), « dans l?objectif d'atteindre un niveau équivalent au tarif normal d'accise sur le gazole d'ici le 1er janvier 2030, en tenant compte de la disponibilité de l'offre de véhicules et de réseaux d'avitaillement permettant le renouvellement du parc de poids lourds ». La transition de ce secteur est en effet essentielle pour garantir le respect des objectifs de décarbonation des transports, le TRM étant prédominant dans la quasi-totalité des pays européens et notamment en France, où il représente plus de 80 % du transport de marchandises. 82 Prévue à l?article 94 de la loi de finances pour 2024. 120 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 26 : Répartition modale du transport intérieur de marchandises en Europe en 2022 Par ailleurs, comme l?ont relevé le CAE et le Conseil franco- allemand des experts économiques83, les camions électriques à batterie s?imposent comme la technologie de référence pour la décarbonation du transport routier de marchandises, avec des avancées rapides en matière de performances des batteries et une baisse des coûts, même si des défis subsistent en termes de développement des infrastructures84. Compte tenu de l?arrivée à maturité d?une alternative technologique et du caractère essentiellement européen de la concurrence internationale dans ce secteur, la diminution des dépenses fiscales en faveur du transport routier de marchandises pourrait être engagée progressivement après la 83 Achim, Chassang, Lopez, Malmendier, Saussay, Schnitzer, Schubert, Schwartz, Werding, Décarboner le transport routier de marchandises, déclaration conjointe du Conseil d?analyse économique et du Conseil franco-allemand des experts économiques, mars 2025. 84 Heining F., Werner M., Schill W., Jöhrens, J., Ruscher M., Pelzeter J. (2024) : « Kriterienset zur Bewertung von Technologiekonfigurationen für elektrische Lkw », ifeu. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 121 mise en oeuvre du second marché carbone européen dans un cadre européen concerté. L?engagement d?une hausse anticipée de ce tarif réduit au niveau national risquerait à l?inverse d?aggraver le différentiel de concurrence du transport routier international de marchandises français par rapport à ses concurrents européens. En effet, bien que bénéficiant d?un tarif réduit de 45,19 ¤/MWh85, le gazole commercial utilisé pour le transport de marchandises est plus coûteux que celui vendu dans le reste de l?UE (37,91 ¤/MWh en moyenne pour l?année 2024). Seule la Finlande dispose d?un niveau d?un tarif d?accise plus élevé pour le transport routier de marchandises. Une action à l?échelle de l?ensemble de l?Union européenne apparaît ainsi préférable. Le dernier état du projet de révision de la directive sur la taxation de l?énergie, porté sous la présidence danoise du Conseil de l?UE mais non adoptée à ce jour, envisageait ainsi de mettre fin à aux tarifs réduits sur le gazole routier d?ici 204586. Dans l?hypothèse où cette mesure serait conservée dans le texte final, elle pourrait permettre une convergence des autres États membres vers le niveau de taxation français, tout en incitant à la décarbonation du secteur. 2.2.2. Le secteur agricole et forestier pourrait conserver son tarif réduit le temps de bénéficier de solutions alternatives viables aux énergies fossiles Les gazoles dits « non routiers » (GNR), également appelés gazoles « rouges » en raison du colorant qui leur est appliqué pour limiter les risques de fraude, bénéficient d?un tarif normal spécifique inférieur à celui des autres tarifs. Ils regroupent l?ensemble des produits de la catégorie fiscale des gazoles consommés pour les besoins des moteurs qui réalisent des travaux statiques aux fins de la réalisation d?activités économiques 85 Contre 60,75 ¤/MWh pour le tarif normal sur les gazoles utilisés comme carburant. 86 Conseil de l?UE, Draft Council Directive restructuring the Union framework for the taxation of energy products and electricity (recast), n° 14451/25 (cf. notamment son article 19§2). Ce projet, discuté le 13 novembre 2025 et dont l?adoption nécessitait l?unanimité au Conseil, n?a pas prospéré. 122 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (moteurs d?outils fixes utilisés par le BTP par exemple) et des moteurs de propulsion des engins qui ne circulent pas habituellement sur les voies ouvertes à la circulation publique (engins de chantiers par exemple). Afin de soutenir la transition écologique, l?article 60 de la loi de finances pour 2020 prévoyait la suppression progressive en trois étapes du tarif réduit sur le GNR agricole et non agricole entre 2020 et 202287, avec en parallèle des mesures d?accompagnement, notamment la mise en oeuvre de dispositifs de suramortissement visant à faciliter l?acquisition d?engins recourant à des énergies alternatives et à soutenir les petites et moyennes entreprises distribuant uniquement du GNR. Si cette suppression a été engagée pour le GNR non-agricole (qui concerne principalement le secteur du BTP), elle ne s?est cependant pas concrétisée pour le GNR agricole. Après trois reports successifs, visant à prendre en compte les effets de la crise sanitaire, puis de la hausse des prix des matières premières et de l?énergie, la suppression du GNR agricole a été temporairement adoptée à l?article 94 de la loi de finances pour 2024 (en même temps que la mesure de suppression progressive du tarif réduit pour le BTP) avant d?être annulée début 2024 par décision du Premier ministre, dans un contexte marqué par des manifestations agricoles. Cette annulation a ensuite été confirmée dans la LFI pour 2025. Parallèlement, les modalités de mise en oeuvre du tarif réduit ont été modifiées, une remise totale dès la facturation se substituant à un remboursement ex post. Cet échec de la suppression du tarif réduit d?accise sur le GNR agricole s?explique notamment par l?importance de l?exposition du secteur agricole et de l?industrie agroalimentaire à la concurrence internationale, mais aussi par l?absence de solution technique mature pour la décarbonation des engins agricoles88. En outre, une révision de l?accise ne répondrait que partiellement aux enjeux de décarbonation du secteur, qui relèvent principalement de 87 Sauf pour certaines opérations, telles que les usages agricoles, les opérations de damage et de déneigement des routes de montagne, les segments des industries extractives fortement exposées à la concurrence internationale, le transport ferroviaire et la manutention portuaire. 88 I4CE, Les financements publics du système alimentaire français : quelle contribution à la transition écologique ? - septembre 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 123 sources non énergétiques. En 2025, les émissions agricoles et sylvicoles de gaz à effet de serre en France ne provenaient ainsi qu?à 13 % des engins, moteurs et chaudières, derrières les émissions directes des cultures (27 %) et surtout celles des élevages (60 %). Par ailleurs, l?essentiel des émissions est lié au méthane (57 %) et au protoxyde d?azote (29 %), deux gaz à effet de serre liés au bétail et aux cultures, mais sans lien avec le GNR agricole. Ce maintien à moyen terme du tarif applicable début 202689 ne préjugerait pas de ses modalités de mise en oeuvre, le mécanisme de remise intégrale dès la facturation devant faire l?objet d?une évaluation de son efficacité dans la lutte contre la fraude. 2.2.3. La forte concurrence internationale en matière de transport aérien et maritime invite à privilégier d?autres leviers que la fiscalité nationale pour soutenir la transition vers des technologies décarbonées Des exonérations complètes d?accise sur les énergies pour le transport aérien et maritime sont prévues en droit national et déclinent les exonérations obligatoires sur ces secteurs prévues par l?article 14 de la directive dite « taxation de l?énergie », ainsi que par certaines conventions bilatérales pour le transport aérien. Plusieurs leviers ont récemment été actionnés à différentes échelles pour contribuer à la transition énergétique de ces deux secteurs, en cohérence notamment avec les objectifs fixés pour 2025 par la loi Climat et résilience90. Au niveau national, la taxe sur les billets d?avion (TSBA) a été révisée dans le cadre de la loi de finances pour 2020 pour y inclure une 89 Dans un contexte de hausse du prix des carburants, le Gouvernement a annoncé que les agriculteurs bénéficieront d?une exonération totale du droit d?accise sur le gazole non routier (GNR) agricole pour le mois d?avril 2026. 90 L?article 142 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets fixait comme objectif que le transport aérien s?acquitte à partir du 1er janvier 2025 « d?un prix carbone au moins équivalent au prix moyen constaté sur le marché du carbone pertinent ». 124 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES écocontribution. La Convention citoyenne pour le climat a néanmoins considéré que cette écocontribution était « bien trop faible pour avoir un effet dissuasif »91, conduisant à une nouvelle hausse de la TSBA de l?ordre de 850 M¤ en loi de finances pour 2025 pour l?aviation commerciale. Si cette mesure permet d?améliorer la tarification carbone du transport aérien, elle a également affecté la compétitivité du secteur aérien français selon une étude de la direction générale de l?aviation civile (DGAC)92. Ce résultat démontre l?intérêt d?engager les réformes de la tarification du transport aérien et maritime à un niveau supranational, afin de concilier la transition écologique avec la prise en compte des enjeux de compétitivité internationale. Au niveau international, plusieurs propositions sont envisagées. D?une part, au niveau de l?Union européenne, le projet de révision initial de la directive sur la taxation de l?énergie porté en 2021 par la Commission européenne proposait de lever l?exonération obligatoire sur le transport aérien et maritime, afin de mettre en cohérence le cadre juridique de la fiscalité de l?énergie avec les trajectoires prévues de décarbonation des transports. Plusieurs États membres ayant exprimé des préoccupations sur les enjeux de compétitivité internationale induite par cette proposition, la présidence danoise du Conseil avait proposé, en novembre 2025, un compromis permettant aux pays qui le souhaitaient de lever cette exonération par accords bilatéraux ou multilatéraux93, mais ce dernier n?a pas prospéré. Cette situation s?explique par le manque d?alternatives, à l?heure actuelle, à la motorisation thermique pour ces secteurs mais aussi par les forts risques de déport du trafic maritime et aérien international que pourraient engendrer des stratégies de contournement de l?impôt, qui pénaliseraient les ports et aéroports européens. Les facilités d?avitaillement dans des « hubs » situés en dehors de l?Union européenne compliquent la mobilisation de l?accise dans une logique de décarbonation, notamment pour le transport aérien et maritime sur longue distance. 91 Rapport de la convention citoyenne pour le climat du 29 janvier 2021, proposition SD-E1 « Adopter une écocontribution kilométrique renforcée ». 92 DGAC, Premiers retours sur la hausse de TSBA de mars 2025 : baisse de compétitivité du transport aérien français, novembre 2025. 93 Conseil de l?UE, Draft Council Directive restructuring the Union framework for the taxation of energy products and electricity (recast), n° 14451/25 (cf. son article 15). QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 125 D?autre part, plusieurs mécanismes internationaux de réduction ou de compensation des émissions de CO2 ont été adoptés ou sont en cours d?adoption. Pour le secteur aérien, le mécanisme CORSIA94 a été adopté par l?Organisation de l?aviation civile internationale (OACI) en 2018 et prévoit que les émissions de CO2 des vols internationaux95 entre États participants excédant un seuil doivent être compensés par les exploitants d?avions96. Ce mécanisme est actuellement dans sa phase de participation volontaire. À compter de 2027, il s?appliquera de manière obligatoire à tous les pays membres de l?OACI, à l?exception de certains États exemptés en raison de leur niveau de développement, de leur faible poids dans le trafic mondial ou de leur insularité. Pour le secteur maritime, l?Organisation maritime internationale (OMI) travaille à l?établissement d?un système de tarification carbone visant à diminuer les émissions de gaz à effet de serre du trafic maritime. Un accord avait été obtenu en avril 2025 pour prévoir l?obligation pour les navires de plus de 5 000 tonnes brutes ? qui émettent 85 % des émissions totale de CO2 du transport maritime international ? de réduire au fil du temps leur intensité énergétique annuelle sous peine de pénalités. Ces pénalités devaient financer un fonds « net-zéro » géré par l?OMI visant notamment à récompenser les navires à faible émission et à atténuer les effets négatifs des émissions sur les États vulnérables97. L?adoption finale de cet accord a toutefois été repoussée en raison notamment de l?opposition des États-Unis. Ces mécanismes européens ou internationaux, bien qu?imparfaits, sont à privilégier dans les années à venir pour sécuriser les investissements dans les stratégies de décarbonation du transport aérien et maritime, sans peser sur la compétitivité des acteurs nationaux. Ils pourront s?accompagner de réformes pour mieux encourager les carburants durables 94 Acronyme de Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation (régime de compensation et de réduction du carbone pour l?aviation internationale) 95 Les vols domestiques n?y sont pas soumis. 96 Ce mécanisme ne permettra donc pas à lui seul d?atteindre l?objectif de neutralité carbone fixé par l?Union européenne pour 2050, en raison du seuil d?émission fixé. 97 Organisation maritime internationale, L?OMI approuve la réglementation « net- zéro » pour le transport maritime mondial, 11 avril 2025. 126 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES de nouvelle génération pour ces secteurs et inciter au déploiement des infrastructures nécessaires à cette transition. 2.2.4. Des tarifs réduits sur l?industrie déjà conditionnés à des critères d?exposition internationale Le secteur industriel bénéficie de deux ensembles de tarifs réduits, pour les activités électro-intensives ou électrosensibles et pour les entreprises énergo-intensives soumises au marché carbone européen98. Pour éviter les effets d?aubaine, plusieurs de ces tarifs réduits sont déjà conditionnés à des critères d?exposition internationale. Ces tarifs réduits ont fait l?objet de réformes en lois de finances pour 2025 et 2026 pour garantir leur meilleur ciblage99. En effet, un rapport de l?IGF100 avait relevé que 11 % des consommations ayant bénéficié des tarifs réduits applicables aux entreprises industrielles électro-intensives étaient en réalité sans lien avec l?industrie, en raison de malfaçons dans la définition de certains périmètres de la dépense fiscale, avec un surcoût pour les finances publiques de plusieurs centaines de millions d?euros par an. Dans un contexte où le SEQE/ETS 2 aura vocation à s?appliquer à l?ensemble des secteurs industriels n?étant pas déjà soumis au SEQE/ETS 1 et fournit ainsi déjà une incitation forte à la transition énergétique, ces tarifs réduits devraient être maintenus à moyen terme pour éviter d?accroître le différentiel de compétitivité entre l?industrie française et ses concurrents internationaux en matière d?énergie. Selon l?Agence internationale de l?énergie (AIE), les entreprises industrielles françaises payaient en 2024, un prix de l?électricité entre 2 et 2,5 fois supérieur à celui payé aux États- Unis et en Chine et un prix du gaz 5,5 fois supérieur à celui des États-Unis et supérieur de 40 % à celui de la Chine. 98 Il existe aussi un tarif réduit sur les gaz naturels combustibles pour les installations intensives en énergie exposées à la concurrence internationale non soumises au marché carbone européen mais relevant d?activités soumises à ce marché. 99 Cf. article 20 de la LFI 2025 et article 71 de la LFI 2026. . 100 Inspection générale des finances, Revue des dépenses sur les aides aux entreprises, mars 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 127 Graphique n° 27 : prix de l?électricité et du gaz dans l?industrie en Chine, en Europe et aux États-Unis en 2024 En USD/MWh Chine États-Unis France Électricité 88 81,3 208,45 Source :AIE, 2026 Au sein de l?Union européenne, en 2024, le prix du gaz naturel pour les entreprises en France est supérieur à la moyenne européenne avec un niveau de taxes proche de cette moyenne. En revanche, le prix de l?électricité pour les entreprises en France est significativement inférieur à la moyenne de l?Union européenne en 2024, notamment en raison de taxes qui n?étaient pas revenues à leur niveau d?avant l?épisode d?inflation de 2022-2023. Graphique n° 28 : prix de l?électricité hors TVA (en ¤ par MWh) pour les entreprises en 2024 dans l?Union européenne Source : SDES, Eurostat 128 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 29 : prix du gaz naturel hors TVA (en ¤ par MWh) pour les entreprises en 2024 dans l?Union européenne Source : SDES, Eurostat Recommandation n° 3 : Dans le contexte du déploiement du second marché carbone européen et de la diminution des quotas gratuits sur le premier, maintenir les exonérations et tarifs réduits d?accise sectoriels pour les secteurs d?activité à forte intensité énergétique et exposés à la concurrence internationale, le temps que des alternatives technologiques compétitives à l?usage d?énergie carbonée soient développées. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 129 2.3. Poursuivre graduellement la révision de la structure des taux normaux d?accise sur l?énergie pour accompagner la transition énergétique Pensée pour le rendement, la structure des taux normaux d?accise n?est pas cohérente avec l?objectif de décarbonation. Des réformes pourraient ainsi être engagées, notamment en rapprochant les tarifs normaux sur le diésel et sur l?essence ou en supprimant le différentiel entre énergies fossiles combustibles et électricité pour favoriser une électrification accrue des usages. Le calendrier de ces réformes doit être planifié à long terme pour éviter aux utilisateurs d?énergies fossiles une superposition de hausses significatives de fiscalité avec les augmentations de prix induites par la mise en place du second marché européen et l?extension des certificats d?économie d?énergie. 2.3.1. La forte augmentation des prix du gazole au premier semestre 2026 ne disqualifie pas le mouvement de rapprochement de sa fiscalité avec celle de l?essence Les tarifs normaux sur le diésel sont sensiblement plus faibles (60,75 ¤/MWh au 1er mai 2026) que ceux sur l?essence (77,647 ¤/MWh à la même date), soit un différentiel de 29 %. Cet écart est lié à une politique de diéselisation du parc automobile lancée dans les années 1980. Un véhicule essence consomme davantage pour une distance similaire et émet 11 % de CO2 de plus qu?un véhicule diésel101. En prenant en compte le cumul des émissions des autres gaz à effet de serre que le CO2, globalement supérieures pour le diésel, le différentiel n?est plus que de 5 % en défaveur de l?essence102, un écart très inférieur au différentiel actuel de 29 % sur les tarifs normaux de l?accise sur les carburants. 101 IGF, « Les prix, les marges et la consommation des carburants », novembre 2012. 102 IFPEN, « Etude Emissions Euro 6d-TEMP pour le MTE », Rapport de synthèse, 2020. 130 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Dans ce contexte et afin d?atteindre la neutralité carbone en 2050, le plan climat élaboré en 2017 prévoyait notamment en son axe 4 d?assurer « la convergence de la fiscalité essence-diésel au cours du quinquennat ». À partir de 2018 et à la suite du mouvement des gilets jaunes, ce rattrapage n?a pas eu lieu dans le calendrier escompté. La loi de finances pour 2025 a légèrement réduit l?écart entre ces tarifs, en revalorisant davantage le tarif normal sur les gazoles carburants, dont fait partie le diésel (+ 1,35 ¤/MWh, soit une hausse de 2%) que celui sur les essences (+ 0,821 ¤/MWh, soit une hausse de 1%). La poursuite de la résorption de cette revalorisation différenciée au même rythme jusqu?en 2050 permettrait de réduire le différentiel de tarif normal entre ces deux énergies à 5 % autour de 2050. Un calendrier plus rapide pourrait toutefois être envisagé afin d?encourager la transition vers une plus grande électrification des mobilités. Recommandation n° 4 : Poursuivre, après le déploiement du second marché carbone européen, l?alignement graduel des taux normaux d?accise des gazoles sur ceux de l?essence. 2.3.2. Une convergence de la taxation du gaz naturel et de l?électricité est nécessaire pour soutenir la décarbonation des ménages Le prix moyen toutes taxes comprises de l?électricité pour les ménages rapporté à l?unité d?énergie finale consommée103 était, en 2024, deux fois plus élevé que celui du gaz naturel. 103 L?énergie primaire est contenue directement dans les ressources naturelles. Le gaz naturel ou le bois sont des énergies primaires utilisables sans transformation. L?énergie finale consommée représente la quantité d?énergie totale effectivement utilisée par le consommateur, en rajoutant à l?énergie primaire l?énergie nécessaire à sa production et à son transport. L?électricité est obtenue par transformation de ressources naturelles avec un rendement moyen inférieur à 40% et doit être acheminée jusqu?aux lieux d?utilisation, d?où des pertes de transport. Un facteur de conversion de 1,9 est utilisé pour passer de l?énergie primaire à l?énergie finale consommée. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 131 Graphique n° 30 : décomposition du prix de l?électricité et des combustibles fossiles pour les ménages en 2024 Note de lecture : Le pouvoir calorifique supérieur (PCS) détermine la quantité de chaleur par unité de volume d?un combustible, dégagée par la combustion complète à laquelle s?ajoute la récupération des calories contenues dans la condensation de la vapeur d'eau contenue dans les fumées. Source : CGDD (électricité et gaz naturel), DGEC (fioul) La fiscalité participe à ce différentiel de prix. La structure de taux de l?accise est incohérente avec le bilan en termes de GES de ces produits énergétiques et entrave les efforts de décarbonation et d?électrification des usages, notamment pour le chauffage des ménages. Ce désalignement est encore plus marqué pour les autres énergies fossiles combustibles, en particulier les fiouls domestiques et les gaz de pétrole liquéfiés (GPL) qui bénéficient de tarifs inférieurs à ceux du gaz naturel. Constat n° 12 : La structure actuelle des taux normaux de l?accise sur les énergies, qui repose pour les ménages sur une taxation du gaz et du fioul inférieure à celle de l?électricité et une taxation du diésel inférieure à celle de l?essence, n?est pas cohérente avec les objectifs de transition énergétique. 132 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le projet de révision de la directive taxation de l?énergie prévoit notamment de réviser les minima de taxation garantis par la directive, afin de s?assurer que ces minima soient plus cohérents avec la transition énergétique et notamment que le minimum sur l?électricité soit plus faible que celui sur le gaz naturel. Si les débats sur ce projet de directive sont toujours en cours au Conseil, cette disposition figure encore dans le projet de compromis présenté pour discussion au Conseil par la présidence danoise en novembre 2025 et la Commission européenne a annoncé pour mai 2026 une nouvelle proposition de texte visant à abaisser les taxes sur l?électricité et les frais de réseau. Indépendamment de l?adoption de la réforme de la directive sur la taxation de l?énergie ou de cette nouvelle proposition, un changement de la structure des tarifs normaux français en faveur de l?électricité est souhaitable. La structure actuelle des tarifs réduit la rentabilité des démarches de décarbonation pour les ménages ou pour les entreprises non concernées par les dispositifs en faveur des électro-intensifs. Cet alignement des taux pourrait, comme celui du diésel sur l?essence, être lissé sur plusieurs années. Contrairement à l?alignement par le haut de la tarification du diésel sur celle de l?essence, la convergence des tarifications du gaz naturel et de l?électricité pour les ménages pourrait en outre s?effectuer sur une valeur intermédiaire entre les deux tarifs qui serait calculée pour maintenir en euros constants le rendement global des deux fractions d?accise (gaz naturel et électricité) sur la période 2025-2050. Par ailleurs, le début de la trajectoire d?alignement pourrait intervenir en 2030 après l?entrée en vigueur du SEQE/ETS 2 pour éviter la superposition de la hausse du gaz naturel liée à l?entrée en vigueur du SEQE/ETS 2, l?augmentation des obligations réglementaires en matière de certificats d?économie d?énergie prévue pour la période 2026-2030 et celle de la fiscalité. Recommandation n° 5 : Engager, à l?échéance de l?actuelle période de déploiement des certificats d?économie d?énergie, une trajectoire d?augmentation des taux normaux de l?accise sur le gaz et le fioul pour le secteur résidentiel et de baisse de celui applicable à l?électricité consommée par les ménages. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 133 Pour tenir compte de la situation des ménages qui ne pourraient financer un changement de leur mode de chauffage, des aides à l?investissement devront être déployées (cf. chapitre II). Recommandation n° 6 : Pour améliorer l?acceptabilité de la transition énergétique sans freiner son rythme, accompagner la mise en oeuvre du second marché carbone européen d?aides directes à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse de la fiscalité de l?énergie 3. Clarifier les choix de finances publiques à long terme en réponse à la diminution de l?accise sur l?énergie La mise en oeuvre du second marché carbone européen, la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone, le MACF et les évolutions de la fiscalité de l?énergie évoqués ci-dessus pourraient compenser financièrement les pertes d?accise liées à la transition énergétique à l?horizon 2030 et permettre de dégager un surcroît de financement pour la transition énergétique. En revanche, à l?horizon de la fin de la transition énergétique, même en retenant les orientations proposées par le présent rapport, la décarbonation et l?amélioration de l?efficacité énergétique conduiraient à une baisse mécanique de l?accise sur l?énergie dont rien ne permet d?affirmer qu?elle sera compensée spontanément par d?autres effets. Dans ce contexte, une stratégie de financement devra être explicitée suffisamment tôt. Il ne s?agit pas ici, comme le faisait le rapport Pisani- Ferry-Mahfouz, de trouver des ressources transitoires pour financer un surcroît temporaire d?investissements pendant la transition énergétique, mais de définir un nouvel équilibre financier de long terme. Les choix devront probablement combiner la diminution des dépenses publiques, la sollicitation d?autres impositions, sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. 134 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 3.1. Une augmentation d?autres taxes indirectes ne doit pas être écartée a priori La baisse de l?accise peut être en partie compensée au sein de la fiscalité indirecte, soit de façon indifférenciée par une hausse de la TVA, soit par la mise en place d?une taxation spécifique sur des biens ou services présentant des propriétés de faible élasticité de la consommation au prix comparables à celles des énergies fossiles avant le développement des alternatives électriques. Ces deux hypothèses présentent toutefois un enjeu d?acceptabilité pour la première malgré une régressivité moindre de la TVA par rapport à l?accise sur les carburants, et, pour la seconde, une difficulté d?identification d?une nouvelle base taxable au rendement suffisant. 3.1.1. La TVA est moins régressive que l?accise sur les carburants Selon la direction générale du Trésor (2025)104, une hausse d?un point de tous les taux de TVA procurerait un rendement net de 11,4 Md¤ en 2025, dont 7,5 Md¤ pour le taux normal à 20 %, hors effets sur les comportements des contribuables105. Au niveau agrégé, le rendement d'une hausse uniforme de TVA serait principalement porté par les ménages les plus aisés : 12 % du rendement porterait sur le premier cinquième de la distribution des ménages contre 31 % pour le cinquième le plus aisé. Rapporté au revenu disponible, une hausse uniforme d'un point des taux de TVA aurait toutefois un effet relatif plus marqué pour les ménages modestes que pour les ménages aisés, qui ont un taux d'épargne plus élevé : les ménages du premier cinquième de niveau de vie verraient le pouvoir d'achat de leur revenu disponible diminuer d'en moyenne 0,7 % contre 0,4 % pour ceux 104 M. Gesta (2025), Analyse de la composition des recettes de TVA, Trésor-éco n° 371 105 Une étude sur données 2016 estime que ces effets viennent réduire de 15% le rendement initial au bout de trois ans. André M., Biotteau A.L.,(2021), Effets de moyen terme d?une hausse de TVA sur le niveau de vie et les inégalités, Economie et statistique n° 522-523. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 135 du dernier cinquième. Cette distribution persiste mais est atténuée dans le cas du seul relèvement du taux de 20 %. Il représente 0,3 % en moyenne, dont 0,4 % pour le premier cinquième et 0,25% pour le cinquième le plus aisé. Cette exposition différente au relèvement de la TVA doit néanmoins être mise en regard des évolutions des taux d?effort énergétique permises notamment par le niveau de taxation plus faible de l?électricité par rapport aux carburants. Les simulations du CGDD présentées au chapitre II mettent en évidence, dans le scénario AMS de la SNBC 3, une baisse moyenne du taux d?effort énergétique de 1,4 point en 2030 ; celle-ci atteint 2,5 points pour le premier cinquième de niveau de vie, malgré la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2, contre seulement 0,7 point pour le cinquième le plus aisé. Par ailleurs, les évolutions du pouvoir d?achat des ménages sont fortement dépendantes du degré de répercussion de la hausse de TVA dans les prix. Une augmentation étalée dans le temps par petits paliers a plus de chances d?être absorbée dans les marges des entreprises. 3.1.2. Les possibilités de taxation indirecte de l?économie numérique restent à approfondir sans être à l?échelle des pertes de recettes attendues Comme évoqué au chapitre I, la fiscalité de l?énergie a, à l?origine, été conçue comme une fiscalité de rendement. Le choix de faire porter une accise sur les carburants ne résultait pas d?une logique environnementale mais de la volonté d?assurer un rendement important et stable en faisant porter une taxation lourde sur des produits dont la consommation était, faute d?alternative, peu sensible au prix. Cette propriété qui reste en partie vraie à court terme l?est de moins en moins à moyen terme en raison du développement d?alternatives techniques à l?énergie fossile aussi bien pour les usages calorifiques que pour les motorisations. Elle peut en revanche se rencontrer pour d?autres biens et services. À titre illustratif, cette question peut se poser pour la consommation de contenus produits par l?économie numérique. Il ne s?agirait pas ici d?une taxation des entreprises du numérique, mais de la consommation finale des contenus diffusés par ces entreprises. Les éléments de fiscalité d?ores et 136 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES déjà existants, comme les taxes sur les contenus audiovisuels numériques, illustrent toutefois la difficulté à intégrer dans l?assiette d?une taxe indirecte supportée par le consommateur final (même si elle est collectée par la plateforme) des contenus gratuits dont les plateformes de diffusion sont financées par la publicité. La capacité de ces taxes à se transformer en impositions de rendement de type « accise » reste donc incertaine. Encadré 11 : Une taxation des contenus audiovisuels numériques au rendement limité Une taxe sur la diffusion de contenus audiovisuels a été créée en France dès 1992. En raison de l?émergence des plateformes de vidéos à la demande par abonnement, le champ d?application de la taxe a été étendu en 2003 au streaming payant. À cette époque, seules étaient visées par la taxe les entreprises établies en France, De plus, la taxe ne couvrait pas les recettes issues de la publicité associée à des contenus audiovisuels diffusés gratuitement en ligne. En 2017, la taxe a été modifiée pour être étendue aux opérateurs établis à l?étranger et mettant à disposition du public en France des contenus vidéos à titre onéreux (composante « Netflix » de la taxe). Ont également été incluses dans son champ d?application les recettes publicitaires des hébergeurs de vidéos en ligne (composante « Youtube » de la taxe). Le produit de ces taxes, affecté au Centre national du cinéma et de l'image animée, s?élève à environ 200 M¤. Ces taxes possèdent néanmoins un potentiel de développement lié à la croissance rapide des consultations, à leur taux aujourd?hui réduit (5,15 % du prix hors taxes ou de la valeur des contreparties publicitaires) et, pour la taxe portant sur les plateformes gratuites, aux importantes restrictions d?assiette (seuil d?imposition à 100 000 ¤ ; abattement de 66 % pour les réseaux sociaux). 3.2. La couverture des externalités de la route doit faire l?objet d?une réflexion La fiscalité des carburants joue aujourd?hui un rôle important dans la tarification des externalités négatives liées au transport routier qui ne se limitent pas à la pollution. La décarbonation conduira à une baisse de ces externalités négatives mais aussi paradoxalement à une baisse de leur taux de couverture, sauf si ces coûts externes sont facturés à l?utilisateur par d?autres instruments. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 137 3.2.1. Des externalités négatives du transport routier en baisse mais moins bien couvertes par la fiscalité après la décarbonation À l?usage de la route106 sont attachées différentes externalités négatives : pollution, bruit, dégradation des infrastructures, accidents107. D?après des calculs de la direction générale du Trésor108, le coût externe marginal était de 9 ct ¤ par véhicule-kilomètre (vkm), en moyenne, sur l?ensemble du parc routier (poids lourds, véhicules particuliers, utilitaires légers, bus et cars) et 87 % des externalités de la route étaient couvertes par la tarification en 2020. La tarification des usages de l?automobile se concentre principalement sur trois instruments dont un seul est fiscal : la taxation des carburants, les redevances de stationnement sur voirie et les péages d?infrastructure. À la différence des taxes d?achat ou d?immatriculation, ces prélèvements sont liés, directement ou indirectement, aux kilomètres parcourus, aux lieux et aux conditions de circulation. Ils constituent ainsi le coeur du signal-prix adressé aux automobilistes au moment de l?utilisation du véhicule. Le premier pilier est la fiscalité des carburants, présentée au chapitre I. 2. Elle constitue aujourd?hui encore le principal instrument de tarification de l?usage de la route. En milieu urbain, la fiscalité de l?usage passe également par les redevances de stationnement sur voirie. Si ces recettes restent limitées au regard de celles de la fiscalité des carburants, elles constituent pour les collectivités un outil de pilotage de l?espace public, dont le calibrage 106 Santos, G., Behrendt, H., Maconi, L., Shirvani, T., & Teytelboym, A. (2010). Part I: Externalities and economic policies in road transport. Research in transportation economics, 28(1), 2-45. 107 L?inclusion de la congestion parmi les externalités négatives du transport routier fait l?objet d?un débat. Dans le présent rapport, elle est considérée comme un coût non marchand qui est supporté par les usagers de la route. 108 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone ? Rapport intermédiaire, décembre 2023 138 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (zonage, modulation selon la durée, le type de véhicule ou le statut de l?usager) permet d?orienter les comportements. Enfin, l?usage de certaines infrastructures routières fait l?objet de péages, qui sont juridiquement des redevances. Le code de la voirie routière pose le principe de la gratuité des autoroutes, tout en prévoyant la possibilité d?instaurer des péages lorsque la construction ou l?exploitation est concédée à un tiers, ou lorsque le péage est affecté au financement d?ouvrages particuliers. Les péages autoroutiers perçus sur le réseau concédé couvrent ainsi les coûts d?exploitation, d?entretien et d?investissement, ainsi que la rémunération des capitaux investis par les concessionnaires, sous le contrôle de l?État et de l?Autorité de régulation des transports qui veille, notamment, au respect des règles de fixation des tarifs. Ces redevances contribuent à renchérir l?usage de l?automobile sur certains axes, en particulier les grands itinéraires interurbains, et constituent un élément important du coût de la mobilité routière pour les usagers. À péages inchangés, dans le scénario AMS de la SNBC 3, les externalités négatives liées à l?usage de de la route sont ramenées à 4ct ¤ 2015/vkm grâce notamment à la réduction de la pollution et du bruit permise par l?électrification du parc, mais le taux de couverture de ces externalités ne serait plus que de 55% en 2050 en raison de la fiscalité plus faible pesant sur l?électricité109. 109 En l?absence d?électrification, la hausse des émissions de gaz à effet de serre entraînerait une augmentation des externalités négatives et une basse du taux de couverture encore plus importante. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 139 Graphique n° 31 : Taux de couverture des externalités liées à l?usage des véhicules routiers dans le scénario AMS Source : direction générale du Trésor Constat n° 13 : L?électrification du parc automobile se traduira par une baisse des externalités négatives liées à l?usage de la route, notamment en matière de pollution atmosphérique, mais aussi par une baisse de la couverture de ces externalités, compte tenu de la diminution de la fiscalité. Cette baisse attendue de la couverture des externalités pourrait justifier économiquement une fiscalité additionnelle qui peut porter sur le kilométrage parcouru, la nouvelle source d?énergie utilisée (l?électricité) ou le véhicule lui-même. 3.2.2. Des possibilités de facturation du kilomètre parcouru encadrées par des contraintes importantes Chaque kilomètre parcouru génère des coûts pour la collectivité : émissions de gaz à effet de serre, pollution atmosphérique locale, bruit, usure des infrastructures, risques d?accidents. Une taxe kilométrique ou un péage constituent des modalités de tarification de ces externalités plus directes que la taxation de l?énergie utilisée par le véhicule. Elles sont 140 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES toutefois soumises à des fortes contraintes juridiques et en termes d?acceptabilité. Le cadre de toute taxe ou redevance kilométrique applicable aux véhicules routiers est déterminé par la directive 1999/62/CE, dite « Eurovignette », modifiée en dernier lieu par la directive (UE) 2022/362. Ce texte fixe les règles communes applicables aux États membres lorsqu?ils choisissent de faire payer les usagers pour l?utilisation de certaines infrastructures routières. Le texte prohibe le cumul de plusieurs instruments sur un même tronçon pour une même catégorie de véhicules. En revanche, un péage unique peut comprendre plusieurs composantes (coûts d?infrastructure, coûts externes de pollution et de bruit, voire congestion), dès lors qu?elles respectent, s?agissant des poids lourds, les plafonds et les méthodes de calcul fixés par le droit de l?Union et qu?elles n?aboutissent pas à une discrimination directe ou indirecte fondée sur la nationalité ou l?origine des transports. Une « taxe kilométrique » sur les voitures particulières, lorsqu?elle est liée à l?usage de l?infrastructure, s?analyse, au regard de la directive, comme un péage fondé sur la distance parcourue. La fixation des tarifs est, elle aussi, encadrée par la directive Eurovignette. Pour la composante dite de « redevance d?infrastructure », les États membres doivent veiller à ce que les montants restent liés, dans leur niveau et leur évolution, aux coûts de construction, d?exploitation et d?entretien du réseau. Pour la composante de « coûts externes », la directive prévoit des plafonds unitaires par véhicule-kilomètre, différenciés notamment selon la classe Euro et le type de zone (urbaine, sensible, etc.), que les États ne peuvent dépasser, sauf à démontrer que les coûts externes supportés par la collectivité sont supérieurs à ces valeurs. Du fait de la réforme opérée par la directive (UE) 2022/362, les États membres qui mettent en place des péages pour les véhicules lourds ont, en outre, l?obligation de moduler les tarifs en fonction des émissions de CO? des véhicules à partir de 2026110, selon des classes définies au niveau européen. Cette modulation est conçue pour favoriser les véhicules à 110 La transposition française intervenue en 2023 (Code de la voirie routière, articles L119-11 à 13) se limite aux dispositions obligatoires de la directive et n?est appliqué qu?aux contrats de concession postérieurs à mars 2022. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 141 faibles émissions, tout en maintenant un lien avec les coûts d?infrastructure et les externalités. En complément, la directive permet aux États membres de mobiliser d'autres dispositifs complémentaires facultatifs (introduction d'une redevance de congestion ou d'un sur-péage sur des tronçons routiers régulièrement saturés par exemple). Encadré 12 : Les taxes kilométriques en Allemagne, en Islande et au Royaume-Uni La LKW-Maut est la taxe kilométrique appliquée aux poids lourds en Allemagne mise en place en 2005 sur les autoroutes fédérales puis à partir de 2018 sur l?ensemble des routes fédérales. Initialement, la taxe ne visait que les véhicules de 12 tonnes et plus ; le seuil a été abaissé à 7,5 tonnes en 2015, puis à 3,5 tonnes en 2024. Le respect de l?obligation de péage est contrôlé par des portiques et bornes fixes au-dessus ou le long des routes. Le tarif au kilomètre se décompose en une composante « infrastructure », une composante liée à la pollution atmosphérique, une composante « bruit » et, depuis 2023, une composante CO?, avec des exonérations prévues pour certains véhicules. Les recettes de la LKW-Maut ont atteint près de 13 Md¤ en 2024, sous l?effet combiné de la composante CO? et de l?abaissement du seuil à 3,5 tonnes. Depuis 2024, l?Islande a mis en place une taxe kilométrique déclarative111 sur les véhicules électriques et à hydrogène à un taux de 6 couronnes islandaises (4 centimes d?euro) par kilomètres, et sur les hybrides rechargeables à un taux de 2 couronnes islandaises par kilomètre (1,3 centime d?euro). Dans son budget 2025, le gouvernement britannique a annoncé la création d?une Electric Vehicle Excise Duty (eVED), taxe nationale déclarative au kilomètre appliquée aux voitures particulières 100 % électriques et hybrides rechargeables immatriculées au Royaume-Uni, à compter du 1?? avril 2028. L?Office for Budget Responsibility estime que la mesure pourrait générer de l?ordre de 1,4 Md£ par an à l?horizon 2030. En France, les sept principales concessions autoroutières françaises dites « historiques » ? qui regroupent environ 80 % du réseau concédé ? arrivent à échéance dans une fenêtre resserrée, comprise entre le 31 décembre 2031 et le 30 septembre 2036. Le projet de loi-cadre relatif au développement des transports prévoit le maintien du système concessif et l?affectation des versements des sociétés concessionnaires à l?Agence de financement des infrastructures de transport de France (AFITF). Les versements des sociétés concessionnaires comprennent aujourd?hui une redevance 111 Incentives and Legislation | European Alternative Fuels Observatory (europa.eu) 142 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES domaniale, une contribution volontaire exceptionnelle, la taxe d?aménagement du territoire et la taxe sur l?exploitation des infrastructures de transport de longue distance, créée en 2024, pour un montant total de 2,4 Md¤. L?étude d?impact du projet de loi envisage un montant moyen annuel de ressources supplémentaires versées par les nouvelles sociétés concessionnaires de 2,5 Md¤. Les possibilités de développement d?une taxe kilométrique ne concerneraient donc que le réseau non concédé, dans le cadre de projets portés par les collectivités territoriales. L?échec passé de l?écotaxe en France, malgré des réussites à l?étranger, montre l?importance d?une réflexion fine en amont sur les caractéristiques du réseau soumis à taxation pour faciliter l?acceptation de la taxe et, dans le cas d?un système nécessitant des infrastructures lourdes de collecte, l?importance d?une stabilité du droit applicable pour amortir les équipements. Encadré 15 : L?histoire mouvementée de la taxe kilométrique en France La création d?une taxe kilométrique pour les poids lourds en Allemagne (LKW-Maut) à partir de 2005 a entraîné une réflexion sur la création d?une taxe analogue en France, notamment en Alsace afin d?éviter le report du trafic. La loi de finances pour 2009 créait une écotaxe poids lourds qui devait s?appliquer à partir de 2014 sur un réseau de 15 000 kms, dont 10 000 kms de routes, hors réseau autoroutier concédé déjà soumis à péage. Pour neutraliser les impacts de l?écotaxe sur la compétitivité des entreprises de transport routier, l?État devait mettre en place un dispositif de répercussion de l?augmentation du prix du transport sur les donneurs d?ordre, c?est-à-dire les chargeurs. Or, il a été très vite confronté à la difficulté de mettre en oeuvre un tel mécanisme, dérogatoire au principe de la négociation commerciale. En outre, la logique même de la taxe, fondée sur un barème kilométrique, a été contestée, notamment en Bretagne, qui a une tradition de routes gratuites. La contestation, qui s?est cristallisée à partir de l?installation des portiques de contrôle sur le réseau taxé (mouvement des « Bonnets rouges »), a conduit à la « suspension » de l?écotaxe en octobre 2013, puis à l?abandon du projet un an plus tard, avec un coût important pour l?État. Des possibilités d?expérimentation régionales de taxes poids lourds ont cependant été rouvertes en 2021 sur le réseau de la collectivité européenne d?Alsace, puis sur le réseau national mis à disposition des régions. La collectivité européenne d?Alsace a adopté en octobre 2024 le principe de la mise en oeuvre d?une telle taxe en janvier 2027. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 143 3.2.3. Des marges d?évolution de la fiscalité des véhicules routiers La fiscalité propre aux véhicules routiers porte à la fois sur l?achat et la détention. La fiscalité qui s?applique au moment de l?achat et de l?immatriculation d?un véhicule se traduit, d?une part, par la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) acquittée sur le prix du véhicule et, d?autre part, par un ensemble de taxes perçues lors de la délivrance du certificat d?immatriculation, communément appelé « carte grise ». La première composante est une taxe fixe, d?un montant uniforme, qui s?apparente à des frais de gestion. La seconde est la taxe régionale : assise sur la puissance fiscale (le « cheval fiscal »), elle est due pour la plupart des véhicules à moteur et son tarif unitaire est librement fixé par chaque région dans le cadre défini par la loi. Pour les « véhicules de tourisme », la fiscalité à l?immatriculation intègre en outre désormais deux instruments à portée explicitement environnementale : la taxe sur les émissions de dioxyde de carbone et la taxe sur la masse en ordre de marche, souvent désignées sous les termes de « malus CO? » et de « malus poids ». La fiscalité liée à la détention se caractérise par une dissymétrie marquée entre ménages et entreprises112. Pour les particuliers, il n?existe plus de taxe annuelle générale sur la détention des véhicules de tourisme depuis la suppression de la vignette113. À l?inverse, les véhicules affectés à des fins économiques font l?objet d?un ensemble de taxes annuelles qui visent à faire contribuer les flottes d?entreprises aux coûts environnementaux et d?usage qu?elles génèrent. Jusqu?au 31 décembre 2021, cet objectif était poursuivi principalement au moyen de la taxe sur les véhicules de sociétés (TVS). Cette taxe a été remplacée, à compter du 1?? janvier 2022, par deux taxes distinctes sur les véhicules de tourisme affectés à des fins économiques : une taxe annuelle sur les émissions de dioxyde de carbone et une taxe annuelle sur l?ancienneté, devenue au 112 En 2024, les entreprises représentaient 52 % des véhicules légers neuf vendus en France. Leurs achats conditionnent en large partie le marché de l?occasion quelques années plus tard. 113 La détention des véhicules particuliers reste indirectement imposée par la taxe spéciale sur les conventions d?assurance (TSCA). 144 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1?? janvier 2024 la taxe annuelle sur les émissions de polluants atmosphériques. S?y ajoute une taxe annuelle incitative au verdissement des flottes de plus de 100 véhicules, instaurée par la LFI pour 2025. À côté de ces taxes pesant sur les véhicules de tourisme, la détention de véhicules lourds de transport de marchandises reste soumise à une imposition annuelle spécifique (taxe annuelle sur les véhicules lourds de transport de marchandises), héritière de l?ancienne « taxe à l?essieu ». Dans une perspective d?augmentation de la tarification des externalités liées au transport routier et d?efficacité énergétique, une augmentation de la fiscalité à l?immatriculation présente l?avantage d?être simple à mettre en oeuvre et immédiatement opérationnelle. Cette option présente également des avantages en termes d?acceptabilité et de protection de la vie privée. Enfin, le renforcement de la taxation à l?immatriculation permet d?adresser un signal prix fort au moment clé de la décision d?achat, au moment où se déterminent la taille, la motorisation et le niveau d?émissions du véhicule qui entrera dans le parc. En renchérissant de manière ciblée l?acquisition des véhicules aux externalités les plus élevées, ou des secondes voitures au sein d?un ménage, la puissance publique oriente la composition du parc vers des modèles plus sobres. Toutefois, une augmentation de la taxation à l?achat présente plusieurs désavantages. Elle reste largement déconnectée de l?usage réel des véhicules. Par ailleurs, cette logique d?imposition à l?entrée comporte également un risque de frein au renouvellement du parc. En outre, sur le plan budgétaire, une hausse de la fiscalité à l?immatriculation constitue un outil mal adapté pour remplacer la baisse attendue des recettes de fiscalité sur les carburants car son assiette se limite aux nouvelles immatriculations, dont le volume est étroit et sensible aux aléas conjoncturels. Ainsi, une augmentation du malus CO2 pendant la phase de transition114 peut constituer un mécanisme incitatif d?appoint et la suppression du bonus pourrait être envisagée à l?issue de celle-ci, mais l?impact budgétaire et comportemental ne peut être que limité. Tout en possédant les mêmes avantages de simplicité de mise en oeuvre et de gestion et le même inconvénient de déconnexion avec l?usage 114 La suppression de l?abattement au malus pour les véhicules hybrides non rechargeables pourrait aussi être envisagée. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 145 réel du véhicule qu?un renforcement des taxes à l?immatriculation, une taxe annuelle à la détention de véhicules par les ménages pourrait être une alternative plus convaincante. La taxe à la détention présente l?avantage d?offrir une recette plus prévisible et plus stable que la taxe à l?immatriculation. Son produit dépend principalement de la taille et de la composition du parc, dont l?évolution est relativement lente, et non du volume annuel d?immatriculations, plus sensible aux aléas conjoncturels. Il ne s?agirait pas de rétablir à l?identique l?ancienne vignette, mais de construire un prélèvement moderne, plus fidèle aux coûts externes générés par le parc automobile (hors émissions de CO2, tarifées par ailleurs par la fiscalité des carburants et SEQE/ETS 2). Dans cette optique, une assiette fondée non plus sur la seule puissance fiscale, mais sur une combinaison de critères objectivables comme la masse en ordre de marche du véhicule, ou l?empreinte au sol, afin de tenir compte de l?occupation de l?espace, notamment en milieu urbain, pourrait être privilégiée. Une taxe de possession moyenne annuelle de 95 ¤2019 par véhicule particulier aurait un rendement de 3 Md¤2019, soit 10 % des pertes d?accise sur l?énergie à l?horizon 2050. 3.2.4. L?augmentation de l?accise sur l?électricité ne saurait être anticipée au risque de bloquer la transition du transport Historiquement, la France taxe moins les énergies de chauffage (électricité mais aussi gaz naturel et fioul) que celles destinées au transport. Dès lors que l?électricité devient aussi une source d?énergie prédominante dans le transport, il pourrait être envisagé de différencier la taxation de l?électricité en fonction de son usage en relevant le tarif de l?accise sur l?électricité utilisée dans les véhicules à des niveaux plus proches de celle des carburants fossiles au fur et à mesure de l?électrification du parc automobile, tout en poursuivant la convergence de la taxation de l?électricité destinée au chauffage avec celle du gaz naturel évoquée au 2 de ce chapitre. Cette perspective se heurte aujourd?hui à l?absence de solution technique permettant de distinguer les flux électriques en fonction de leur usage chez les particuliers. Si cet obstacle était levé, les anticipations d?un tel relèvement pourraient freiner la transition, sauf si le coût de la recharge restait malgré cette hausse significativement inférieure au plein d?essence et si le calendrier du relèvement était défini à l?avance, de façon à garantir 146 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES la rentabilité des investissements dans les véhicules électriques pour les ménages et pour les entreprises. L?électricité constitue un flux homogène : le réseau ne distingue pas, par nature, les kWh destinés à l?éclairage, au chauffage, à l?industrie ou à la recharge d?un véhicule électrique. La différenciation ne peut intervenir qu?au niveau des installations terminales et des dispositifs de mesure qui y sont associés. Pour les bornes publiques ou semi-publiques (voirie, parkings, commerces, entreprises ouvertes au public), la quantité d?électricité délivrée à chaque session est déjà mesurée et fait l?objet d?une facturation spécifique, ce qui n?est pas le cas pour l?ensemble des bornes privées. Dans la grande majorité des logements, la recharge s?effectue soit sur des prises domestiques classiques, soit via des bornes murales raccordées au tableau général. Le compteur principal mesure la consommation globale du site sans ventilation par usage. Pour que l?administration fiscale puisse appliquer une accise spécifique à la seule consommation liée aux véhicules, il serait nécessaire d?isoler ces consommations par un dispositif de comptage dédié et certifié. En Californie, le suivi de la recharge résidentielle des véhicules électriques repose sur une logique de sous-comptage (submetering), organisée par la California Public Utilities Commission (CPUC). La CPUC a adopté en 2022 un protocole permettant de mesurer séparément l?électricité utilisée pour la recharge du véhicule par rapport au compteur principal du logement. Sur le plan technique, le principe est de distinguer la recharge du reste des usages domestiques grâce à un compteur dédié, placé côté client : la recharge est donc identifiée par un équipement spécifique, généralement intégré à l?équipement de recharge ou installé sur le circuit dédié, puis traitée séparément du reste de la consommation du logement. Cette donnée séparée permet ensuite d?appliquer un tarif propre à la recharge, distinct du tarif applicable aux autres usages de la maison. Si une solution technique semble donc exister, des obstacles juridiques et pratiques importants subsistent. La directive sur la taxation de l?énergie ne prévoit pas une taxation différenciée de l?électricité selon ses usages. L?exemple californien repose sur un dispositif incitatif et volontaire dont la transposition sous la forme d?une obligation d?équipement liée à un dispositif fiscal peut s?avérer complexe et favoriser la fraude. Le coût de déploiement des compteurs dédiés devrait être balancé avec les avantages attendus. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 147 En termes de politique publique, une hausse trop précoce de l?accise sur l?électricité pour les recharges de véhicules pourrait entraîner des difficultés dans l?électrification du parc automobile, pourtant indispensable à la décarbonation. Cela réduirait directement l?avantage économique de la voiture électrique à l?usage. Aujourd?hui, une partie de l?attractivité des véhicules électriques repose sur un coût au kilomètre inférieur à celui d?un véhicule thermique, grâce à une électricité moins taxée que les carburants fossiles. En renchérissant l?électricité, on réduit l?écart entre le « plein » électrique et le plein de carburant : le signal prix en faveur de l?électrique devient moins lisible. Pour un ménage, surtout modeste, l?arbitrage entre garder un véhicule thermique amorti ou investir dans un véhicule électrique plus cher à l?achat devient alors moins favorable au basculement. Ensuite, l?augmentation de l?accise sur l?électricité fragiliserait le modèle économique des infrastructures de recharge. Les opérateurs de bornes répercutent mécaniquement la hausse de la fiscalité sur le prix de la recharge. Le résultat serait un double effet négatif : d?une part, les usagers verraient le coût de l?électricité augmenter ; d?autre part, la fréquentation des bornes pourrait diminuer, ce qui allongerait les temps d?amortissement des investissements et de déploiement de nouvelles infrastructures. Or, une offre de recharge dense et abordable est une condition essentielle de la diffusion des véhicules électriques. Un relèvement précoce de la fiscalité sur l?électricité créerait également une incohérence dans les signaux publics qui serait immédiatement perceptible. D?un côté, l?État subventionnerait l?achat de véhicules électriques et de points de recharge (bonus, prime à la conversion, aides à l?installation de bornes) ; de l?autre, il renchérirait simultanément l?énergie qui permet de les utiliser. Si elle est envisageable en fin de période, l?augmentation de l?accise sur l?électricité ne saurait donc être anticipée au risque de bloquer la transition. Une solution possible pour ancrer les anticipations des ménages et des entreprises serait d?adopter dans un instrument législatif une planification de long terme, mettant en regard un relèvement modéré du tarif en fin de période et l?atteinte d?objectifs d?électrification du parc. Dans tous les cas, le tarif-cible de l?accise sur l?électricité devra préserver la rentabilité à long terme de l?investissement dans un véhicule électrique plutôt que dans un véhicule thermique. 148 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Constat n° 14 : Une différenciation des tarifs d?accise sur l?électricité en fonction de l?usage n?est pas souhaitable pendant la transition. À plus long terme, elle nécessiterait une base juridique européenne et des évolutions technologiques des compteurs. 3.3. Des économies en dépenses peuvent compenser la baisse du rendement de l?accise de l?énergie Cette option, si les dépenses choisies ont un effet multiplicateur faible et ont peu d?effet sur la croissance potentielle, permet de préserver l?amélioration du taux d?effort énergétique des ménages mise en évidence en 2030 au chapitre II, sans mettre à contribution les entreprises. Sa faisabilité, dont l?analyse ne relève pas du champ de compétence du CPO, dépend toutefois de la capacité de la France à consolider ses finances publiques à moyen-long terme en faisant face aux pressions à la hausse déjà identifiées liées au vieillissement de la population, à la situation géopolitique et à la transition écologique et numérique. À cet égard, la 3ème édition du baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux du CPO a souligné que le soutien de la population à des baisses de dépenses publiques, même en contrepartie de baisse d?impôts, restait minoritaire pour la plupart des grands postes de dépenses : 28% pour les dépenses de retraite, 30 % pour les dépenses de santé, 41% pour les dépenses de lutte contre la pauvreté et 42% pour les dépenses de défense. Au total les choix de finances publiques passent sans doute par la combinaison d?une diminution des dépenses publiques et la sollicitation d?autres impositions, sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. Recommandation n° 6 : Définir une stratégie à long terme pour faire face aux pertes d?accise liées à la sortie des énergies fossiles en combinant une diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 149 Conclusion Depuis 1973, la part des énergies fossiles dans le mix énergétique français diminue et la consommation globale d?énergie baisse depuis le début des années 2000. Ces évolutions sont le produit de multiples facteurs (chocs pétroliers, politique d?indépendance énergétique, désindustrialisation) auxquels se sont récemment ajoutées les politiques de décarbonation. La fiscalité énergétique repose principalement sur l?accise sur l?énergie, fondée sur les quantités, et la TVA, assise sur les prix. Conçue dans une logique de rendement, elle a intégré progressivement des contraintes environnementales, mais de façon incomplète et parfois peu cohérente. Elle se révèle aussi peu adaptée pour compenser les effets des fluctuations des prix, car les baisses de fiscalité indirecte ne se répercutent que partiellement sur la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont politiquement difficiles à retirer. La hausse du prix du pétrole observée dans le contexte des tensions au Moyen-Orient entrainera, en 2026, une augmentation de la TVA perçue sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la réduction de la demande en réponse à l?augmentation des cours. À plus long terme, la réduction globale de la consommation énergétique et l?électrification du transport vont réduire le rendement de l?accise, significativement dès 2030, drastiquement à l?horizon 2050. Les ménages qui auront pu mener à bien les investissements de d?efficacité énergétique du chauffage et l?électrification de leur mode de transport bénéficieront d?un gain de pouvoir d?achat qui, sous les hypothèses retenues par la stratégie nationale bas carbone 3, serait supérieur à l?augmentation des prix de l?énergie pour les ménages induite par la mise en place d?un second marché carbone européen prévue pour 2028. Ceci doit conduire à privilégier des aides à l?investissement dans la décarbonation ciblées sur les plus modestes et les plus exposés par rapport à des mesures générales de baisse de la fiscalité de l?énergie pour accompagner le déploiement de ce second marché carbone. 150 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Les effets de la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone et de la mise en place du second se feront également sentir sur les entreprises qui bénéficient aujourd?hui, pour nombre d?elles, de tarifs réduits d?accise sur les carburants, le gaz ou l?électricité. La maturité et la compétitivité des alternatives technologiques aux énergies fossiles dans ces secteurs et l?exposition internationale des entreprises concernées devront être prises en compte dans la réévaluation des dépenses fiscales favorables aux énergies fossiles. À l?horizon de la fin de la transition, pour faire face aux pertes d?accise sur l?énergie, les choix devront combiner la diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions, portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. INVALIDE) (ATTENTION: OPTION ficients de conversion favorisent l'électrification et la chaleur renouvelable. Financer une chaudière à gaz via les CEE deviendra impossible pour certains modèles, au profit des pompes à chaleur (PAC) et des raccordements aux réseaux urbains. Pour l?électricité et le gaz naturel, la fiscalité représentait un peu moins de 30 % du prix de vente aux consommateurs en 2025. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 55 Graphique n° 10 : décomposition du prix des énergies consommées par les ménages en 2025 (en ¤/MWh) Note: tarif réglementé résidentiel pour l?électricité, prix repère du gaz naturel Source : DGEC Constat n° 2 : Mi-mai 2026, la fiscalité représentait 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole. En 2025, elle s?établissait en moyenne légèrement en dessous de 30 % pour le tarif réglementé de l?électricité pour les clients résidentiels et le prix repère de commercialisation du gaz naturel. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 56 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 2.2. Une volonté contrariée de mise en cohérence de l?accise avec les enjeux environnementaux 2.2.1. Un encadrement européen de la structure des tarifs de l?accise en cours de révision L?ensemble des droits d?accise ? soit tous les impôts indirects sur la vente ou l?usage de certains produits (produits énergétiques et électricité mais aussi alcool et tabacs) ? font l?objet d?un encadrement européen. Ce cadre vise à garantir le bon fonctionnement du marché intérieur européen, notamment en harmonisant les législations fiscales nationales. La directive relative au régime général d?accise27 encadre notamment la possibilité de prélever des taxes indirectes supplémentaires à l?accise. Elle prévoit que ces taxes doivent, d?une part, être prélevées à des « fins spécifiques » et, d?autre part, respecter les règles de taxation propres à chaque accise. L?accise sur les énergies fait par ailleurs l?objet d?un encadrement spécifique prévu par la directive relative à la taxation de l?énergie, dite « DTE » (directive sur la taxation de l'énergie) de 200328. Cette directive recense notamment les produits énergétiques qui entrent dans son champ, fixe les niveaux minima de taxation applicables à ces produits et, sous certaines conditions, les exonérations ou les taux de taxation différenciée qui s?appliquent. Cette directive ne concerne ni les produits énergétiques ne faisant pas l?objet de droits d?accise, notamment le bois de chauffage, le charbon de bois et la chaleur commercialisée (qui sont uniquement assujettis à la TVA), ni certains usages exonérés d?accise, notamment l?électricité qui est utilisée pour produire de l?énergie ou les produits énergétiques utilisés dans le cadre de certains procédés minéralogiques ou chimiques. Elle prévoit en outre l?exonération obligatoire des produits énergétiques utilisés pour la 27 Directive (UE) 2020/262 du Conseil du 19 décembre 2019 établissant le régime général d?accise. 28 Directive 2003/96/CE du Conseil du 27 octobre 2003 restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l'électricité. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 57 navigation aérienne (hors aviation de tourisme privée) et pour la navigation maritime dans des eaux communautaires. Cette directive laisse également des marges de manoeuvre aux États membres pour prévoir, à la condition qu?ils respectent des minima fixés par la directive, des taux différenciés pour certains produits (électricité d?origine solaire ou hydraulique, gaz naturel liquéfié, biocarburants, etc.), entre consommation professionnelle et consommation non professionnelle, pour les grands consommateurs d?énergie ou pour certaines utilisations (transports publics, taxis, certains services publics, etc.), ou pour des « raisons de politique spécifique », sur autorisation préalable du Conseil. La DTE, qui encadre l?accise sur les énergies, manque de cohérence au regard des objectifs de l?Union Européenne en matière de climat et d?énergie. La Commission européenne, dans sa proposition de directive du Conseil restructurant le cadre de l?Union de taxation des produits énergétiques et de l?électricité, a recensé les principales raisons expliquant ce manque de cohérence. La DTE actuelle taxe les nouveaux carburants et combustibles à moindre intensité de carbone comme leurs équivalents fossiles s?ils sont apparus après l?adoption en 2003 de la dernière DTE. Les biocarburants sont notamment désavantagés par la taxation fondée sur le volume. En effet, un litre de biocarburant présente généralement une teneur énergétique inférieure à celle d?un litre de combustible fossile. En outre, la DTE ne fait pas de distinction entre les sources d?électricité en fonction de leur intensité carbone. En 2018, selon la Cour des comptes européenne, la moyenne des taxes variait en fonction du produit énergétique entre 1,7 euro par MWh et 107,8 euros par MWh. Ces variations ne reflètent pas les différences en matière d'efficacité carbone, l?électricité étant en moyenne cinq fois plus taxée que le gaz naturel et dix fois plus que le charbon29. De plus, toujours selon la Cour, les exonérations fiscales obligatoires dont bénéficient les secteurs des transport aérien et maritime, si elles assurent l?égalité de traitement des compagnies européennes avec les autres, ne reflètent pas l?efficacité carbone de ces modes de transport. 29 Cour des comptes européenne (2022), Taxation de l?énergie, tarification du carbone et subventions de l?énergie, document d?analyse n° 2022/01 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 58 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES La DTE n?a pas harmonisé la fiscalité au niveau européen. Ainsi, en 2021, avant les mesures mises en place par beaucoup d?États pour faire face à l?augmentation des prix de l?énergie en 2022-2023, la part de la fiscalité de l?énergie dans le PIB des États membres de l?Espace économique européen variait entre 0,7 % (Irlande) et 3,1 % du PIB (Grèce). Avec 1,8 % du PIB, la France était proche de la moyenne de l?Union européenne (1,7 % du PIB). Le projet de révision de la DTE, en cours de négociation, a pour but de répondre en partie à ces constats. La proposition de la Commission comprenait l'introduction de nouveaux taux de taxation basés sur le contenu énergétique, ainsi que sur les performances climatiques et environnementales, le passage d'une taxation fondée sur le volume à une taxation basée sur le contenu énergétique (euro/GJ), le classement et la fixation d'une taxation minimale pour les différents produits énergétiques en fonction de leurs performances environnementales, l?augmentation des taux minimaux de taxation pour les carburants et les combustibles et la réduction de la taxe minimale pour l'électricité à des fins de consommation non professionnelle. En outre, elle proposait la suppression du traitement de faveur accordé à certains secteurs ou carburants et l'extension du champ d'application de la DTE : élimination de la différence entre le diésel et l'essence ; suppression de l'exonération fiscale accordée au transport international aérien de passagers et au transport international maritime ; abrogation de la possibilité de taxer sous les minima les entreprises à forte intensité énergétique ; extension du champ d'application de la directive au bois de chauffage, au charbon de bois et aux carburants alternatifs tels que l'hydrogène ; spécification de différents taux minimaux de taxation de l'énergie pour les diverses catégories de biocarburants ; suppression de la distinction entre consommation professionnelle et consommation non professionnelle. Les États membres avaient toutefois la possibilité de continuer à appliquer des exonérations et des réductions pour des raisons d'ordre social ou de protection de l'environnement. L?adoption à court terme de cette révision reste toutefois très incertaine dans la mesure où les décisions concernant la fiscalité doivent être prises à l?unanimité des États membres. Une proposition de compromis, aux ambitions sensiblement réduites par rapport aux propositions de la Commission, a fait l?objet d?une discussion au Conseil de l?UE à l?occasion de la présidence danoise, le 10 novembre 2025. Elle prévoit notamment le maintien des exonérations sur le transport maritime et aérien international (en maintenant la possibilité déjà existante de limiter Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 59 leur champ à l?intérieur de l?Union européenne), l?autorisation de tarifs différenciés pour toutes les activités économiques et la possibilité de prévoir des tarifs réduits et des exonérations partielles ou totales pour les électro-intensifs et les énergo-intensifs, ainsi que pour certains secteurs pour lesquels des accords sont conclus avec le Gouvernement dans l?objectif d?encourager l?efficience énergétique. Ces discussions n?ont toutefois pas abouti et n?ont pas repris depuis. Face à la hausse du prix du pétrole constatée depuis février 2026 dans un contexte de tensions au Moyen-Orient, la Commission européenne a annoncé pour mai 2026 une nouvelle proposition de texte visant à réduire le prix de l?électricité notamment par une baisse de la fiscalité. 2.2.2. Un alourdissement des tarifs de l?accise sur les énergies fossiles interrompu entre 2019 et 2023 En France, la « composante carbone » de l?accise sur les énergies a été introduite dans la loi de finances pour 2014. La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) de 2015 a ensuite fixé une cible à long terme avec un taux défini à 100 ¤/tCO2 en 2030. Cette composante carbone n?est pas une taxe à proprement parler, mais une modalité de calcul de trois des quatre composantes de l?accise sur les énergies dues en France continentale : produits énergétiques, gaz naturel, charbon. L?accise sur l?électricité n?est pas concernée par la composante carbone. Suite au mouvement de contestation sociale intervenu à l?automne 2018 (Gilets jaunes), la composante carbone a été gelée à son niveau de 2018, soit 44,6 ¤ par tonne. Après une stabilisation globale des tarifs pour les énergies fossiles entre 2019 et 2023, les lois de finances pour 2024, 2025 et 2026 ont néanmoins procédé à plusieurs modifications des tarifs normaux de l?accise. L?accise sur le gaz naturel a augmenté de 8 ¤/MWh en 2024. Pour les carburants, les tarifs normaux du gazole et de l?essence ont été relevés pour intégrer dans le tarif légal les majorations régionales préexistantes. Le nouveau tarif conduit néanmoins à un léger rapprochement de l?accise sur le gazole et de celle sur l?essence. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Tableau n° 4 : Tarifs normaux d?accise sur les carburants Source : Conseil des prélèvements obligatoires, d?après l?article L. 312-35 du CIBS. Pour les autres catégories fiscales (combustibles et électricité), différentes modifications ont également été apportées en 2025 et 2026. L?accise sur le gaz et l?électricité a été allégée en 2025 pour compenser le relèvement du taux de TVA applicable aux abonnements de gaz et d?électricité. Afin de favoriser l?électrification des usages, l?article 71 de la LFI 2026 prévoit, à compter du 1er août 2026, un passage du tarif normal d?accise sur les énergies combustibles hors GPL de 10,54 à 10,73 ¤/MWh, tandis que le tarif normal sur l?électricité pour les ménages passera à la même date de 25,09 à 24,69 ¤/MWh, puis rebaissera à nouveau à 24,38 ¤/MWh au 1er février 2027. Si les nouveaux tarifs d?accise réduisent ainsi légèrement les divergences entre les catégories fiscales, des débats persistent néanmoins tant sur la cohérence du maintien d?un écart de taxation entre l?électricité et les combustibles fossiles (fioul, gaz naturel) au détriment de la première que sur la cohérence environnementale du maintien d?un différentiel entre le gazole et l?essence. 2.2.3. Une multiplicité d?exonérations, de tarifs réduits ou spécifiques La France a fait un usage large des possibilités d?exonération ouvertes par la directive relative à la taxation de l?énergie. Pour l?année 2024, 38 régimes d?exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits ont été recensés, dont 36 dépenses fiscales et deux anciennes dépenses fiscales relatives aux exonérations bénéficiant au Tarif normal jusqu'au 31/07/25 (en ¤/MWh) Gaz naturels 5,23 5,23 5,23 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 61 transport aérien et maritime international30. Si certains de ces régimes de faveur découlent directement de l?application de la directive sur la taxation de l?énergie, une majorité d?entre eux reflète des choix nationaux, dans le but de soutenir un territoire (Corse et outre-mer), un secteur d?activités (industrie, transports publics, transport routier de marchandises, taxis, etc.), une activité (R&D pour les moteurs d?avions et de bateaux, valorisation de la biomasse, stockage de données, etc.) ou un produit énergétique (gazole non routier, biocarburants, biogaz, etc.). Graphique n° 11 : Panorama des exonérations, tarifs réduits et tarifs particuliers Source : CPO Le montant cumulé de ces différents régimes particuliers d?accise s?élevait à 15 Md¤ en 2024. Leur coût pour les finances publiques a évolué entre 4 Md¤ et 7 Md¤ entre 2004 et 2014, avant d?augmenter rapidement entre 2014 et 2017 pour atteindre 10 Md¤, une évolution qui s?explique en 30 L?exonération prévue pour la navigation aérienne internationale résulte de l?application de l?article 24 de la convention de Chicago. Celle prévue pour la navigation maritime internationale repose sur des fondements plus informels. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 62 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES grande partie par l?évolution de la composante carbone. À compter de 2017, la documentation budgétaire permet de relever une baisse à 8 Md¤ en 2018, puis une stagnation entre 8 et 9 Md¤ jusqu?en 2024. La baisse constatée résulte de la crise sanitaire, de certaines mesures de taux (bouclier tarifaire sur l?électricité) et, surtout, du déclassement des deux exonérations sur le transport aérien et maritime. La réintégration dans le calcul de ces deux exonérations permet d?observer une hausse continue jusqu?en 2019 jusqu?à dépasser 12 Md¤, puis une baisse forte en 2020, avant une reprise entre 2021 et 2024 pour atteindre 15 Md¤. La forte augmentation observée en 2023 et 2024 tient en grande partie à la révision du tarif normal de l?accise sur les carburéacteurs qui sert de référence au calcul du montant de la dépense fiscale déclassée sur le transport aérien international. Graphique n° 12 : évolution du coût total des régimes particuliers d?accise sur l?énergie sur la période 2004 ? 2024 (M¤) Source : CPO Le coût de ces régimes particuliers est concentré sur dix régimes qui représentaient 93 % du montant total en 2024. Les quatre principales dépenses fiscales concernent le transport aérien international, le gazole non Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 63 routier agricole, les tarifs spécifiques à l?outre-mer (non étudiés dans le cadre de ce rapport) et le transport routier de marchandises. Graphique n° 13 : Les dix exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits d?accise sur l?énergie les plus coûteux en 2024 Source : CPO. En raison du déclassement de ces dépenses fiscales depuis 2017, les coûts des exonérations des transports aérien et maritime internationaux sont repris respectivement de la note d?exécution budgétaire du budget annexe « Contrôle et exploitation aériens » et du dernier chiffrage disponible (PLF 2019). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Graphique n° 14 : Ventilation sectorielle du coût des exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits d?accise sur l?énergie en 2024 (réalisé) et en 2026 (prévisionnel) Source : CPO. En raison du déclassement de ces dépenses fiscales depuis 2017, les coûts des exonérations des transports aérien et maritime internationaux sont repris respectivement de la note d?exécution budgétaire du budget annexe « Contrôle et exploitation aériens » et du dernier chiffrage disponible (PLF 2019). Cette multiplication des taux réduits, qui n?est pas propre à la France, limite les incitations tarifaires à la décarbonation et va à l?encontre de l?objectif de neutralité carbone en 2050. Constat n° 3 : Le rendement de l?accise sur l?énergie est limité par de nombreux tarifs spécifiques qui visent à atténuer ses effets sur la compétitivité de certains secteurs économiques. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 65 2.3. Des expériences peu concluantes d?utilisation de l?outil fiscal pour contrer la volatilité du prix de l?énergie Les périodes de forte augmentation des prix de l?énergie s?accompagnent en général de mouvements de remise en cause des niveaux élevés de taxation des produits énergétiques, qu?il s?agisse la TVA ou de l?accise. Face au choc énergétique de 2022-2023, 10 États membres de l?Union européenne avaient adopté des baisses de TVA sur l?électricité et 12 des baisses de TVA sur le gaz. Seule la Pologne avait abaissé la TVA sur les carburants pendant dix mois, en contravention avec le droit communautaire qui n?autorise pas de taux réduit pour ces produits. Compte tenu de l?augmentation du prix du pétrole observée en mars 2026, l?Espagne et la Pologne ont annoncé la réduction de leurs taux de TVA sur les carburants à respectivement 10 et 8 %, une évolution contraire aux dispositions de la directive dite « TVA »31. En 2023, dans son rapport sur la TVA32, le CPO avait approuvé la décision du Gouvernement français de privilégier d?autres outils que la baisse de TVA sur le gaz et l?électricité pour la protection des personnes les plus exposées. Il avait notamment montré que le chèque énergie était plus efficace et plus efficient pour protéger temporairement les ménages modestes face à la hausse des prix de l?énergie. De façon plus générale, il soulignait la faible pertinence de l?utilisation de la TVA comme instrument de politique conjoncturelle en raison de multiplicateurs plus faibles que la baisse d?autres impôts et de la difficulté politique à revenir sur cette mesure après la crise33. Il rappelait en outre qu?une baisse de TVA ne se traduisait souvent que partiellement dans les prix. L?effet de rigidité des prix à la 31 Directive 2006/112/CE du Conseil du 28 novembre 2006 relative au système commun de taxe sur la valeur ajoutée, révisée. 32 CPO, La TVA, un impôt à recentrer sur son objectif de rendement pour les finances publiques, décembre 2023. 33 Cette réversibilité dépend des conditions politiques propres à chaque pays. L?Allemagne a ainsi réussi à revenir rapidement sur la baisse temporaire de TVA mise en place pendant l?épidémie de covid-19 (juillet-décembre 2020). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 66 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES baisse existe, mais est plus faible pour des produits très concurrentiels comme les carburants34. Plusieurs États européens (Allemagne, Italie, Portugal, Suède) ont de leur côté annoncé des baisses des tarifs d?accise sur les carburants en réponse à la hausse du prix du pétrole de mars 2026. La France a connu par le passé deux expériences peu concluantes d?utilisation de l?accise pour porter des mesures de soutien du pouvoir d?achat en période d?augmentation du prix de l?énergie. Entre le 1er octobre 2000 et le 21 juillet 2002, le Gouvernement a mis en place la « taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) flottante » : cette taxe devait diminuer en période de hausse du prix du pétrole brut à due proportion du surplus de TVA et augmenter en période de baisse, afin de lisser le prix payé par les consommateurs. Comme le relevait le Conseil des impôts en 200535, l?effet sur les prix est resté limité (au plus, 2,19 ct par litre) et lorsque les prix de marché ont diminué, à la veille d?élections municipales, le Parlement n?a pas voté la hausse qui aurait dû avoir lieu, générant ainsi un déficit de recettes publiques : le coût de la TIPP flottante a ainsi représenté 2,7 Md¤ sur 22 mois alors que le surplus de TVA représentait 1,3 Md¤. Pendant l?épisode inflationniste qui a suivi l?invasion de l?Ukraine en 2022-2023, le bouclier tarifaire gaz naturel et la remise carburants ont été conçus sous la forme de dispositifs budgétaires, tandis que le bouclier tarifaire électricité était un instrument en partie fiscal, s?appuyant sur une baisse importante de l?accise sur l?électricité. Le coût total du volet fiscal du bouclier électricité a représenté 19,4 Md¤ entre 2022 et 202436. Alors que les dispositifs budgétaires ont été interrompus dès décembre 2022 pour 34 Face à la hausse des prix à la production, les coûts de distribution ont dans un premier temps diminué, passant pour le gazole de 0,28 à 0,257 ¤/L entre le 27 février et le 27 mars 2026. Entre le 27 mars et le 15 mai 2026, ils ont au contraire remonté à 0,299 ¤/L, alors que le prix à la production baissait. 35 Conseil des impôts, Fiscalité et environnement, 2005 36 Auxquels s?ajoutaient 30,3 Md¤ pour le volet budgétaire. Cour des comptes, Les effets de l?inflation sur les finances publiques (2022-2023), novembre 2025 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 67 la remise carburants et, pour l?essentiel fin 2023, pour le bouclier gaz37, il a fallu attendre février 2025 pour que la fiscalité de l?électricité retrouve son niveau d?avant l?épisode inflationniste pour les ménages. Cette difficulté n?est pas propre à la France : la baisse de l?accise sur les carburants décidée par le Royaume-Uni en 2022 était encore en vigueur début 2026. Sur le plan de l?efficacité, des études économétriques ont mis en évidence les effets limités des mesures de soutien du pouvoir d?achat du Gouvernement français sur la croissance en raison notamment du maintien d?un taux d?épargne des ménages élevé en 2022-202338. Par ailleurs, la Cour des comptes a pu relever le caractère très peu ciblé de ces mesures et le poids important du soutien des ménages par rapport à celui des entreprises. Constat n° 4 : Les mesures fiscales ne sont pas des outils pertinents de compensation des fluctuations des prix de l?énergie : elles ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. 3. Une fiscalité complétée par les marchés carbone et le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières Pour parvenir à l?objectif de neutralité carbone en 2050 que s?est fixée la France, les signaux-prix constituent un levier essentiel pour inciter à réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES). Afin d?appréhender ce signal-prix, l?OCDE a développé la notion de tarification effective du carbone, qui permet d?apprécier le niveau de tarification de chaque secteur. Le modèle « Elfe » du commissariat général au développement durable 37 Le bouclier gaz a été maintenu en 2024 pour les contrats collectifs signés à un prix élevé avant le 30 juin 2023. La dépense correspondante s?est toutefois limitée à 0,5 Md¤. 38 Les études disponibles (Malliet et Saumtally, OFCE, 2023 ; Lemoine, Petronevitch et Zutova, Banque de France, 2024) chiffrent l?impact du bouclier tarifaire sur le PIB réel entre 0,1 et 0,2 point de PIB réel en 2022 et entre 0,2 et 0,5 point en 2023. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 68 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (CGDD) permet d?analyser la tarification effective du carbone en France et prend en compte depuis 2023 l?intégralité des émissions de GES. Selon ce modèle, la tarification effective moyenne du carbone en 2023 est estimée à 91 ¤/tCO2éq, avec de très fortes disparités entre les émissions de GES d?origine énergétique (taxées à 124 ¤/tCO2éq) et les autres émissions (taxées à 20 ¤/tCO2éq, soit environ six fois moins)39. La majeure partie de la tarification carbone repose aujourd?hui sur la fiscalité, en particulier sur l?accise sur les énergies (qui couvre 52 % des émissions), alors que son assiette ne porte que sur les émissions d?origine énergétique. Les quotas d?émissions européens ne concernent à l?inverse que 20 % des émissions, alors qu?ils permettent de couvrir toutes les émissions, y compris celles d?origine non énergétique (CO2, protoxyde d?azote, méthane, gaz fluorés, etc.). Graphique n° 15 : Les outils de tarification d?émissions de GES en 2023 39 Ministères chargés des territoires, de l?écologie et du logement, Une tarification des émissions de gaz à effet de serre inégale selon les secteurs, décembre 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 69 Cette structure centrée sur l?accise a pour conséquence que la tarification carbone effective des émissions d?origine énergétique varie de manière importante selon les secteurs d?activités, du fait des exonérations et des tarifs réduits applicables. Par exemple, pour les gazoles, le gazole non routier (GNR) agricole a une taxation effective d?environ 15 ¤/tCO2éq, contre 170 pour le gazole utilisé pour le transport routier de marchandises et 230 pour le reste du transport routier. À l?inverse, l?organisation d?un marché carbone permet l?émergence d?une tarification unique. Le système d?échange de quotas d?émission de l?Union européenne (SEQE-UE 1, Emissions Trading System 1 ou ETS 1 en anglais) s?est progressivement développé et un nouveau marché carbone (SEQE 2 ou ETS 2) est prévu à compter de 2028 pour assurer la tarification carbone d?autres secteurs. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 70 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 16 : Tarification effective du carbone en France en 2025, ordonnée par niveau croissant de tarification 3.1. Les leçons du premier marché carbone européen (SEQE ou ETS 1) Le protocole de Kyoto, signé le 11 décembre 1997 et entré en vigueur en 2005, prévoyait, entre autres, la création et le déploiement de marchés carbone. Dès 2005, l?Union européenne a été pionnière en mettant en place son système d?échange de quotas d?émissions. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Encadré 8 : Marché carbone ou taxe carbone ? Du point de vue économique, une taxe carbone fixe le prix et laisse les quantités d?émissions s?ajuster, tandis qu?un marché d?échange fixe la quantité (le plafond) et laisse le prix s?ajuster. En théorie, à information parfaite et avec les bons correctifs, les deux instruments peuvent être conçus pour offrir des incitations équivalentes. En pratique, leurs propriétés diffèrent. Un marché carbone procure une certitude environnementale à court terme mais un prix volatil, que l?on peut lisser via une réserve, des planchers/plafonds de prix ou des dispositifs d?invalidation. Une taxe donne une certitude sur le coût marginal et est plus simple sur un plan administratif, mais l?atteinte d?une cible environnementale nécessite un ajustement régulier du taux au vu des émissions observées. Le marché carbone de l?Union européenne s?applique aux installations situées sur le territoire de l?Espace économique européen (27 États membres de l?UE, Norvège, Islande et Liechtenstein). Depuis 2021, à la suite du Brexit, les installations au Royaume-Uni n?en font plus partie, à l?exception des centrales électriques en Irlande du Nord, mais un accord de couplage des marchés carbone britannique et européen est en cours de négociation. Le marché carbone suisse est lié au marché carbone européen depuis janvier 2020. Ce lien permet aux installations couvertes d'utiliser des quotas des deux marchés pour remplir leurs obligations. Les secteurs actuellement concernés sont notamment la production d?électricité et de chaleur, l?industrie lourde (raffineries, production d?acier, de ciment, de produit chimique, d?aluminium, de verre, de céramique, de papier-carton, etc.) et le transport aérien intra-européen. Depuis 2024, le marché carbone s?applique aussi à une partie du secteur maritime. Hors aviation civile et secteur maritime, environ 10 000 installations sont incluses dans le marché carbone à l?échelle de l?Union européenne et 1 059 en France. En 2022, les émissions couvertes s?élevaient à 1 284 MtCO2 à l?échelle de l?UE (soit environ 40% des émissions de CO2), dont 84 MtCO2 en France (soit environ 20% des émissions territoriales de la France). Dans le secteur de l?aviation, le marché carbone couvre environ 350 compagnies d?aviation à l?échelle européenne, soit 48,7 MtCO2 d?émissions issues de l?aviation en 2022 dans l?UE, dont 3,2 MtCO2 émises par les compagnies attribuées à la France. Le but du marché carbone est de restreindre le volume des gaz à effet de serre qui peuvent être émis. Les quotas d'émission sont plafonnés à un niveau fixé par l'UE et les entreprises peuvent, soit recevoir à titre Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 72 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES gratuit, soit acheter des quotas individuels. Le plafond est abaissé au fil du temps, de manière à réduire progressivement la quantité d'émissions et augmenter le prix du carbone. Afin de pouvoir éviter une volatilité trop importante des prix, une réserve de stabilité du marché (MSR) a été mise en oeuvre à partir de 2017, permettant ainsi de faire varier la quantité de quota disponible sur le marché et donc d?intervenir sur le prix de ces quotas. Encadré 9 : Fonctionnement de la réserve de stabilité (SEQE/ETS 1) La Market Stability Reserve (MSR) est un moyen de régulation du SEQE 1. Il ajuste mécaniquement l?offre de quotas mis aux enchères afin d?éviter les excès durables d?offre ou les pénuries et doit donc permettre de stabiliser le signal-prix du carbone. Chaque année, la Commission calcule le TNAC (Total Number of Allowances in Circulation). Lorsque le TNAC dépasse un certain seuil, le MSR retire des quotas des enchères pendant douze mois. Si le TNAC se situe entre 833 et 1 096 millions de quotas, la quantité retirée correspond exactement à l?écart au-dessus de 833 millions ; s?il dépasse 1 096 millions, le retrait s?élève à 24 % du TNAC. À l?inverse, si le TNAC tombe sous 400 millions, le MSR relâche 100 millions de quotas supplémentaires aux enchères. Dans tous les cas, l?ajustement passe uniquement par les volumes enchéris : les allocations gratuites aux installations ne sont pas modifiées, et la répartition des retraits/relâchements se fait au pro rata entre États membres. Pour éviter que le MSR ne devienne un « stock-tampon » permanent, une invalidation automatique est prévue : chaque 1?? janvier, les quotas accumulés dans la réserve au- delà de 400 millions sont annulés définitivement. Afin de renforcer la capacité d?action de la MSR, la Commission a proposé en mars 2026 de supprimer ce mécanisme d?invalidation. Pendant une longue période (2013-2017), le prix du quota était faible, autour de 5 ¤, à cause d?un déséquilibre structurel du marché entre l?offre et la demande. La mise en application de la réserve de stabilité du marché en 2017 a permis une multiplication par quatre du prix du quota en un an, entre septembre 2017 et septembre 2018. Le prix a ensuite fluctué entre 25 et 30 ¤, avec une baisse importante mais temporaire pendant la crise de la Covid au printemps 2020. En fin d?année 2020, le prix a à nouveau connu une tendance haussière marquée, portée par l?anticipation de sa réforme dans le cadre du Pacte Vert, avec encore une multiplication du prix par près de quatre en un peu plus d?un an, entre novembre 2020 et février 2022 où il a atteint près de 100 ¤. Après une baisse importante suivie d?un rebond après l?invasion russe de l?Ukraine, le prix a ensuite fluctué autour de 80-90 ¤ de février 2022 à octobre 2023. D?octobre 2023 à fin janvier 2024, le prix a baissé continuellement jusqu?à 48 ¤. Après être remonté à 85 ¤ en janvier 2025, il varie depuis entre 60 et 80 ¤. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 73 3.2. Les finalités du second marché carbone européen (SEQE ou ETS 2) Un système distinct d'échange de quotas d'émission (SEQE ou ETS 2) doit à terme porter sur les consommations de carburants et combustibles utilisés dans les secteurs du transport routier, pour le chauffage des bâtiments résidentiels et tertiaires, la petite industrie non couverte par le premier marché carbone et le gazole non routier utilisé par le secteur de la construction. Ces secteurs représentent 53% des émissions de CO2 françaises. La mise en oeuvre du second marché carbone européen initialement prévue en 2027 a toutefois été reportée à 2028. La France n?a pas engagé la transposition du second marché carbone en droit interne, ce qui aurait dû intervenir au 30 juin 2024. Une procédure d?infraction a été ouverte par la Commission européenne. Le second marché carbone applique une logique amont : ce sont les fournisseurs de carburants qui doivent surveiller, déclarer puis acheter et restituer des quotas correspondant aux émissions induites par les volumes livrés. Aucune allocation gratuite n?est prévue : tout passe par l?enchère, et le système est assorti d?un dispositif MSR propre et censé éviter l?emballement des prix. Toutefois, la quantité de carbone allouée à cette réserve pourrait être insuffisante pour limiter le prix au niveau prévu par la directive, soit 45¤2020 par tonne de CO2, ce qui a conduit la Commission européenne à formuler une proposition de révision de son mode de fonctionnement en novembre 202540. Une étude de Rexecode41 retient un surcoût annuel pour un ménage moyen de l?ordre de 155 ¤, se décomposant entre 105 ¤ pour ses charges de transport et 50 ¤ pour son logement, sous l?hypothèse d?un prix de 50 ¤ par tonne de de CO2, mais ces surcoûts ne tiennent pas compte d?éventuelles réactions en termes de consommation et d?investissements (cf. chapitre II). Un Fonds social pour le climat (FSC) a été créé pour amortir l?impact social de ce signal-prix en finançant des mesures nationales ciblant les ménages et micro-entreprises vulnérables. 40 Proposition de décision du parlement européen et du Conseil modifiant la décision (UE) 2015/1814 en ce qui concerne la réserve de stabilité du marché pour les secteurs du bâtiment, du transport routier et d?autres secteur. COM(2025)738 41 R. Trotignon, A. Benoist (2025), ETS 2 : un mécanisme d?harmonisation des prix du carbone aux contours flous, Rexecode, repères n° 18 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 74 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Pour y accéder, chaque État membre soumet un plan social pour le climat (PSC). La Commission n?effectue des paiements que si les jalons et cibles fixés dans le plan sont atteints. Les plans devaient être transmis au plus tard le 30 juin 2025 et le Fonds opère de 2026 à 2032. Toutefois, seule la Suède a transmis son plan dans les délais. Le FSC est alimenté par une part des quotas vendus sur le second marché carbone et par 100 millions de quotas prélevés sur le premier. Avec une contribution nationale complémentaire et minimale de 25 % du coût des plans, l?enveloppe publique mobilisée atteint au moins 81,25 Md¤ sur la période 2026-2032. Constat n° 5 : Un marché carbone s?est progressivement mis en place dans l?Union européenne. Un second marché devrait couvrir d?autres secteurs d?activité à partir de 2028. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 75 Chapitre II - Les effets du choc conjoncturel de prix et du choc structurel de décarbonation sur la fiscalité de l?énergie Ce chapitre explore les conséquences sur le niveau et la répartition de la fiscalité de l?énergie, du choc conjoncturel actuel sur les prix du pétrole et du choc structurel à venir de la décarbonation. À court terme, les ménages et les entreprises sont exposés de façon très différenciée à la hausse des prix du pétrole. Son effet sur la croissance globale dépendra principalement des comportements d?épargne des ménages. Les administrations publiques bénéficieront de certaines recettes supplémentaires, qui ne proviendront pas principalement de la fiscalité des carburants mais, en fonction de la transmission de l?inflation aux autres secteurs puis aux salaires, de la TVA et des impôts et cotisations assis sur les rémunérations. La hausse des taux d?intérêt et l?indexation de nombreuses dépenses sur l?inflation viendront consommer ce gain. Dans le cas de l?épisode inflationniste de 2022-2023, selon la Cour des comptes, le bilan des effets de l?inflation sur le déficit public a été fortement négatif après prise en compte des mesures discrétionnaires de soutien du revenu des ménages et des entreprises. Pour 2026, avant même les mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et les dépenses militaires supplémentaires liées à la crise au Moyen-Orient, le rapport d?avancement annuel (RAA) du programme budgétaire et structurel à moyen terme (PSMT) transmis par le Gouvernement à la Commission européenne estime l?impact négatif de la crise énergétique sur les finances publiques à 4,4 Md¤, sous l?hypothèse d?un reflux progressif du prix du baril de pétrole vers 80 $ à la fin 2026. À plus long terme, la poursuite et l?amplification attendues de la décarbonation diminueront fortement les recettes fiscales énergétiques. Les recettes liées aux quotas carbone, d?un montant incertain, ne viendront que transitoirement compenser ces pertes. Elles devraient de plus être en partie recyclées dans des mesures d?accompagnement de la transition pour les ménages et les entreprises les plus exposés. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 76 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1. Des effets ambivalents de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques Le prix à la pompe ont atteint 2,16 ¤ pour le gazole et 2,03 ¤ pour le SP95-E10 le 8 mai 2026, soit une augmentation respective de 46 et 32 centimes par rapport à la situation qui prévalait fin février. L?étude de l?épisode de forte augmentation des prix de l?énergie en 2022 et 2023 peut aider à appréhender les conséquences économiques et financières de ce choc, à condition de garder en mémoire la différence importante qui caractérise pour l?instant la crise actuelle par rapport à l?épisode précédent : les effets de l?augmentation du prix du pétrole sur le prix de l?électricité en France restent pour l?instant très limités. Sous cette réserve, l?analyse du choc précédent nous montre qu?une hausse importée des prix de l?énergie augmente le rendement de la TVA mais réduit celui de l?accise en raison d?effets négatifs sur la consommation énergétique. Elle a par ailleurs beaucoup d?autres effets sur les finances publiques, spontanés ou liés à la réaction des autorités monétaires et budgétaires. En 2022 et 2023, l?intensité des politiques de soutien budgétaire et leur durée ont conduit à une dégradation globale significative des finances publiques. 1.1. En cas de hausse du prix du pétrole, une augmentation de la TVA sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la baisse de la consommation L?accise sur les produits raffinés est assise sur les quantités consommées et non sur le prix. Son montant par litre reste donc inchangé en cas d?augmentation du coût hors taxes des carburants. Le rendement total de l?accise dépend cependant de l?évolution de la consommation. À très court terme, en début de crise, la crainte de pénuries ou l?anticipation d?une poursuite de la hausse peuvent conduire à une hausse temporaire de la consommation. Ainsi, la consommation des vingt premiers jours de mars affichait une augmentation de 1% par rapport à la même période en 2025. De ce fait, le ministre des comptes publics annoncé Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 77 des recettes supplémentaires de TVA à hauteur de 120 M¤ et d?accise représentant 150 M¤ pour le mois de mars 2026. Mais, assez rapidement, la consommation de carburants a tendance à se réduire quand les prix augmentent fortement. Une étude publiée par l?Insee en 2023 estime l?élasticité de la consommation de carburants pour le transport à son prix TTC entre -0,2 et -0,4 sur la base d?une analyse des données bancaires entre septembre 2021 et janvier 202342. Dans une étude antérieure de 2019, le Conseil d?analyse économique avait retenu une élasticité de -0,4543. En 2025, la consommation de gazole a représenté 27 millions de tonnes sur laquelle ont pesé 17,3 Md¤ d?accise. Celle d?essence sans plomb s?établit à 11,8 millions de tonnes, soit 9,9 Md¤ d?accise. En prenant pour hypothèse une élasticité de la consommation de carburants au prix TTC de -0,3, la différence de prix TTC observée entre la moyenne 2025 (1,62 ¤/L pour le gazole et 1,69 ¤/L pour l?essence) et les prix observés mi-mai 2026 (respectivement, 2,12 et 2,03 ¤/L), si elle persistait, se traduirait par un repli de la consommation de 6% pour l?essence et de 10 % pour le gazole44. Hors outre-mer, les pertes d?accise s?élèveraient à 1,94 Md¤ en année pleine. À l?inverse, la TVA est fondée sur le prix accise comprise. La TVA acquittée par litre augmente donc si ce prix s?élève. Cet effet prix positif est cependant en partie compensé par le même effet volume négatif que celui constaté pour l?accise. La TVA brute sur les carburants acquittée en 2025 représentait 8,4 Md¤ pour le gazole et 6,4 Md¤ pour l?essence. En prenant les mêmes hypothèses d?évolution de la consommation en fonction des prix que pour l?accise, les gains de TVA brute pour l?ensemble des administrations publiques représentent 2,13 Md¤ en année pleine. 42 Bonnet, Loisel, Wilner, Fize, Comment les automobilistes ajustent leur consommation de carburant aux fluctuations de prix à court terme, Insee analyses n° 83, juillet 2023. 43 Douenne, Les effets de la fiscalité écologique sur le pouvoir d?achat des ménages : simulation de plusieurs scénarios de redistribution, CAE, mars 2019 44 Entre le 1er et le 20 mai 2026, la consommation de carburants a baissé de 14 % par rapport à la même période l?année précédente, selon le Comité professionnel du pétrole (CPDP). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 78 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En année pleine, compte tenu de ses effets négatifs sur la consommation de ces produits, l?augmentation des prix du pétrole induit donc globalement une augmentation très modérée de la fiscalité des carburants, de l?ordre de 200 M¤, sous l?hypothèse d?un maintien des prix à la pompe à leur niveau de mi-mai 2026. Par ailleurs, la TVA et l?accise sont réparties entre l?État, les administrations de sécurité sociale et les collectivités territoriales. En 2026, il était prévu que l?État reçoive 51 % de l?accise et 50,6 % de la TVA. Compte tenu de ces proportions, le gain pour l?État lié aux conséquences de la hausse du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 100 M¤ en année pleine avant mesures. Les mesures annoncées par le Gouvernement en faveur de différents secteurs d?activité de la pêche, de l?agriculture, du transport routier et des « gros rouleurs » à la date du 21 mai 202645 auraient un coût, sensiblement supérieur à ce gain, de l?ordre de 710 M¤ jusqu?au mois d?août, d?environ le double en année pleine. 1.2. De multiples autres conséquences de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques Les évolutions de la fiscalité des carburants sont loin d?épuiser les conséquences d?une inflation importée d?origine énergétique sur les finances publiques. Comme la Cour des comptes a pu l?analyser à propos de l?épisode inflationniste de 2022-202346, l?inflation a des effets automatiques sur les finances publiques : 45 Doublement de l'aide aux grands rouleurs pour les salariés modestes qui roulent beaucoup, portée de 50 ¤ à 100 ¤ qui pourront être versés sur le trimestre à venir ; intervenants médico-sociaux à domicile qui auront accès à l?aide aux grands rouleurs et verront leurs indemnités kilométriques revalorisées de 20 centimes le litre de carburant ; leasing réservé à ces professionnels du secteur médico-social pour les aider à acquérir un véhicule électrique pour 50 ou 100 ¤ par mois ; revalorisation des indemnités kilométriques des fonctionnaires utilisant leurs voitures pour le travail ; aides aux agriculteurs, aux pêcheurs, aux transporteurs prolongées pour trois mois, aides au secteur du BTP prolongées pour la même durée et élargies à toutes les entreprises de moins de 50 salariés. 46 Cour des comptes, Les effets de l?inflation sur les finances publiques (2022-2023), 2025 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 79 - sur le solde primaire (c?est-à-dire le solde hors charge de la dette), en valeur absolue, par l?augmentation des prélèvements obligatoires assis sur des assiettes en valeur et celle des dépenses obligatoires indexées sur les prix ; - sur les ratios de déficit et d?endettement par rapport au PIB : la croissance nominale du PIB vient, toutes choses égales par ailleurs, augmenter leur dénominateur et réduire leur niveau. Au-delà de ses effets automatiques, l?inflation a d?autres effets spontanés qui dépendent des comportements des acteurs économiques et des arrangements institutionnels. L?inflation est ainsi le plus souvent répercutée dans les évolutions salariales ainsi que dans d?autres dépenses publiques, mais selon un rythme et avec une intensité qui peuvent varier. En effet, selon le rythme et l?intensité de cette répercussion, les ménages et les entreprises peuvent ajuster leur consommation, leur épargne, leur investissement ou leur marge, ce qui a un effet retour sur les recettes fiscales. Enfin, l?inflation suscite des réponses de politique économique qui ont-elles-mêmes des conséquences sur les finances publiques. La banque centrale cherche à contenir l?inflation en modifiant ses taux d?intérêt : la hausse des taux, d?une part, alourdit la charge de la dette publique et, d?autre part, conduit à un ralentissement à terme de la croissance de l?activité, ce qui réduit les recettes publiques. Le Gouvernement peut aussi décider de mesures discrétionnaires pour atténuer les effets de l?inflation sur les revenus des ménages ou les marges des entreprises ou au contraire limiter ses dépenses en volume pour maintenir ses objectifs nominaux d?évolution des dépenses. Selon le rapport d?avancement annuel (RAA) du programme budgétaire et structurel à moyen terme (PSMT) transmis par le Gouvernement à la Commission européenne fin avril 2026, dans l?hypothèse d?une redescente progressive du prix du baril de pétrole à 80 $ d?ici la fin 2026, le conflit au Moyen-Orient aurait un coût spontané pour les finances publiques de l?ordre de 4,4 Md¤ en 2026 avant prise en compte des mesures discrétionnaires de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses supplémentaires liées à l?envoi de moyens militaires dans l?Océan indien. L?effet sur les recettes étant quasi-nul, ce coût traduit Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 80 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES principalement l?effet du choc inflationniste sur les dépenses, en particulier la hausse de la charge des titres de dette indexés sur l?inflation. Constat n° 6 : Lorsque les prix de l?énergie hors taxes augmentent, le rendement de l?accise diminue en raison de la baisse de consommation en réaction à la hausse des prix, tandis que les recettes de TVA progressent. En faisant l?hypothèse d?un maintien du prix à son niveau de mi-mai 2026 et en appliquant les élasticités de la consommation au prix constatées lors du précédent choc de 2022-2023, l?effet de la hausse du prix du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 200 M¤ en année pleine. L?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, avant prise en compte des mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses militaires supplémentaires, et sous l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. 2. Au-delà des fluctuations à court terme des prix, une diminution tendancielle de la fiscalité de l?énergie 2.1. Une accise menacée d?attrition, des recettes des marchés carbone incertaines et transitoires Selon des simulations effectuées par la direction générale du Trésor47, à fiscalité constante, la transition énergétique pourrait entraîner une baisse du rendement de l?accise sur les énergies de 7 à 10 Md¤ courants en 2030 et de 15 à 30 Md¤ en 2050 par rapport à 2019, selon le rythme de la décarbonation. Selon des hypothèses centrales de prix du carbone, les recettes attendues par les autorités françaises du SEQE/ETS 1 en 2030 seraient en hausse d?environ 2 Md¤ par rapport à 2019 et celles du second 47 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone, décembre 2025. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 81 marché carbone seraient de l?ordre de 7 Md¤. L?augmentation des recettes provenant des quotas carbone compenserait donc approximativement la baisse de l?accise à l?horizon 2030. La notion de « double dividende » traduit l?idée que la mise en place d?une tarification du carbone (taxe carbone ou quotas échangeables mis aux enchères) peut permettre simultanément deux améliorations pour la collectivité. Le premier « dividende » est la réduction de dommages de pollution découlant directement de l?effet incitatif du signal-prix sur les comportements. Le second « dividende » serait un gain collectif, disjoint du bénéfice environnemental, permis par une utilisation pertinente des recettes budgétaires générées par la taxe environnementale ou les enchères, sous réserve qu?elle compense la perte de bien-être découlant du prélèvement. Cette utilisation pertinente pourrait être une baisse d?autres impositions jugées plus distorsives48. Cette idée de double dividende paraît toutefois difficilement applicable à une éventuelle substitution des recettes des quotas carbone à celles de l?accise sur l?énergie. Tout d?abord, les recettes des quotas carbone sont fléchées vers des dépenses supplémentaires liées à l?accompagnement de la transition et ne sont donc pas mobilisables pour compenser la baisse de l?accise. Surtout, à l?horizon 2050, les recettes des quotas carbone diminueront également sous l?effet de la décarbonation. À cet effet direct s?ajouteront les conséquences sur les autres recettes publiques de l?impact de la transition énergétique sur la croissance. 2.1.1. Une accise menacée d?attrition à l?horizon 2050 En 2019, année de référence choisie pour neutraliser les effets des crises sanitaire et énergétique, l?accise sur les énergies fossiles (ex-TICPE et ex-TICGN, hors TVA) rapportait 33 Md¤, soit 1,4 % du PIB. Le secteur routier fournissait l?essentiel de ce rendement. Ces ordres de grandeur 48 F. Gonand, P.-A. Jouvet, The second dividend and the demographic structure, Journal of environnemental Economics and Management, 2015. Dans cet article, l?imposition diminuée est l?impôt sur le revenu et non les accises sur l?énergie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 82 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES donnent l?ampleur du « socle » menacé d?érosion, à fiscalité inchangée49, par la décarbonation des usages énergétiques. L?électrification est le premier moteur micro-économique du recul des recettes, l?électricité étant moins taxée que les énergies fossiles. À ce différentiel de taxation s?ajoute un effet d?assiette : l?électrification s?accompagne de gains d?efficacité qui réduisent la quantité d?énergie finale nécessaire et donc la base taxable. Autrement dit, même à fiscalité équivalente, la montée des véhicules électriques et des systèmes électriques de chauffage érode le rendement des accises. Sur cette base, en prenant en compte l?augmentation des recettes de l?accise sur l?électricité, la direction générale du Trésor prévoit une baisse des recettes nettes d?accise sur les énergies de 7 Md¤ en 2030 dans le scénario AME de la SNBC 2 et de 10 Md¤ dans le scénario AMS, par rapport à 2019. En 2050, la baisse atteindrait 15 Md¤ dans le scénario AME et 30 Md¤ dans le scénario AMS. Cette baisse porterait principalement sur le secteur du transport. 49 Dans l?hypothèse d?une reprise de la trajectoire de la composante carbone de l?accise prévue avant la crise des gilets jaunes à partir de 2023, une autres étude montre au contraire un accroissement des recettes publiques à l?horizon 2035 : Corbier, Gonand, A hybrid-electricity model to assess the aggregate impacts of low-carbon transition : an application to France, Ecological economics, 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 83 Graphique n° 20 : Perte de recettes d?accise sur les énergies dans le scénario AMS Source : direction générale du Trésor Cette érosion des recettes d?accise est quantifiée sans prendre en compte l?évolution de la fiscalité après 2019. Les estimations sont bâties en dehors de tout bouclage macroéconomique et notamment ne prennent pas en compte la réallocation de la consommation et de l?activité, qui auraient aussi des effets sur les recettes publiques. En outre, elles sont construites à prix hors taxes constants, et n?intègrent pas les pertes concomitantes de TVA sur les produits énergétiques fossiles. Elles donnent donc une mesure « mécanique » de l?érosion en l?absence de reparamétrage fiscal. En outre, dans le scénario AMS, elles supposent un respect de la SNBC 3. À titre d?exemple, la stratégie AMS prévoit une stabilisation du nombre de kilomètres parcourus par an par personne tous modes confondus, une augmentation du trafic des transports en commun (bus, car, train) de 25 % d?ici 2030, une multiplication par quatre du trafic vélo, une augmentation du nombre de passagers par véhicule (1,51 en 2030 contre Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 84 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1,43 aujourd?hui) et une augmentation de la part de voitures électriques dans le parc roulant à 15 % en 2030, contre 3,1 % au 30 juin 2025, ce qui suppose que la part de voitures électriques dans les ventes de véhicules neufs augmente rapidement, pour atteindre 66 % en 2030, contre 20 % en 2025. En mars 2026, les ventes de voitures électriques totalisent 49 406 véhicules, soit 28 % de part de marché. Cette attrition du rendement de la fiscalité énergétique n?est pas encore engagée en France mais peut déjà s?observer à l?échelle de l?UE-27 depuis le milieu des années 2010, en particulier dans les pays les plus avancés dans la transition énergétique (Allemagne, Danemark et Suède). Graphique n° 21 : Évolution du rendement des droits d?accise et de consommation sur l?énergie en part dans le total des prélèvements obligatoires sur la période 1995 - 2024 Source : CPO (données : Commission européenne) 2.1.2. Des recettes limitées du SEQE/ETS 1 pour la France La répartition des recettes issues des enchères de quotas d?émission entre les États membres dans le cadre du SEQE/ETS 1 est déterminée par une clé prédéfinie, s?appuyant principalement sur les émissions historiques des secteurs couverts par ce marché. Elle est de 6,1% pour la France en ce qui concerne les quotas généraux (la grande majorité des volumes d?enchères) et de 11,3 % en ce qui concerne les quotas aviation. La part Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 85 relativement faible de la France (en regard par exemple de la part de son revenu national brut, aux alentours de 17 %) s?explique par son mix électrique historiquement décarboné. En 2023, les recettes du SEQE allouées à la France étaient de 2,1 Md¤, dont 0,7 Md¤ affectés à l?agence nationale pour l?amélioration de l?habitat pour le financement de Ma Prime rénov?. Graphique n° 22 : Recette des enchères de quotas de CO2 pour la France Source : www. ecologie.gouv.fr Selon la Commission européenne, les quotas mis aux enchères et alloués à la France devraient s?élever à 24 millions à horizon 2030, soit une hausse de 19 % en 4 ans. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 86 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 5 : Quota de CO2 mis aux enchères et alloués à la France sur la période 2026 - 2030 2026 2027 2028 2029 2030 Quota total 20,1 16,0 19,1 25,4 24,0 Source : Commission européenne, ETS cap breakdown, mai 2023. Selon une analyse faite par Carbon Pulse, qui a synthétisé le prix du carbone estimé par différents acteurs, ce dernier pourrait varier entre 110 ¤ et 200 ¤ par tonne de CO2, à horizon 2030. À partir de ces éléments, il est possible d?estimer des recettes issues du SEQE 1 pour la France entre 2,6 et 4,8 Md¤ en 2030, soit une hausse potentielle des recettes comprise entre 1,8 et 4 Md¤ par rapport à 2019. Cette augmentation serait plus lente en cas de lissage du rythme de diminution des quotas gratuits, comme envisagé par la Commission dans ses propositions de décembre 2025, mais la diminution de la consommation d?énergies et la diminution de l?accise pourraient dans ce cas être également moins rapides. Tableau n° 6 : Estimation des recettes françaises du SEQE/ETS 1 en 2030 (en Md¤) 2030 Estimation sur la base du prix moyen 3,0 Estimation sur la base du prix médian 2,9 Source : CPO, à partir des données de la commission européenne et de Carbone Pulse Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 87 Encadré 10 : La France bénéficie du Fonds pour l?innovation mais pas du Fonds de modernisation Le Fonds pour l?innovation et le Fonds de modernisation sont des instruments financiers européens alimentés par une fraction des quotas carbone mis aux enchères dans le cadre du premier marché carbone. Le Fonds pour l?innovation vise à accompagner les projets industriels innovants à forte valeur environnementale axés sur le déploiement de technologies à faible émission de carbone. Fin 2025, le Fonds disposait de 12,3 Md¤ d?actifs pour une dotation totale escomptée de 40 Md¤ jusqu?en 203050. Dans le cadre financier pluriannuel (CFP) proposé pour 2028-2024, la Commission prévoit de consacrer 451 Md¤ à l?établissement d?un nouveau grand Fonds européen pour la compétitivité (FEC), appelé à compléter le Fonds pour l?innovation. Le Fonds pour la modernisation est réservé à 13 États membres pour lesquels la dépendance aux combustibles fossiles reste élevée et les marges budgétaires sont plus contraintes. La France n?en est pas bénéficiaire : elle contribue indirectement au Fonds via la mise aux enchères d?une partie de ses quotas, mais ne perçoit pas de crédits en retour. 2.1.3. Une clef de répartition plus favorable à la France pour les recettes du second marché carbone En ce qui concerne le second marché carbone, d?après la Commission européenne, 753,8 millions de quotas étaient prévus aux enchères à horizon 2030, hors enchères pour alimenter le fond social. La France percevra 16,1 % des recettes du SEQE/ETS 251, soit 121,45 millions de quotas en 2030. Le CPO a estimé les recettes possibles provenant du SEQE 2 sur la base de plusieurs scénarios de prix, avec un scénario central à 60 ¤ par tonne. Avec ce scénario central, les recettes issues du SEQE 2 pour la France seraient de 7,3 Md¤ en 2030. 50 Cour des comptes européenne, Fonds pour l?innovation ? Un potentiel élevé, mais des progrès lents et un impact limité sur la réduction des émissions, rapport spécial n° 11/2026 51 Directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre dans l'Union (révisée). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 88 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 7 : Recettes françaises potentielles du SEQE 2 en 2030 selon le prix du quota 40 ¤ 50 ¤ 60 ¤ 70¤ Recettes potentielles en Md¤ 4,9 6,1 7,3 8,5 En théorie, le prix de 60 ¤ par tonne de CO2 devrait représenter un prix maximum, correspondant aux 45 ¤2020 par tonne prévus comme étant le prix maximal dans la directive. Ce prix pourrait être moindre si la quantité de quotas achetée était inférieure aux plafonds prévus. Ce prix maximum théorique pourrait être dépassé si la quantité de carbone allouée à la réserve de stabilité s?avérait ne pas être suffisante. Selon certaines études, au regard de la situation actuelle en termes d?émission de CO2 dans le secteur du bâtiment et celui du transport routier, le prix par tonne de carbone émise pourrait monter à 200 ¤ à horizon 2030 (soit 50 centimes de plus par litre d?essence), gonflant ainsi les recettes mais entraînant des risques de non acceptabilité sociale, malgré le fonds social. Ce risque pourrait créer une pression en faveur de la diminution de la fiscalité de l?énergie ou des certificats d?économie d?énergie (CEE) pour compenser l?effet de l?augmentation des prix du carbone sur le prix de l?énergie. Une baisse des accises ou une diminution des CEE pour compenser les effets du SEQE/ETS 2 aboutirait toutefois à une situation sous-optimale où la fiscalité et la réglementation créeraient des incitations allant en sens contraire de celles des marchés carbone. Par ailleurs, pour les États membres, les recettes des quotas carbone ont un caractère transitoire et sont appelées à diminuer au fur et à mesure de l?accélération de la transition. Cela explique que la plupart des travaux portant sur ce sujet tendent à préconiser leur affectation au financement de la transition plutôt qu?à des dépenses publiques pérennes au-delà de cette échéance. 2.1.4. Une discussion à resituer dans le cadre de l?impact global de la décarbonation sur les finances publiques Au-delà des effets de la décarbonation sur l?accise et des recettes des enchères de quotas carbone, la transition vers la neutralité carbone se traduit par des investissements publics supplémentaires ou des subventions en faveur de la décarbonation et de l?accompagnement, et une réduction de Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 89 l?activité économique relativement à un scénario fictif sans changement climatique ni politiques de transition. Un renforcement de la tarification carbone génère en revanche des recettes supplémentaires sur la trajectoire de transition. Le rapport sur la situation et les perspectives des finances publiques de la Cour des comptes de 202452 estime les effets de la transition bas- carbone sur le ratio d?endettement à horizon 2030, en prenant en compte les effets directs des dépenses publiques de décarbonation et de l?érosion des recettes fiscales sur les énergies fossiles, ainsi que l?effet indirect négatif de la décarbonation sur la croissance du PIB avec une réduction du taux de croissance de 0,1 point par an. Deux scénarios sont proposés : un scénario optimiste sans érosion des recettes d?accise sur les énergies (qui seraient compensées par de nouvelles recettes) et avec une dépense publique modérée ; un scénario pessimiste avec une érosion des recettes d?accise sur les énergies non compensée et une hausse importante des dépenses publiques. Par rapport à un scénario tendanciel sans politique de décarbonation, le scénario pessimiste augmenterait le ratio d?endettement de presque 7 points de PIB en 2030, tandis qu?il augmenterait d?environ 4 points dans le scénario optimiste. Dans son rapport sur les enjeux de la transition économique vers la neutralité carbone de janvier 2025 déjà cité, la direction générale du Trésor souligne toutefois que l?effet sur les finances publiques à long terme de la décarbonation dépend des instruments utilisés. En supposant l?impact macroéconomique de la décarbonation inchangé quel que soit l?instrument53, elle conclut qu?une transition exclusivement menée par un renforcement de la tarification du carbone et sans redistribution réduirait le ratio d?endettement, mais poserait des enjeux d?acceptabilité et des risques spécifiques comme les fuites de carbone, tandis que, sans surprise, une politique purement incitative accroîtrait fortement l?endettement public. Dans un scénario où la tarification du carbone augmente en parallèle d?un 52 Cour des comptes, Rapport sur la situation et les perspectives des finances publiques, 2024. 53 La direction générale du Trésor reprend l?hypothèse retenue par la Cour d?une réduction forfaitaire de -0,1 point de pourcentage par an de la croissance potentielle par rapport au scénario AME de la SNBC 3. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 90 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES accompagnement financier des agents par des subventions à la décarbonation, le ratio d?endettement pourrait se stabiliser à horizon 2050. Les effets macroéconomiques de la décarbonation et les politiques menées pour l?accompagner auront ainsi des impacts sur les finances publiques qui sont difficiles à tous chiffrer mais qu?il convient de prendre en compte en complément des effets attendus sur la fiscalité de l?énergie. Constat n° 7 : Selon les projections de la Direction générale du Trésor, toutes choses égales par ailleurs, la transition énergétique induira une forte baisse du rendement de l?accise sur l?énergie. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition énergétique. Constat n° 8 : Les recettes des marchés carbone, fléchées et transitoires, ne compensent pas ces pertes de recettes à l?horizon de la fin de la transition. 2.2. Des conséquences de la transition énergétique sur les entreprises françaises difficiles à apprécier 2.2.1. Des prix de l?énergie de départ très variables selon les secteurs d?activité En fonction de leur mix énergétique mais aussi des dépenses fiscales dont ils peuvent bénéficier, les différents secteurs affichent des coûts unitaires énergétiques très variables. Les dispositifs de soutien mis en place en 2022-2023 et pour certains prolongés en 2024 ont également affecté différemment ces secteurs. Ainsi, les ménages ont été protégés plus fortement mais moins durablement que l?agriculture ou l?industrie. Entre 2021 et 2023, le prix de l?énergie a augmenté de 28 % dans le secteur résidentiel contre 50 % dans l?agriculture et 88 % dans l?industrie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 91 Tableau n° 8 : Prix de la consommation finale d?énergie par secteur d?activité en ¤/MWh 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Industrie (hors charbon et hauts-fourneaux) 49 50 46 59 93 111 Transport 132 133 118 135 172 172 Résidentiel 100 103 106 107 124 137 Tertiaire 82 86 86 91 116 173 Agriculture ? pêche 73 75 63 74 104 111 Consommation finale énergétique (hors charbon et hauts-fourneaux) 97 99 93 103 133 147 Source : SDES, bilan énergétique de la France en 2024 2.2.2. Les répercussions du prix du carbone sur les entreprises En supposant un prix de 50 ¤/tCO2 qui s?ajouterait à l?actuelle composante carbone (44,6 ¤/tCO2), les prix de l?énergie augmenteraient en France de 11 à 13 % pour le gaz et de 10 à 11 % pour le carburant, d?après les estimations respectives de la DGEC et du CGDD. Le taux de répercussion du prix du carbone est déterminé par plusieurs facteurs, notamment l?exposition au commerce international, la structure de marché et l?élasticité de l?offre et de la demande. Une étude de la Fabrique de l?industrie a tenté de calculer les répercussions sectorielles de la tarification du carbone à partir des données disponibles en 201854, ainsi que le surcoût que représente la tarification carbone. Avant prise en compte des répercussions, la tarification du carbone affecte surtout les secteurs les plus émetteurs. Si l?on rapporte cette 54 Olivier Sautel, Caroline Mini, Hugo Bailly et Rokhaya Dieye, La tarification du carbone et ses répercussions. Exposition sectorielle au surcoût carbone, Les Notes de La Fabrique, Paris, Presses des Mines, 2022. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 92 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES tarification au chiffre d?affaires de chaque secteur, pour un prix du carbone de 76 ¤ par tonne, c?est le transport aérien qui apparaît cette fois comme étant le plus affecté (7,3 %), suivi par la fabrication des autres produits minéraux non métalliques (5,8 %) et par le secteur des métaux de base (4,5 %). Une fois pris en compte les effets de répercussion dans ce scénario de prix, le surcoût carbone serait de 17,5 Md¤2018 toujours dans une hypothèse de prix du carbone de 76 ¤ par tonne. Sur ce total, 6,5 Md¤2018 seraient portés par les consommateurs finaux. Ce surcoût carbone lié aux émissions des productions françaises serait estimé à 58 Md¤2018, dont 21,6 Md¤2018 supportés par les consommateurs finaux, sur la base d?un prix du carbone à 250 ¤ par tonne, soit la valeur tutélaire du carbone proposée par le rapport Quinet. Graphique n° 17 : Surcoût carbone par secteur, en % du chiffre d?affaires Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 93 Ces données représentent une mesure « brute » de l?impact de la tarification du carbone sans prendre en compte les apports possibles du progrès technologique55, les effets de substitution entre secteurs ni les reports ou les diminutions de la demande finale adressée à chaque secteur. Le déplacement global de l?offre et de la demande sous l?effet du « coût carbone » dépendra également d?autres paramètres tels que l?inflation et ses effets comportementaux, la compétitivité des entreprises face à la concurrence, le coût d?opportunité relatif des investissements pour limiter les émissions de CO2 et les dispositifs d?accompagnement. 2.2.3. Un mécanisme d?ajustement carbone aux frontières en cours de modification Les marchés carbone sont en développement à l?échelle planétaire. Mais le prix du carbone dans l?Union européenne reste élevé par rapport à la plupart des autres zones du monde. Encadré 11 : La tarification du carbone à travers le monde L'expérience européenne a ouvert la voie à la création d'autres systèmes de « plafonnement et d'échange ». Au 1er mai 2025, 78 mécanismes de tarification explicite du carbone étaient recensés à travers le monde, dont 43 taxes carbone et 35 systèmes d?échange de quotas d?émission (SEQE). Les mécanismes de tarification peuvent être mis en place au niveau national (pour 44 d?entre eux, par exemple : Chine, Corée du Sud, Mexique) ou au niveau régional (pour 33 d?entre eux, par exemple, Californie aux États-Unis). Seul le SEQE européen est un instrument supranational. L?ensemble des juridictions mettant en oeuvre un prix du carbone représente environ 65 % du PIB et 52 % des émissions mondiales de gaz à effet de serre (GES). Néanmoins, certains secteurs ou populations peuvent être exonérés. En prenant en compte ces effets de périmètre, seules 28 % des émissions de GES sont couvertes par un prix du carbone56. Les revenus du carbone représentaient 103 Mds USD en 2024 (67 % provenant des SEQE, 33 % provenant des taxes), en hausse de plus de 80 % par rapport à 2020. À ce jour, les revenus du carbone restent relativement concentrés entre quelques mécanismes majeurs : le SEQE européen représente à lui seul 41 % des recettes mondiales. 55 Le prix de l?électricité connaît notamment une forte variabilité journalière en raison des limites des technologies de stockage. Différentes technologies sont à l?étude, mais aucune n?est aujourd?hui rentable. 56 I4CE, Les comptes mondiaux du carbone 2025, juin 2025 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 94 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES À cette date, l?éventail des prix explicites du carbone est très large : il oscille entre 1 centime de USD pour la Basse Californie (Mexique) et 160 USD par tonne de CO2eq en Uruguay. Seules 20?% des émissions couvertes sont tarifées conformément aux recommandations de la commission Stern-Stiglitz57, qui estimait en 2017 qu?un signal- prix pleinement incitatif nécessitait un niveau compris entre 40 et 80 USD/tCO?e d?ici 2020 et entre 50 et 100 USD/tCO?e d?ici 2030. Environ 74?% des émissions couvertes sont aujourd?hui soumises à un prix inférieur à 20 USD/tCO?e. Dès lors que l?Union européenne fixe un prix du carbone supérieur à celui de ses partenaires économiques internationaux, cela engendre un risque de fuite de carbone. Il y a fuite de carbone lorsque des entreprises transfèrent leur production vers d?autres pays ou lorsque les importations en provenance de ces pays remplacent des produits équivalents dont l?intensité des émissions de gaz à effet de serre est moindre parce que leur prix est moins élevé. Les études disponibles évaluent ex ante les risques de fuites de carbone avant la mise en place de politiques climatiques plus strictes entre 5 et 30 % avec une valeur moyenne entre 12 et 14%58. Sous le régime du SEQE/ETS 1, les mécanismes qui existent pour faire face au risque de fuite de carbone dans les secteurs ou sous-secteurs exposés à un tel risque sont l?allocation transitoire de quotas à titre gratuit et des mesures financières (notamment fiscales) en faveur des énergo- et électro-intensifs. De fait, dans le cadre du marché carbone européen, tel qu?il a fonctionné jusqu?ici, les études postérieures à la mise en place du système montrent que les fuites de carbone seraient très faibles59, sans qu?il 57 Rapport de la Commission de Haut Niveau sur les Prix du Carbone, 29 mai 2017. 58 Böhringer C., E.J.Balistreri, T.F.Rutherford (2012), The role of border carbon adjustment in unilateral climate policy: overview of an energy modeling forum study (EMF 29), Energy Economics. Branger F., Quirion P. (2014), Would Border Carbon Adjustments prevent carbon leakage and heavy industry competitiveness losses? Insights from a meta-analysis of recent economic studies, Ecological Economics. Aichele R. et G. Felbermayr (2015), Kyoto and Carbon Leakage: An Empirical Analysis of the Carbon Content of Bilateral Trade, Review of Economics and Statistics, vol. 97, n° 1, pp. 104?115 59 Sartor O. (2013), Carbon Leakage in the Primary Aluminium Sector: What Evidence After 6.5 Years of the EU ETS?, USAEE Working Paper, n° 13?106. Muûls M., J. Colmer, R. Martin et U.J. Wagner (2016). Evaluating the EU Emissions Trading System: Take it or Leave it? An Assessment of the Data After Ten Years, Grantham Institute Briefing Paper, n° 21. Branger F., P.Quirion et J. Chevallier (2016), Carbon leakage and competitiveness of cement and steel industries under the EU ETS: much Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 95 soit possible de déterminer avec certitude si ce constat provient de la part relativement limitée des écarts de prix du carbone dans les écarts de compétitivité totaux au moment où les études ont été conduites (dans les premiers années du système, alors que les prix des quotas européens étaient encore bas), des mécanismes correctifs de cet écart de prix (quotas gratuits, subventions et régimes fiscaux dérogatoires) ou d?une innovation plus forte des entreprises soumises à un prix du carbone plus élevé. Toutefois, même si elle contribue à prévenir les fuites de carbone, l?allocation de quotas à titre gratuit affaiblit le signal-prix du SEQE/ETS 1 par rapport à la mise aux enchères intégrale et a donc une incidence négative sur l?incitation à investir dans une réduction supplémentaire des émissions de gaz à effet de serre. Afin de limiter ces fuites de carbone sans affaiblir le signal prix, le règlement (UE) 2023/956 du 10 mai 2023 a établi un mécanisme d?ajustement carbone aux frontières (MACF) qui est entré en vigueur le 1er janvier 2026. Il doit permettre d?aligner le prix du carbone payé pour les produits importés dans l?UE avec le prix du carbone payé pour les produits de l'UE. Avec le MACF, les entreprises qui importent dans l?UE devront acheter des certificats MACF pour compenser la différence entre le prix des quotas carbone sur le marché européen et le prix du carbone payé dans le pays tiers de production. Les produits européens et les produits importés se verront ainsi appliquer le même prix du carbone pour chaque tonne d'émission de gaz à effet de serre. Dès lors, il est prévu que les secteurs couverts par le MACF subissent une diminution progressive des quotas gratuits qui leur sont alloués à partir de 2026, pour une suppression totale initialement envisagée en 2034. Dans un premier temps, le MACF couvre les produits de six secteurs pilotes (fer et acier, aluminium, ciment, fertilisants, hydrogène, électricité), certains produits de l?aval « proche » (contenant près de 100 % de fer et d?acier et/ou d?aluminium) et certains précurseurs (matières ado about nothing. Dechezleprêtre A., C. Gennaioli, R. Martin, M. Muûls et T. Stoerk (2019), Searching for Carbon Leaks in Multinational Companies, Centre for Climate Change Economics and Policy Working Paper, n° 187 Naegele H. et A. Zaklan (2019), Does the EU ETS cause carbon leakage in European manufacturing?, Journal of Environmental Economics and Management, v.93, pp.125-147. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 96 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES premières servant à fabriquer les produits couverts). Ces secteurs ont été sélectionnés pour leur forte intensité carbone et leur exposition à la concurrence internationale, caractérisant leur exposition au risque de fuite de carbone. Les évaluations ex ante des effets du MACF mettent en évidence une réduction des fuites de carbone comprise entre 15 et 40 %60 et des effets économiques incertains, globalement limités mais ambivalents. Ces études convergent pour montrer un effet négatif sur les exportations, particulièrement pour les produits transformés utilisant des intrants importés (automobiles, notamment) mais positif en termes de parts de marché sur le marché intérieur, les prix plus élevés sur ce marché ayant toutefois un effet agrégé légèrement négatif sur la consommation et le PIB. Ainsi, Bellora et Fontagné (2021) estiment que le MACF diminuerait les exportations européennes (-1,5 %) mais aussi les importations avec un effet total faible mais négatif sur la consommation (-0,2 %). Korpar, Larch et Stöllinger (2023)61 estiment que les exportations de l?Union européenne déclineraient de 0,04 % seulement, tandis que la relocalisation d?activités en Europe accroîtrait ses émissions de CO2 de 0,24 % et diminuerait celles de la planète de 0,08 % (en raison de modes de production moins carbonées dans l?Union européenne que dans le reste du monde). En parallèle des interrogations sur les effets du MACF, des inquiétudes opérationnelles sont apparues concernant la lourdeur administrative du dispositif, les risques de fraude et de fuite de carbone à l?export et à l?aval. Le MACF repose, pour l?essentiel, sur des données déclaratives fournies par des producteurs situés dans des pays tiers et vérifiées par des organismes accrédités. Ces informations portent sur des procédés industriels complexes, souvent multi-étapes, combinant matières premières, produits semi-finis et matières recyclées. Pour alléger ce processus déclaratif, le règlement (UE) 2025/2083 modifie le règlement de 60, The Energy Journal. Bellora C. et Fontagné L. (2021), Bruxelles et Washington à nouveau en ligne sur le climat, La Lettre du CEPII, n° 415. 61 Korpar, N., Larch, M., & Stöllinger, R. (2023). The European carbon border adjustment mechanism: a small step in the right direction. International Economics and Economic Policy, 20, 95?138. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 97 2023 sur plusieurs points structurants. Les importateurs dont le volume total d?importations de marchandises MACF n?excède pas 50 tonnes nettes par an sont désormais exemptés de l?ensemble des obligations MACF. Selon les travaux préparatoires, ce nouveau seuil devrait exempter 90% des importateurs, en particulier les petites et moyennes entreprises, tout en conservant la quasi-totalité des émissions couvertes par le MACF, concentrées sur un nombre limité de grands importateurs. Par ailleurs, afin d?alléger la contrainte opérationnelle pesant sur les importateurs, le règlement de 2025 fixe la date limite de dépôt de la déclaration annuelle MACF et de restitution des certificats au 30 septembre de l?année suivant l?année d?importation, offrant ainsi un délai pour la collecte et la vérification des données ainsi que pour l?achat des certificats. Dans ce système, la fraude peut prendre des formes variées. Elle peut résulter d?une minoration des données d?activité émettrices, d?une sous-déclaration de certains intrants carbonés ou de l?omission de phases de procédé pourtant génératrices d?émissions. Elle peut également passer par des conventions d?allocation des émissions entre coproduits qui affectent de manière disproportionnée la charge carbone à des produits non exportés vers l?UE (resource reshuffling). L?utilisation opportuniste des valeurs par défaut prévues par la réglementation constitue un levier supplémentaire, même si ces valeurs sont fixées le plus souvent à un niveau élevé. La présentation de rapports de vérification de complaisance peut conduire à valider formellement des déclarations insuffisamment étayées. Par ailleurs, le lien entre origine déclarée et assiette du MACF ouvre un champ important à des pratiques de fausse origine et de transbordement via des pays tiers. En outre, du fait de l?instauration du seuil de 50 tonnes, une entreprise active sur le marché européen peut être incitée à morceler artificiellement ses flux afin de rester, pour chaque entité juridique déclarée, sous les seuils ouvrant droit à la simplification. Une partie de ces risques n?est cependant pas propre au MACF et affecte également la collecte des droits de douane et de la TVA sur les importations d?origine extra-communautaire. Au-delà des cas de fraude, il existe un risque de contournement par un déplacement vers les produits aval qui ne sont pas couverts par le MACF. Le dispositif cible aujourd?hui un nombre limité d?intrants de base. Pour certains acteurs, il pourrait être économiquement avantageux de réorganiser les chaînes de valeur de manière à exporter vers l?UE des biens plus élaborés ? pièces, sous-ensembles, biens d?équipement ? qui incorporent ces intrants très carbonés mais ne sont pas eux-mêmes soumis Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 98 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES au MACF. On assiste alors à une forme de « fuite par l?aval » : l?instrument protège l?industrie européenne sur les premiers maillons, mais laisse une fenêtre ouverte plus loin dans la chaîne. En théorie, le MACF est conçu pour compenser la disparition des allocations gratuites : à mesure que les producteurs européens paient pleinement le prix du carbone, les importations doivent supporter un coût carbone équivalent, de manière à préserver un traitement égal. Si, dans la pratique, le MACF venait à être contourné par certains pays tiers, ce compromis serait remis en cause : les entreprises européennes se retrouveraient alors à supporter le plein coût du carbone sans bénéficier de la protection attendue sur le marché intérieur. Les producteurs européens verraient alors leurs marges comprimées et leurs parts de marché menacées, sans qu?il y ait pour autant de bénéfice climatique global, les émissions étant simplement déplacées hors d?Europe. En réponse aux inquiétudes des industriels, la Commission a proposé en décembre 2025 un ajustement du mécanisme au 1er janvier 2028 par l?extension à des produits aval à forte teneur en acier et en aluminium et un régime d?aide temporaire pour protéger les producteurs de l?UE vulnérables aux fuites de carbone. Le rythme de diminution des quotas gratuits pourrait également être revu selon un échéancier qui se prolongerait au-delà de 2034. Les industriels souhaitent que soient également pris en compte les effets du MACF sur leur compétitivité à l?exportation. Les producteurs européens supporteront en 2032 un coût carbone complet sur leurs émissions, sans bénéficier d?un mécanisme symétrique d?ajustement à la frontière lorsqu?ils exportent vers des pays tiers qui n?appliquent pas de marché carbone. Ils constatent que si, parallèlement, leurs concurrents implantés hors UE peuvent continuer à produire avec des intrants fortement émetteurs, leur écart de compétitivité sur ces marchés tiers se creusera. Constat n° 9 : Le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières, entré en vigueur le 1er janvier 2026, est critiqué par une partie des industriels ; après de premières mesures, les discussions pour son amélioration se poursuivent au niveau communautaire. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 99 2.3. À fiscalité inchangée, des taux d?effort énergétiques des ménages appelés à diminuer sous l?effet de la décarbonation mais durablement hétérogènes 2.3.1. Des taux d?effort énergétiques hétérogènes entre ménages Le taux d?effort énergétique représente la part des dépenses énergétiques dans le revenu total des ménages. Selon des simulations réalisées par le CGDD conformément aux conventions retenues pour la SNBC 362, il serait égal en moyenne à 8,5 % en 2019, dont 4 points de taxes (2,6 points d?accise et 1,3 points de TVA). Le taux d?effort énergétique varie selon l?énergie principale de chauffage. Il est ainsi relativement plus élevé lorsque les ménages se chauffent au fioul (10,5 % en 2019) qu?à l?électricité (7,5 %) ou au gaz (8 %). Au sein de ce taux d?effort, la part de la fiscalité est en revanche plus faible pour les ménages se chauffant au fioul (44 %) qu?au gaz ou à l?électricité (49 %). Le taux d?effort énergétique moyen est par ailleurs fortement décroissant avec le niveau de vie. En 2019, les ménages en deçà du premier quintile de niveau de vie avaient un taux d?effort énergétique moyen de 17,4 % contre 5,2 % pour les ménages au-delà du dernier quintile. Le taux d?effort énergétique des ménages varie également en fonction de leur zone d?habitation, en 2019, de 7 % dans les pôles urbains à 12,2 % pour les habitants des communes hors attraction des grandes villes. 62 Les résultats sont estimés à l?aide du modèle de microsimulation Prometheus qui mobilise des données de l?Insee et du ministère de la transition écologique. Les indicateurs présentés sont corrigés des conditions météorologiques. Le chèque énergie n?est pas pris en compte dans la définition du taux d?effort énergétique. Pour ces simulations, les hypothèses standard de Prometheus ont été recalées sur celles de la SNBC 3. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 100 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 23 : Taux d?effort énergétique des ménages français en 2019 Selon l?énergie de chauffage Par cinquième de niveau de vie Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Selon la catégorie de commune Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 2.3.2. Sous les hypothèses de la SNBC 3, des taux d?effort énergétique diminués par la transition énergétique, malgré les effets du SEQE/ETS 2 À la demande du CPO, le CGDD a projeté le taux d?effort des ménages à l?horizon 2030, dans les scénarios AME et AMS de la SNBC 3, en prenant compte la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2. Le CPO a adapté ces projections, en éliminant une hypothèse de compensation intégrale du coût du SEQE2 pour les ménages présente dans les simulations initiales. Ainsi le taux d?effort qui était de 8,5 % en 2019 diminuerait dans le scénario AME (7,2 %) et dans le scénario AMS (7,1 %). Cette diminution recouvre une augmentation de la facture hors taxes (+ 0,3 point dans le scénario AME, + 0,4 dans le scénario AMS), principalement due à la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 (+ 0,3 point dans les deux scénarios) et une diminution de l?effort fiscal (-1,7 point dans le scénario AME, -1,9 point dans le scénario AMS) malgré l?absence de compensation des effets du marché carbone par une baisse de la fiscalité dans le scénario retenu par le CPO. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 102 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 9 : Évolution du taux d?effort énergétique entre 2019 et 2030 En % de niveau de vie Taux d?effort total 2019 8,5 4,0 0,0 2030-AME 7,2 2,3 0,363 2030-AMS 7,1 2,1 0,3 Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 Ces résultats s?expliquent par les effets de l?électrification du parc automobile (l?électricité représentant une source d?énergie moins taxée que les carburants fossiles pour le transport) et des efforts d?efficacité énergétique pour le chauffage. Le taux d?effort diminue plus fortement pour les ménages dont le niveau de vie est le plus faible et pour ceux qui habitent en zone rurale, mais reste fortement hétérogène. Cette simulation qui repose sur l?atteinte des objectifs d?efficacité énergétique et de décarbonation et les hypothèses de prix de la SNBC 3 est toutefois à prendre avec prudence, compte tenu des incertitudes sur le rythme de décarbonation effectif et sur l?estimation des effets sur les prix du SEQE/ETS 2. 63 La SNBC n?intègre pas le SEQE 2 dans le scénario AME. Le CPO a fait le choix de l?intégrer dans la mesure où il s?agit d?une mesure actée à ce jour. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 103 Graphique n° 24 : Répartition du taux d'effort énergétique des ménages français en 2030, scénario AMS avec SEQE 2/ETS2 Par cinquième de niveau de vie Par zone d?habitation Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 104 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Constat n° 10 : Sous les hypothèses de la troisième stratégie nationale bas carbone, et hors coûts d?investissement pour réaliser la transition, la décarbonation de la consommation énergétique des ménages permettrait une baisse de leur taux d?effort énergétique moyen à horizon 2030 en raison notamment de la moindre taxation de l?électricité par rapport aux carburants. En revanche, le prix de l?énergie et le taux d?effort augmenteraient fortement pour les ménages qui continueraient à utiliser des énergies fossiles et ne réduiraient pas leur consommation. Les simulations ci-dessus ne prennent pas en compte les coûts d?investissement des ménages pour atteindre les objectifs de décarbonation de la SNBC 3 (acquisition d?un véhicule électrique, changement du mode de chauffage) ni leurs modalités de financement. Dans le scénario AMS, 12,3 Md¤2024/an supplémentaires seraient investis par les ménages sur la période 2025-2030 dans l?isolation thermique de leurs logements (2,1 Md¤2024), l?installation de pompes à chaleur (3,4 Md¤2024) et l?achat de véhicules électriques (6,8 Md¤2024). Un peu moins de la moitié de cette enveloppe (5,9 Md¤2024) serait constituée d?investissements rentables pour les ménages. Le solde (6,4 Md¤2024) correspondrait à des investissements présentant un déficit de rentabilité, estimé à 2,4 Md¤2024. Ce déficit de rentabilité est concentré sur les travaux d?isolation thermique et, dans une moindre mesure, d?installation de pompes à chaleur. Par ailleurs, 1,4 Md¤2024 d?investissements (dont 0,7 Md¤2024 d?investissements rentables, correspondant principalement à l?acquisition de véhicules électriques) seraient compromis par des difficultés de financement des ménages. Ces éléments tendent à conforter la faisabilité d?un déploiement du second marché carbone européen sans compensation par une baisse de la fiscalité de l?énergie, ce qui permettrait d?en maximiser les effets incitatifs sur la décarbonation. Afin que ce choix puisse rencontrer l?adhésion de la grande majorité des ménages, il impliquerait toutefois des soutiens à l?investissement de ceux qui ne peuvent financer l?amélioration de l?efficacité énergétique de leur logement ou l?acquisition d?un véhicule électrique. Le Premier ministre a annoncé le 10 avril 2026 une augmentation du soutien public à l?électrification qui passerait de 5,5 à 10 Md¤ entre 2026 et 2030. Le Fonds social pour le climat de l?Union européenne (doté d?une enveloppe de 6,1 Md¤ pour la France) pourra notamment être mobilisé. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 105 Chapitre III - Les pistes d?évolution de la fiscalité Dans un rapport de mars 2024, la Cour des comptes a identifié différents scénarii possibles pour revoir la place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française. Un premier scénario propose des adaptations a minima au droit de l?UE mais ne permet pas de répondre aux enjeux financiers de la transition énergétique. Un deuxième scénario vise à conforter la fiscalité assise sur le contenu carbone. Un troisième scénario vise à recentrer la fiscalité de l?énergie sur un objectif de rendement et à mobiliser d?autres outils pour favoriser la transition énergétique, en particulier les marchés carbone. Afin de concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale, le Conseil des prélèvements obligatoires recommande de combiner le premier et le troisième scénario, au travers de deux orientations : - à court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles ; - à moyen terme, adapter progressivement la fiscalité existante pour accompagner le déploiement des marchés carbone. La mise en oeuvre de l?ensemble de ces mesures laisserait subsister une perte d?accise sur l?énergie liée à la transition énergétique à l?horizon 2050. Pour créer un cadre prévisible, un arbitrage devra être rendu sur ses modalités de financement qui pourraient combiner des économies en dépenses avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 106 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1. À court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles 1.1. L?utilisation des impôts sur la consommation pour atténuer les évolutions des prix de l?énergie est peu efficace, insuffisamment ciblée et difficilement réversible Le plan de soutien à l?activité économique annoncé par le gouvernement français le 30 mars 2026 comprend des mesures de trésorerie mais aussi des aides budgétaires aux entreprises du transport routier justifiant des difficultés de trésorerie, ainsi que des subventions au secteur de la pêche, correspondant à une baisse de 20 centimes par litre du prix des carburants, et au secteur agricole et forestier pour un montant initialement fixé à 3,86c¤/L, porté à 15 c¤/L à partir du mois de mai. Le Premier ministre a annoncé le 21 mai 2026 leur prolongation jusqu?à la fin août 2026. Ces mesures sectorielles ont été complétées par une indemnité carburant initialement fixée à 50 euros, et portée à 100 euros fin mai 2026. Cette indemnité équivalente à 20 centimes d?euros par litre pour la consommation moyenne de carburants de six mois pour les actifs appartenant à un foyer fiscal dont le revenu fiscal de référence par part, au titre de l?année 2024, est inférieur ou égal à 16 880 euros, et qui utilisent leur véhicule personnel à des fins professionnelles (à hauteur d?au moins 8 000 kilomètres par an) ou pour un trajet domicile-travail supérieur à 15 km. Des mesures complémentaires ont été annoncées fin mai 2026. Elles comportent une revalorisation des indemnités kilométriques pour les aides à domicile et certains fonctionnaires (professeurs remplaçants notamment) et des aides à l?achat de véhicules électriques pour les taxis. Le plafond des exonérations fiscales et sociales dont bénéficient les primes carburant versées par les entreprises est porté de 300 à 600 ¤. De façon générale, la politique monétaire doit rester l?outil privilégié de la lutte contre l?inflation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 107 Les éventuelles mesures de soutien aux entreprises et aux ménages les plus exposés doivent prendre la forme d?instruments de trésorerie en cas de choc de très court terme. Même si celui-ci se prolonge, l?outil fiscal est peu adapté. Les baisses d?impôts sur la consommation (TVA ou accise), mises en place en France ou dans des pays voisins à l?occasion de chocs précédents, ont eu des résultats décevants. L?effet de relance de l?activité a été réduit par des comportements de thésaurisation des ménages et des entreprises face à l?incertitude. Le coût pour les finances publiques a été très élevé en raison d?un ciblage insuffisant des mesures et de leur poursuite au-delà de la période de hausse des prix (cf. I.2.3). Des aides budgétaires peuvent plus facilement être ciblées sur les entreprises et les professionnels les plus exposés et retirées de manière plus précoce. Recommandation n° 1 : Face à la volatilité des prix de l?énergie, privilégier des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés plutôt qu?une baisse de la TVA ou de l?accise sur l?énergie. 1.2. Une éventuelle taxation des bénéfices excédentaires ou des rentes de certaines entreprises aurait un rendement limité L?usage de ces aides budgétaires doit néanmoins rester proportionné pour ne pas conduire à une dégradation durable des finances publiques et à des hausses d?impôts ultérieures, comme l?illustre l?épisode inflationniste de 2022-2023 (cf. II.1.). Cette expérience a également montré que le potentiel de financement d?éventuelles mesures de soutien par la taxation des bénéfices excédentaires d?entreprises bénéficiant de la hausse des prix est limité. Face à la hausse des prix de l?énergie consécutive à l?invasion russe de l?Ukraine, le Conseil de l?Union européenne a créé deux nouveaux prélèvements obligatoires en octobre 2022 portant respectivement sur la rente infra-marginale des producteurs d?électricité et sur les bénéfices excédentaires du secteur des hydrocarbures. La notion de rente infra- marginale fait référence à des entreprises qui enregistrent des profits Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 108 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES importants en raison de coûts de production très inférieurs au prix de marché. La contribution de solidarité temporaire des entreprises des secteurs du pétrole brut, du gaz naturel, du charbon et du raffinage était appliquée, à un taux de 33 %, sur la part des bénéfices imposables de 2022 (puis 2023) qui excédait de plus de 20 % la moyenne des bénéfices imposables des exercices fiscaux 2018 à 2021. La contribution de solidarité n?a permis d?encaisser en France que 69 M¤ en 2023. Cette situation s?explique par l?importance des pertes reportables du principal acteur du secteur sur son activité française, situation qui reste identique en 2026. Les recettes de la contribution sur la rente infra-marginale des producteurs d?électricité (CRI) ont, quant à elles, représenté au total 1 746 M¤ en comptabilité nationale en 2023. Dans la mesure où la CRI était prélevée en amont de la formation du bénéfice taxable, cette recette engendrait néanmoins un effet retour négatif sur l?IS, à hauteur du quart de son montant, estimé à 437 M¤, soit un rendement net de 1 309 M¤. La taxation de la rente infra-marginale paraît ainsi une modalité plus adaptée de captation d?une augmentation exogène des prix par l?impôt qu?une imposition exceptionnelle des bénéfices, avec deux limites importantes cependant. Cette rente n?est susceptible d?être importante que pour les distributeurs qui sont également producteurs d?énergie et bénéficient de l?augmentation du prix sans modification importante de leurs coûts. Son adaptation aux caractéristiques du marché pétrolier dont les intrants sont importés et refacturés aux acteurs français par des entités souvent non imposables en France paraît difficile. 1.3. Même avec des prix des carburants supérieurs à 2,20 euros, la fiscalité des revenus surcompense les frais kilométriques Les personnes utilisant une voiture privée pour se rendre sur leur lieu de travail peuvent décider d?opter pour les frais réels pour le calcul de l?impôt sur le revenu et bénéficier du barème de remboursement des frais kilométriques. Par ailleurs, les indemnités versées par un employeur en dédommagement de parcours professionnels effectués par un salarié avec son véhicule personnel peuvent être exonérées de cotisations sociales dans Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 109 la limite des montants fixés par le barème fiscal des indemnités kilométriques64. Ce barème forfaitaire, fixé par arrêté du ministre chargé du budget, dépend de la puissance administrative du véhicule en chevaux fiscaux (CV) et de la distance parcourue (article 83 du CGI). Les frais kilométriques, qui n?avaient pas été revalorisés depuis mars 2015, ont fait l?objet d?une augmentation importante (de 5 à 10 %, selon la cylindrée du véhicule) en mars 2019 après la crise des gilets jaunes, puis d?un ajustement supplémentaire de 1,1 % en mars 2020. Ils ont ensuite été revalorisés de 10,1 % en 2022, puis de 5,4 % 2023. Le coût de ces revalorisations est estimé respectivement à 400 M¤ en 2022 et 300 M¤ en 2023 par la direction générale du Trésor dans le programme de stabilité 2024. Les véhicules électriques bénéficient d?une majoration de 20 % depuis 2021. La méthode de calcul des frais kilométriques a été critiquée dans un document de travail de l?Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). Celui-ci relevait qu?elle était contraire aux politiques de transition, dès lors qu?elle soutenait davantage les véhicules ayant une puissance administrative plus importante et qu?elle bénéficiait surtout aux salariés de la classe moyenne supérieure (7e à 9e dixième de revenus)65. Dans ce contexte, la convention citoyenne pour le climat avait proposé un barème unique quelle que soit la puissance administrative et modulé en fonction de la seule distance parcourue. 64 Ces indemnités sont distinctes de la « prime carburant » que les employeurs peuvent verser au titre du trajet domicile-travail qui est exonérée d?impôts et de cotisations sociales dans la limite de 300 ¤ par an et par salarié. Depuis 2025, celle-ci peut uniquement bénéficier aux salariés dont la résidence ou le lieu de travail soit est situé dans une commune non desservie par un transport collectif régulier, soit n'est pas dans une agglomération de plus de 100 000 habitants ainsi qu?aux salariés pour lesquels l'utilisation d'un véhicule personnel est rendue indispensable par des conditions d'horaires de travail décalés et aux salariés qui exercent leur activité sur plusieurs lieux de travail au sein d'une même entreprise qui n'assure pas le transport des salariés. 65 Chancel M., Saujeot M., 2012. Les « frais réels » une niche fiscale inéquitable et anti-écologique ?, IDDRI Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 110 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le barème des indemnités kilométriques est toutefois un outil d?évaluation simplifié permettant une meilleure appréciation de la capacité contributive des ménages. Il n?a donc pas vocation à porter une politique incitative ou redistributive. Tableau n° 10 : Comparaison des charges effectives et des frais kilométriques calculés selon le barème de l?IR Source : Conseil des prélèvements obligatoires En revanche, l?étude de cas-types met en évidence que ce barème, censé représenter des frais réels, est fortement surévalué, même en période de forte hausse du prix des carburants. Fin mars 2026, la surévaluation représentait 64 % pour un gros rouleur équipé d?un véhicule diésel et 193 % pour un rouleur moyen en véhicule électrique66. Constat n° 11 : Le barème des frais kilométriques de l?impôt sur le revenu est fortement surévalué, même en période de prix élevé des carburants, pour tous les types de motorisations. 66 Une étude de l?ADETEC de 2022 estimait cette surévaluation entre 48 et 121 %, selon le kilométrage parcouru. Cette étude reposait sur une moyenne des coûts du parc, quel que soit le type de motorisation. Elle était antérieure à la dernière revalorisation de 2023 et ne prenait pas en compte le relèvement du barème de 20% pour les véhicules électriques. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 111 2. À moyen terme, adapter la fiscalité au déploiement des marchés carbone 2.1. Les taux réduits ont été récemment revus pour se conformer au droit européen, mais laissent subsister des difficultés 1.1.1. Malgré des avancées en LFI 2025, trois tarifs réduits d?accise demeurent non conformes au droit européen En 2024, la Cour des comptes a émis un rappel au droit en relevant l?incompatibilité persistante de certains tarifs réduits de TVA et d?accise avec le droit de l?Union européenne67, reprenant ainsi des constats documentés par le CPO en 202268. Suite à ce rappel au droit, l?article 20 de la loi de finances pour 2025 a procédé à deux mises en conformité. D?une part, la France appliquait un taux dual de TVA, avec 5,5 % sur l?abonnement et la fourniture d?électricité et de gaz naturel et 20 % sur leur consommation. Ce système a été fragilisé dès 2018 par une jurisprudence de la Cour de justice de l?Union européenne69, puis est devenu contraire au droit de l?UE à la suite de la révision de la directive TVA en 2022. Cette non-conformité a été corrigée par l?application du taux normal de 20 % à l?abonnement et à la fourniture, tout en compensant cette hausse par des baisses d?accise pour neutraliser l?impact de la réforme pour les ménages. D?autre part, des majorations régionales d?accise optionnelles (mais souvent portées dans les faits à leur niveau plafond) étaient prévues pour financer les réseaux de transport régionaux, alors que la directive sur la taxation de l?énergie ne permet pas de modulation territoriale du tarif de 67 Cour des comptes, La place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française, 2024, p.70 et 71. 68 C. Grégoire et P.-A. Veillon, La taxe sur la valeur ajoutée (TVA) face aux défis socioéconomiques, CPO, rapport particulier n° 5, décembre 2022. 69 CJUE, C-463/16, Stadion Amsterdam CV, 18 janvier 2018 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 112 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES l?accise en dehors de l?outre-mer70. Ces majorations ont été supprimées et remplacées par des hausses limitées de l?accise sur les énergies. Malgré ces deux mises en conformité, trois taux réduits d?accise sur les taxis, les aménagements et entretiens de pistes et routes dans les massifs montagneux et les véhicules d?intervention des services départementaux d?incendie et de secours demeurent non-conformes au cadre européen. Tableau n° 11 : Suivi des tarifs réduits d?accise sur les énergies incompatibles avec la directive sur la taxation de l?énergie Source : Calculs CPO, sur le fondement de la directive 2003/96/CE du 27 octobre 2003 (notamment son annexe I), du CIBS et du tome II des Voies et moyens du PLF 2026. Méthode : Conversions réalisées sur le fondement des articles 2-1 à 2-4 de l?arrêté du 13 13 décembre 2022 constatant divers tarifs et seuils de régime d'impositions relatifs à certaines impositions sur les biens et services. 1.1.2. Les méthodes de détermination des taux réduits applicables aux biocarburants ne permettent pas de se conformer à la directive sur la taxation de l?énergie La directive sur la taxation de l?énergie permet de prévoir des tarifs réduits pour les biocarburants, sous réserve que l?avantage qui en résulte n?excède pas les surcoûts de production entraînés par l?incorporation d?énergie renouvelable par rapport aux carburants conventionnels, d?où la nécessité de moduler leur niveau selon le coût des matières premières. Afin de soutenir le développement des biocarburants, quatre tarifs réduits d?accise soutiennent les biocarburants SP95-E10, E85, B100 et 70 La minoration existant en Corse prévue à l?article L. 312-41 CIBS) a cependant été rendue possible par décision d?exécution (UE) 2019/372 du Conseil du 5 mars 2019. Type de consommation Catégorie fiscale au sens du CIBS Tarif d'accise national 2025 Différence entre les deux tarifs (a-b) Gain pour l'État attendu du réalignement tarifaire pour l'activité (en M¤) Transport de personnes par taxi 30,2 33 -2,8 5,7 Aménagements et entretien de pistes et routes dans les massifs montagneux 18,82 33 -14,18 3,5 0 33 -33 Essences carburant 0 40,388 -40,388 Intervention des véhicules des services d'incendie et de secours Gazoles carburant 10,8 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 113 ED95. La réduction des tarifs par rapport aux carburants « classiques » est comprise entre 2,25 ¤/MWh (pour le SP95-E10) et 59,753 ¤/MWh (pour l?E85). Tableau n° 12 : Tarifs d?accise sur les biocarburants en France Bio- carburant E85 17,894 -59,753 185 501 271% B100 12,905 -32,285 2 148 7 400% Transport routier de marchan- dises ED95 12,119 -33,071 0,5 2 400% Source : Calculs CPO, sur le fondement des articles L. 312-80 à L. 312-84 du CIBS et du tome II des Voies et moyens annexés au PLF 2021 et au PLF 2026. Méthode : Au 1er mars 2026, le tarif normal de l?accise sur les carburants était de 60,75 ¤/MWh pour les gazoles et de 77,647 ¤/MWh pour les essences. Le tarif réduit pour le transport routier était de 45,19 ¤/MWh. Ces tarifs présentent cependant des fragilités au regard du droit de l?Union européenne. En premier lieu, comme l?a déjà relevé la Cour des comptes, la méthode de détermination de ces tarifs réduits est empirique, non révisée en fonction des prix des matières premières et ne permet pas de garantir l?absence de surcompensation, en contradiction avec les règles de la directive taxation de l?énergie, une situation notamment liée au manque de données publiques sur les écarts réels de coûts de production entre les carburants fossiles et les biocarburants71. 71 Cour des comptes, La politique de développement des biocarburants, observations définitives, 2021. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo En deuxième lieu, ces tarifs réduits favorisent très majoritairement des biocarburants conventionnels, à concurrence alimentaire (à 78 % pour le biodiésel et 69 % pour les bio-essences). Or, à la suite de la révision des règles européennes relatives aux aides d?État72, l?application de tarifs particuliers aux biocarburants issus de cultures (colza, maïs) pouvant être en concurrence avec des débouchés alimentaires n?est plus possible sans notification préalable à la Commission européenne. Cette évolution juridique s?inscrit en cohérence avec la 3e directive sur les énergies renouvelables dite « RED III » 73, qui fixe des objectifs de renforcement de la part de biocarburants avancés. En troisième lieu, le taux de taxation du carburant E85 est inférieur aux minima définis par l?UE74. Son niveau faible (17,894 ¤/MWh) par rapport à l?accise sur les essences (77,647 ¤/MWh) conduit à ce qu?il soit utilisé de façon irrégulière par de nombreux consommateurs dans des véhicules non adaptés, l?E85 vendu étant supérieur aux volumes effectivement utilisés par les véhicules éligibles. Une révision des tarifs réduits applicables aux biocarburants de première génération est ainsi nécessaire pour garantir leur sécurisation au regard du droit de l?UE, avec deux volets. D?une part, le tarif réduit des biocarburants pourrait être révisé afin de garantir l?absence de surcompensation. Le projet de loi de finances pour 2026 a porté des mesures visant à supprimer les tarifs réduits sur l?E85 et le B10075, mais celles-ci n?ont pas été retenues dans le texte final de la loi de finances pour 2026. Une alternative pourrait être, comme l?a recommandé la Cour des comptes, de développer des données fiables et 72 Article 44 du règlement (UE) 651/2014 du 17 juin 2014, dit règlement général d?exemption par catégorie, tel que modifié par le règlement (UE) 2023/1315. 73 Directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l?énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652 du Conseil. 74 Cour des comptes, La place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française, p.70. 75 Cf. l?article 5 du projet de loi de finances pour 2026. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 115 objectives de surcoût afin de fonder les réductions d?accise sur les biocarburants sur des données objectives. D?autre part, les incitations au développement des biocarburants pourraient être davantage fléchées vers les biocarburants avancés. La TIRUERT poursuit cet objectif. Néanmoins, elle est centrée sur la prise en compte de la quantité d?énergie renouvelable employée et est donc désormais inadaptée à la directive « RED III »76. En effet, celle-ci oblige à tenir compte de la performance environnementale de l?énergie utilisée en termes de soutien à la baisse des émissions de gaz à effet de serre et prescrit notamment qu?une part de biocarburants avancés et de carburants renouvelables d?origine non biologique (H2 et dérivés) de 5,5 % de la consommation d?énergie des transports doit être atteinte en 2030. Le Gouvernement a précisé que le dispositif remplaçant la TIRUERT ne devrait plus avoir de caractère fiscal77. Initialement attendue pour le 1er janvier 2026, la mise en oeuvre de ce nouveau dispositif ? appelé Incitation à la Réduction de l?Intensité Carbone des Carburants (IRICC) ? a été reportée au 1er janvier 202778. Par ailleurs, pour garantir la conformité du droit national avec le règlement européen dit ReFuelEU Aviation79 et prévoir un encadrement spécifique pour le développement et l?adoption des carburants d?aviation durables, la loi de finances pour 2026 a retiré les carburéacteurs du champ de la TIRUERT. 76 La directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023, relative à la promotion de l?énergie produite à partir de sources renouvelables. Dite "RED III", elle vise à simplifier et à accélérer les procédures d'autorisation tant pour les projets d'énergies renouvelables (EnR) que pour les projets de réseaux nécessaires à l'intégration de ces derniers dans le système électrique. La Commission européenne a adressé, le 30 janvier 2026, un avis motivé complémentaire à la France pour n'avoir toujours pas transposé l'ensemble des dispositions de la directive. 77 Évaluations préalables des articles du PLF 2026, p. 150. 78 Article 64 de la loi n° 2026-103 du 19 février 2026 de finances pour 2026. 79 Règlement (UE) 2023/2405 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 relatif à l?instauration d?une égalité des conditions de concurrence pour un secteur du transport aérien durable (ReFuelEU Aviation). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 116 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Recommandation n° 2 : Aligner les taux d?accise qui ne respecteraient pas les minima prévus par la directive taxation de l?énergie avec ces minimas et mettre en conformité les incitations au développement des biocarburants avec la directive RED III. 2.2. Des dépenses fiscales à réformer en fonction de l?exposition des entreprises à la concurrence internationale et de la maturité des alternatives technologiques Le relèvement progressif de la tarification carbone pour les secteurs inclus dans le premier marché carbone européen (industrie lourde et transports aérien, maritime et fluvial) et l?intégration du transport routier de marchandises et de la construction dans le champ du second devront être correctement articulés avec la structure des taux d?accise, l?ensemble de ces secteurs bénéficiant, soit de tarifs réduits, soit d?exonérations. En effet, si une exemption est prévue pour les années de lancement du second marché carbone afin d?accompagner l?impact pour les secteurs les plus exposés à la concurrence internationale, elle demeure réservée aux pays déjà soumis à une « taxe nationale sur le carbone », ce qui n?est pas le cas de la France80. Une première option pourrait être de neutraliser la diminution des quotas gratuits du SEQE/ETS 1 et la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 par un renforcement des tarifs réduits d?accise. Un tel mode de correction apparaît peu réaliste dès lors que l?ampleur de variation du prix des énergies fossiles induites par le second marché carbone dépendra essentiellement des enchères et des stratégies d?achats des acteurs avec des évolutions infra-annuelle fréquentes. Une correction par l?accise nécessiterait ainsi de réviser très régulièrement ses tarifs, au prix d?une forte instabilité fiscale pour des secteurs nécessitant une vision de long 80 La composante carbone incluse dans l?accise n?est pas considérée comme une « taxe nationale sur le carbone » au sens du SEQE 2, dès lors qu?elle n?est pas dissociable avec l?accise sur les énergies et qu?elle ne partage pas les caractéristiques du SEQE 2 (champ des activités couvertes, émissions prises en compte, facteurs d?émission, etc.). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 117 terme. Au surplus, les marges de manoeuvre dont dispose juridiquement la France pour abaisser ses tarifs d?accise sont parfois très limitées, voire inexistantes. Le transport international aérien et maritime bénéficie ainsi déjà d?exonérations. Enfin, et surtout, un tel mode de compensation serait contraire aux objectifs d?une meilleure tarification carbone pour ces secteurs et enverrait un signal-prix négatif qui découragerait les investissements en matière de décarbonation. Une seconde option pourrait être de prévoir le maintien à moyen terme des taux réduits et exonérations applicables à certains secteurs concernés par l?évolution de la tarification du premier marché carbone et la création du second. Pour éviter les effets d?aubaine et assurer un cadre de concurrence équitable au niveau international, les taux réduits et exonérations pourraient être ciblés sur les secteurs très exposés à la concurrence internationale et ayant une consommation importante d?énergie rapportée à leur coût de production. Cette option présenterait plusieurs avantages. D?une part, elle permettrait de garantir une plus grande stabilité pour les entreprises concernées. La date exacte de sortie de ce régime pourrait être définie à l?avance par le législateur afin de donner à ces entreprises une visibilité sur le cadre fiscal applicable à leur consommation d?énergie. D?autre part, elle permettrait de renforcer la place des marchés carbone dans la tarification effective du carbone et ainsi de mieux couvrir les émissions non énergétiques de gaz à effet de serre. Cette option serait également conciliable avec une sortie plus rapide des tarifs réduits d?accise sur les énergies fossiles bénéficiant à des secteurs peu ou pas exposés à la concurrence internationale. Enfin, cette option apparaît conforme au cadre européen fixé par la directive sur la taxation de l?énergie. Le cumul des critères d?énergo-intensivité et d?exposition à la concurrence internationale est en effet déjà mobilisé pour définir le périmètre de certains tarifs réduits bénéficiant au secteur industriel. Une attention particulière devra cependant être portée au ciblage des secteurs concernés, afin de trouver un équilibre entre protection des secteurs exposés et soutien à la décarbonation. Si l?appréciation du ratio consommation d?énergie/coût de production pourra être réalisée sans difficulté avec les données de l?Insee et du SDES, la mesure de l?exposition Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 118 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES à la concurrence internationale sera plus délicate, en l?absence d?indicateur statistique unique en la matière81. Graphique n° 25 : Exposition internationale par secteur d?activité en fonction du ratio consommation d?énergie/production en 2023 Note : Secteurs d?activités établis selon la nomenclature NAF A38 de l?Insee, sauf pour le secteur des transports (A88). La taille du secteur varie selon sa consommation énergétique. Les secteurs bénéficiant d?un tarif réduit ou d?une exonération d?accise sont colorés, en vert pour l?agriculture, en rouge pour l?industrie, en bleu pour les transports, en orange pour le BTP. Source : CPO, d?après la méthode de l?Insee Grand Est (exposition internationale) et les données du SDES (consommation d?énergie) et de l?Insee (chiffre d?affaires). 81 Les données présentées dans le cadre de ce rapport ont été établies en reprenant la méthode développée par l?Insee Grand Est que le CPO avait déjà mobilisées pour ses analyses de la fiscalité de l?industrie. CPO, Tracer un cadre fiscal et social pluriannuel pour l?industrie française, septembre 2025. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 119 Les régimes dérogatoires d?accise sur les énergies fossiles bénéficiant à des secteurs ayant une faible exposition internationale et une faible intensité énergétique auraient vocation à être remises en cause assez rapidement. En fixant les limites à un indice d?exposition internationale de 0,2 et à une consommation énergétique de 500 KWh/Md¤ de production, un maintien à moyen terme des tarifs réduits pourrait être décidé pour les secteurs des transports aérien et maritime, de l?agriculture et de l?industrie. En revanche, la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 pourrait être engagée sans remettre en cause la trajectoire de suppression en 2030 du tarif réduit d?accise sur le BTP82. Le transport terrestre se trouve dans une situation intermédiaire avec une intensité énergétique assez élevée et une exposition internationale globalement limitée mais hétérogène entre le transport routier de marchandises d?une part, le transport routier de passagers et le transport ferroviaire d?autre part. 2.2.1. La dépense fiscale sur le transport routier de marchandises pourrait être réduite par étapes après la mise en oeuvre du second marché carbone et dans un cadre européen concerté Le législateur a prévu au sein de la loi dite « Climat et résilience » une évolution du tarif réduit d?accise pour le transport routier de marchandises (TRM), « dans l?objectif d'atteindre un niveau équivalent au tarif normal d'accise sur le gazole d'ici le 1er janvier 2030, en tenant compte de la disponibilité de l'offre de véhicules et de réseaux d'avitaillement permettant le renouvellement du parc de poids lourds ». La transition de ce secteur est en effet essentielle pour garantir le respect des objectifs de décarbonation des transports, le TRM étant prédominant dans la quasi-totalité des pays européens et notamment en France, où il représente plus de 80 % du transport de marchandises. 82 Prévue à l?article 94 de la loi de finances pour 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 120 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 26 : Répartition modale du transport intérieur de marchandises en Europe en 2022 Par ailleurs, comme l?ont relevé le CAE et le Conseil franco- allemand des experts économiques83, les camions électriques à batterie s?imposent comme la technologie de référence pour la décarbonation du transport routier de marchandises, avec des avancées rapides en matière de performances des batteries et une baisse des coûts, même si des défis subsistent en termes de développement des infrastructures84. Compte tenu de l?arrivée à maturité d?une alternative technologique et du caractère essentiellement européen de la concurrence internationale dans ce secteur, la diminution des dépenses fiscales en faveur du transport routier de marchandises pourrait être engagée progressivement après la 83 Achim, Chassang, Lopez, Malmendier, Saussay, Schnitzer, Schubert, Schwartz, Werding, Décarboner le transport routier de marchandises, déclaration conjointe du Conseil d?analyse économique et du Conseil franco-allemand des experts économiques, mars 2025. 84 Heining F., Werner M., Schill W., Jöhrens, J., Ruscher M., Pelzeter J. (2024) : « Kriterienset zur Bewertung von Technologiekonfigurationen für elektrische Lkw », ifeu. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 121 mise en oeuvre du second marché carbone européen dans un cadre européen concerté. L?engagement d?une hausse anticipée de ce tarif réduit au niveau national risquerait à l?inverse d?aggraver le différentiel de concurrence du transport routier international de marchandises français par rapport à ses concurrents européens. En effet, bien que bénéficiant d?un tarif réduit de 45,19 ¤/MWh85, le gazole commercial utilisé pour le transport de marchandises est plus coûteux que celui vendu dans le reste de l?UE (37,91 ¤/MWh en moyenne pour l?année 2024). Seule la Finlande dispose d?un niveau d?un tarif d?accise plus élevé pour le transport routier de marchandises. Une action à l?échelle de l?ensemble de l?Union européenne apparaît ainsi préférable. Le dernier état du projet de révision de la directive sur la taxation de l?énergie, porté sous la présidence danoise du Conseil de l?UE mais non adoptée à ce jour, envisageait ainsi de mettre fin à aux tarifs réduits sur le gazole routier d?ici 204586. Dans l?hypothèse où cette mesure serait conservée dans le texte final, elle pourrait permettre une convergence des autres États membres vers le niveau de taxation français, tout en incitant à la décarbonation du secteur. 2.2.2. Le secteur agricole et forestier pourrait conserver son tarif réduit le temps de bénéficier de solutions alternatives viables aux énergies fossiles Les gazoles dits « non routiers » (GNR), également appelés gazoles « rouges » en raison du colorant qui leur est appliqué pour limiter les risques de fraude, bénéficient d?un tarif normal spécifique inférieur à celui des autres tarifs. Ils regroupent l?ensemble des produits de la catégorie fiscale des gazoles consommés pour les besoins des moteurs qui réalisent des travaux statiques aux fins de la réalisation d?activités économiques 85 Contre 60,75 ¤/MWh pour le tarif normal sur les gazoles utilisés comme carburant. 86 Conseil de l?UE, Draft Council Directive restructuring the Union framework for the taxation of energy products and electricity (recast), n° 14451/25 (cf. notamment son article 19§2). Ce projet, discuté le 13 novembre 2025 et dont l?adoption nécessitait l?unanimité au Conseil, n?a pas prospéré. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 122 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (moteurs d?outils fixes utilisés par le BTP par exemple) et des moteurs de propulsion des engins qui ne circulent pas habituellement sur les voies ouvertes à la circulation publique (engins de chantiers par exemple). Afin de soutenir la transition écologique, l?article 60 de la loi de finances pour 2020 prévoyait la suppression progressive en trois étapes du tarif réduit sur le GNR agricole et non agricole entre 2020 et 202287, avec en parallèle des mesures d?accompagnement, notamment la mise en oeuvre de dispositifs de suramortissement visant à faciliter l?acquisition d?engins recourant à des énergies alternatives et à soutenir les petites et moyennes entreprises distribuant uniquement du GNR. Si cette suppression a été engagée pour le GNR non-agricole (qui concerne principalement le secteur du BTP), elle ne s?est cependant pas concrétisée pour le GNR agricole. Après trois reports successifs, visant à prendre en compte les effets de la crise sanitaire, puis de la hausse des prix des matières premières et de l?énergie, la suppression du GNR agricole a été temporairement adoptée à l?article 94 de la loi de finances pour 2024 (en même temps que la mesure de suppression progressive du tarif réduit pour le BTP) avant d?être annulée début 2024 par décision du Premier ministre, dans un contexte marqué par des manifestations agricoles. Cette annulation a ensuite été confirmée dans la LFI pour 2025. Parallèlement, les modalités de mise en oeuvre du tarif réduit ont été modifiées, une remise totale dès la facturation se substituant à un remboursement ex post. Cet échec de la suppression du tarif réduit d?accise sur le GNR agricole s?explique notamment par l?importance de l?exposition du secteur agricole et de l?industrie agroalimentaire à la concurrence internationale, mais aussi par l?absence de solution technique mature pour la décarbonation des engins agricoles88. En outre, une révision de l?accise ne répondrait que partiellement aux enjeux de décarbonation du secteur, qui relèvent principalement de 87 Sauf pour certaines opérations, telles que les usages agricoles, les opérations de damage et de déneigement des routes de montagne, les segments des industries extractives fortement exposées à la concurrence internationale, le transport ferroviaire et la manutention portuaire. 88 I4CE, Les financements publics du système alimentaire français : quelle contribution à la transition écologique ? - septembre 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 123 sources non énergétiques. En 2025, les émissions agricoles et sylvicoles de gaz à effet de serre en France ne provenaient ainsi qu?à 13 % des engins, moteurs et chaudières, derrières les émissions directes des cultures (27 %) et surtout celles des élevages (60 %). Par ailleurs, l?essentiel des émissions est lié au méthane (57 %) et au protoxyde d?azote (29 %), deux gaz à effet de serre liés au bétail et aux cultures, mais sans lien avec le GNR agricole. Ce maintien à moyen terme du tarif applicable début 202689 ne préjugerait pas de ses modalités de mise en oeuvre, le mécanisme de remise intégrale dès la facturation devant faire l?objet d?une évaluation de son efficacité dans la lutte contre la fraude. 2.2.3. La forte concurrence internationale en matière de transport aérien et maritime invite à privilégier d?autres leviers que la fiscalité nationale pour soutenir la transition vers des technologies décarbonées Des exonérations complètes d?accise sur les énergies pour le transport aérien et maritime sont prévues en droit national et déclinent les exonérations obligatoires sur ces secteurs prévues par l?article 14 de la directive dite « taxation de l?énergie », ainsi que par certaines conventions bilatérales pour le transport aérien. Plusieurs leviers ont récemment été actionnés à différentes échelles pour contribuer à la transition énergétique de ces deux secteurs, en cohérence notamment avec les objectifs fixés pour 2025 par la loi Climat et résilience90. Au niveau national, la taxe sur les billets d?avion (TSBA) a été révisée dans le cadre de la loi de finances pour 2020 pour y inclure une 89 Dans un contexte de hausse du prix des carburants, le Gouvernement a annoncé que les agriculteurs bénéficieront d?une exonération totale du droit d?accise sur le gazole non routier (GNR) agricole pour le mois d?avril 2026. 90 L?article 142 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets fixait comme objectif que le transport aérien s?acquitte à partir du 1er janvier 2025 « d?un prix carbone au moins équivalent au prix moyen constaté sur le marché du carbone pertinent ». Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 124 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES écocontribution. La Convention citoyenne pour le climat a néanmoins considéré que cette écocontribution était « bien trop faible pour avoir un effet dissuasif »91, conduisant à une nouvelle hausse de la TSBA de l?ordre de 850 M¤ en loi de finances pour 2025 pour l?aviation commerciale. Si cette mesure permet d?améliorer la tarification carbone du transport aérien, elle a également affecté la compétitivité du secteur aérien français selon une étude de la direction générale de l?aviation civile (DGAC)92. Ce résultat démontre l?intérêt d?engager les réformes de la tarification du transport aérien et maritime à un niveau supranational, afin de concilier la transition écologique avec la prise en compte des enjeux de compétitivité internationale. Au niveau international, plusieurs propositions sont envisagées. D?une part, au niveau de l?Union européenne, le projet de révision initial de la directive sur la taxation de l?énergie porté en 2021 par la Commission européenne proposait de lever l?exonération obligatoire sur le transport aérien et maritime, afin de mettre en cohérence le cadre juridique de la fiscalité de l?énergie avec les trajectoires prévues de décarbonation des transports. Plusieurs États membres ayant exprimé des préoccupations sur les enjeux de compétitivité internationale induite par cette proposition, la présidence danoise du Conseil avait proposé, en novembre 2025, un compromis permettant aux pays qui le souhaitaient de lever cette exonération par accords bilatéraux ou multilatéraux93, mais ce dernier n?a pas prospéré. Cette situation s?explique par le manque d?alternatives, à l?heure actuelle, à la motorisation thermique pour ces secteurs mais aussi par les forts risques de déport du trafic maritime et aérien international que pourraient engendrer des stratégies de contournement de l?impôt, qui pénaliseraient les ports et aéroports européens. Les facilités d?avitaillement dans des « hubs » situés en dehors de l?Union européenne compliquent la mobilisation de l?accise dans une logique de décarbonation, notamment pour le transport aérien et maritime sur longue distance. 91 Rapport de la convention citoyenne pour le climat du 29 janvier 2021, proposition SD-E1 « Adopter une écocontribution kilométrique renforcée ». 92 DGAC, Premiers retours sur la hausse de TSBA de mars 2025 : baisse de compétitivité du transport aérien français, novembre 2025. 93 Conseil de l?UE, Draft Council Directive restructuring the Union framework for the taxation of energy products and electricity (recast), n° 14451/25 (cf. son article 15). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo D?autre part, plusieurs mécanismes internationaux de réduction ou de compensation des émissions de CO2 ont été adoptés ou sont en cours d?adoption. Pour le secteur aérien, le mécanisme CORSIA94 a été adopté par l?Organisation de l?aviation civile internationale (OACI) en 2018 et prévoit que les émissions de CO2 des vols internationaux95 entre États participants excédant un seuil doivent être compensés par les exploitants d?avions96. Ce mécanisme est actuellement dans sa phase de participation volontaire. À compter de 2027, il s?appliquera de manière obligatoire à tous les pays membres de l?OACI, à l?exception de certains États exemptés en raison de leur niveau de développement, de leur faible poids dans le trafic mondial ou de leur insularité. Pour le secteur maritime, l?Organisation maritime internationale (OMI) travaille à l?établissement d?un système de tarification carbone visant à diminuer les émissions de gaz à effet de serre du trafic maritime. Un accord avait été obtenu en avril 2025 pour prévoir l?obligation pour les navires de plus de 5 000 tonnes brutes ? qui émettent 85 % des émissions totale de CO2 du transport maritime international ? de réduire au fil du temps leur intensité énergétique annuelle sous peine de pénalités. Ces pénalités devaient financer un fonds « net-zéro » géré par l?OMI visant notamment à récompenser les navires à faible émission et à atténuer les effets négatifs des émissions sur les États vulnérables97. L?adoption finale de cet accord a toutefois été repoussée en raison notamment de l?opposition des États-Unis. Ces mécanismes européens ou internationaux, bien qu?imparfaits, sont à privilégier dans les années à venir pour sécuriser les investissements dans les stratégies de décarbonation du transport aérien et maritime, sans peser sur la compétitivité des acteurs nationaux. Ils pourront s?accompagner de réformes pour mieux encourager les carburants durables 94 Acronyme de Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation (régime de compensation et de réduction du carbone pour l?aviation internationale) 95 Les vols domestiques n?y sont pas soumis. 96 Ce mécanisme ne permettra donc pas à lui seul d?atteindre l?objectif de neutralité carbone fixé par l?Union européenne pour 2050, en raison du seuil d?émission fixé. 97 Organisation maritime internationale, L?OMI approuve la réglementation « net- zéro » pour le transport maritime mondial, 11 avril 2025. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 126 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES de nouvelle génération pour ces secteurs et inciter au déploiement des infrastructures nécessaires à cette transition. 2.2.4. Des tarifs réduits sur l?industrie déjà conditionnés à des critères d?exposition internationale Le secteur industriel bénéficie de deux ensembles de tarifs réduits, pour les activités électro-intensives ou électrosensibles et pour les entreprises énergo-intensives soumises au marché carbone européen98. Pour éviter les effets d?aubaine, plusieurs de ces tarifs réduits sont déjà conditionnés à des critères d?exposition internationale. Ces tarifs réduits ont fait l?objet de réformes en lois de finances pour 2025 et 2026 pour garantir leur meilleur ciblage99. En effet, un rapport de l?IGF100 avait relevé que 11 % des consommations ayant bénéficié des tarifs réduits applicables aux entreprises industrielles électro-intensives étaient en réalité sans lien avec l?industrie, en raison de malfaçons dans la définition de certains périmètres de la dépense fiscale, avec un surcoût pour les finances publiques de plusieurs centaines de millions d?euros par an. Dans un contexte où le SEQE/ETS 2 aura vocation à s?appliquer à l?ensemble des secteurs industriels n?étant pas déjà soumis au SEQE/ETS 1 et fournit ainsi déjà une incitation forte à la transition énergétique, ces tarifs réduits devraient être maintenus à moyen terme pour éviter d?accroître le différentiel de compétitivité entre l?industrie française et ses concurrents internationaux en matière d?énergie. Selon l?Agence internationale de l?énergie (AIE), les entreprises industrielles françaises payaient en 2024, un prix de l?électricité entre 2 et 2,5 fois supérieur à celui payé aux États- Unis et en Chine et un prix du gaz 5,5 fois supérieur à celui des États-Unis et supérieur de 40 % à celui de la Chine. 98 Il existe aussi un tarif réduit sur les gaz naturels combustibles pour les installations intensives en énergie exposées à la concurrence internationale non soumises au marché carbone européen mais relevant d?activités soumises à ce marché. 99 Cf. article 20 de la LFI 2025 et article 71 de la LFI 2026. . 100 Inspection générale des finances, Revue des dépenses sur les aides aux entreprises, mars 2024. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 127 Graphique n° 27 : prix de l?électricité et du gaz dans l?industrie en Chine, en Europe et aux États-Unis en 2024 En USD/MWh Chine États-Unis France Électricité 88 81,3 208,45 Source :AIE, 2026 Au sein de l?Union européenne, en 2024, le prix du gaz naturel pour les entreprises en France est supérieur à la moyenne européenne avec un niveau de taxes proche de cette moyenne. En revanche, le prix de l?électricité pour les entreprises en France est significativement inférieur à la moyenne de l?Union européenne en 2024, notamment en raison de taxes qui n?étaient pas revenues à leur niveau d?avant l?épisode d?inflation de 2022-2023. Graphique n° 28 : prix de l?électricité hors TVA (en ¤ par MWh) pour les entreprises en 2024 dans l?Union européenne Source : SDES, Eurostat Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 128 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 29 : prix du gaz naturel hors TVA (en ¤ par MWh) pour les entreprises en 2024 dans l?Union européenne Source : SDES, Eurostat Recommandation n° 3 : Dans le contexte du déploiement du second marché carbone européen et de la diminution des quotas gratuits sur le premier, maintenir les exonérations et tarifs réduits d?accise sectoriels pour les secteurs d?activité à forte intensité énergétique et exposés à la concurrence internationale, le temps que des alternatives technologiques compétitives à l?usage d?énergie carbonée soient développées. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 129 2.3. Poursuivre graduellement la révision de la structure des taux normaux d?accise sur l?énergie pour accompagner la transition énergétique Pensée pour le rendement, la structure des taux normaux d?accise n?est pas cohérente avec l?objectif de décarbonation. Des réformes pourraient ainsi être engagées, notamment en rapprochant les tarifs normaux sur le diésel et sur l?essence ou en supprimant le différentiel entre énergies fossiles combustibles et électricité pour favoriser une électrification accrue des usages. Le calendrier de ces réformes doit être planifié à long terme pour éviter aux utilisateurs d?énergies fossiles une superposition de hausses significatives de fiscalité avec les augmentations de prix induites par la mise en place du second marché européen et l?extension des certificats d?économie d?énergie. 2.3.1. La forte augmentation des prix du gazole au premier semestre 2026 ne disqualifie pas le mouvement de rapprochement de sa fiscalité avec celle de l?essence Les tarifs normaux sur le diésel sont sensiblement plus faibles (60,75 ¤/MWh au 1er mai 2026) que ceux sur l?essence (77,647 ¤/MWh à la même date), soit un différentiel de 29 %. Cet écart est lié à une politique de diéselisation du parc automobile lancée dans les années 1980. Un véhicule essence consomme davantage pour une distance similaire et émet 11 % de CO2 de plus qu?un véhicule diésel101. En prenant en compte le cumul des émissions des autres gaz à effet de serre que le CO2, globalement supérieures pour le diésel, le différentiel n?est plus que de 5 % en défaveur de l?essence102, un écart très inférieur au différentiel actuel de 29 % sur les tarifs normaux de l?accise sur les carburants. 101 IGF, « Les prix, les marges et la consommation des carburants », novembre 2012. 102 IFPEN, « Etude Emissions Euro 6d-TEMP pour le MTE », Rapport de synthèse, 2020. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 130 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Dans ce contexte et afin d?atteindre la neutralité carbone en 2050, le plan climat élaboré en 2017 prévoyait notamment en son axe 4 d?assurer « la convergence de la fiscalité essence-diésel au cours du quinquennat ». À partir de 2018 et à la suite du mouvement des gilets jaunes, ce rattrapage n?a pas eu lieu dans le calendrier escompté. La loi de finances pour 2025 a légèrement réduit l?écart entre ces tarifs, en revalorisant davantage le tarif normal sur les gazoles carburants, dont fait partie le diésel (+ 1,35 ¤/MWh, soit une hausse de 2%) que celui sur les essences (+ 0,821 ¤/MWh, soit une hausse de 1%). La poursuite de la résorption de cette revalorisation différenciée au même rythme jusqu?en 2050 permettrait de réduire le différentiel de tarif normal entre ces deux énergies à 5 % autour de 2050. Un calendrier plus rapide pourrait toutefois être envisagé afin d?encourager la transition vers une plus grande électrification des mobilités. Recommandation n° 4 : Poursuivre, après le déploiement du second marché carbone européen, l?alignement graduel des taux normaux d?accise des gazoles sur ceux de l?essence. 2.3.2. Une convergence de la taxation du gaz naturel et de l?électricité est nécessaire pour soutenir la décarbonation des ménages Le prix moyen toutes taxes comprises de l?électricité pour les ménages rapporté à l?unité d?énergie finale consommée103 était, en 2024, deux fois plus élevé que celui du gaz naturel. 103 L?énergie primaire est contenue directement dans les ressources naturelles. Le gaz naturel ou le bois sont des énergies primaires utilisables sans transformation. L?énergie finale consommée représente la quantité d?énergie totale effectivement utilisée par le consommateur, en rajoutant à l?énergie primaire l?énergie nécessaire à sa production et à son transport. L?électricité est obtenue par transformation de ressources naturelles avec un rendement moyen inférieur à 40% et doit être acheminée jusqu?aux lieux d?utilisation, d?où des pertes de transport. Un facteur de conversion de 1,9 est utilisé pour passer de l?énergie primaire à l?énergie finale consommée. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 131 Graphique n° 30 : décomposition du prix de l?électricité et des combustibles fossiles pour les ménages en 2024 Note de lecture : Le pouvoir calorifique supérieur (PCS) détermine la quantité de chaleur par unité de volume d?un combustible, dégagée par la combustion complète à laquelle s?ajoute la récupération des calories contenues dans la condensation de la vapeur d'eau contenue dans les fumées. Source : CGDD (électricité et gaz naturel), DGEC (fioul) La fiscalité participe à ce différentiel de prix. La structure de taux de l?accise est incohérente avec le bilan en termes de GES de ces produits énergétiques et entrave les efforts de décarbonation et d?électrification des usages, notamment pour le chauffage des ménages. Ce désalignement est encore plus marqué pour les autres énergies fossiles combustibles, en particulier les fiouls domestiques et les gaz de pétrole liquéfiés (GPL) qui bénéficient de tarifs inférieurs à ceux du gaz naturel. Constat n° 12 : La structure actuelle des taux normaux de l?accise sur les énergies, qui repose pour les ménages sur une taxation du gaz et du fioul inférieure à celle de l?électricité et une taxation du diésel inférieure à celle de l?essence, n?est pas cohérente avec les objectifs de transition énergétique. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 132 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le projet de révision de la directive taxation de l?énergie prévoit notamment de réviser les minima de taxation garantis par la directive, afin de s?assurer que ces minima soient plus cohérents avec la transition énergétique et notamment que le minimum sur l?électricité soit plus faible que celui sur le gaz naturel. Si les débats sur ce projet de directive sont toujours en cours au Conseil, cette disposition figure encore dans le projet de compromis présenté pour discussion au Conseil par la présidence danoise en novembre 2025 et la Commission européenne a annoncé pour mai 2026 une nouvelle proposition de texte visant à abaisser les taxes sur l?électricité et les frais de réseau. Indépendamment de l?adoption de la réforme de la directive sur la taxation de l?énergie ou de cette nouvelle proposition, un changement de la structure des tarifs normaux français en faveur de l?électricité est souhaitable. La structure actuelle des tarifs réduit la rentabilité des démarches de décarbonation pour les ménages ou pour les entreprises non concernées par les dispositifs en faveur des électro-intensifs. Cet alignement des taux pourrait, comme celui du diésel sur l?essence, être lissé sur plusieurs années. Contrairement à l?alignement par le haut de la tarification du diésel sur celle de l?essence, la convergence des tarifications du gaz naturel et de l?électricité pour les ménages pourrait en outre s?effectuer sur une valeur intermédiaire entre les deux tarifs qui serait calculée pour maintenir en euros constants le rendement global des deux fractions d?accise (gaz naturel et électricité) sur la période 2025-2050. Par ailleurs, le début de la trajectoire d?alignement pourrait intervenir en 2030 après l?entrée en vigueur du SEQE/ETS 2 pour éviter la superposition de la hausse du gaz naturel liée à l?entrée en vigueur du SEQE/ETS 2, l?augmentation des obligations réglementaires en matière de certificats d?économie d?énergie prévue pour la période 2026-2030 et celle de la fiscalité. Recommandation n° 5 : Engager, à l?échéance de l?actuelle période de déploiement des certificats d?économie d?énergie, une trajectoire d?augmentation des taux normaux de l?accise sur le gaz et le fioul pour le secteur résidentiel et de baisse de celui applicable à l?électricité consommée par les ménages. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 133 Pour tenir compte de la situation des ménages qui ne pourraient financer un changement de leur mode de chauffage, des aides à l?investissement devront être déployées (cf. chapitre II). Recommandation n° 6 : Pour améliorer l?acceptabilité de la transition énergétique sans freiner son rythme, accompagner la mise en oeuvre du second marché carbone européen d?aides directes à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse de la fiscalité de l?énergie 3. Clarifier les choix de finances publiques à long terme en réponse à la diminution de l?accise sur l?énergie La mise en oeuvre du second marché carbone européen, la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone, le MACF et les évolutions de la fiscalité de l?énergie évoqués ci-dessus pourraient compenser financièrement les pertes d?accise liées à la transition énergétique à l?horizon 2030 et permettre de dégager un surcroît de financement pour la transition énergétique. En revanche, à l?horizon de la fin de la transition énergétique, même en retenant les orientations proposées par le présent rapport, la décarbonation et l?amélioration de l?efficacité énergétique conduiraient à une baisse mécanique de l?accise sur l?énergie dont rien ne permet d?affirmer qu?elle sera compensée spontanément par d?autres effets. Dans ce contexte, une stratégie de financement devra être explicitée suffisamment tôt. Il ne s?agit pas ici, comme le faisait le rapport Pisani- Ferry-Mahfouz, de trouver des ressources transitoires pour financer un surcroît temporaire d?investissements pendant la transition énergétique, mais de définir un nouvel équilibre financier de long terme. Les choix devront probablement combiner la diminution des dépenses publiques, la sollicitation d?autres impositions, sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 134 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 3.1. Une augmentation d?autres taxes indirectes ne doit pas être écartée a priori La baisse de l?accise peut être en partie compensée au sein de la fiscalité indirecte, soit de façon indifférenciée par une hausse de la TVA, soit par la mise en place d?une taxation spécifique sur des biens ou services présentant des propriétés de faible élasticité de la consommation au prix comparables à celles des énergies fossiles avant le développement des alternatives électriques. Ces deux hypothèses présentent toutefois un enjeu d?acceptabilité pour la première malgré une régressivité moindre de la TVA par rapport à l?accise sur les carburants, et, pour la seconde, une difficulté d?identification d?une nouvelle base taxable au rendement suffisant. 3.1.1. La TVA est moins régressive que l?accise sur les carburants Selon la direction générale du Trésor (2025)104, une hausse d?un point de tous les taux de TVA procurerait un rendement net de 11,4 Md¤ en 2025, dont 7,5 Md¤ pour le taux normal à 20 %, hors effets sur les comportements des contribuables105. Au niveau agrégé, le rendement d'une hausse uniforme de TVA serait principalement porté par les ménages les plus aisés : 12 % du rendement porterait sur le premier cinquième de la distribution des ménages contre 31 % pour le cinquième le plus aisé. Rapporté au revenu disponible, une hausse uniforme d'un point des taux de TVA aurait toutefois un effet relatif plus marqué pour les ménages modestes que pour les ménages aisés, qui ont un taux d'épargne plus élevé : les ménages du premier cinquième de niveau de vie verraient le pouvoir d'achat de leur revenu disponible diminuer d'en moyenne 0,7 % contre 0,4 % pour ceux 104 M. Gesta (2025), Analyse de la composition des recettes de TVA, Trésor-éco n° 371 105 Une étude sur données 2016 estime que ces effets viennent réduire de 15% le rendement initial au bout de trois ans. André M., Biotteau A.L.,(2021), Effets de moyen terme d?une hausse de TVA sur le niveau de vie et les inégalités, Economie et statistique n° 522-523. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 135 du dernier cinquième. Cette distribution persiste mais est atténuée dans le cas du seul relèvement du taux de 20 %. Il représente 0,3 % en moyenne, dont 0,4 % pour le premier cinquième et 0,25% pour le cinquième le plus aisé. Cette exposition différente au relèvement de la TVA doit néanmoins être mise en regard des évolutions des taux d?effort énergétique permises notamment par le niveau de taxation plus faible de l?électricité par rapport aux carburants. Les simulations du CGDD présentées au chapitre II mettent en évidence, dans le scénario AMS de la SNBC 3, une baisse moyenne du taux d?effort énergétique de 1,4 point en 2030 ; celle-ci atteint 2,5 points pour le premier cinquième de niveau de vie, malgré la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2, contre seulement 0,7 point pour le cinquième le plus aisé. Par ailleurs, les évolutions du pouvoir d?achat des ménages sont fortement dépendantes du degré de répercussion de la hausse de TVA dans les prix. Une augmentation étalée dans le temps par petits paliers a plus de chances d?être absorbée dans les marges des entreprises. 3.1.2. Les possibilités de taxation indirecte de l?économie numérique restent à approfondir sans être à l?échelle des pertes de recettes attendues Comme évoqué au chapitre I, la fiscalité de l?énergie a, à l?origine, été conçue comme une fiscalité de rendement. Le choix de faire porter une accise sur les carburants ne résultait pas d?une logique environnementale mais de la volonté d?assurer un rendement important et stable en faisant porter une taxation lourde sur des produits dont la consommation était, faute d?alternative, peu sensible au prix. Cette propriété qui reste en partie vraie à court terme l?est de moins en moins à moyen terme en raison du développement d?alternatives techniques à l?énergie fossile aussi bien pour les usages calorifiques que pour les motorisations. Elle peut en revanche se rencontrer pour d?autres biens et services. À titre illustratif, cette question peut se poser pour la consommation de contenus produits par l?économie numérique. Il ne s?agirait pas ici d?une taxation des entreprises du numérique, mais de la consommation finale des contenus diffusés par ces entreprises. Les éléments de fiscalité d?ores et Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 136 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES déjà existants, comme les taxes sur les contenus audiovisuels numériques, illustrent toutefois la difficulté à intégrer dans l?assiette d?une taxe indirecte supportée par le consommateur final (même si elle est collectée par la plateforme) des contenus gratuits dont les plateformes de diffusion sont financées par la publicité. La capacité de ces taxes à se transformer en impositions de rendement de type « accise » reste donc incertaine. Encadré 11 : Une taxation des contenus audiovisuels numériques au rendement limité Une taxe sur la diffusion de contenus audiovisuels a été créée en France dès 1992. En raison de l?émergence des plateformes de vidéos à la demande par abonnement, le champ d?application de la taxe a été étendu en 2003 au streaming payant. À cette époque, seules étaient visées par la taxe les entreprises établies en France, De plus, la taxe ne couvrait pas les recettes issues de la publicité associée à des contenus audiovisuels diffusés gratuitement en ligne. En 2017, la taxe a été modifiée pour être étendue aux opérateurs établis à l?étranger et mettant à disposition du public en France des contenus vidéos à titre onéreux (composante « Netflix » de la taxe). Ont également été incluses dans son champ d?application les recettes publicitaires des hébergeurs de vidéos en ligne (composante « Youtube » de la taxe). Le produit de ces taxes, affecté au Centre national du cinéma et de l'image animée, s?élève à environ 200 M¤. Ces taxes possèdent néanmoins un potentiel de développement lié à la croissance rapide des consultations, à leur taux aujourd?hui réduit (5,15 % du prix hors taxes ou de la valeur des contreparties publicitaires) et, pour la taxe portant sur les plateformes gratuites, aux importantes restrictions d?assiette (seuil d?imposition à 100 000 ¤ ; abattement de 66 % pour les réseaux sociaux). 3.2. La couverture des externalités de la route doit faire l?objet d?une réflexion La fiscalité des carburants joue aujourd?hui un rôle important dans la tarification des externalités négatives liées au transport routier qui ne se limitent pas à la pollution. La décarbonation conduira à une baisse de ces externalités négatives mais aussi paradoxalement à une baisse de leur taux de couverture, sauf si ces coûts externes sont facturés à l?utilisateur par d?autres instruments. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 137 3.2.1. Des externalités négatives du transport routier en baisse mais moins bien couvertes par la fiscalité après la décarbonation À l?usage de la route106 sont attachées différentes externalités négatives : pollution, bruit, dégradation des infrastructures, accidents107. D?après des calculs de la direction générale du Trésor108, le coût externe marginal était de 9 ct ¤ par véhicule-kilomètre (vkm), en moyenne, sur l?ensemble du parc routier (poids lourds, véhicules particuliers, utilitaires légers, bus et cars) et 87 % des externalités de la route étaient couvertes par la tarification en 2020. La tarification des usages de l?automobile se concentre principalement sur trois instruments dont un seul est fiscal : la taxation des carburants, les redevances de stationnement sur voirie et les péages d?infrastructure. À la différence des taxes d?achat ou d?immatriculation, ces prélèvements sont liés, directement ou indirectement, aux kilomètres parcourus, aux lieux et aux conditions de circulation. Ils constituent ainsi le coeur du signal-prix adressé aux automobilistes au moment de l?utilisation du véhicule. Le premier pilier est la fiscalité des carburants, présentée au chapitre I. 2. Elle constitue aujourd?hui encore le principal instrument de tarification de l?usage de la route. En milieu urbain, la fiscalité de l?usage passe également par les redevances de stationnement sur voirie. Si ces recettes restent limitées au regard de celles de la fiscalité des carburants, elles constituent pour les collectivités un outil de pilotage de l?espace public, dont le calibrage 106 Santos, G., Behrendt, H., Maconi, L., Shirvani, T., & Teytelboym, A. (2010). Part I: Externalities and economic policies in road transport. Research in transportation economics, 28(1), 2-45. 107 L?inclusion de la congestion parmi les externalités négatives du transport routier fait l?objet d?un débat. Dans le présent rapport, elle est considérée comme un coût non marchand qui est supporté par les usagers de la route. 108 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone ? Rapport intermédiaire, décembre 2023 Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 138 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (zonage, modulation selon la durée, le type de véhicule ou le statut de l?usager) permet d?orienter les comportements. Enfin, l?usage de certaines infrastructures routières fait l?objet de péages, qui sont juridiquement des redevances. Le code de la voirie routière pose le principe de la gratuité des autoroutes, tout en prévoyant la possibilité d?instaurer des péages lorsque la construction ou l?exploitation est concédée à un tiers, ou lorsque le péage est affecté au financement d?ouvrages particuliers. Les péages autoroutiers perçus sur le réseau concédé couvrent ainsi les coûts d?exploitation, d?entretien et d?investissement, ainsi que la rémunération des capitaux investis par les concessionnaires, sous le contrôle de l?État et de l?Autorité de régulation des transports qui veille, notamment, au respect des règles de fixation des tarifs. Ces redevances contribuent à renchérir l?usage de l?automobile sur certains axes, en particulier les grands itinéraires interurbains, et constituent un élément important du coût de la mobilité routière pour les usagers. À péages inchangés, dans le scénario AMS de la SNBC 3, les externalités négatives liées à l?usage de de la route sont ramenées à 4ct ¤ 2015/vkm grâce notamment à la réduction de la pollution et du bruit permise par l?électrification du parc, mais le taux de couverture de ces externalités ne serait plus que de 55% en 2050 en raison de la fiscalité plus faible pesant sur l?électricité109. 109 En l?absence d?électrification, la hausse des émissions de gaz à effet de serre entraînerait une augmentation des externalités négatives et une basse du taux de couverture encore plus importante. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 139 Graphique n° 31 : Taux de couverture des externalités liées à l?usage des véhicules routiers dans le scénario AMS Source : direction générale du Trésor Constat n° 13 : L?électrification du parc automobile se traduira par une baisse des externalités négatives liées à l?usage de la route, notamment en matière de pollution atmosphérique, mais aussi par une baisse de la couverture de ces externalités, compte tenu de la diminution de la fiscalité. Cette baisse attendue de la couverture des externalités pourrait justifier économiquement une fiscalité additionnelle qui peut porter sur le kilométrage parcouru, la nouvelle source d?énergie utilisée (l?électricité) ou le véhicule lui-même. 3.2.2. Des possibilités de facturation du kilomètre parcouru encadrées par des contraintes importantes Chaque kilomètre parcouru génère des coûts pour la collectivité : émissions de gaz à effet de serre, pollution atmosphérique locale, bruit, usure des infrastructures, risques d?accidents. Une taxe kilométrique ou un péage constituent des modalités de tarification de ces externalités plus directes que la taxation de l?énergie utilisée par le véhicule. Elles sont Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 140 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES toutefois soumises à des fortes contraintes juridiques et en termes d?acceptabilité. Le cadre de toute taxe ou redevance kilométrique applicable aux véhicules routiers est déterminé par la directive 1999/62/CE, dite « Eurovignette », modifiée en dernier lieu par la directive (UE) 2022/362. Ce texte fixe les règles communes applicables aux États membres lorsqu?ils choisissent de faire payer les usagers pour l?utilisation de certaines infrastructures routières. Le texte prohibe le cumul de plusieurs instruments sur un même tronçon pour une même catégorie de véhicules. En revanche, un péage unique peut comprendre plusieurs composantes (coûts d?infrastructure, coûts externes de pollution et de bruit, voire congestion), dès lors qu?elles respectent, s?agissant des poids lourds, les plafonds et les méthodes de calcul fixés par le droit de l?Union et qu?elles n?aboutissent pas à une discrimination directe ou indirecte fondée sur la nationalité ou l?origine des transports. Une « taxe kilométrique » sur les voitures particulières, lorsqu?elle est liée à l?usage de l?infrastructure, s?analyse, au regard de la directive, comme un péage fondé sur la distance parcourue. La fixation des tarifs est, elle aussi, encadrée par la directive Eurovignette. Pour la composante dite de « redevance d?infrastructure », les États membres doivent veiller à ce que les montants restent liés, dans leur niveau et leur évolution, aux coûts de construction, d?exploitation et d?entretien du réseau. Pour la composante de « coûts externes », la directive prévoit des plafonds unitaires par véhicule-kilomètre, différenciés notamment selon la classe Euro et le type de zone (urbaine, sensible, etc.), que les États ne peuvent dépasser, sauf à démontrer que les coûts externes supportés par la collectivité sont supérieurs à ces valeurs. Du fait de la réforme opérée par la directive (UE) 2022/362, les États membres qui mettent en place des péages pour les véhicules lourds ont, en outre, l?obligation de moduler les tarifs en fonction des émissions de CO? des véhicules à partir de 2026110, selon des classes définies au niveau européen. Cette modulation est conçue pour favoriser les véhicules à 110 La transposition française intervenue en 2023 (Code de la voirie routière, articles L119-11 à 13) se limite aux dispositions obligatoires de la directive et n?est appliqué qu?aux contrats de concession postérieurs à mars 2022. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 141 faibles émissions, tout en maintenant un lien avec les coûts d?infrastructure et les externalités. En complément, la directive permet aux États membres de mobiliser d'autres dispositifs complémentaires facultatifs (introduction d'une redevance de congestion ou d'un sur-péage sur des tronçons routiers régulièrement saturés par exemple). Encadré 12 : Les taxes kilométriques en Allemagne, en Islande et au Royaume-Uni La LKW-Maut est la taxe kilométrique appliquée aux poids lourds en Allemagne mise en place en 2005 sur les autoroutes fédérales puis à partir de 2018 sur l?ensemble des routes fédérales. Initialement, la taxe ne visait que les véhicules de 12 tonnes et plus ; le seuil a été abaissé à 7,5 tonnes en 2015, puis à 3,5 tonnes en 2024. Le respect de l?obligation de péage est contrôlé par des portiques et bornes fixes au-dessus ou le long des routes. Le tarif au kilomètre se décompose en une composante « infrastructure », une composante liée à la pollution atmosphérique, une composante « bruit » et, depuis 2023, une composante CO?, avec des exonérations prévues pour certains véhicules. Les recettes de la LKW-Maut ont atteint près de 13 Md¤ en 2024, sous l?effet combiné de la composante CO? et de l?abaissement du seuil à 3,5 tonnes. Depuis 2024, l?Islande a mis en place une taxe kilométrique déclarative111 sur les véhicules électriques et à hydrogène à un taux de 6 couronnes islandaises (4 centimes d?euro) par kilomètres, et sur les hybrides rechargeables à un taux de 2 couronnes islandaises par kilomètre (1,3 centime d?euro). Dans son budget 2025, le gouvernement britannique a annoncé la création d?une Electric Vehicle Excise Duty (eVED), taxe nationale déclarative au kilomètre appliquée aux voitures particulières 100 % électriques et hybrides rechargeables immatriculées au Royaume-Uni, à compter du 1?? avril 2028. L?Office for Budget Responsibility estime que la mesure pourrait générer de l?ordre de 1,4 Md£ par an à l?horizon 2030. En France, les sept principales concessions autoroutières françaises dites « historiques » ? qui regroupent environ 80 % du réseau concédé ? arrivent à échéance dans une fenêtre resserrée, comprise entre le 31 décembre 2031 et le 30 septembre 2036. Le projet de loi-cadre relatif au développement des transports prévoit le maintien du système concessif et l?affectation des versements des sociétés concessionnaires à l?Agence de financement des infrastructures de transport de France (AFITF). Les versements des sociétés concessionnaires comprennent aujourd?hui une redevance 111 Incentives and Legislation | European Alternative Fuels Observatory (europa.eu) Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 142 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES domaniale, une contribution volontaire exceptionnelle, la taxe d?aménagement du territoire et la taxe sur l?exploitation des infrastructures de transport de longue distance, créée en 2024, pour un montant total de 2,4 Md¤. L?étude d?impact du projet de loi envisage un montant moyen annuel de ressources supplémentaires versées par les nouvelles sociétés concessionnaires de 2,5 Md¤. Les possibilités de développement d?une taxe kilométrique ne concerneraient donc que le réseau non concédé, dans le cadre de projets portés par les collectivités territoriales. L?échec passé de l?écotaxe en France, malgré des réussites à l?étranger, montre l?importance d?une réflexion fine en amont sur les caractéristiques du réseau soumis à taxation pour faciliter l?acceptation de la taxe et, dans le cas d?un système nécessitant des infrastructures lourdes de collecte, l?importance d?une stabilité du droit applicable pour amortir les équipements. Encadré 15 : L?histoire mouvementée de la taxe kilométrique en France La création d?une taxe kilométrique pour les poids lourds en Allemagne (LKW-Maut) à partir de 2005 a entraîné une réflexion sur la création d?une taxe analogue en France, notamment en Alsace afin d?éviter le report du trafic. La loi de finances pour 2009 créait une écotaxe poids lourds qui devait s?appliquer à partir de 2014 sur un réseau de 15 000 kms, dont 10 000 kms de routes, hors réseau autoroutier concédé déjà soumis à péage. Pour neutraliser les impacts de l?écotaxe sur la compétitivité des entreprises de transport routier, l?État devait mettre en place un dispositif de répercussion de l?augmentation du prix du transport sur les donneurs d?ordre, c?est-à-dire les chargeurs. Or, il a été très vite confronté à la difficulté de mettre en oeuvre un tel mécanisme, dérogatoire au principe de la négociation commerciale. En outre, la logique même de la taxe, fondée sur un barème kilométrique, a été contestée, notamment en Bretagne, qui a une tradition de routes gratuites. La contestation, qui s?est cristallisée à partir de l?installation des portiques de contrôle sur le réseau taxé (mouvement des « Bonnets rouges »), a conduit à la « suspension » de l?écotaxe en octobre 2013, puis à l?abandon du projet un an plus tard, avec un coût important pour l?État. Des possibilités d?expérimentation régionales de taxes poids lourds ont cependant été rouvertes en 2021 sur le réseau de la collectivité européenne d?Alsace, puis sur le réseau national mis à disposition des régions. La collectivité européenne d?Alsace a adopté en octobre 2024 le principe de la mise en oeuvre d?une telle taxe en janvier 2027. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 143 3.2.3. Des marges d?évolution de la fiscalité des véhicules routiers La fiscalité propre aux véhicules routiers porte à la fois sur l?achat et la détention. La fiscalité qui s?applique au moment de l?achat et de l?immatriculation d?un véhicule se traduit, d?une part, par la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) acquittée sur le prix du véhicule et, d?autre part, par un ensemble de taxes perçues lors de la délivrance du certificat d?immatriculation, communément appelé « carte grise ». La première composante est une taxe fixe, d?un montant uniforme, qui s?apparente à des frais de gestion. La seconde est la taxe régionale : assise sur la puissance fiscale (le « cheval fiscal »), elle est due pour la plupart des véhicules à moteur et son tarif unitaire est librement fixé par chaque région dans le cadre défini par la loi. Pour les « véhicules de tourisme », la fiscalité à l?immatriculation intègre en outre désormais deux instruments à portée explicitement environnementale : la taxe sur les émissions de dioxyde de carbone et la taxe sur la masse en ordre de marche, souvent désignées sous les termes de « malus CO? » et de « malus poids ». La fiscalité liée à la détention se caractérise par une dissymétrie marquée entre ménages et entreprises112. Pour les particuliers, il n?existe plus de taxe annuelle générale sur la détention des véhicules de tourisme depuis la suppression de la vignette113. À l?inverse, les véhicules affectés à des fins économiques font l?objet d?un ensemble de taxes annuelles qui visent à faire contribuer les flottes d?entreprises aux coûts environnementaux et d?usage qu?elles génèrent. Jusqu?au 31 décembre 2021, cet objectif était poursuivi principalement au moyen de la taxe sur les véhicules de sociétés (TVS). Cette taxe a été remplacée, à compter du 1?? janvier 2022, par deux taxes distinctes sur les véhicules de tourisme affectés à des fins économiques : une taxe annuelle sur les émissions de dioxyde de carbone et une taxe annuelle sur l?ancienneté, devenue au 112 En 2024, les entreprises représentaient 52 % des véhicules légers neuf vendus en France. Leurs achats conditionnent en large partie le marché de l?occasion quelques années plus tard. 113 La détention des véhicules particuliers reste indirectement imposée par la taxe spéciale sur les conventions d?assurance (TSCA). Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 144 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1?? janvier 2024 la taxe annuelle sur les émissions de polluants atmosphériques. S?y ajoute une taxe annuelle incitative au verdissement des flottes de plus de 100 véhicules, instaurée par la LFI pour 2025. À côté de ces taxes pesant sur les véhicules de tourisme, la détention de véhicules lourds de transport de marchandises reste soumise à une imposition annuelle spécifique (taxe annuelle sur les véhicules lourds de transport de marchandises), héritière de l?ancienne « taxe à l?essieu ». Dans une perspective d?augmentation de la tarification des externalités liées au transport routier et d?efficacité énergétique, une augmentation de la fiscalité à l?immatriculation présente l?avantage d?être simple à mettre en oeuvre et immédiatement opérationnelle. Cette option présente également des avantages en termes d?acceptabilité et de protection de la vie privée. Enfin, le renforcement de la taxation à l?immatriculation permet d?adresser un signal prix fort au moment clé de la décision d?achat, au moment où se déterminent la taille, la motorisation et le niveau d?émissions du véhicule qui entrera dans le parc. En renchérissant de manière ciblée l?acquisition des véhicules aux externalités les plus élevées, ou des secondes voitures au sein d?un ménage, la puissance publique oriente la composition du parc vers des modèles plus sobres. Toutefois, une augmentation de la taxation à l?achat présente plusieurs désavantages. Elle reste largement déconnectée de l?usage réel des véhicules. Par ailleurs, cette logique d?imposition à l?entrée comporte également un risque de frein au renouvellement du parc. En outre, sur le plan budgétaire, une hausse de la fiscalité à l?immatriculation constitue un outil mal adapté pour remplacer la baisse attendue des recettes de fiscalité sur les carburants car son assiette se limite aux nouvelles immatriculations, dont le volume est étroit et sensible aux aléas conjoncturels. Ainsi, une augmentation du malus CO2 pendant la phase de transition114 peut constituer un mécanisme incitatif d?appoint et la suppression du bonus pourrait être envisagée à l?issue de celle-ci, mais l?impact budgétaire et comportemental ne peut être que limité. Tout en possédant les mêmes avantages de simplicité de mise en oeuvre et de gestion et le même inconvénient de déconnexion avec l?usage 114 La suppression de l?abattement au malus pour les véhicules hybrides non rechargeables pourrait aussi être envisagée. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 145 réel du véhicule qu?un renforcement des taxes à l?immatriculation, une taxe annuelle à la détention de véhicules par les ménages pourrait être une alternative plus convaincante. La taxe à la détention présente l?avantage d?offrir une recette plus prévisible et plus stable que la taxe à l?immatriculation. Son produit dépend principalement de la taille et de la composition du parc, dont l?évolution est relativement lente, et non du volume annuel d?immatriculations, plus sensible aux aléas conjoncturels. Il ne s?agirait pas de rétablir à l?identique l?ancienne vignette, mais de construire un prélèvement moderne, plus fidèle aux coûts externes générés par le parc automobile (hors émissions de CO2, tarifées par ailleurs par la fiscalité des carburants et SEQE/ETS 2). Dans cette optique, une assiette fondée non plus sur la seule puissance fiscale, mais sur une combinaison de critères objectivables comme la masse en ordre de marche du véhicule, ou l?empreinte au sol, afin de tenir compte de l?occupation de l?espace, notamment en milieu urbain, pourrait être privilégiée. Une taxe de possession moyenne annuelle de 95 ¤2019 par véhicule particulier aurait un rendement de 3 Md¤2019, soit 10 % des pertes d?accise sur l?énergie à l?horizon 2050. 3.2.4. L?augmentation de l?accise sur l?électricité ne saurait être anticipée au risque de bloquer la transition du transport Historiquement, la France taxe moins les énergies de chauffage (électricité mais aussi gaz naturel et fioul) que celles destinées au transport. Dès lors que l?électricité devient aussi une source d?énergie prédominante dans le transport, il pourrait être envisagé de différencier la taxation de l?électricité en fonction de son usage en relevant le tarif de l?accise sur l?électricité utilisée dans les véhicules à des niveaux plus proches de celle des carburants fossiles au fur et à mesure de l?électrification du parc automobile, tout en poursuivant la convergence de la taxation de l?électricité destinée au chauffage avec celle du gaz naturel évoquée au 2 de ce chapitre. Cette perspective se heurte aujourd?hui à l?absence de solution technique permettant de distinguer les flux électriques en fonction de leur usage chez les particuliers. Si cet obstacle était levé, les anticipations d?un tel relèvement pourraient freiner la transition, sauf si le coût de la recharge restait malgré cette hausse significativement inférieure au plein d?essence et si le calendrier du relèvement était défini à l?avance, de façon à garantir Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo la rentabilité des investissements dans les véhicules électriques pour les ménages et pour les entreprises. L?électricité constitue un flux homogène : le réseau ne distingue pas, par nature, les kWh destinés à l?éclairage, au chauffage, à l?industrie ou à la recharge d?un véhicule électrique. La différenciation ne peut intervenir qu?au niveau des installations terminales et des dispositifs de mesure qui y sont associés. Pour les bornes publiques ou semi-publiques (voirie, parkings, commerces, entreprises ouvertes au public), la quantité d?électricité délivrée à chaque session est déjà mesurée et fait l?objet d?une facturation spécifique, ce qui n?est pas le cas pour l?ensemble des bornes privées. Dans la grande majorité des logements, la recharge s?effectue soit sur des prises domestiques classiques, soit via des bornes murales raccordées au tableau général. Le compteur principal mesure la consommation globale du site sans ventilation par usage. Pour que l?administration fiscale puisse appliquer une accise spécifique à la seule consommation liée aux véhicules, il serait nécessaire d?isoler ces consommations par un dispositif de comptage dédié et certifié. En Californie, le suivi de la recharge résidentielle des véhicules électriques repose sur une logique de sous-comptage (submetering), organisée par la California Public Utilities Commission (CPUC). La CPUC a adopté en 2022 un protocole permettant de mesurer séparément l?électricité utilisée pour la recharge du véhicule par rapport au compteur principal du logement. Sur le plan technique, le principe est de distinguer la recharge du reste des usages domestiques grâce à un compteur dédié, placé côté client : la recharge est donc identifiée par un équipement spécifique, généralement intégré à l?équipement de recharge ou installé sur le circuit dédié, puis traitée séparément du reste de la consommation du logement. Cette donnée séparée permet ensuite d?appliquer un tarif propre à la recharge, distinct du tarif applicable aux autres usages de la maison. Si une solution technique semble donc exister, des obstacles juridiques et pratiques importants subsistent. La directive sur la taxation de l?énergie ne prévoit pas une taxation différenciée de l?électricité selon ses usages. L?exemple californien repose sur un dispositif incitatif et volontaire dont la transposition sous la forme d?une obligation d?équipement liée à un dispositif fiscal peut s?avérer complexe et favoriser la fraude. Le coût de déploiement des compteurs dédiés devrait être balancé avec les avantages attendus. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 147 En termes de politique publique, une hausse trop précoce de l?accise sur l?électricité pour les recharges de véhicules pourrait entraîner des difficultés dans l?électrification du parc automobile, pourtant indispensable à la décarbonation. Cela réduirait directement l?avantage économique de la voiture électrique à l?usage. Aujourd?hui, une partie de l?attractivité des véhicules électriques repose sur un coût au kilomètre inférieur à celui d?un véhicule thermique, grâce à une électricité moins taxée que les carburants fossiles. En renchérissant l?électricité, on réduit l?écart entre le « plein » électrique et le plein de carburant : le signal prix en faveur de l?électrique devient moins lisible. Pour un ménage, surtout modeste, l?arbitrage entre garder un véhicule thermique amorti ou investir dans un véhicule électrique plus cher à l?achat devient alors moins favorable au basculement. Ensuite, l?augmentation de l?accise sur l?électricité fragiliserait le modèle économique des infrastructures de recharge. Les opérateurs de bornes répercutent mécaniquement la hausse de la fiscalité sur le prix de la recharge. Le résultat serait un double effet négatif : d?une part, les usagers verraient le coût de l?électricité augmenter ; d?autre part, la fréquentation des bornes pourrait diminuer, ce qui allongerait les temps d?amortissement des investissements et de déploiement de nouvelles infrastructures. Or, une offre de recharge dense et abordable est une condition essentielle de la diffusion des véhicules électriques. Un relèvement précoce de la fiscalité sur l?électricité créerait également une incohérence dans les signaux publics qui serait immédiatement perceptible. D?un côté, l?État subventionnerait l?achat de véhicules électriques et de points de recharge (bonus, prime à la conversion, aides à l?installation de bornes) ; de l?autre, il renchérirait simultanément l?énergie qui permet de les utiliser. Si elle est envisageable en fin de période, l?augmentation de l?accise sur l?électricité ne saurait donc être anticipée au risque de bloquer la transition. Une solution possible pour ancrer les anticipations des ménages et des entreprises serait d?adopter dans un instrument législatif une planification de long terme, mettant en regard un relèvement modéré du tarif en fin de période et l?atteinte d?objectifs d?électrification du parc. Dans tous les cas, le tarif-cible de l?accise sur l?électricité devra préserver la rentabilité à long terme de l?investissement dans un véhicule électrique plutôt que dans un véhicule thermique. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 148 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Constat n° 14 : Une différenciation des tarifs d?accise sur l?électricité en fonction de l?usage n?est pas souhaitable pendant la transition. À plus long terme, elle nécessiterait une base juridique européenne et des évolutions technologiques des compteurs. 3.3. Des économies en dépenses peuvent compenser la baisse du rendement de l?accise de l?énergie Cette option, si les dépenses choisies ont un effet multiplicateur faible et ont peu d?effet sur la croissance potentielle, permet de préserver l?amélioration du taux d?effort énergétique des ménages mise en évidence en 2030 au chapitre II, sans mettre à contribution les entreprises. Sa faisabilité, dont l?analyse ne relève pas du champ de compétence du CPO, dépend toutefois de la capacité de la France à consolider ses finances publiques à moyen-long terme en faisant face aux pressions à la hausse déjà identifiées liées au vieillissement de la population, à la situation géopolitique et à la transition écologique et numérique. À cet égard, la 3ème édition du baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux du CPO a souligné que le soutien de la population à des baisses de dépenses publiques, même en contrepartie de baisse d?impôts, restait minoritaire pour la plupart des grands postes de dépenses : 28% pour les dépenses de retraite, 30 % pour les dépenses de santé, 41% pour les dépenses de lutte contre la pauvreté et 42% pour les dépenses de défense. Au total les choix de finances publiques passent sans doute par la combinaison d?une diminution des dépenses publiques et la sollicitation d?autres impositions, sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. Recommandation n° 6 : Définir une stratégie à long terme pour faire face aux pertes d?accise liées à la sortie des énergies fossiles en combinant une diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo Conclusion Depuis 1973, la part des énergies fossiles dans le mix énergétique français diminue et la consommation globale d?énergie baisse depuis le début des années 2000. Ces évolutions sont le produit de multiples facteurs (chocs pétroliers, politique d?indépendance énergétique, désindustrialisation) auxquels se sont récemment ajoutées les politiques de décarbonation. La fiscalité énergétique repose principalement sur l?accise sur l?énergie, fondée sur les quantités, et la TVA, assise sur les prix. Conçue dans une logique de rendement, elle a intégré progressivement des contraintes environnementales, mais de façon incomplète et parfois peu cohérente. Elle se révèle aussi peu adaptée pour compenser les effets des fluctuations des prix, car les baisses de fiscalité indirecte ne se répercutent que partiellement sur la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont politiquement difficiles à retirer. La hausse du prix du pétrole observée dans le contexte des tensions au Moyen-Orient entrainera, en 2026, une augmentation de la TVA perçue sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la réduction de la demande en réponse à l?augmentation des cours. À plus long terme, la réduction globale de la consommation énergétique et l?électrification du transport vont réduire le rendement de l?accise, significativement dès 2030, drastiquement à l?horizon 2050. Les ménages qui auront pu mener à bien les investissements de d?efficacité énergétique du chauffage et l?électrification de leur mode de transport bénéficieront d?un gain de pouvoir d?achat qui, sous les hypothèses retenues par la stratégie nationale bas carbone 3, serait supérieur à l?augmentation des prix de l?énergie pour les ménages induite par la mise en place d?un second marché carbone européen prévue pour 2028. Ceci doit conduire à privilégier des aides à l?investissement dans la décarbonation ciblées sur les plus modestes et les plus exposés par rapport à des mesures générales de baisse de la fiscalité de l?énergie pour accompagner le déploiement de ce second marché carbone. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 150 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Les effets de la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone et de la mise en place du second se feront également sentir sur les entreprises qui bénéficient aujourd?hui, pour nombre d?elles, de tarifs réduits d?accise sur les carburants, le gaz ou l?électricité. La maturité et la compétitivité des alternatives technologiques aux énergies fossiles dans ces secteurs et l?exposition internationale des entreprises concernées devront être prises en compte dans la réévaluation des dépenses fiscales favorables aux énergies fossiles. À l?horizon de la fin de la transition, pour faire face aux pertes d?accise sur l?énergie, les choix devront combiner la diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions, portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. Ces choix essentiels doivent être expliqués aux acteurs économiques pour qu?ils puissent se préparer, et leurs conséquences évaluées avec eux. Un consensus doit être forgé sur ces bases. Le présent rapport apporte sa contribution à cette nécessaire pédagogie. Conseil des prélèvements obligatoires Quel avenir pour la fiscalité de l'énergie ? - juin 2026 https://www.ccomptes.fr/fr/institutions-associees/conseil-des-prelevements-obligatoires-cpo 2 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 1 Le Conseil des prélèvements obligatoires, une institution associée à la Cour des comptes Le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) est « chargé d?apprécier l?évolution et l?impact économique, social et budgétaire de l?ensemble des prélèvements obligatoires, ainsi que de formuler des recommandations sur toute question relative aux prélèvements obligatoires » (articles L.411-1 et suivants du code des juridictions financières (CJF)). Placé auprès de la Cour des comptes et présidé par le Premier Président de la Cour des comptes, le collège du CPO comporte seize membres, huit magistrats et hauts fonctionnaires et huit personnalités qualifiées choisies, à raison de leur expérience professionnelle, par les Présidents de l?Assemblée nationale, du Sénat et du Conseil économique, social et environnemental, ainsi que par les ministres chargés de l?économie et des finances, des affaires sociales et de l?intérieur (articles L. 411-4 et L. 411- 5 du CJF). Le président du CPO peut désigner, pour une durée d'un an, au plus quatre personnalités qualifiées, afin d'éclairer les délibérations du Conseil. Ces personnalités qualifiées assistent aux réunions du Conseil mais n'ont pas voix délibérative (article L. 411-8 du CJF). Situé, comme la Cour des comptes, à équidistance du Gouvernement et du Parlement, le CPO est un organisme pluridisciplinaire et prospectif qui contribue à l?élaboration de la doctrine et de l?expertise fiscales, grâce à l?indépendance de ses membres et à la qualité de ses travaux. Le CPO peut être chargé, à la demande du Premier ministre ou des commissions de l?Assemblée nationale et du Sénat chargées des finances et des affaires sociales, de réaliser des études relatives à toute question relevant de sa compétence. Il peut également être saisi pour avis, dans les mêmes conditions, en vue d'apprécier les incidences économiques, sociales, budgétaires et financières de toute modification de la législation ou de la réglementation en matière d'impositions de toutes natures ou de cotisations sociales (article L. 411-3 du CJF). L?organisation des travaux du Conseil des prélèvements obligatoires Le CPO est indépendant. A cette fin, les membres du Conseil « ne peuvent solliciter ou recevoir aucune instruction du Gouvernement ou de toute autre personne publique ou privée ». Le secret professionnel s?impose à eux (article L.411-12 du CJF). 2 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le CPO est pluridisciplinaire dans sa composition et collégial dans son mode de délibération. Il entend en audition des représentants de la société civile et du monde économique. Afin d?assurer l?information du CPO, le directeur général du Trésor, le directeur de la législation fiscale, le directeur du budget, le directeur général des collectivités locales, le directeur de la sécurité sociale, le directeur général des entreprises et le directeur général de l?Agence centrale des organismes de sécurité sociale assistent, à la demande de son président, à ses réunions et s?y expriment, sans voix délibérative, ou s?y font représenter. L?élaboration des rapports et études du Conseil des prélèvements obligatoires Le CPO fait appel à des rapporteurs habilités, comme ses membres, à se faire communiquer tous documents, de quelque nature que ce soit (articles L. 411 8 et suivants du CJF). Pour l?exercice de leurs missions, les membres du CPO comme les rapporteurs ont libre accès aux services, établissements, institutions et organismes entrant dans leur champ de compétences. Ceux-ci sont tenus de leur prêter leur concours, de leur fournir toutes justifications et tous renseignements utiles à l?accomplissement de leurs missions. Les rapports et études sont rendus publics et sont consultables sur le site internet www.ccomptes.fr/CPO. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 3 Les rapports du Conseil des prélèvements obligatoires Décembre 2025 Corriger les principales distorsions de l?imposition du patrimoine Septembre 2025 Tracer un cadre fiscal et social pluriannuel pour l?industrie française Octobre 2024 Conforter l?égalité des citoyens devant l?imposition des revenus Décembre 2023 Pour une fiscalité du logement plus cohérente Février 2023 La TVA : une taxe à recentrer sur son objectif de rendement pour les finances publiques Février 2022 Redistribution, innovation, lutte contre le changement climatique : trois enjeux fiscaux majeurs en sortie de crise sanitaire Septembre 2019 La fiscalité environnementale au défi de l?urgence climatique Janvier 2018 Les prélèvements obligatoires sur le capital des ménages Janvier 2017 Adapter l?impôt sur les sociétés à une économie ouverte Décembre 2015 La taxe sur la valeur ajoutée Janvier 2013 Les prélèvements obligatoires et les entreprises du secteur financier Février 2012 Prélèvements à la source et impôt sur le revenu Novembre 2011 L'activité du Conseil des prélèvements obligatoires pour les années 2006 à 2011 Mai 2010 La fiscalité locale Novembre 2008 La répartition des prélèvements obligatoires entre générations et la question de l'équité intergénérationnelle 4 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Mars 2008 Sens et limites de la comparaison des prélèvements obligatoires entre pays développés Mars 2008 Les prélèvements obligatoires des indépendants Mars 2007 La fraude aux prélèvements obligatoires et son contrôle Les études et avis à la demande du Parlement et du Gouvernement Octobre 2025 Faut-il rapprocher les assiettes de la contribution sociale généralisée et des cotisations sociales ? Juin 2023 Octobre 2022 Les différences d?imposition sur les bénéfices entre les PME et les grandes entreprises La fiscalité locale dans la perspective du Zéro artificialisation nette (ZAN) Septembre 2020 Adapter la fiscalité des entreprises à une économie mondiale numérisée Juillet 2018 Les taxes affectées : des instruments à mieux encadrer Février 2015 Impôt sur le revenu, CSG : quelles réformes ? Mai 2014 Fiscalité locale et entreprises Juillet 2013 La fiscalité affectée : constats, enjeux et réformes Mai 2011 Prélèvements obligatoires sur les ménages : progressivité et effets redistributifs Octobre 2010 Entreprises et « niches » fiscales et sociales ? Des dispositifs dérogatoires nombreux Octobre 2009 Les prélèvements obligatoires dans une économie globalisée Mars 2009 Le patrimoine des ménages QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 5 Les notes du Conseil des prélèvements obligatoires Novembre 2025 Juillet 2025 Note n°13 ? Baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux en France ? Troisième édition 2025 Note n° 12 ? Les prévisions de recettes en Europe : quel rôle pour les institutions budgétaires indépendantes ? Juin 2025 Note n° 11 - Baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux en France ? Deuxième édition 2023 : analyses complémentaires Décembre 2024 Octobre 2024 Note n° 10 ? Rationaliser la fiscalité des jeux d?argent et de hasard Note n° 9 ? Vers un rapprochement des régimes fiscaux de la location meublée et de la location nue Septembre 2024 Note n° 8 ? Les impôts et taxes affectés Février 2024 Note n° 7 ? Baromètre des prélèvements obligatoires ? Seconde édition 2023 Septembre 2023 Juillet 2023 Juin 2023 Note n° 6 ? La TVA est-elle un impôt juste ? Note n° 5 - La fiscalité nutritionnelle Note n° 4 - Les enjeux de la TVA à l?ère du numérique Février 2022 Note n° 3 - Baromètre des prélèvements obligatoires en France ? Première édition 2021 Juillet 2021 Note n° 2 - Les enjeux pour la France des négociations à l?OCDE sur la taxation des bénéfices des multinationales Juillet 2021 Note n° 1 - Quel taux pour l?impôt sur les sociétés en France ? 6 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Les rapports du Conseil des impôts 2005 2004 2003 La fiscalité dérogatoire ? pour un réexamen des dépenses fiscales 2002 Les relations entre les contribuables et l?administration fiscale 2001 La taxe à la valeur ajoutée 2000 L?imposition des revenus 1999 La fiscalité des revenus de l?épargne 1998 L?imposition du patrimoine 1997 La taxe professionnelle 1994 Fiscalité et vie des entreprises 1992 La fiscalité de l?immobilier urbain 1990 L?impôt sur le revenu 1989 La fiscalité locale 1984 L?impôts sur le revenu 1983 La taxe sur la valeur ajoutée 1980 1979 1977 1974 1974 1972 L?imposition des bénéfices industriels et commerciaux L?impôt sur le revenu Application de l?article 5 de la loi d?orientation du commerce et de l?artisanat L?impôt sur le revenu QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 7 Le Conseil des prélèvements obligatoires est présidé par Mme Amélie de MONTCHALIN, Première présidente de la Cour des comptes. Il comprend : M. Patrick LEFAS, vice-président, suppléant le Premier président de la Cour des comptes. En sont membres : - M. Alain CHRÉTIEN, maire de Vesoul et président d?agglomération - M. Jean-Claude HASSAN, conseiller d?État - M. Samuel GILLIS, conseiller référendaire à la Cour de cassation - Mme Mathilde LIGNOT-LELOUP, conseillère maître à la Cour des comptes - Mme Marie-Christine LEPETIT, inspectrice générale des finances - M. Pierre-Louis BRAS, inspecteur général des affaires sociales - M. Cédric AUDENIS, inspecteur général de l?institut national de la statistique et des études économiques - Mme Karine BERGER, inspectrice générale de l?institut national de la statistique et des études économiques - M. Pierre BOYER, professeur d?économie à l?École Polytechnique - M. Frédéric GONAND, professeur d?économie à l?université Paris Dauphine - Mme Lise PATUREAU, professeure d?économie à l?université Paris Dauphine - M. Rémi PELLET, professeur de droit à l?université de Paris Cité et à Sciences Po Paris - Mme Laurence JATON, vice-présidente d?Engie - M. Alexandre SAUBOT, président de France industrie - Mme Nadia JOUBERT, directrice des statistiques et de la science des données à la Mutualité sociale agricole - M. Jacques CREYSSEL, membre du conseil exécutif et co- président de la commission économie et finances du MEDEF 8 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le secrétariat du Conseil des prélèvements obligatoires est assuré par M. Guilhem BLONDY, conseiller maître à la Cour des comptes, secrétaire général du CPO, et M. Alexandre JEHAN, conseiller référendaire en service extraordinaire à la Cour des comptes, secrétaire général adjoint. Les travaux de secrétariat du Conseil sont réalisés par Mme Jacqueline SELLAM, chargée de mission. L?étude, présentée par MM. Guilhem BLONDY, conseiller maître à la Cour des comptes, secrétaire général du CPO, Alexandre JEHAN, conseiller référendaire en service extraordinaire à la Cour des comptes, secrétaire général adjoint du CPO et Arthipan ARULANDARAJAH, expert à la Cour des comptes, a été délibérée et arrêtée au cours de la séance du 21 mai 2026. Par ailleurs, ont été auditionnés par le Conseil : - M. Benoît LEGUET, directeur général de l?Institut de l?économie pour le climat (I4CE) - Mmes Nathalie MOGNETTI, directrice fiscale de TotalEnergies et Isabelle PATRIER, directrice de la direction France de TotalEnergies - Mme Emmanuelle WARGON, présidente de la commission de régulation de l?énergie QUEL AVENIR POUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ? 9 Sommaire INTRODUCTION ............................................................................ 25 CHAPITRE I - LA FISCALITE DE L?ENERGIE AU DOUBLE DEFI DES INCERTITUDES GEOPOLITIQUES ET DE LA DECARBONATION ........................................................................ 29 1. Une transition énergétique appelée à s?accélérer dans une ampleur incertaine .................................................................................. 29 1.1. Réduction et décarbonation de la consommation énergétique sont déjà engagées, pour de multiples raisons ...................................... 30 1.2. Une évolution appelée à s?accélérer dans un contexte de volatilité des prix de l?énergie .............................................................. 36 2. Une fiscalité de rendement peu adaptée à des objectifs de décarbonation et de stabilisation des prix ............................................. 43 2.1. Une fiscalité pensée pour le rendement .................................... 43 2.2. Une volonté contrariée de mise en cohérence de l?accise avec les enjeux environnementaux................................................................ 56 2.3. Des expériences peu concluantes d?utilisation de l?outil fiscal pour contrer la volatilité du prix de l?énergie ....................................... 65 3. Une fiscalité complétée par les marchés carbone et le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières ..................................................... 67 3.1. Les leçons du premier marché carbone européen (SEQE ou ETS 1) 70 3.2. Les finalités du second marché carbone européen (SEQE ou ETS 2) 73 CHAPITRE II - LES EFFETS DU CHOC CONJONCTUREL DE PRIX ET DU CHOC STRUCTUREL DE DECARBONATION SUR LA FISCALITE DE L?ENERGIE ......................................... 75 1. Des effets ambivalents de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques ................................................................................... 76 1.1. En cas de hausse du prix du pétrole, une augmentation de la TVA sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la baisse de la consommation ................................................................... 76 10 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1.2. De multiples autres conséquences de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques ......................................................... 78 2. Au-delà des fluctuations à court terme des prix, une diminution tendancielle de la fiscalité de l?énergie .................................................. 80 2.1. Une accise menacée d?attrition, des recettes des marchés carbone incertaines et transitoires ......................................................... 80 2.2. Des conséquences de la transition énergétique sur les entreprises françaises difficiles à apprécier ............................................................. 90 2.3. À fiscalité inchangée, des taux d?effort énergétiques des ménages appelés à diminuer sous l?effet de la décarbonation mais durablement hétérogènes ...................................................................... 99 CHAPITRE III - LES PISTES D?EVOLUTION DE LA FISCALITE .................................................................................... 105 1. À court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles ....................................... 106 1.1. L?utilisation des impôts sur la consommation pour atténuer les évolutions des prix de l?énergie est peu efficace, insuffisamment ciblée et difficilement réversible ................................................................... 106 1.2. Une éventuelle taxation des bénéfices excédentaires ou des rentes de certaines entreprises aurait un rendement limité .................. 107 1.3. Même avec des prix des carburants supérieurs à 2,20 euros, la fiscalité des revenus surcompense les frais kilométriques .................. 108 2. À moyen terme, adapter la fiscalité au déploiement des marchés carbone................................................................................................... 111 2.1. Les taux réduits ont été récemment revus pour se conformer au droit européen, mais laissent subsister des difficultés ........................ 111 2.2. Des dépenses fiscales à réformer en fonction de l?exposition des entreprises à la concurrence internationale et de la maturité des alternatives technologiques ................................................................. 116 2.3. Poursuivre graduellement la révision de la structure des taux normaux d?accise sur l?énergie pour accompagner la transition énergétique.......................................................................................... 129 3. Clarifier les choix de finances publiques à long terme en réponse à la diminution de l?accise sur l?énergie .............................................. 133 3.1. Une augmentation d?autres taxes indirectes ne doit pas être écartée a priori .................................................................................... 134 3.2. La couverture des externalités de la route doit faire l?objet d?une réflexion .............................................................................................. 136 3.3. Des économies en dépenses peuvent compenser la baisse du rendement de l?accise de l?énergie ...................................................... 148 CONCLUSION ............................................................................... 149 Synthèse du rapport Le niveau de consommation d?énergie et le mix énergétique français ont connu des modifications substantielles depuis 1970. Le basculement du pétrole vers l?électricité et le gaz des années 1970-2000 procède d?abord d?un choix d?indépendance énergétique consécutif aux chocs pétroliers. Des chocs d?offre plus récents ont aussi eu des effets sur la demande, comme l?illustrent les conséquences de l?invasion de l?Ukraine par la Russie sur la période 2022-2023 ou de la guerre au Moyen-Orient au premier semestre 2026. Les mutations structurelles jouent enfin un rôle décisif : la tertiarisation de l?économie réduit l?intensité énergétique à long terme. Face aux conséquences environnementales, sanitaires et économiques du changement climatique, l?Union européenne (UE) s?est fixée pour objectif, dans le cadre du Pacte vert pour l?Europe, de réduire, d?ici 2030, les émissions de gaz à effet de serre (GES) d?au moins 55 % par rapport à 1990 afin d?atteindre la neutralité carbone en 2050. Cet engagement devrait entraîner une accélération de la décarbonation du mix- énergétique français ainsi qu?une baisse du niveau de consommation d?énergie, nécessitant une action publique affirmée qui s?incarne dans le scénario « avec mesures supplémentaires » (AMS) de la stratégie nationale bas carbone (SNBC), dont la troisième version (SNBC 3) a été mise en consultation en décembre 2025, en vue d?une adoption non encore intervenue à la date de publication du présent rapport. Le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) n?est pas compétent pour apprécier le bien-fondé de cette stratégie. Il a en revanche souhaité analyser ses implications sur la fiscalité de l?énergie dans un contexte où la hausse du prix des énergies fossiles a amené une contestation du niveau de celle-ci. La fiscalité de l?énergie au double défi des incertitudes géopolitiques et de la décarbonation 12 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Bien que confrontée à ce double défi des incertitudes géopolitiques et de la décarbonation, la fiscalité de l?énergie reste d?abord guidée par des logiques de rendement budgétaire et de soutien sectoriel, et peu adaptée à la prise en charge à court terme d?une fonction de lissage des prix ou à plus long terme de considérations climatiques. La fiscalité énergétique (59,7 Md¤ en 2024, soit environ 2 % du PIB) repose principalement sur l?accise sur les produits énergétiques (39,5 Md¤) et sur la TVA (17,6 Md¤). L?essentiel de leur rendement provient des énergies fossiles. La structure de cette fiscalité est marquée par une grande complexité. Les tarifs d?accise résultent de l?articulation entre la directive européenne sur la taxation de l?énergie, qui fixe des minima et des catégories de produits, et des choix nationaux qui se sont accumulés au fil du temps. La France utilise très largement les possibilités d?exonération et de taux réduits offertes par le cadre européen. Trente- cinq régimes dérogatoires ont ainsi été recensés, pour un coût de l?ordre de 15 Md¤ en 2024. Ces avantages fiscaux concernent avec une intensité variable de nombreux secteurs ? transports, agriculture, pêche, industrie, bâtiment et travaux publics ? et différents produits, parmi lesquels le gazole non routier, les biocarburants ou certains usages énergétiques spécifiques. Malgré ces nombreux tarifs réduits qui placent la France dans la moyenne de l?Union européenne en termes de part de la fiscalité sur les énergies dans le PIB, les périodes de forte augmentation des prix de l?énergie s?accompagnent en général de mouvements de remise en cause du niveau d?imposition des produits énergétiques, qu?il s?agisse de la TVA ou de l?accise. Les expériences étrangères ou passées montrent pourtant que les ajustements de la fiscalité de l?énergie ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. L?utilisation de l?accise à des fins, non plus conjoncturelles de lissage des prix mais structurelles de politique climatique, connaît également des limites. La composante carbone devait constituer l?outil central de la transformation de cette taxation en un instrument d?incitation à la transition énergétique. Introduite en 2014, elle visait à faire converger progressivement la fiscalité énergétique vers une tarification explicite du CO?, avec une trajectoire ascendante programmée jusqu?en 2030. Cette trajectoire a toutefois été interrompue en 2019, à la suite des mouvements QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 13 de contestation sociale. Cet évènement rappelle que la première difficulté de mise en oeuvre d?une politique climatique utilisant principalement le levier du renchérissement du prix du carbone est l?acceptabilité de son effet sur le niveau de vie qu?elle entraîne. À l?échelle européenne, les systèmes d?échange de quotas d?émission (SEQE ou ETS, en anglais) constituent les vecteurs à privilégier pour augmenter la tarification du carbone sans dégrader la position compétitive de la France dans le marché intérieur. Le premier marché carbone, en vigueur depuis 2005 couvre les grandes installations industrielles, la production d?électricité et une partie de l?aviation, soit environ 40 % des émissions européennes et près de 20 % des émissions françaises. Après plusieurs années de prix très bas, la mise en place d?un plafond plus contraignant et d?une réserve de stabilité du marché a permis de faire remonter le prix du carbone, qui n?était pas en cohérence avec les effets négatifs des émissions. Le champ de la tarification européenne est en outre appelé à s?élargir avec l?entrée en vigueur désormais prévue en 2028 d?un second marché carbone pour les carburants et combustibles des bâtiments, du transport routier et de la petite industrie, tandis que les quotas gratuits attribués dans le cadre du premier marché diminueront progressivement. Le rythme de cette diminution fait cependant l?objet de discussions au niveau européen en lien avec les réflexions sur l?évolution du mécanisme d?ajustement carbone aux frontières (MACF), qui est entré en vigueur début 2026 et qui introduit une tarification du carbone sur certaines importations (acier, aluminium, ciment, engrais, hydrogène, électricité), afin de limiter les risques de fuite de carbone liés à la différence du prix du carbone entre l?Union européenne et les autres régions du monde. Un rendement faiblement modifié par les fluctuations des prix à court terme, mais exposé à une diminution tendancielle à long terme dans le contexte de la décarbonation Les fluctuations des prix de l?énergie à court terme ont des effets complexes sur les finances publiques qui dépendent notamment de la réaction de la politique monétaire et des mesures discrétionnaires prises par les autorités budgétaires. Les effets spécifiques de la hausse du prix du pétrole sont différents pour la TVA, assise sur les valeurs vendues et qui augmente donc avec les prix, et pour l?accise, fondée sur les quantités mises 14 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES à la circulation, dont le produit diminue en cas d?inflation en raison de la diminution de la demande en volume que celle-ci entraîne. Sous l?hypothèse du maintien des prix à leur niveau de mi-mai 2026 et d?une réaction de la demande comparable à celle observée lors du précédent choc de 2022-2023, ces deux effets entraîneraient une hausse du rendement de la fiscalité de l?énergie limitée à 0,2 Md¤ en année pleine, soit moins de 0,4 % des recettes totales. Après bouclage macroéconomique et avant les mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et les dépenses militaires supplémentaires liées à la crise au Moyen-Orient, l?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, même en faisant l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. Les modifications attendues de la structure énergétique française (mix énergétique et niveau de consommation) auront des impacts beaucoup plus importants à terme sur les recettes fiscales adossées à l?énergie : en utilisant des hypothèses préliminaires de la SNBC 3, la direction générale du Trésor prévoit ? à tarifs fiscaux constants ? une baisse des recettes nettes d?accise sur les énergies de 7 à 10 Md¤ en 2030 et de 15 à 30 Md¤ en 2050. Cette baisse porterait principalement sur le secteur du transport. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition écologique. Les marchés carbone européens offrent des relais de recettes, mais de façon transitoire. Pour le premier, la France perçoit une part relativement faible des recettes issues des enchères (6,1 % pour les quotas généraux, 11,3 % pour l?aviation), en raison d?un mix électrique déjà décarboné. En projetant les volumes de quotas alloués à la France à l?horizon 2030 et en retenant un prix entre 110 et 200 ¤ par tonne de CO2, les recettes du premier marché carbone pourraient atteindre 2,6 à 4,8 Md¤ en 2030, soit un gain de 1,8 à 4 Md¤ par rapport à 2019. Pour le second marché carbone, la France bénéficiera d?une clé de répartition de 16,1 % des recettes. Sur la base des quotas prévus à l?enchère et d?un scénario de prix central de 60 ¤/tCO? (avec une fourchette 40-70 ¤), les recettes françaises pourraient atteindre 7,3 Md¤ en 2030 (entre 4,9 et 8,5 Md¤ selon les scénarios de prix) dans l?hypothèse d?un maintien du calendrier de diminution des quotas gratuits. Ainsi, les recettes issues des marchés carbone sont incertaines mais pourraient être comparables aux pertes attendues de recettes d?accise à l?horizon 2030. Elles ne peuvent toutefois pas être considérées comme un substitut durable à la baisse attendue de la QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 15 fiscalité de l?énergie : les recettes de quotas sont par nature destinées à diminuer à mesure que la transition réussit. En outre, ces recettes issues des marchés carbone doivent être depuis 2024 intégralement fléchées sur des dépenses publiques pour le climat, notamment à des fins d?accompagnement de la transition pour les ménages et les entreprises les plus exposées. Ce fléchage peut prendre ou non la forme d?une affectation. En France, les recettes de quotas carbone affectées représentaient un tiers du total en 2024. Une grande partie des entreprises concernées par la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone et la mise en place du second bénéficient de tarifs réduits d?accise sur les carburants, le gaz ou l?électricité. En outre, le MACF a vocation à se substituer progressivement aux quotas gratuits alloués aux secteurs les plus exposés, mais suscite des inquiétudes des industriels tant sur sa complexité de gestion que sur ses risques de contournement et sur ses effets sur la compétitivité à l?exportation hors Union européenne pour les entreprises transformant en Europe des intrants frappés par le MACF. Des ajustements récents, notamment l?introduction d?un seuil d?exemption fondé sur la masse annuelle d?importations, visent à alléger les contraintes administratives. Certains secteurs industriels concernés (aluminium notamment) considèrent que ces modifications ne répondent pas à leurs inquiétudes et demandent le maintien des quotas gratuits tant que le MACF n?a pas fait la preuve de son efficacité. En réponse, la Commission a ouvert des discussions sur une possible extension du MACF vers certains produits aval et une diminution plus progressive des quotas gratuits. À horizon 2030, le déploiement du second marché carbone européen se traduirait également, selon des projections effectuées par le Commissariat général au développement durable (CGDD), par une hausse du prix des énergies fossiles et une augmentation du taux d?effort énergétique moyen des ménages représentant 0,3 point de leur revenu, mais ce taux d?effort diminuerait globalement de 1,4 point grâce à la baisse de la consommation d?énergie et à la substitution des carburants par une source d?énergie moins taxée, l?électricité. Par ailleurs, les ménages qui n?investiraient pas dans l?amélioration de l?efficacité énergétique de leur chauffage ou l?électrification de leur véhicule automobile ou ne réduiraient pas leur consommation verraient leur taux d?effort énergétique augmenter. De fortes incertitudes entourent toutefois ces projections (hypothèses de prix, rythme d?électrification, comportements de consommation). Elles illustrent néanmoins l?intérêt d?accompagner la mise en oeuvre du second 16 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES marché européen par des aides budgétaires à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse générale de la composante carbone de l?accise sur l?énergie qui enverrait un signal-prix en sens contraire. Le Fonds social pour le climat (FSC) de l?Union européenne créé pour amortir l?impact social du signal-prix en finançant des mesures nationales ciblant les ménages et micro-entreprises vulnérables pourra être mobilisé à cet effet. Trois orientations pour concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale Afin de concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale, le Conseil des prélèvements obligatoires formule trois orientations. À court terme, l?utilisation de l?outil fiscal pour compenser les fluctuations du prix des énergies fossiles serait contre-productive. Des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés, sont plus efficientes. À moyen terme, il convient de réduire les incohérences de la fiscalité afin de ne pas entraver la transition énergétique. Cela passe par une révision des taux normaux de l?accise pour aligner la fiscalité du diesel sur celle de l?essence, par une hausse de la fiscalité des combustibles fossiles et une baisse de celle de l?électricité ainsi que par un réexamen graduel des dépenses fiscales favorables aux énergies fossiles. Il s?agit ici moins de faire jouer un rôle incitatif à la fiscalité énergétique que d?éviter qu?elle n?envoie un signal-prix contraire à celui des marchés carbone. Afin de prévenir toutefois un cumul de mesures qui fragiliserait certains ménages et certaines entreprises, ces dispositions devront être mises en oeuvre progressivement, après l?entrée en vigueur du second marché carbone et la sixième période de déploiement des certificats d?économies d?énergie telle que résultant du décret du 30 octobre 2025 pour celles qui concernent les ménages, et en prenant en compte pour les entreprises leur exposition internationale et la maturité des alternatives technologiques aux énergies fossiles. Le déploiement du second marché carbone devra en outre être accompagné par des aides à l?investissement qui favoriseront la transition énergétique, tout en réduisant la vulnérabilité aux chocs sur les prix des énergies fossiles. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 17 La mise en oeuvre de l?ensemble de ces mesures laisserait subsister une perte d?accise sur l?énergie à l?issue de la transition énergétique, dont rien ne permet d?affirmer qu?elle puisse être compensée spontanément par d?autres effets de la transition énergétique. Pour y faire face, les autorités publiques ne pourront se reposer sur un seul instrument. Elles devront combiner une diminution des dépenses publiques, la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. 18 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 19 Synthèse des constats Constat n° 1 : La décarbonation de l?énergie a commencé dès les chocs pétroliers des années 70 et la consommation finale d?énergie décroît depuis le milieu des années 2000. Cette transition fait l?objet d?un soutien des autorités publiques pour des motifs environnementaux et de souveraineté économique. Constat n° 2 : Mi-mai 2026, la fiscalité représentait 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole. En 2025, elle s?établissait en moyenne légèrement en dessous de 30 % pour le tarif réglementé de l?électricité pour les clients résidentiels et pour le prix repère de commercialisation du gaz naturel. Constat n° 3 : Le rendement de l?accise sur l?énergie est limité par de nombreux tarifs spécifiques qui visent à atténuer ses effets sur la compétitivité de certains secteurs économiques. Constat n° 4 : Les mesures fiscales ne sont pas des outils pertinents de compensation des fluctuations des prix de l?énergie : elles ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. Constat n° 5 : Un marché carbone s?est progressivement mis en place dans l?Union européenne. Un second marché devrait couvrir d?autres secteurs d?activité à partir de 2028. Constat n° 6 : Lorsque les prix de l?énergie hors taxes augmentent, le rendement de l?accise diminue en raison de la baisse de consommation en réaction à la hausse des prix, tandis que les recettes de TVA progressent. En faisant l?hypothèse d?un maintien du prix à son niveau de la mi-mai 2026 et en appliquant les élasticités de la consommation au prix constatées lors du précédent choc de 2022-2023, l?effet de la hausse du prix du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 200 M¤ en année pleine. L?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, avant prise en compte des mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses militaires supplémentaires, 20 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES et sous l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. Constat n° 7 : Selon les projections de la Direction générale du Trésor, toutes choses égales par ailleurs, la transition énergétique induira une forte baisse du rendement de l?accise sur l?énergie. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition énergétique. Constat n° 8 : Les recettes des marchés carbone, fléchées et transitoires, ne compenseront pas les pertes d?accise sur l?énergie à l?horizon de la fin de la transition. Constat n° 9 : Le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières, entré en vigueur le 1er janvier 2026, est critiqué par une partie des industriels ; après de premières mesures, les discussions pour son amélioration se poursuivent au niveau européen. Constat n° 10 : Sous les hypothèses de la troisième stratégie nationale bas carbone, et hors coûts d?investissement pour réaliser la transition, la décarbonation de la consommation énergétique des ménages permettrait une baisse de leur taux d?effort énergétique moyen à horizon 2030 en raison notamment de la moindre taxation de l?électricité par rapport aux carburants. En revanche, le prix de l?énergie et le taux d?effort augmenteraient fortement pour les ménages qui continueraient à utiliser des énergies fossiles et ne réduiraient pas leur consommation. Constat n° 11 : Le barème des frais kilométriques de l?impôt sur le revenu est fortement surévalué, même en période de prix élevé des carburants, pour tous les types de motorisations. Constat n° 12 : La structure actuelle des taux normaux de l?accise sur les énergies qui repose pour les ménages sur une taxation du gaz et du fioul inférieure à celle de l?électricité et une taxation du diésel inférieure à celle de l?essence n?est pas cohérente avec les objectifs de transition énergétique. Constat n° 13 : L?électrification du parc automobile se traduira par une baisse des externalités négatives liées à l?usage de la route, QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 21 notamment en matière de pollution atmosphérique, mais aussi par une baisse de la couverture de ces externalités, compte tenu de la diminution de la fiscalité. Constat n° 14 : Une différenciation des tarifs d?accise sur l?électricité des particuliers en fonction de l?usage n?est pas souhaitable pendant la transition. À plus long terme, elle nécessiterait une base juridique européenne et des évolutions technologiques des compteurs. 22 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 23 Synthèse des recommandations À court terme Recommandation n° 1 : Face à la volatilité des prix de l?énergie, privilégier des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés plutôt qu?une baisse de la TVA ou de l?accise sur l?énergie. À moyen terme Recommandation n° 2 : Aligner les taux d?accise qui ne respecteraient pas les minima prévus par la directive taxation de l?énergie avec ces minimas et mettre en conformité les incitations au développement des biocarburants avec la directive RED III. Recommandation ° 3 : Dans le contexte du déploiement du second marché carbone européen et de la diminution des quotas gratuits sur le premier, maintenir les exonérations et tarifs réduits d?accise sectoriels pour les secteurs d?activité à forte intensité énergétique et exposés à la concurrence internationale, le temps que des alternatives technologiques compétitives à l?usage d?énergie carbonée soient développées. Recommandation n° 4 : Poursuivre, après le déploiement du second marché carbone européen, l?alignement graduel des taux normaux d?accise des gazoles sur ceux de l?essence. Recommandation n° 5 : Engager, à l?échéance de l?actuelle période de déploiement des certificats d?économie d?énergie, une trajectoire d?augmentation des taux normaux d?accise sur le gaz et le fioul du secteur résidentiel et de baisse de celui applicable à l?électricité consommée par les ménages. Recommandation n° 6 : Pour améliorer l?acceptabilité de la transition énergétique sans freiner son rythme, accompagner la mise en oeuvre du second marché carbone européen d?aides directes à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse de la fiscalité de l?énergie. 24 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES À long terme Recommandation n° 7 : Définir une stratégie à long terme pour faire face aux pertes d?accise liées à la sortie des énergies fossiles en combinant une diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 25 Introduction La hausse des prix du pétrole dans le contexte des tensions au Moyen-Orient a remis la fiscalité de l?énergie au centre des préoccupations des Français. Selon un sondage récent, 82 % des Français se déclarent impactés par la hausse du prix des carburants1. Elle a ainsi placé les pouvoirs publics devant un arbitrage entre des objectifs de long terme (assainissement des finances publiques, compétitivité économique, transition écologique) et de court terme (soutien des ménages et des entreprises exposées) et des choix en termes d?outils d?intervention (réglementaires, fiscaux, budgétaires, instruments de trésorerie). Dans ce contexte, le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) entend poursuivre la réflexion sur la fiscalité de l?énergie qu?il avait engagée dans deux rapports en 2019 et 2022 et qui a donné lieu à de nombreux développements depuis (cf. encadré), tout en rappelant que cette fiscalité n?est que l?un des outils de la politique énergétique aux côtés des marchés carbone, des prescriptions réglementaires et des subventions budgétaires. 1 Institut Montaigne, Les Français face à la crise énergétique, avril 2026 26 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Encadré 1 : Les principaux rapports récents abordant la fiscalité de l?énergie Dans ses rapports de 2019 et 20222, le CPO concluait que, malgré l?introduction en 2014 d?une composante carbone, l?accise sur l?énergie n?était pas configurée pour être un outil de politique environnementale. La convention citoyenne pour le climat (2021)3 a envisagé différentes mesures pour financer la transition climatique, parmi lesquelles certaines portaient sur la fiscalité de l?énergie ou sur la fiscalité de ses usages. En 20224, la Cour des comptes européenne constatait que les niveaux actuels de taxation ne tenaient pas compte du degré de pollution des différentes sources d?énergie. Dans un rapport de mai 20235, l?Inspection générale des finances (IGF) a préconisé l?alignement progressif des tarifs réduits d?accise sur les carburants sur le tarif normal du gazole, et le relèvement de celui-ci, tout en recommandant des mesures de compensation ciblées. Elle appelait le Gouvernement à se prononcer sur les conséquences de l?extension des marchés carbone sur la composante carbone de l?accise. Dans une étude préparée à la demande de la Première ministre6, Jean Pisani-Ferry et Selma Mahfouz invitaient à repenser la fiscalité pour adapter sa structure à une économie neutre en carbone. Dans ses rapports sur les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone7, la direction générale du Trésor rappelait que la sortie progressive des énergies fossiles impliquera une baisse des recettes d?accise et observait que cette érosion s?accompagnera d?une dégradation de la couverture des coûts socio-économiques du transport routier. Dans des travaux publiés en 2024, la Cour des comptes8 observait que les taxes sur l?énergie constituaient une fiscalité de rendement aux objectifs environnementaux et sociaux peu explicites, qu?elle proposait de clarifier. 2 CPO, La fiscalité environnementale au défi de l?urgence climatique, 2019. CPO, Redistribution, innovation, lutte contre le changement climatique : trois enjeux fiscaux majeurs en sortie de crise sanitaire, 2022. 3 Conseil économique, social et environnemental, rapport de la convention citoyenne pour le climat, 2021. 4 Cour des comptes européenne, Taxation de l?énergie, tarification du carbone et subventions à l?énergie, 2022. 5 IGF, Adaptation de la fiscalité aux exigences de la transition écologique, 2023. 6 Pisani-Ferry J. & Mahfouz S., Les incidences économiques de l?action pour le climat, mai 2023. 7 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone, novembre 2023 et janvier 2025. 8 Cour des comptes, La place de la fiscalité dans la politique énergétique et climatique française, référé et observations définitives, 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 27 Le rendement de l?ensemble des prélèvements sur les produits énergétiques9 représente, sur la période 2017-2024, entre 50 et 60 Md¤ (59,7 Md¤ en 2024) par an. Ce rendement est très concentré sur l?accise sur les énergies (39,5 Md¤ en 2024) et sur la TVA (17,6 Md¤ en 2024). Le rapport rappelle les projections de consommation énergétique envisagées dans la stratégie nationale bas carbone en analysant les incertitudes liées à certaines de leurs hypothèses. Il dresse ensuite un état des lieux de la fiscalité de l?énergie applicable en France en revenant sur le bilan des politiques de réponse au choc énergétique de 2022-2023 et les leçons qu?il faut en tirer dans le contexte de nouvelles tensions sur les prix de l?énergie. Il s?attache enfin à analyser les effets attendus de la transition énergétique sur le niveau et sur la répartition des recettes fiscales et examine les pistes d?évolution de la fiscalité permettant de concilier accompagnement de la mise en oeuvre de la stratégie nationale bas carbone, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale. * * * 9 Accise, TVA, octroi de mer, CTA, TIRUERT, CPSSP, à l?exclusion des taxes sur les producteurs et distributeurs d?énergie. 28 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 29 Chapitre I - La fiscalité de l?énergie au double défi des incertitudes géopolitiques et de la décarbonation La décarbonation de l?énergie utilisée par les ménages et par les entreprises est engagée et devrait se poursuivre dans un contexte marqué par de fortes fluctuations des prix de l?énergie liées au contexte géopolitique. Cette transition énergétique sous tension constitue un défi pour la fiscalité de l?énergie centrée sur un objectif de rendement. Peu adaptée à la prise en compte directe d?objectifs environnementaux ou de stabilisation des prix, elle devra néanmoins évoluer à terme pour mieux s?articuler avec les autres outils de tarification du carbone. 1. Une transition énergétique appelée à s?accélérer dans une ampleur incertaine La diminution et la décarbonation de la consommation énergétique ont commencé en France dès le premier choc pétrolier de 1973 qui a conduit à la fixation d?un objectif de réduction de 25 % de la consommation énergétique unitaire des bâtiments, pour tenir compte de l?évolution des prix des énergies fossiles et dans une perspective de souveraineté nationale. Elle a connu une impulsion nouvelle avec le développement des politiques de lutte contre le changement climatique. La forte volatilité du prix des énergies fossiles dans un contexte de tensions géopolitiques multiples renforce aujourd?hui l?intérêt économique de l?électrification, tout en limitant les capacités d?investissement des ménages et des entreprises les plus exposés. 30 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1.1. Réduction et décarbonation de la consommation énergétique sont déjà engagées, pour de multiples raisons 1.1.1. Un impact important des crises sur la consommation finale d?énergie La quantité d?énergie consommée en France n?évolue pas de manière linéaire. Sur la période 1970-2026, trois grandes phases se distinguent : un ralentissement de la consommation d?énergie du fait des chocs pétroliers dans les années 1970, une hausse importante de cette consommation dans les années 1980 et 1990, puis, à partir du milieu des années 2000, une tendance à l?érosion portée à la fois par la désindustrialisation et les politiques climatiques et, depuis 2022, par un regain de tensions géopolitiques et des prix volatiles. Graphique n° 1 : La consommation finale à usage énergétique en France métropolitaine, en TWh de 1970 à 2024 Note : Les données publiées par le service des données et études statistiques (SDES) corrigées des variations climatiques ne sont disponibles qu?à partir de 1990. Source : Données SDES, Bilan énergétique de la France pour 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 31 Le premier choc pétrolier (1973-1975) interrompt brutalement la dynamique héritée des Trente Glorieuses. La hausse du prix du pétrole provoque un ralentissement de la consommation finale d?énergie et, surtout, engage un mouvement durable de baisse de l?intensité énergétique. Si la consommation d?énergie finale repart fortement à la hausse dans les années qui suivent, elle baisse à nouveau à la suite du second choc pétrolier (1979-1983), pour atteindre un niveau proche de celui connu après le premier choc. Après le contre-choc de la seconde moitié des années 1980, les années 1990 et la première partie des années 2000 correspondent à une phase de reprise de la consommation finale d?énergie. La consommation d?énergie continuera d?augmenter jusqu?à atteindre son pic en 2004. La crise financière de 2008-2009, ainsi que la crise de la zone euro en 2012-2013 favorisent la diminution de la consommation finale d?énergie. Par ailleurs, ces années entérinent une configuration où l?économie croît faiblement et où l?intensité énergétique continue de baisser. L?année 2020 rompt à nouveau la trajectoire par un choc d?une nature différente : la crise de la COVID-19 et les confinements entraînent une baisse de la consommation d?énergie finale. En 2021, la reprise de l?activité restaure la demande. En 2022, la guerre en Ukraine ainsi que des indisponibilités du parc nucléaire et hydraulique créent une situation inédite : malgré une activité économique en hausse, la consommation finale d?énergie corrigée des variations saisonnières recule rapidement. Après une stabilisation en 2024 et 2025, le conflit au Moyen-Orient a entrainé à la fin du premier trimestre 2026 une forte hausse du prix du pétrole. Ses effets sur la consommation sont à la date de publication de ce rapport non connus. Aux effets de réduction de la consommation constatés en 2022- 2023 pourraient s?ajouter, si la hausse persistait, des effets de substitution dans un contexte où, contrairement à 2022-2023, la production d?électricité est abondante. 1.1.2. La recherche d?indépendance énergétique est depuis longtemps au coeur de la politique énergétique française L?évolution de la quantité d?énergie consommée sur la période 1970?2026 s?accompagne d?une modification substantielle du mix énergétique. Le premier choc pétrolier a en effet provoqué une réévaluation de la dépendance aux produits pétroliers importés. Le programme 32 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES électronucléaire français s?accélère avec le plan Messmer du 6 mars 1974, modifiant durablement l?architecture de l?offre d?énergie et, à terme, la structure de la consommation finale par substitution d?électricité à certains usages thermiques. Ainsi, si en 1970, la part des énergies fossiles représentait 84,1 % de la consommation finale d?énergie, cette part a progressivement diminué et est revenue à 60,0 % en 2024. Cette baisse de la part du charbon et du pétrole s?est faite principalement au profit de l?électricité (24,6 % en 2024 contre 8,7 % en 1970) mais aussi du gaz naturel (16,8 % en 2024, contre 4,8 % en 1970) malgré une baisse dans la période récente. Cette déformation du bouquet final est d?abord l?empreinte de la stratégie d?indépendance énergétique et des prix relatifs post-chocs, bien en amont de la contrainte carbone. Cette question d?indépendance énergétique retrouve une forte actualité depuis 2022 dans un contexte de tensions géopolitiques accrues. Graphique n° 2 : Évolution du mix-énergétique en part de type d?énergie finale consommée, en France métropolitaine de 1970 à 2024 Source : Données SDES, Bilan énergétique de la France en 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 33 1.1.3. Une mutation de l?économie en lien avec les modifications observées de consommation d?énergie Au cours de la période 1970-2024, la création de richesse et l?emploi se sont déplacés de l?industrie vers les services. La valeur ajoutée des services progresse plus vite que celle de l?industrie, la part de l?emploi tertiaire s?élève, et la consommation d?énergie se « recompose » progressivement vers le résidentiel-tertiaire et les transports. Cette transformation structurelle pèse à la baisse sur l?intensité énergétique (moins d?énergie par unité de valeur ajoutée), même si elle diffuse des usages électriques spécifiques (informatique10, climatisation) dans les bâtiments de service. Elle se répercute partiellement dans la répartition de la consommation d?énergie par secteur : la part d?énergie finale consommée par le secteur tertiaire augmente, mais moins rapidement que la hausse constatée en part de PIB. 10 L'ADEME recense 352 data centers en activité en France. Leur consommation électrique totale est de 10 térawattheures (TWh) par an. Pour rappel, 1 TWh équivaut à 1 milliard de KWh. En 2025, la consommation électrique totale en France s?élevait à 449 TWh. Les data centers représentent donc à eux seuls 2,2 % de cette consommation annuelle, soit l?équivalent de l?électricité consommée par 9 à 10 agglomérations de plus de 100 000 habitants pendant un an. 34 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 3 : La consommation énergétique finale en France métropolitaine par secteur d?activité de 1970 à 2024 Source : Données SDES, Bilan énergétique de la France en 2024. 1.1.4. Une incidence des politiques environnementales sur la consommation énergétique française difficile à mesurer, mais sans doute minoritaire Comme le rappelle le Haut Conseil pour le climat (HCC)11, l?attribution des évolutions d?émissions à des facteurs conjoncturels, structurels et aux politiques publiques relève encore d?un « objet de recherche » sans méthode établie. Cette limite étant rappelée, pour l?année 2024, le HCC estime que, sur 6,9 Mt éqCO? de baisse d?émissions de GES, 4,8 Mt relèvent d?effets conjoncturels et que 2,1 Mt constituent une valeur maximale attribuable aux politiques publiques climatiques. S?agissant de la consommation d?énergie, le HCC met en évidence des mécanismes distincts selon les années récentes. En 2022, les deux tiers 11 Haut conseil pour le climat, Relancer l?action climatique face à l?aggravation des impacts et à l?affaiblissement du pilotage, rapport annuel 2025 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 35 de la forte baisse des émissions dans les bâtiments sont d?abord dus aux variations climatiques, le solde étant lié à la hausse des prix et aux appels à la sobriété, sans que le HCC soit à même de séparer finement la part « prix » de la part « politique publique climatique ». L?année 2023 confirme que la demande d?énergie recule sous l?effet combiné des prix, des arbitrages de réduction de consommation et d?un contexte industriel sous contrainte. Le HCC note, pour l?ensemble du système énergétique, une consommation d?électricité toujours inférieure à la moyenne pré-Covid, une fois les effets climatiques neutralisés. Il insiste aussi sur l?effet-prix, en particulier dans l?industrie, pour expliquer la moindre demande, en notant que les politiques climatiques jouent un rôle d?appoint mais ne dominent pas l?explication de court terme. Parmi les politiques publiques d?incitation à la décarbonation, plusieurs études pointent néanmoins l?efficacité du marché carbone européen à long terme. Depuis 2005, celui-ci aurait réduit les émissions avec des effets limités sur la profitabilité des entreprises et l?emploi12. Les explications avancées pour expliquer le faible impact sur la performance économique des entreprises sont la capacité des secteurs concernés à répercuter dans l?ensemble le prix du carbone dans leurs prix de vente et l?augmentation des investissements dans l?efficacité énergétique des procédés. 12 A. Dechezleprêtre, D. Nachtigall, F. Venmans, The joint impact of the European Union emissions trading system on carbon emissions and economic performance (2023), Journal on environmental economics and management, vol. 118. J. Colmer, R. Martin, M. Muûls (2025), Does pricing carbon mitigate climate change ? Firm -level evidence from the European union trading system, The review of economic studies, vol. 92.3. 36 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1.2. Une évolution appelée à s?accélérer dans un contexte de volatilité des prix de l?énergie Des travaux académiques convergents13 montrent le coût croissant de l?inaction face au changement climatique, au plan environnemental, sanitaire et économique. Même si une grande incertitude entoure l?estimation de l?impact économique, celui-ci semble nettement supérieur au coût des investissements nécessaires pour la transition (de l?ordre de 2 à 3 points de PIB par an). Ainsi, la Banque de France, dans son rapport sur la stabilité financière de 2025, a estimé qu?un scénario de statu quo (si rien n?est fait) entraînerait une perte de 11,4 points de PIB d?ici 205014. Les conséquences massives attendues du réchauffement climatique ont justifié l?adoption d?objectifs ambitieux de réduction des émissions de gaz à effet de serre aux niveaux international et européen, déclinées au niveau national par une planification énergétique ambitieuse. Les budgets carbone qu?elle définit ont été respectés au cours des dernières années dans un contexte marqué toutefois par l?incidence de la forte volatilité des prix sur la consommation d?énergie. 1.2.1. Une planification énergétique ambitieuse Des engagements ont été pris par les États parties à l?accord de Paris (2015) pour contenir l'élévation de la température moyenne de la planète nettement en dessous de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels (1850- 1900) et poursuivre l'action menée pour limiter l'élévation des températures à 1,5 °C en plafonnant, « dans les meilleurs délais », les émissions de gaz à effet de serre (GES) selon des objectifs et plans d?actions différenciés au niveau national. Dans le cadre du Pacte vert pour l?Europe, l?Union européenne a fixé pour objectif de réduire, d?ici 2030, les émissions nettes de GES d?au moins 55 % par rapport à 1990 afin d?atteindre la neutralité carbone en 13 Cf. Adrien Bilal et Diego R. Känzig (2026) ? The macroeconomic impact of climate change ? Global versus local temperature ? The Quaterly Journal of Economics ? Vol. 141 Isssue 2. A. Delahais et A. Robinet (2023), Coût de l?inaction face au changement climatique en France : que sait-on ?, France stratégie, document de travail n° 2023-1 14 Banque de France, rapport sur la stabilité financière, 2025 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 37 2050. Afin de planifier l?atteinte de ces objectifs, chaque pays doit faire parvenir à la Commission européenne un plan national intégré énergie- climat à jour. Le plan français est construit à partir de trois documents : - Le plan national d?adaptation au changement climatique (PNACC) vise à protéger les citoyens et à préparer les territoires, l?économie et l?environnement aux conséquences du changement climatique : il se fonde sur une trajectoire de réchauffement de référence de 2 °C en 2030, 2,7 °C en 2050 et 4 °C en 2100 en France hexagonale par rapport à l?ère préindustrielle ; - La stratégie nationale bas-carbone (SNBC) est la feuille de route de la France pour conduire la politique d?atténuation du changement climatique : elle définit des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre à l?échelle de la France ? les budgets carbone ? et vise l?atteinte de la neutralité carbone, c?est- à-dire zéro émission nette, à l?horizon 2050 ; - La programmation pluriannuelle de l?énergie (PPE) fixe les priorités d?actions des pouvoirs publics dans le domaine de l?énergie (maîtrise de la demande en énergie, promotion des énergies renouvelables, garantie de sécurité d'approvisionnement, maîtrise des coûts de l?énergie, développement équilibré des réseaux, etc.) pour 10 ans. Encadré 2 : Une mise à jour en cours de la planification climat-énergie Le troisième Plan national d?adaptation au changement climatique (PNACC-3), présenté officiellement le 10 mars 2025, est le document de référence pour l?adaptation. Il se fonde sur une trajectoire de réchauffement dite « de référence » ? environ +4 °C en France métropolitaine à l?horizon 2100. Pour l?atténuation des émissions de gaz à effet de serre, le cadre juridique reste aujourd?hui la Stratégie nationale bas-carbone de deuxième génération (SNBC-2), adoptée en 2020. C?est elle qui fixe les budgets carbone 2019-2023, 2024-2028 et 2029- 2033 et la trajectoire vers la neutralité carbone en 2050. Un projet de SNBC-3 a été mis en consultation le 12 décembre 2025. À ce stade, cependant, la SNBC-3 reste un projet avancé mais non encore adopté par décret. La Programmation pluriannuelle de l?énergie (PPE) détaille la trajectoire du système énergétique (mix, capacités, consommation). La troisième PPE (PPE-3) couvrant 2025- 2030 et 2031-2035 a été publiée le 12 février 2026. 38 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Enfin, le Plan national intégré énergie-climat (PNIEC) est la traduction, vis-à-vis de l?Union européenne, de l?ensemble de cette stratégie. Le premier PNIEC français datait de 2019. La version finale actualisée du PNIEC 2021-2030 de la France a été transmise à la Commission européenne en juillet 2024. La SNBC distingue deux scénarios : un scénario nommé « Avec Mesures Existantes » (AME), qui présente les trajectoires de consommation d?énergie en l?état des mesures adoptées et un scénario nommé « Avec Mesures Supplémentaires » (AMS), qui prend en compte des mesures de politiques publiques supplémentaires à celles existant aujourd?hui afin de permettre à la France de respecter ses objectifs climatiques et énergétiques à court, moyen et long-terme. Le scénario dit « AMS » dessine une trajectoire possible de réduction des émissions de gaz à effet de serre jusqu?à l?atteinte de la neutralité carbone en 2050, à partir de laquelle sont définis les budgets carbone. Ils prennent la forme de plafonds d?émissions à ne pas dépasser par période de cinq ans. Ce scénario représente une projection d?un futur possible et raisonnable au regard des connaissances actuelles. Toutefois, différents chocs imprévus (économiques, sociaux technologiques ou géopolitiques) peuvent engendrer des écarts notables à la trajectoire voulue. Par ailleurs, les évolutions supposées dans le cadre du scénario AMS reposent sur la mise en oeuvre progressive de politiques publiques de plus en plus ambitieuses, qui ne sont pas toutes décrites explicitement et ne sont même pas actées à ce jour. Encadré 3 : Les financements nécessaires à la transition énergétique Pour que la France suive une trajectoire compatible avec la neutralité carbone, l?économie devrait mobiliser, d?ici 2030, un surcroît considérable d?investissements. La stratégie pluriannuelle des financements de la transition écologique jointe au projet de loi de finances pour 2026 estime les besoins supplémentaires à environ + 82 Md¤ par an en 2030 en brut par rapport à 2024. La répartition public/privé est un point d?équilibre délicat, dépendant de choix politiques. Une mission confiée par France Stratégie à Jean Pisani-Ferry et Selma Mahfouz chiffrait le supplément de dépenses publiques entre 25 et 34 Md¤ par an à l?horizon 203015. 15 Jean Pisani-Ferry & Selma Mahfouz, France Stratégie, « Les incidences économiques de l?action pour le climat », 2023 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 39 Les scénarios prospectifs énergie-climat-air proposent des trajectoires AME et AMS différentes, notamment en ce qui concerne la quantité d?énergie consommée : à horizon 2050, l?écart de consommation d?énergie entre ces deux scénarios est de près de 11%. Tableau n° 1 : Quantité d?énergie finale consommée à horizon 2030 et 2050 selon les scénarios AME et AMS (en TWh) AME AMS 2050 1 337 1 195 - 142 - 10,6 % Source : Scénarios prospectifs énergie-climat-air juin 2025 pour AME ; données DGEC de mai 2026 pour AMS. Ces différences en termes de quantité consommée d?énergie s?accompagnent d?un mix énergétique différent, proposant une énergie beaucoup plus décarbonée dans le scénario AMS. Tableau n° 2 : Mix-énergétique de la consommation finale à horizon 2030 selon les scénarios AME et AMS AME 2030 AMS 2030 Écart Energies fossiles 50,1 % 39,8 % - 10,3 Electricité et chaleur 39,5 % 46,1 % + 6,6 Renouvelables thermiques 10,2 % 12,4 % + 3,6 Hydrogène 0,2 % 0,3 % + 0,1 Source : Scénarios prospectifs énergie-climat-air mis à jour en juin 2025 pour AME ; données DGEC de mai 2026 pour AMS. 16 Le scénario AMS présente un niveau de consommation énergétique supérieur à celui du scénario AME à horizon 2030, car la SNBC 3 intègre une trajectoire de réindustrialisation de la France, à laquelle s'ajoute le déploiement des centres de données sur le territoire national. 40 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 3 : Mix-énergétique de la consommation finale à horizon 2050 selon les scénarios AME et AMS AME 2050 AMS 2050 Ecart Energies fossiles 34,5 % 0,2 % - 34,3 Electricité et chaleur 55,4 % 78,2 % + 22,8 Renouvelables thermiques 9,5 % 19,9 % + 10,4 Hydrogène 0,6 % 1,7 % + 1,1 Source : Pour les données AME, Scénarios prospectifs énergie-climat-air mis à jour en juin 2025 ; Pour les données AMS, données DGEC. À horizon 2030, entre les scénarios AME et AMS, la part de produits énergétiques fossiles dans le mix-énergétique français diffère de 10,3 points. À horizon 2050, il diffère de 34,2 points. Constat n° 1 : La décarbonation de l?énergie a commencé dès le choc pétrolier et la consommation finale d?énergie décroît depuis le milieu des années 2000. Cette transition fait l?objet d?un soutien des autorités publiques pour des motifs environnementaux et de souveraineté économique. 1.2.2. Des budgets carbone jusqu?ici respectés malgré une forte volatilité des prix de l?énergie Le budget carbone 2019-2023 fixé par la SNBC-2 a été globalement respecté. Au terme de la période, tous les secteurs sont en avance sur la trajectoire à l?exception des déchets. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 41 Graphique n° 4 : émissions carbone annuelles en millions de tonnes équivalent CO2 Source : Citepa La période 2019-2023 a cependant été marquée par des événements exceptionnels favorisant le respect de la trajectoire. L?épidémie de Covid- 19 a entraîné à la fois une rétraction inédite de la consommation et une forte baisse des prix pour toutes les sources d?énergie. Le début de la guerre en Ukraine a correspondu à une période d?indisponibilité de plusieurs centrales nucléaires d?EDF et des conditions de sécheresse limitant la production hydro-électrique, la conjonction de ces trois circonstances ayant pour effet de propulser les prix de toutes les énergies à des niveaux très élevés. Malgré les dispositifs importants de soutien des ménages et des entreprises mis en place par le Gouvernement, ce signal-prix s?est traduit par une diminution de la consommation. 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 Energie Industrie Déchets Bâtiments Agriculture Transports 42 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 5 : Prix de marché de l?électricité en gros en France et du pétrole (brent) ? mai 2021/mai 2026 Note de lecture : prix de gros de l?électricité en France en ¤/Mwh sur l?echelle de droite ; prix du brent en $/baril sur l?échelle de gauche Source : Trading Economics Les budgets carbone 2024-2028 et 2029-2033, envisagés dans le cadre du projet de SNBC-3, restent très ambitieux. En 2030, par rapport à 2023, les émissions carbone sont attendues en retrait de 12% pour l?agriculture, de 27% pour les transports, de 29 % pour l?industrie, de 30% pour la production d?énergie et de 35% pour les bâtiments. La nouvelle hausse des prix des énergies fossiles enregistrée à la fin du premier trimestre 2026 dans le contexte de la guerre au Moyen-Orient, contrairement à l?épisode de 2022-2023, n?a pas affecté de façon importante le prix de l?électricité en France, les capacités de production d?origine nucléaire et hydraulique étant pleinement disponibles. Si elle durait, elle pourrait donc renforcer les incitations à la décarbonation par une réduction de la consommation comme en 2022-2023, mais aussi potentiellement par des effets de substitution, compte tenu de l?évolution différenciée des prix de l?électricité et des énergies fossiles. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 43 2. Une fiscalité de rendement peu adaptée à des objectifs de décarbonation et de stabilisation des prix La fiscalité de l?énergie, principalement composée de la TVA et des accises, a été conçue initialement comme une fiscalité de rendement. Elle s?est progressivement complexifiée, l?évolution saccadée des prix de l?énergie et l?alourdissement des tarifs normaux appliqués aux énergies fossiles en fonction d?objectifs environnementaux se conjuguant pour conduire au développement de nombreuses dépenses fiscales. 2.1. Une fiscalité pensée pour le rendement 2.1.1. Une fiscalité principalement fondée sur l?accise sur les énergies et sur la TVA L?accise sur les énergies, qui regroupe depuis 2022 les anciennes taxes intérieures de consommation, constitue le principal prélèvement sur l?énergie. Cette taxe comprend cinq fractions : électricité ; gaz naturels ; produits énergétiques, autres que les gaz naturels et les charbons, en métropole (carburants, notamment) ; produits énergétiques outre-mer ; charbons. Elle est assise sur les volumes physiques de produits mis à la consommation et son montant varie en fonction de la catégorie fiscale du produit, de son usage ou de son lieu de consommation. Les droits d?accise sur l?énergie ont été conçus principalement autour d?un objectif de rendement. Ainsi, la taxe intérieure pétrolifère (TIP) ? mise en place par les lois du 16 et 30 mars 1928 ? avait été créée pour compenser le déclin du rendement de l?impôt sur le sel. De même, la taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) ? créée par la loi du 28 décembre 1950 ? avait pour objectif d?aider au financement de la reconstruction du réseau de transport routier après la Seconde guerre mondiale et de faire contribuer les usagers de la route à l?entretien et au développement des infrastructures utilisées. L?évolution de cette taxe a conduit à y intégrer de nouveaux objectifs, pouvant néanmoins entrer en contradiction entre eux. 44 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En premier lieu, un ensemble de régimes d?exonérations et tarifs particuliers et réduits a été prévu pour soutenir divers secteurs économiques (transport, bâtiment et travaux publics, agriculture, etc.). En deuxième lieu, l?accise a connu des révisions pour mieux intégrer les enjeux environnementaux. Après l?échec de la taxe carbone en 2009 ? en raison de sa censure par le Conseil constitutionnel ? les anciennes taxes intérieures de consommation ont été aménagées pour y inclure une composante carbone informelle, dont l?évolution a néanmoins été gelée à 45 ¤/tonne à la suite du mouvement social de l?automne 2018. De même, une convergence des taux entre les carburants routiers (gazoles et essences) a été engagée, sans être néanmoins finalisée. Encadré 4 : La taxe carbone - les décisions du Conseil constitutionnel En 2000, le Conseil constitutionnel a censuré le projet d?extension de la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) à l?électricité et aux produits énergétiques fossiles. Il a observé qu?il était prévu de soumettre l?électricité à la taxe, alors qu?en raison de la nature des sources de production de l?électricité en France, la consommation d?électricité contribuait très faiblement au rejet de dioxyde de carbone. En 2009, le projet de loi de finances pour 2010 prévoyait la création d?une contribution climat-énergie. La taxe devait peser sur la consommation d?énergies fossiles utilisées ou destinés à être utilisés comme carburants ou combustibles. Les tarifs devaient être calculés sur la base d?un prix de la tonne de carbone initialement fixé à 17 ¤, progressivement croissant. Le produit de la taxe carbone prélevée sur les ménages, devait faire l?objet d?une redistribution intégrale et forfaitaire, par la création d?un crédit d?impôt en faveur de l?ensemble des ménages. Pour les personnes non imposables, ce crédit d?impôt devait être restitué sous la forme d?un « chèque vert ». La taxe a été censurée par le Conseil constitutionnel, au motif que les régimes d?exemption de la taxe, qui représentaient plus de la moitié de la totalité des émissions, étaient contraires à l?objectif de lutte contre le réchauffement climatique et créaient une rupture caractérisée d?égalité devant les charges publiques17. Une composante carbone a été introduite dans les tarifs des taxes sur les énergies fossiles à partir de 2014. Le choix des pouvoirs publics d?insérer la taxation du carbone dans un outil fiscal préexistant avait pour but de se prémunir contre le risque de censure par le Conseil constitutionnel pour rupture d?égalité devant l?impôt. Si la loi de finances pour 2014 a bien été déférée au Conseil constitutionnel, son article 32 qui modifiait les tarifs des taxes intérieures de consommation n?a pas été examiné par le Conseil. 17 Décision n° 2009-599 DC du 29 décembre 2009. Cf. supra. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 45 En troisième lieu, pour clarifier les circuits de financement de l?électrification, l?accise a été révisée à plusieurs reprises ces dernières années pour y intégrer d?anciennes taxes ou dispositifs budgétaires, dans une logique de simplification de la taxation de l?énergie et de sécurisation juridique de sa structure au regard du droit de l?Union européenne. Encadré 5 : Une accise révisée pour simplifier et sécuriser le financement de la politique de l?énergie Le droit de l?Union européenne18 permet aux États membres de prélever des taxes indirectes supplémentaires sur les produits soumis à accise, sous deux conditions : elles doivent poursuivre une finalité spécifique (notamment environnementale) et être soit directement affectées à des dépenses en faveur de cette finalité, soit conçues de façon à pouvoir influencer le comportement des contribuables dans un sens permettant de réaliser cette finalité. Par une décision de 2018 dite « Messer France »19, la Cour de justice de l?Union européenne (CJUE) a relevé l?inconventionnalité partielle de l?ancienne contribution au service public de l?électricité (CSPE). Cette contribution avait à la fois une finalité environnementale (financement de surcoûts liés à l?obligation d?achat d?énergie verte), sociale (financement de baisse du prix de l?électricité pour les ménages précaires), de cohésion territoriale (dispositif de péréquation tarifaire géographique) et administrative (financement des coûts de fonctionnement d?autorités administratives). La CJUE a jugé que seule la première finalité pouvait être considérée comme conforme au droit européen. Pour mettre fin à ce contentieux, la CSPE a été fusionnée en 2015 avec l?ancienne taxe intérieure de consommation finale d?électricité (TICFE). La loi de finances pour 2021 a par ailleurs transformé les taxes départementales et communales sur la consommation finale d?électricité (TDCFE et TCCFE) en une hausse d?accise, à compter respectivement des années 2022 (pour la TDCFE) et 2023 (pour la TCCFE). Depuis le 1er août 2025, le financement du mécanisme de péréquation tarifaire au profit des zones non interconnectées (ZNI) est désormais également assuré par une majoration du tarif normal d?accise. Par ailleurs, le tarif de l?accise sur l?électricité a été relevé pour remplacer l?ancienne contribution sur les gestionnaires de réseaux de distribution, dédiée au financement des aides à l?électrification rurale (CAS FACé). En dernier lieu, l?accise sur les énergies a été mobilisée pour répondre à l?inflation énergétique qui a suivi la guerre en Ukraine. Un « bouclier tarifaire » sur les prix de l?électricité, en partie fiscal, a ainsi été 18 Directive (UE) 2020/262 du Conseil du 19 décembre 2019 établissant le régime général d?accise (refonte). 19 CJUE, Messer France SAS c/France, affaire C-103/17. 46 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES mis en oeuvre à compter de 2022 et jusqu?à janvier 2025 pour limiter les effets pour les ménages et les entreprises de la hausse des prix de l?énergie. Le bouclier tarifaire « gaz naturel » et la remise carburants étaient en revanche des dispositifs budgétaires et non fiscaux. La taxe sur la valeur ajoutée (TVA) s?applique en outre à toutes les ventes de produits énergétiques, y compris pour des prestations portant sur des produits non soumis à l?accise (vente de bois de chauffage, de chaleur commercialisée, etc.)20. Le taux de TVA applicable est de 20 % du prix de vente (intégrant le montant de l?accise), sauf en Corse et dans les territoires ultramarins où certains taux réduits ou exonérations sont appliqués. En outre-mer, la TVA sur les produits pétroliers n?est pas applicable mais l?octroi de mer et l?octroi de mer régional s?y appliquent sur l?ensemble des produits pétroliers importés et vendus dans ces territoires. Leur taux sont définis par chaque collectivité. Ces deux grands prélèvements sur l?énergie sont complétés par trois prélèvements sur les produits énergétiques, au rendement moindre : la contribution tarifaire d?acheminement (CTA), la contribution pour la gestion des stocks stratégiques pétroliers et la taxe incitative relative à l?utilisation d?énergie renouvelable dans les transports (TIRUERT) et le versement unique visant à financer le comité professionnel des stocks stratégiques pétroliers (CPSSP) dû par les opérateurs pétroliers non agrées. La CTA, due sur les tarifs des réseaux de gaz et d?électricité depuis 2004, permet de financer la Caisse nationale des retraites des industries électriques et gazières21. Le 3 janvier 2026, le ministre de l?Économie, des Finances, de la souveraineté industrielle, énergétique et numérique, 20 Article 78 de la directive 2006/112/CE relative au système commun de taxe sur la valeur ajoutée de l?Union européenne. 21 Les sociétés Accorinvest et Société Générale ont contesté devant le juge administratif la conformité au droit communautaire de ce prélèvement, en considérant qu?il s?agissait d?une taxe indirecte supplémentaire sur les produits soumis à l?accise du fait de l?existence d?un mécanisme légal de répercussion de cet impôt sur le consommateur final d?électricité. Le Tribunal de l?UE a cependant conclu le 28 janvier 2026 que l?existence de ce mécanisme ne suffisait pas à rendre ce prélèvement contraire au droit communautaire. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 47 M. Roland Lescure, a fait part du souhait du Gouvernement de diminuer d?environ un quart la CTA. La TIRUERT est une taxe dégressive selon l?atteinte par les opérateurs d?objectifs cibles d?incorporation de biocarburants ou de carburants d?origine renouvelable. Il s?agit donc d?un mécanisme incitatif dont l?objectif principal n?est pas le rendement fiscal, mais la modification du comportement des redevables. Une réflexion est en cours concernant le remplacement de la TIRUERT par un instrument d?incitation à la réduction de l?intensité carbone des carburants (IRICC), de nature non fiscale. Les producteurs et fournisseurs d?énergie sont aussi assujettis à un ensemble de taxes, pouvant être répercutées en tout ou partie par ces entreprises sur le prix de l?énergie. Encadré 6 : les taxes spécifiques sur les producteurs et fournisseurs d?énergie L?imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER) est une taxe due aux collectivités territoriales aux établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) par les exploitants de dix catégories d?installations relevant des secteurs de l?énergie, du transport ferroviaire et des télécommunications. L?imposition forfaitaire sur les pylônes (IFP) est due aux communes et EPCI pour chaque pylône par les exploitants des lignes dont la tension est supérieure à 200 kilovolts. Une taxe annuelle sur les éoliennes maritimes (TAEM), affectée pour moitié aux communes littorales d?où les installations sont visibles, est acquittée par les exploitants de ces équipements et assise sur le nombre de mégawatts installés dans chaque unité. De même, deux taxes sur les installations nucléaires de base (TINB) sont payées par les exploitants de ces installations : une taxe générale sur les INB relevant du secteur énergétique et une taxe sur les INB concourant à la gestion des substances radioactives. Ces taxes sont affectées à l?Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) et au financement du projet dit « Cigéo », futur centre de stockage en couche géologique profonde de déchets radioactifs prévu en Meuse et en Haute-Marne. Deux nouveaux prélèvements sont entrés en vigueur en 2026. La politique publique française en matière d?électricité vise plusieurs objectifs dont la conciliation s?avère en pratique difficile : garantir une alimentation en électricité stable, y compris en période de pointe de consommation, promouvoir la production d?électricité à partir de sources d?énergie bas carbone, maintenir la concurrence sur le marché de l?électricité, permettre aux consommateurs de bénéficier de prix bas grâce à l?amortissement du parc nucléaire historique et garantir le nécessaire financement des investissements prévus par EDF pour entretenir et rénover 48 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES ce parc. Deux mécanismes non fiscaux, prévus pour respecter ces objectifs, ont été remplacés par deux nouveaux dispositifs de nature fiscale dans la loi de finances pour 202522. D?une part, l?ancien dispositif d?accès régulé à l?électricité nucléaire (ARENH) a été remplacé par un versement nucléaire universel (VNU). L?ARENH, instauré en 201023, a permis de faire bénéficier l?ensemble des consommateurs de la compétitivité du parc nucléaire historique indépendamment du choix du fournisseur. Néanmoins, l?ARENH a peu permis de développer la concurrence sur le marché de la production, selon l?Autorité de la concurrence24. Au surplus, comme l?a notamment relevé la Cour des comptes, ce dispositif a donné lieu à des « comportements opportunistes » de la part des fournisseurs alternatifs25, au détriment du consommateur. Dans ce contexte, le VNU prévoit le prélèvement d?une partie des revenus générés par le parc nucléaire historique de la société EDF au profit des autres fournisseurs qui doivent répercuter ce gain au consommateur final d?électricité. D?autre part, une taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité est prévue. Ce mécanisme a pour objectif de garantir le financement de capacités de production dites « de pointe », permettant de garantir la sécurité d?approvisionnement électrique du pays. En effet, ces installations de pointe ne sont pas rentables en raison de la ponctualité de leurs services. Le mécanisme de capacité en vigueur reposait sur une obligation, d?achat des capacités pour les fournisseurs d?électricité. Une valeur de marché de ces capacités de pointe était ainsi déterminée en fonction du prix d?équilibre résultant de la rencontre de l?offre et de la demande total de couvertures en garanties de capacités, lors d?enchères organisées de façon décentralisée. Le fonctionnement du mécanisme conduisait néanmoins les fournisseurs à minimiser leurs obligations de couverture en garanties de capacités, tout en induisant une forte variabilité du prix. 22 Articles 17 et 19 de la loi n° 2025?127 du 14 février 2025 de finances pour 2025. 23 Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité. 24 Autorité de la concurrence, Rapport d'évaluation du 24 décembre 2020 sur le dispositif d'ARENH. 25 Cour des comptes, L'organisation des marchés de l'électricité, 2022. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 49 Pour répondre à ces défauts, un nouveau dispositif est prévu à compter de novembre 2026. Il reposera sur une acquisition directe, par le gestionnaire de réseau, des engagements de disponibilité correspondant à ses besoins auprès des producteurs. Ce nouveau dispositif sera financé par une taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité, acquittée par les fournisseurs d'électricité, en proportion de la consommation de leurs clients pendant les périodes de tension qui s'exercent sur le système électrique. 2.1.2. Une assiette essentiellement constituée d?énergies fossiles Le rendement des prélèvements sur les produits énergétiques26 représente 59,7 Md¤ en 2024. Il est très concentré sur l?accise (39,5 Md¤ en 2024) et sur la TVA (17,6 Md¤ nets en 2024). 26 Accise, TVA, octroi de mer, CTA, TIRUERT et contribution au CPSSP, à l?exclusion des taxes sur les producteurs et distributeurs d?énergie. 50 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 6 : Évolution du rendement de la fiscalité sur l'énergie entre 2018 et 2024 par type de prélèvement (en Md¤) Source : CPO, d?après les données du SDES et la documentation budgétaire. Après un premier recul en 2020 consécutif à la crise sanitaire mais lié surtout à la baisse des déplacements et par voie de conséquence de la consommation de carburants, le rendement total de la fiscalité de l?énergie a de nouveau baissé en 2022 et en 2023 en raison d?un net recul du rendement de la fraction d?accise sur l?électricité, dans le contexte de la mise en place du bouclier tarifaire. Celui-ci a été partiellement levé en 2024, puis complètement en février 2025. Sur la même période, le rendement total de la fiscalité sur les produits pétroliers (accise, TVA, octroi de mer, TIRUERT et contribution au CPSSP) s?est stabilisé en valeur autour de 40 Md¤ (avec des évolutions du rendement de la TVA, liées à la volatilité des prix), tandis que celui de la fiscalité sur le gaz naturel (accise, TVA et CTA) s?est stabilisé autour de 4 Md¤ sur la période 2021- 2023, avant une hausse en 2024 à 5,6 Md¤. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 51 Graphique n° 7 : Évolution du rendement de la fiscalité sur les produits pétroliers raffinés, sur l?électricité et sur le gaz naturel entre 2018 et 2024 (en Md¤) a ? Produits pétroliers raffinés b ? Électricité c ? Gaz naturel Source : CPO, d?après les données du SDES et de la documentation budgétaire Les énergies fossiles ont représenté une part très majoritaire du rendement de la fiscalité sur l?énergie entre 2018 et 2024, de l?ordre de 71 % (en 2020, la crise sanitaire ayant conduit à un recul de la consommation de produits pétroliers raffinés) à 87 % (en 2023, le bouclier tarifaire ayant fortement réduit le rendement de l?accise sur l?électricité). 52 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 8 : Évolution du rendement de la fiscalité sur l'énergie entre 2018 et 2024 par grands types de produit énergétique (en Md¤) Source : CPO, d?après les données du SDES et de la documentation budgétaire Le produit de l?accise sur les énergies est partagé. Ainsi, en 2025, sur 43,2 Md¤ de recettes fiscales brutes d?accise, le tiers (14,4 Md¤) faisait l?objet d?un transfert aux collectivités territoriales et environ 4 % (1,8 Md¤) était reversé à des opérateurs de transports ou, pour financer la péréquation tarifaire au bénéfice des zones non interconnectées (ZNI) et de l?électrification rurale. 2.1.3. Une fiscalité représentant une part importante du prix de l?énergie, en particulier pour les carburants La fiscalité sur les produits énergétiques (accise sur l?énergie, TVA et CTA) représente une part importante du prix de l?énergie, qui est cependant très variable selon le type d?énergie consommée. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 53 Graphique n° 9 : Ventilation du prix des carburants au détail en France continentale (en ¤/L) Source : CPO (données : UFIP) Pour les carburants, la fiscalité représentait au 15 mai 2026 environ 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole, en légère diminution par rapport à la proportion constatée avant le début de la guerre au Moyen- Orient (56 % et 52 %). Cette part a tendance à baisser lorsque le prix des carburants hors taxes augmente. Si la TVA est prélevée sur le prix des carburants accise comprise, l?accise a pour assiette les quantités mises à la consommation indépendamment de leur prix. Elle joue ainsi un rôle d?amortisseur automatique des fluctuations des prix hors taxes. Par ailleurs, environ la moitié des coûts de distribution (soit 13 ct par litre) serait imputable aux certificats d?économie d?énergie, dispositif réglementaire et non fiscal qui vise à diminuer la consommation d?énergie. 54 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Encadré 7 : Les certificats d?économie d?énergie Le dispositif des certificats d?économies d?énergie (CEE), créé en 2005, repose sur une obligation triennale de réalisation d?économies d?énergie imposée par les pouvoirs publics aux fournisseurs d?énergie (les "obligés"). Ces certificats sont attribués par les services du ministère chargé de l?énergie, aux acteurs éligibles (obligés mais aussi d?autres personnes morales non obligées) réalisant des opérations d?économies d?énergie. Les obligés ont également la possibilité d?acheter des CEE à d?autres acteurs ayant mené des actions d?économies d?énergie, en particulier les éligibles non obligés. Ils peuvent aussi obtenir des certificats en contribuant financièrement à des programmes d?accompagnement. En fin de période, les obligés doivent justifier de l?accomplissement de leurs obligations par la détention d?un montant de certificats équivalent à ces obligations. À défaut, ils sont tenus de verser une pénalité libératoire. Chaque année, ce dispositif finance selon le gouvernement plus d?un million d?opérations d?économies d?énergie dans les secteurs du bâtiment, des transports, de l?industrie, et de l?agriculture tout en contribuant directement à la souveraineté énergétique de la France, grâce aux réductions de consommation qu?il permet. Le décret relatif à la sixième période des certificats d?économies d?énergie du 30 octobre 2025, publié le 4 novembre 2025 et entré en vigueur le 1er janvier 2026, fixe les obligations annuelles d?économies d?énergie que doivent réaliser les fournisseurs d?électricité, de gaz, de chaleur et de froid, ainsi que les metteurs à la consommation de carburants et de fioul domestique pour les années 2026 à 2030. Il affiche ainsi la volonté de l?Etat de maintenir l?ambition écologique, toute en luttant contre les fraudes et les effets d?aubaine. L?objectif global d?économies d?énergie fixé pour la période 2026-2030 s?élève à 1 050 térawattheures cumulées par an, en hausse de 27 % par rapport à la période actuelle. Par ailleurs, dès 2026, les distributeurs de fioul et de carburants vendant plus de 500 m³ par an deviennent "obligés" du dispositif (contre 7 000 m³ auparavant). Enfin, les nouveaux coefficients de conversion favorisent l'électrification et la chaleur renouvelable. Financer une chaudière à gaz via les CEE deviendra impossible pour certains modèles, au profit des pompes à chaleur (PAC) et des raccordements aux réseaux urbains. Pour l?électricité et le gaz naturel, la fiscalité représentait un peu moins de 30 % du prix de vente aux consommateurs en 2025. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 55 Graphique n° 10 : décomposition du prix des énergies consommées par les ménages en 2025 (en ¤/MWh) Note: tarif réglementé résidentiel pour l?électricité, prix repère du gaz naturel Source : DGEC Constat n° 2 : Mi-mai 2026, la fiscalité représentait 50 % du prix de l?essence et 45 % du prix du gazole. En 2025, elle s?établissait en moyenne légèrement en dessous de 30 % pour le tarif réglementé de l?électricité pour les clients résidentiels et le prix repère de commercialisation du gaz naturel. 56 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 2.2. Une volonté contrariée de mise en cohérence de l?accise avec les enjeux environnementaux 2.2.1. Un encadrement européen de la structure des tarifs de l?accise en cours de révision L?ensemble des droits d?accise ? soit tous les impôts indirects sur la vente ou l?usage de certains produits (produits énergétiques et électricité mais aussi alcool et tabacs) ? font l?objet d?un encadrement européen. Ce cadre vise à garantir le bon fonctionnement du marché intérieur européen, notamment en harmonisant les législations fiscales nationales. La directive relative au régime général d?accise27 encadre notamment la possibilité de prélever des taxes indirectes supplémentaires à l?accise. Elle prévoit que ces taxes doivent, d?une part, être prélevées à des « fins spécifiques » et, d?autre part, respecter les règles de taxation propres à chaque accise. L?accise sur les énergies fait par ailleurs l?objet d?un encadrement spécifique prévu par la directive relative à la taxation de l?énergie, dite « DTE » (directive sur la taxation de l'énergie) de 200328. Cette directive recense notamment les produits énergétiques qui entrent dans son champ, fixe les niveaux minima de taxation applicables à ces produits et, sous certaines conditions, les exonérations ou les taux de taxation différenciée qui s?appliquent. Cette directive ne concerne ni les produits énergétiques ne faisant pas l?objet de droits d?accise, notamment le bois de chauffage, le charbon de bois et la chaleur commercialisée (qui sont uniquement assujettis à la TVA), ni certains usages exonérés d?accise, notamment l?électricité qui est utilisée pour produire de l?énergie ou les produits énergétiques utilisés dans le cadre de certains procédés minéralogiques ou chimiques. Elle prévoit en outre l?exonération obligatoire des produits énergétiques utilisés pour la 27 Directive (UE) 2020/262 du Conseil du 19 décembre 2019 établissant le régime général d?accise. 28 Directive 2003/96/CE du Conseil du 27 octobre 2003 restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l'électricité. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 57 navigation aérienne (hors aviation de tourisme privée) et pour la navigation maritime dans des eaux communautaires. Cette directive laisse également des marges de manoeuvre aux États membres pour prévoir, à la condition qu?ils respectent des minima fixés par la directive, des taux différenciés pour certains produits (électricité d?origine solaire ou hydraulique, gaz naturel liquéfié, biocarburants, etc.), entre consommation professionnelle et consommation non professionnelle, pour les grands consommateurs d?énergie ou pour certaines utilisations (transports publics, taxis, certains services publics, etc.), ou pour des « raisons de politique spécifique », sur autorisation préalable du Conseil. La DTE, qui encadre l?accise sur les énergies, manque de cohérence au regard des objectifs de l?Union Européenne en matière de climat et d?énergie. La Commission européenne, dans sa proposition de directive du Conseil restructurant le cadre de l?Union de taxation des produits énergétiques et de l?électricité, a recensé les principales raisons expliquant ce manque de cohérence. La DTE actuelle taxe les nouveaux carburants et combustibles à moindre intensité de carbone comme leurs équivalents fossiles s?ils sont apparus après l?adoption en 2003 de la dernière DTE. Les biocarburants sont notamment désavantagés par la taxation fondée sur le volume. En effet, un litre de biocarburant présente généralement une teneur énergétique inférieure à celle d?un litre de combustible fossile. En outre, la DTE ne fait pas de distinction entre les sources d?électricité en fonction de leur intensité carbone. En 2018, selon la Cour des comptes européenne, la moyenne des taxes variait en fonction du produit énergétique entre 1,7 euro par MWh et 107,8 euros par MWh. Ces variations ne reflètent pas les différences en matière d'efficacité carbone, l?électricité étant en moyenne cinq fois plus taxée que le gaz naturel et dix fois plus que le charbon29. De plus, toujours selon la Cour, les exonérations fiscales obligatoires dont bénéficient les secteurs des transport aérien et maritime, si elles assurent l?égalité de traitement des compagnies européennes avec les autres, ne reflètent pas l?efficacité carbone de ces modes de transport. 29 Cour des comptes européenne (2022), Taxation de l?énergie, tarification du carbone et subventions de l?énergie, document d?analyse n° 2022/01 58 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES La DTE n?a pas harmonisé la fiscalité au niveau européen. Ainsi, en 2021, avant les mesures mises en place par beaucoup d?États pour faire face à l?augmentation des prix de l?énergie en 2022-2023, la part de la fiscalité de l?énergie dans le PIB des États membres de l?Espace économique européen variait entre 0,7 % (Irlande) et 3,1 % du PIB (Grèce). Avec 1,8 % du PIB, la France était proche de la moyenne de l?Union européenne (1,7 % du PIB). Le projet de révision de la DTE, en cours de négociation, a pour but de répondre en partie à ces constats. La proposition de la Commission comprenait l'introduction de nouveaux taux de taxation basés sur le contenu énergétique, ainsi que sur les performances climatiques et environnementales, le passage d'une taxation fondée sur le volume à une taxation basée sur le contenu énergétique (euro/GJ), le classement et la fixation d'une taxation minimale pour les différents produits énergétiques en fonction de leurs performances environnementales, l?augmentation des taux minimaux de taxation pour les carburants et les combustibles et la réduction de la taxe minimale pour l'électricité à des fins de consommation non professionnelle. En outre, elle proposait la suppression du traitement de faveur accordé à certains secteurs ou carburants et l'extension du champ d'application de la DTE : élimination de la différence entre le diésel et l'essence ; suppression de l'exonération fiscale accordée au transport international aérien de passagers et au transport international maritime ; abrogation de la possibilité de taxer sous les minima les entreprises à forte intensité énergétique ; extension du champ d'application de la directive au bois de chauffage, au charbon de bois et aux carburants alternatifs tels que l'hydrogène ; spécification de différents taux minimaux de taxation de l'énergie pour les diverses catégories de biocarburants ; suppression de la distinction entre consommation professionnelle et consommation non professionnelle. Les États membres avaient toutefois la possibilité de continuer à appliquer des exonérations et des réductions pour des raisons d'ordre social ou de protection de l'environnement. L?adoption à court terme de cette révision reste toutefois très incertaine dans la mesure où les décisions concernant la fiscalité doivent être prises à l?unanimité des États membres. Une proposition de compromis, aux ambitions sensiblement réduites par rapport aux propositions de la Commission, a fait l?objet d?une discussion au Conseil de l?UE à l?occasion de la présidence danoise, le 10 novembre 2025. Elle prévoit notamment le maintien des exonérations sur le transport maritime et aérien international (en maintenant la possibilité déjà existante de limiter QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 59 leur champ à l?intérieur de l?Union européenne), l?autorisation de tarifs différenciés pour toutes les activités économiques et la possibilité de prévoir des tarifs réduits et des exonérations partielles ou totales pour les électro-intensifs et les énergo-intensifs, ainsi que pour certains secteurs pour lesquels des accords sont conclus avec le Gouvernement dans l?objectif d?encourager l?efficience énergétique. Ces discussions n?ont toutefois pas abouti et n?ont pas repris depuis. Face à la hausse du prix du pétrole constatée depuis février 2026 dans un contexte de tensions au Moyen-Orient, la Commission européenne a annoncé pour mai 2026 une nouvelle proposition de texte visant à réduire le prix de l?électricité notamment par une baisse de la fiscalité. 2.2.2. Un alourdissement des tarifs de l?accise sur les énergies fossiles interrompu entre 2019 et 2023 En France, la « composante carbone » de l?accise sur les énergies a été introduite dans la loi de finances pour 2014. La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) de 2015 a ensuite fixé une cible à long terme avec un taux défini à 100 ¤/tCO2 en 2030. Cette composante carbone n?est pas une taxe à proprement parler, mais une modalité de calcul de trois des quatre composantes de l?accise sur les énergies dues en France continentale : produits énergétiques, gaz naturel, charbon. L?accise sur l?électricité n?est pas concernée par la composante carbone. Suite au mouvement de contestation sociale intervenu à l?automne 2018 (Gilets jaunes), la composante carbone a été gelée à son niveau de 2018, soit 44,6 ¤ par tonne. Après une stabilisation globale des tarifs pour les énergies fossiles entre 2019 et 2023, les lois de finances pour 2024, 2025 et 2026 ont néanmoins procédé à plusieurs modifications des tarifs normaux de l?accise. L?accise sur le gaz naturel a augmenté de 8 ¤/MWh en 2024. Pour les carburants, les tarifs normaux du gazole et de l?essence ont été relevés pour intégrer dans le tarif légal les majorations régionales préexistantes. Le nouveau tarif conduit néanmoins à un léger rapprochement de l?accise sur le gazole et de celle sur l?essence. 60 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 4 : Tarifs normaux d?accise sur les carburants Source : Conseil des prélèvements obligatoires, d?après l?article L. 312-35 du CIBS. Pour les autres catégories fiscales (combustibles et électricité), différentes modifications ont également été apportées en 2025 et 2026. L?accise sur le gaz et l?électricité a été allégée en 2025 pour compenser le relèvement du taux de TVA applicable aux abonnements de gaz et d?électricité. Afin de favoriser l?électrification des usages, l?article 71 de la LFI 2026 prévoit, à compter du 1er août 2026, un passage du tarif normal d?accise sur les énergies combustibles hors GPL de 10,54 à 10,73 ¤/MWh, tandis que le tarif normal sur l?électricité pour les ménages passera à la même date de 25,09 à 24,69 ¤/MWh, puis rebaissera à nouveau à 24,38 ¤/MWh au 1er février 2027. Si les nouveaux tarifs d?accise réduisent ainsi légèrement les divergences entre les catégories fiscales, des débats persistent néanmoins tant sur la cohérence du maintien d?un écart de taxation entre l?électricité et les combustibles fossiles (fioul, gaz naturel) au détriment de la première que sur la cohérence environnementale du maintien d?un différentiel entre le gazole et l?essence. 2.2.3. Une multiplicité d?exonérations, de tarifs réduits ou spécifiques La France a fait un usage large des possibilités d?exonération ouvertes par la directive relative à la taxation de l?énergie. Pour l?année 2024, 38 régimes d?exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits ont été recensés, dont 36 dépenses fiscales et deux anciennes dépenses fiscales relatives aux exonérations bénéficiant au Tarif normal jusqu'au 31/07/25 (en ¤/MWh) Gaz naturels 5,23 5,23 5,23 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 61 transport aérien et maritime international30. Si certains de ces régimes de faveur découlent directement de l?application de la directive sur la taxation de l?énergie, une majorité d?entre eux reflète des choix nationaux, dans le but de soutenir un territoire (Corse et outre-mer), un secteur d?activités (industrie, transports publics, transport routier de marchandises, taxis, etc.), une activité (R&D pour les moteurs d?avions et de bateaux, valorisation de la biomasse, stockage de données, etc.) ou un produit énergétique (gazole non routier, biocarburants, biogaz, etc.). Graphique n° 11 : Panorama des exonérations, tarifs réduits et tarifs particuliers Source : CPO Le montant cumulé de ces différents régimes particuliers d?accise s?élevait à 15 Md¤ en 2024. Leur coût pour les finances publiques a évolué entre 4 Md¤ et 7 Md¤ entre 2004 et 2014, avant d?augmenter rapidement entre 2014 et 2017 pour atteindre 10 Md¤, une évolution qui s?explique en 30 L?exonération prévue pour la navigation aérienne internationale résulte de l?application de l?article 24 de la convention de Chicago. Celle prévue pour la navigation maritime internationale repose sur des fondements plus informels. 62 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES grande partie par l?évolution de la composante carbone. À compter de 2017, la documentation budgétaire permet de relever une baisse à 8 Md¤ en 2018, puis une stagnation entre 8 et 9 Md¤ jusqu?en 2024. La baisse constatée résulte de la crise sanitaire, de certaines mesures de taux (bouclier tarifaire sur l?électricité) et, surtout, du déclassement des deux exonérations sur le transport aérien et maritime. La réintégration dans le calcul de ces deux exonérations permet d?observer une hausse continue jusqu?en 2019 jusqu?à dépasser 12 Md¤, puis une baisse forte en 2020, avant une reprise entre 2021 et 2024 pour atteindre 15 Md¤. La forte augmentation observée en 2023 et 2024 tient en grande partie à la révision du tarif normal de l?accise sur les carburéacteurs qui sert de référence au calcul du montant de la dépense fiscale déclassée sur le transport aérien international. Graphique n° 12 : évolution du coût total des régimes particuliers d?accise sur l?énergie sur la période 2004 ? 2024 (M¤) Source : CPO Le coût de ces régimes particuliers est concentré sur dix régimes qui représentaient 93 % du montant total en 2024. Les quatre principales dépenses fiscales concernent le transport aérien international, le gazole non QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 63 routier agricole, les tarifs spécifiques à l?outre-mer (non étudiés dans le cadre de ce rapport) et le transport routier de marchandises. Graphique n° 13 : Les dix exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits d?accise sur l?énergie les plus coûteux en 2024 Source : CPO. En raison du déclassement de ces dépenses fiscales depuis 2017, les coûts des exonérations des transports aérien et maritime internationaux sont repris respectivement de la note d?exécution budgétaire du budget annexe « Contrôle et exploitation aériens » et du dernier chiffrage disponible (PLF 2019). 64 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 14 : Ventilation sectorielle du coût des exonérations, tarifs particuliers et tarifs réduits d?accise sur l?énergie en 2024 (réalisé) et en 2026 (prévisionnel) Source : CPO. En raison du déclassement de ces dépenses fiscales depuis 2017, les coûts des exonérations des transports aérien et maritime internationaux sont repris respectivement de la note d?exécution budgétaire du budget annexe « Contrôle et exploitation aériens » et du dernier chiffrage disponible (PLF 2019). Cette multiplication des taux réduits, qui n?est pas propre à la France, limite les incitations tarifaires à la décarbonation et va à l?encontre de l?objectif de neutralité carbone en 2050. Constat n° 3 : Le rendement de l?accise sur l?énergie est limité par de nombreux tarifs spécifiques qui visent à atténuer ses effets sur la compétitivité de certains secteurs économiques. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 65 2.3. Des expériences peu concluantes d?utilisation de l?outil fiscal pour contrer la volatilité du prix de l?énergie Les périodes de forte augmentation des prix de l?énergie s?accompagnent en général de mouvements de remise en cause des niveaux élevés de taxation des produits énergétiques, qu?il s?agisse la TVA ou de l?accise. Face au choc énergétique de 2022-2023, 10 États membres de l?Union européenne avaient adopté des baisses de TVA sur l?électricité et 12 des baisses de TVA sur le gaz. Seule la Pologne avait abaissé la TVA sur les carburants pendant dix mois, en contravention avec le droit communautaire qui n?autorise pas de taux réduit pour ces produits. Compte tenu de l?augmentation du prix du pétrole observée en mars 2026, l?Espagne et la Pologne ont annoncé la réduction de leurs taux de TVA sur les carburants à respectivement 10 et 8 %, une évolution contraire aux dispositions de la directive dite « TVA »31. En 2023, dans son rapport sur la TVA32, le CPO avait approuvé la décision du Gouvernement français de privilégier d?autres outils que la baisse de TVA sur le gaz et l?électricité pour la protection des personnes les plus exposées. Il avait notamment montré que le chèque énergie était plus efficace et plus efficient pour protéger temporairement les ménages modestes face à la hausse des prix de l?énergie. De façon plus générale, il soulignait la faible pertinence de l?utilisation de la TVA comme instrument de politique conjoncturelle en raison de multiplicateurs plus faibles que la baisse d?autres impôts et de la difficulté politique à revenir sur cette mesure après la crise33. Il rappelait en outre qu?une baisse de TVA ne se traduisait souvent que partiellement dans les prix. L?effet de rigidité des prix à la 31 Directive 2006/112/CE du Conseil du 28 novembre 2006 relative au système commun de taxe sur la valeur ajoutée, révisée. 32 CPO, La TVA, un impôt à recentrer sur son objectif de rendement pour les finances publiques, décembre 2023. 33 Cette réversibilité dépend des conditions politiques propres à chaque pays. L?Allemagne a ainsi réussi à revenir rapidement sur la baisse temporaire de TVA mise en place pendant l?épidémie de covid-19 (juillet-décembre 2020). 66 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES baisse existe, mais est plus faible pour des produits très concurrentiels comme les carburants34. Plusieurs États européens (Allemagne, Italie, Portugal, Suède) ont de leur côté annoncé des baisses des tarifs d?accise sur les carburants en réponse à la hausse du prix du pétrole de mars 2026. La France a connu par le passé deux expériences peu concluantes d?utilisation de l?accise pour porter des mesures de soutien du pouvoir d?achat en période d?augmentation du prix de l?énergie. Entre le 1er octobre 2000 et le 21 juillet 2002, le Gouvernement a mis en place la « taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) flottante » : cette taxe devait diminuer en période de hausse du prix du pétrole brut à due proportion du surplus de TVA et augmenter en période de baisse, afin de lisser le prix payé par les consommateurs. Comme le relevait le Conseil des impôts en 200535, l?effet sur les prix est resté limité (au plus, 2,19 ct par litre) et lorsque les prix de marché ont diminué, à la veille d?élections municipales, le Parlement n?a pas voté la hausse qui aurait dû avoir lieu, générant ainsi un déficit de recettes publiques : le coût de la TIPP flottante a ainsi représenté 2,7 Md¤ sur 22 mois alors que le surplus de TVA représentait 1,3 Md¤. Pendant l?épisode inflationniste qui a suivi l?invasion de l?Ukraine en 2022-2023, le bouclier tarifaire gaz naturel et la remise carburants ont été conçus sous la forme de dispositifs budgétaires, tandis que le bouclier tarifaire électricité était un instrument en partie fiscal, s?appuyant sur une baisse importante de l?accise sur l?électricité. Le coût total du volet fiscal du bouclier électricité a représenté 19,4 Md¤ entre 2022 et 202436. Alors que les dispositifs budgétaires ont été interrompus dès décembre 2022 pour 34 Face à la hausse des prix à la production, les coûts de distribution ont dans un premier temps diminué, passant pour le gazole de 0,28 à 0,257 ¤/L entre le 27 février et le 27 mars 2026. Entre le 27 mars et le 15 mai 2026, ils ont au contraire remonté à 0,299 ¤/L, alors que le prix à la production baissait. 35 Conseil des impôts, Fiscalité et environnement, 2005 36 Auxquels s?ajoutaient 30,3 Md¤ pour le volet budgétaire. Cour des comptes, Les effets de l?inflation sur les finances publiques (2022-2023), novembre 2025 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 67 la remise carburants et, pour l?essentiel fin 2023, pour le bouclier gaz37, il a fallu attendre février 2025 pour que la fiscalité de l?électricité retrouve son niveau d?avant l?épisode inflationniste pour les ménages. Cette difficulté n?est pas propre à la France : la baisse de l?accise sur les carburants décidée par le Royaume-Uni en 2022 était encore en vigueur début 2026. Sur le plan de l?efficacité, des études économétriques ont mis en évidence les effets limités des mesures de soutien du pouvoir d?achat du Gouvernement français sur la croissance en raison notamment du maintien d?un taux d?épargne des ménages élevé en 2022-202338. Par ailleurs, la Cour des comptes a pu relever le caractère très peu ciblé de ces mesures et le poids important du soutien des ménages par rapport à celui des entreprises. Constat n° 4 : Les mesures fiscales ne sont pas des outils pertinents de compensation des fluctuations des prix de l?énergie : elles ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer. 3. Une fiscalité complétée par les marchés carbone et le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières Pour parvenir à l?objectif de neutralité carbone en 2050 que s?est fixée la France, les signaux-prix constituent un levier essentiel pour inciter à réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES). Afin d?appréhender ce signal-prix, l?OCDE a développé la notion de tarification effective du carbone, qui permet d?apprécier le niveau de tarification de chaque secteur. Le modèle « Elfe » du commissariat général au développement durable 37 Le bouclier gaz a été maintenu en 2024 pour les contrats collectifs signés à un prix élevé avant le 30 juin 2023. La dépense correspondante s?est toutefois limitée à 0,5 Md¤. 38 Les études disponibles (Malliet et Saumtally, OFCE, 2023 ; Lemoine, Petronevitch et Zutova, Banque de France, 2024) chiffrent l?impact du bouclier tarifaire sur le PIB réel entre 0,1 et 0,2 point de PIB réel en 2022 et entre 0,2 et 0,5 point en 2023. 68 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (CGDD) permet d?analyser la tarification effective du carbone en France et prend en compte depuis 2023 l?intégralité des émissions de GES. Selon ce modèle, la tarification effective moyenne du carbone en 2023 est estimée à 91 ¤/tCO2éq, avec de très fortes disparités entre les émissions de GES d?origine énergétique (taxées à 124 ¤/tCO2éq) et les autres émissions (taxées à 20 ¤/tCO2éq, soit environ six fois moins)39. La majeure partie de la tarification carbone repose aujourd?hui sur la fiscalité, en particulier sur l?accise sur les énergies (qui couvre 52 % des émissions), alors que son assiette ne porte que sur les émissions d?origine énergétique. Les quotas d?émissions européens ne concernent à l?inverse que 20 % des émissions, alors qu?ils permettent de couvrir toutes les émissions, y compris celles d?origine non énergétique (CO2, protoxyde d?azote, méthane, gaz fluorés, etc.). Graphique n° 15 : Les outils de tarification d?émissions de GES en 2023 39 Ministères chargés des territoires, de l?écologie et du logement, Une tarification des émissions de gaz à effet de serre inégale selon les secteurs, décembre 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 69 Cette structure centrée sur l?accise a pour conséquence que la tarification carbone effective des émissions d?origine énergétique varie de manière importante selon les secteurs d?activités, du fait des exonérations et des tarifs réduits applicables. Par exemple, pour les gazoles, le gazole non routier (GNR) agricole a une taxation effective d?environ 15 ¤/tCO2éq, contre 170 pour le gazole utilisé pour le transport routier de marchandises et 230 pour le reste du transport routier. À l?inverse, l?organisation d?un marché carbone permet l?émergence d?une tarification unique. Le système d?échange de quotas d?émission de l?Union européenne (SEQE-UE 1, Emissions Trading System 1 ou ETS 1 en anglais) s?est progressivement développé et un nouveau marché carbone (SEQE 2 ou ETS 2) est prévu à compter de 2028 pour assurer la tarification carbone d?autres secteurs. 70 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 16 : Tarification effective du carbone en France en 2025, ordonnée par niveau croissant de tarification 3.1. Les leçons du premier marché carbone européen (SEQE ou ETS 1) Le protocole de Kyoto, signé le 11 décembre 1997 et entré en vigueur en 2005, prévoyait, entre autres, la création et le déploiement de marchés carbone. Dès 2005, l?Union européenne a été pionnière en mettant en place son système d?échange de quotas d?émissions. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 71 Encadré 8 : Marché carbone ou taxe carbone ? Du point de vue économique, une taxe carbone fixe le prix et laisse les quantités d?émissions s?ajuster, tandis qu?un marché d?échange fixe la quantité (le plafond) et laisse le prix s?ajuster. En théorie, à information parfaite et avec les bons correctifs, les deux instruments peuvent être conçus pour offrir des incitations équivalentes. En pratique, leurs propriétés diffèrent. Un marché carbone procure une certitude environnementale à court terme mais un prix volatil, que l?on peut lisser via une réserve, des planchers/plafonds de prix ou des dispositifs d?invalidation. Une taxe donne une certitude sur le coût marginal et est plus simple sur un plan administratif, mais l?atteinte d?une cible environnementale nécessite un ajustement régulier du taux au vu des émissions observées. Le marché carbone de l?Union européenne s?applique aux installations situées sur le territoire de l?Espace économique européen (27 États membres de l?UE, Norvège, Islande et Liechtenstein). Depuis 2021, à la suite du Brexit, les installations au Royaume-Uni n?en font plus partie, à l?exception des centrales électriques en Irlande du Nord, mais un accord de couplage des marchés carbone britannique et européen est en cours de négociation. Le marché carbone suisse est lié au marché carbone européen depuis janvier 2020. Ce lien permet aux installations couvertes d'utiliser des quotas des deux marchés pour remplir leurs obligations. Les secteurs actuellement concernés sont notamment la production d?électricité et de chaleur, l?industrie lourde (raffineries, production d?acier, de ciment, de produit chimique, d?aluminium, de verre, de céramique, de papier-carton, etc.) et le transport aérien intra-européen. Depuis 2024, le marché carbone s?applique aussi à une partie du secteur maritime. Hors aviation civile et secteur maritime, environ 10 000 installations sont incluses dans le marché carbone à l?échelle de l?Union européenne et 1 059 en France. En 2022, les émissions couvertes s?élevaient à 1 284 MtCO2 à l?échelle de l?UE (soit environ 40% des émissions de CO2), dont 84 MtCO2 en France (soit environ 20% des émissions territoriales de la France). Dans le secteur de l?aviation, le marché carbone couvre environ 350 compagnies d?aviation à l?échelle européenne, soit 48,7 MtCO2 d?émissions issues de l?aviation en 2022 dans l?UE, dont 3,2 MtCO2 émises par les compagnies attribuées à la France. Le but du marché carbone est de restreindre le volume des gaz à effet de serre qui peuvent être émis. Les quotas d'émission sont plafonnés à un niveau fixé par l'UE et les entreprises peuvent, soit recevoir à titre 72 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES gratuit, soit acheter des quotas individuels. Le plafond est abaissé au fil du temps, de manière à réduire progressivement la quantité d'émissions et augmenter le prix du carbone. Afin de pouvoir éviter une volatilité trop importante des prix, une réserve de stabilité du marché (MSR) a été mise en oeuvre à partir de 2017, permettant ainsi de faire varier la quantité de quota disponible sur le marché et donc d?intervenir sur le prix de ces quotas. Encadré 9 : Fonctionnement de la réserve de stabilité (SEQE/ETS 1) La Market Stability Reserve (MSR) est un moyen de régulation du SEQE 1. Il ajuste mécaniquement l?offre de quotas mis aux enchères afin d?éviter les excès durables d?offre ou les pénuries et doit donc permettre de stabiliser le signal-prix du carbone. Chaque année, la Commission calcule le TNAC (Total Number of Allowances in Circulation). Lorsque le TNAC dépasse un certain seuil, le MSR retire des quotas des enchères pendant douze mois. Si le TNAC se situe entre 833 et 1 096 millions de quotas, la quantité retirée correspond exactement à l?écart au-dessus de 833 millions ; s?il dépasse 1 096 millions, le retrait s?élève à 24 % du TNAC. À l?inverse, si le TNAC tombe sous 400 millions, le MSR relâche 100 millions de quotas supplémentaires aux enchères. Dans tous les cas, l?ajustement passe uniquement par les volumes enchéris : les allocations gratuites aux installations ne sont pas modifiées, et la répartition des retraits/relâchements se fait au pro rata entre États membres. Pour éviter que le MSR ne devienne un « stock-tampon » permanent, une invalidation automatique est prévue : chaque 1?? janvier, les quotas accumulés dans la réserve au- delà de 400 millions sont annulés définitivement. Afin de renforcer la capacité d?action de la MSR, la Commission a proposé en mars 2026 de supprimer ce mécanisme d?invalidation. Pendant une longue période (2013-2017), le prix du quota était faible, autour de 5 ¤, à cause d?un déséquilibre structurel du marché entre l?offre et la demande. La mise en application de la réserve de stabilité du marché en 2017 a permis une multiplication par quatre du prix du quota en un an, entre septembre 2017 et septembre 2018. Le prix a ensuite fluctué entre 25 et 30 ¤, avec une baisse importante mais temporaire pendant la crise de la Covid au printemps 2020. En fin d?année 2020, le prix a à nouveau connu une tendance haussière marquée, portée par l?anticipation de sa réforme dans le cadre du Pacte Vert, avec encore une multiplication du prix par près de quatre en un peu plus d?un an, entre novembre 2020 et février 2022 où il a atteint près de 100 ¤. Après une baisse importante suivie d?un rebond après l?invasion russe de l?Ukraine, le prix a ensuite fluctué autour de 80-90 ¤ de février 2022 à octobre 2023. D?octobre 2023 à fin janvier 2024, le prix a baissé continuellement jusqu?à 48 ¤. Après être remonté à 85 ¤ en janvier 2025, il varie depuis entre 60 et 80 ¤. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 73 3.2. Les finalités du second marché carbone européen (SEQE ou ETS 2) Un système distinct d'échange de quotas d'émission (SEQE ou ETS 2) doit à terme porter sur les consommations de carburants et combustibles utilisés dans les secteurs du transport routier, pour le chauffage des bâtiments résidentiels et tertiaires, la petite industrie non couverte par le premier marché carbone et le gazole non routier utilisé par le secteur de la construction. Ces secteurs représentent 53% des émissions de CO2 françaises. La mise en oeuvre du second marché carbone européen initialement prévue en 2027 a toutefois été reportée à 2028. La France n?a pas engagé la transposition du second marché carbone en droit interne, ce qui aurait dû intervenir au 30 juin 2024. Une procédure d?infraction a été ouverte par la Commission européenne. Le second marché carbone applique une logique amont : ce sont les fournisseurs de carburants qui doivent surveiller, déclarer puis acheter et restituer des quotas correspondant aux émissions induites par les volumes livrés. Aucune allocation gratuite n?est prévue : tout passe par l?enchère, et le système est assorti d?un dispositif MSR propre et censé éviter l?emballement des prix. Toutefois, la quantité de carbone allouée à cette réserve pourrait être insuffisante pour limiter le prix au niveau prévu par la directive, soit 45¤2020 par tonne de CO2, ce qui a conduit la Commission européenne à formuler une proposition de révision de son mode de fonctionnement en novembre 202540. Une étude de Rexecode41 retient un surcoût annuel pour un ménage moyen de l?ordre de 155 ¤, se décomposant entre 105 ¤ pour ses charges de transport et 50 ¤ pour son logement, sous l?hypothèse d?un prix de 50 ¤ par tonne de de CO2, mais ces surcoûts ne tiennent pas compte d?éventuelles réactions en termes de consommation et d?investissements (cf. chapitre II). Un Fonds social pour le climat (FSC) a été créé pour amortir l?impact social de ce signal-prix en finançant des mesures nationales ciblant les ménages et micro-entreprises vulnérables. 40 Proposition de décision du parlement européen et du Conseil modifiant la décision (UE) 2015/1814 en ce qui concerne la réserve de stabilité du marché pour les secteurs du bâtiment, du transport routier et d?autres secteur. COM(2025)738 41 R. Trotignon, A. Benoist (2025), ETS 2 : un mécanisme d?harmonisation des prix du carbone aux contours flous, Rexecode, repères n° 18 74 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Pour y accéder, chaque État membre soumet un plan social pour le climat (PSC). La Commission n?effectue des paiements que si les jalons et cibles fixés dans le plan sont atteints. Les plans devaient être transmis au plus tard le 30 juin 2025 et le Fonds opère de 2026 à 2032. Toutefois, seule la Suède a transmis son plan dans les délais. Le FSC est alimenté par une part des quotas vendus sur le second marché carbone et par 100 millions de quotas prélevés sur le premier. Avec une contribution nationale complémentaire et minimale de 25 % du coût des plans, l?enveloppe publique mobilisée atteint au moins 81,25 Md¤ sur la période 2026-2032. Constat n° 5 : Un marché carbone s?est progressivement mis en place dans l?Union européenne. Un second marché devrait couvrir d?autres secteurs d?activité à partir de 2028. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 75 Chapitre II - Les effets du choc conjoncturel de prix et du choc structurel de décarbonation sur la fiscalité de l?énergie Ce chapitre explore les conséquences sur le niveau et la répartition de la fiscalité de l?énergie, du choc conjoncturel actuel sur les prix du pétrole et du choc structurel à venir de la décarbonation. À court terme, les ménages et les entreprises sont exposés de façon très différenciée à la hausse des prix du pétrole. Son effet sur la croissance globale dépendra principalement des comportements d?épargne des ménages. Les administrations publiques bénéficieront de certaines recettes supplémentaires, qui ne proviendront pas principalement de la fiscalité des carburants mais, en fonction de la transmission de l?inflation aux autres secteurs puis aux salaires, de la TVA et des impôts et cotisations assis sur les rémunérations. La hausse des taux d?intérêt et l?indexation de nombreuses dépenses sur l?inflation viendront consommer ce gain. Dans le cas de l?épisode inflationniste de 2022-2023, selon la Cour des comptes, le bilan des effets de l?inflation sur le déficit public a été fortement négatif après prise en compte des mesures discrétionnaires de soutien du revenu des ménages et des entreprises. Pour 2026, avant même les mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et les dépenses militaires supplémentaires liées à la crise au Moyen-Orient, le rapport d?avancement annuel (RAA) du programme budgétaire et structurel à moyen terme (PSMT) transmis par le Gouvernement à la Commission européenne estime l?impact négatif de la crise énergétique sur les finances publiques à 4,4 Md¤, sous l?hypothèse d?un reflux progressif du prix du baril de pétrole vers 80 $ à la fin 2026. À plus long terme, la poursuite et l?amplification attendues de la décarbonation diminueront fortement les recettes fiscales énergétiques. Les recettes liées aux quotas carbone, d?un montant incertain, ne viendront que transitoirement compenser ces pertes. Elles devraient de plus être en partie recyclées dans des mesures d?accompagnement de la transition pour les ménages et les entreprises les plus exposés. 76 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1. Des effets ambivalents de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques Le prix à la pompe ont atteint 2,16 ¤ pour le gazole et 2,03 ¤ pour le SP95-E10 le 8 mai 2026, soit une augmentation respective de 46 et 32 centimes par rapport à la situation qui prévalait fin février. L?étude de l?épisode de forte augmentation des prix de l?énergie en 2022 et 2023 peut aider à appréhender les conséquences économiques et financières de ce choc, à condition de garder en mémoire la différence importante qui caractérise pour l?instant la crise actuelle par rapport à l?épisode précédent : les effets de l?augmentation du prix du pétrole sur le prix de l?électricité en France restent pour l?instant très limités. Sous cette réserve, l?analyse du choc précédent nous montre qu?une hausse importée des prix de l?énergie augmente le rendement de la TVA mais réduit celui de l?accise en raison d?effets négatifs sur la consommation énergétique. Elle a par ailleurs beaucoup d?autres effets sur les finances publiques, spontanés ou liés à la réaction des autorités monétaires et budgétaires. En 2022 et 2023, l?intensité des politiques de soutien budgétaire et leur durée ont conduit à une dégradation globale significative des finances publiques. 1.1. En cas de hausse du prix du pétrole, une augmentation de la TVA sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la baisse de la consommation L?accise sur les produits raffinés est assise sur les quantités consommées et non sur le prix. Son montant par litre reste donc inchangé en cas d?augmentation du coût hors taxes des carburants. Le rendement total de l?accise dépend cependant de l?évolution de la consommation. À très court terme, en début de crise, la crainte de pénuries ou l?anticipation d?une poursuite de la hausse peuvent conduire à une hausse temporaire de la consommation. Ainsi, la consommation des vingt premiers jours de mars affichait une augmentation de 1% par rapport à la même période en 2025. De ce fait, le ministre des comptes publics annoncé QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 77 des recettes supplémentaires de TVA à hauteur de 120 M¤ et d?accise représentant 150 M¤ pour le mois de mars 2026. Mais, assez rapidement, la consommation de carburants a tendance à se réduire quand les prix augmentent fortement. Une étude publiée par l?Insee en 2023 estime l?élasticité de la consommation de carburants pour le transport à son prix TTC entre -0,2 et -0,4 sur la base d?une analyse des données bancaires entre septembre 2021 et janvier 202342. Dans une étude antérieure de 2019, le Conseil d?analyse économique avait retenu une élasticité de -0,4543. En 2025, la consommation de gazole a représenté 27 millions de tonnes sur laquelle ont pesé 17,3 Md¤ d?accise. Celle d?essence sans plomb s?établit à 11,8 millions de tonnes, soit 9,9 Md¤ d?accise. En prenant pour hypothèse une élasticité de la consommation de carburants au prix TTC de -0,3, la différence de prix TTC observée entre la moyenne 2025 (1,62 ¤/L pour le gazole et 1,69 ¤/L pour l?essence) et les prix observés mi-mai 2026 (respectivement, 2,12 et 2,03 ¤/L), si elle persistait, se traduirait par un repli de la consommation de 6% pour l?essence et de 10 % pour le gazole44. Hors outre-mer, les pertes d?accise s?élèveraient à 1,94 Md¤ en année pleine. À l?inverse, la TVA est fondée sur le prix accise comprise. La TVA acquittée par litre augmente donc si ce prix s?élève. Cet effet prix positif est cependant en partie compensé par le même effet volume négatif que celui constaté pour l?accise. La TVA brute sur les carburants acquittée en 2025 représentait 8,4 Md¤ pour le gazole et 6,4 Md¤ pour l?essence. En prenant les mêmes hypothèses d?évolution de la consommation en fonction des prix que pour l?accise, les gains de TVA brute pour l?ensemble des administrations publiques représentent 2,13 Md¤ en année pleine. 42 Bonnet, Loisel, Wilner, Fize, Comment les automobilistes ajustent leur consommation de carburant aux fluctuations de prix à court terme, Insee analyses n° 83, juillet 2023. 43 Douenne, Les effets de la fiscalité écologique sur le pouvoir d?achat des ménages : simulation de plusieurs scénarios de redistribution, CAE, mars 2019 44 Entre le 1er et le 20 mai 2026, la consommation de carburants a baissé de 14 % par rapport à la même période l?année précédente, selon le Comité professionnel du pétrole (CPDP). 78 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En année pleine, compte tenu de ses effets négatifs sur la consommation de ces produits, l?augmentation des prix du pétrole induit donc globalement une augmentation très modérée de la fiscalité des carburants, de l?ordre de 200 M¤, sous l?hypothèse d?un maintien des prix à la pompe à leur niveau de mi-mai 2026. Par ailleurs, la TVA et l?accise sont réparties entre l?État, les administrations de sécurité sociale et les collectivités territoriales. En 2026, il était prévu que l?État reçoive 51 % de l?accise et 50,6 % de la TVA. Compte tenu de ces proportions, le gain pour l?État lié aux conséquences de la hausse du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 100 M¤ en année pleine avant mesures. Les mesures annoncées par le Gouvernement en faveur de différents secteurs d?activité de la pêche, de l?agriculture, du transport routier et des « gros rouleurs » à la date du 21 mai 202645 auraient un coût, sensiblement supérieur à ce gain, de l?ordre de 710 M¤ jusqu?au mois d?août, d?environ le double en année pleine. 1.2. De multiples autres conséquences de la hausse du prix du pétrole sur les finances publiques Les évolutions de la fiscalité des carburants sont loin d?épuiser les conséquences d?une inflation importée d?origine énergétique sur les finances publiques. Comme la Cour des comptes a pu l?analyser à propos de l?épisode inflationniste de 2022-202346, l?inflation a des effets automatiques sur les finances publiques : 45 Doublement de l'aide aux grands rouleurs pour les salariés modestes qui roulent beaucoup, portée de 50 ¤ à 100 ¤ qui pourront être versés sur le trimestre à venir ; intervenants médico-sociaux à domicile qui auront accès à l?aide aux grands rouleurs et verront leurs indemnités kilométriques revalorisées de 20 centimes le litre de carburant ; leasing réservé à ces professionnels du secteur médico-social pour les aider à acquérir un véhicule électrique pour 50 ou 100 ¤ par mois ; revalorisation des indemnités kilométriques des fonctionnaires utilisant leurs voitures pour le travail ; aides aux agriculteurs, aux pêcheurs, aux transporteurs prolongées pour trois mois, aides au secteur du BTP prolongées pour la même durée et élargies à toutes les entreprises de moins de 50 salariés. 46 Cour des comptes, Les effets de l?inflation sur les finances publiques (2022-2023), 2025 QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 79 - sur le solde primaire (c?est-à-dire le solde hors charge de la dette), en valeur absolue, par l?augmentation des prélèvements obligatoires assis sur des assiettes en valeur et celle des dépenses obligatoires indexées sur les prix ; - sur les ratios de déficit et d?endettement par rapport au PIB : la croissance nominale du PIB vient, toutes choses égales par ailleurs, augmenter leur dénominateur et réduire leur niveau. Au-delà de ses effets automatiques, l?inflation a d?autres effets spontanés qui dépendent des comportements des acteurs économiques et des arrangements institutionnels. L?inflation est ainsi le plus souvent répercutée dans les évolutions salariales ainsi que dans d?autres dépenses publiques, mais selon un rythme et avec une intensité qui peuvent varier. En effet, selon le rythme et l?intensité de cette répercussion, les ménages et les entreprises peuvent ajuster leur consommation, leur épargne, leur investissement ou leur marge, ce qui a un effet retour sur les recettes fiscales. Enfin, l?inflation suscite des réponses de politique économique qui ont-elles-mêmes des conséquences sur les finances publiques. La banque centrale cherche à contenir l?inflation en modifiant ses taux d?intérêt : la hausse des taux, d?une part, alourdit la charge de la dette publique et, d?autre part, conduit à un ralentissement à terme de la croissance de l?activité, ce qui réduit les recettes publiques. Le Gouvernement peut aussi décider de mesures discrétionnaires pour atténuer les effets de l?inflation sur les revenus des ménages ou les marges des entreprises ou au contraire limiter ses dépenses en volume pour maintenir ses objectifs nominaux d?évolution des dépenses. Selon le rapport d?avancement annuel (RAA) du programme budgétaire et structurel à moyen terme (PSMT) transmis par le Gouvernement à la Commission européenne fin avril 2026, dans l?hypothèse d?une redescente progressive du prix du baril de pétrole à 80 $ d?ici la fin 2026, le conflit au Moyen-Orient aurait un coût spontané pour les finances publiques de l?ordre de 4,4 Md¤ en 2026 avant prise en compte des mesures discrétionnaires de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses supplémentaires liées à l?envoi de moyens militaires dans l?Océan indien. L?effet sur les recettes étant quasi-nul, ce coût traduit 80 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES principalement l?effet du choc inflationniste sur les dépenses, en particulier la hausse de la charge des titres de dette indexés sur l?inflation. Constat n° 6 : Lorsque les prix de l?énergie hors taxes augmentent, le rendement de l?accise diminue en raison de la baisse de consommation en réaction à la hausse des prix, tandis que les recettes de TVA progressent. En faisant l?hypothèse d?un maintien du prix à son niveau de mi-mai 2026 et en appliquant les élasticités de la consommation au prix constatées lors du précédent choc de 2022-2023, l?effet de la hausse du prix du pétrole sur la fiscalité des carburants serait de l?ordre de 200 M¤ en année pleine. L?effet global sur les finances publiques serait fortement négatif, à hauteur de 4,4 Md¤ en 2026 selon le Gouvernement, avant prise en compte des mesures de soutien aux ménages et aux entreprises et des dépenses militaires supplémentaires, et sous l?hypothèse d?un retour du prix du pétrole à 80 $/baril à la fin de l?année. 2. Au-delà des fluctuations à court terme des prix, une diminution tendancielle de la fiscalité de l?énergie 2.1. Une accise menacée d?attrition, des recettes des marchés carbone incertaines et transitoires Selon des simulations effectuées par la direction générale du Trésor47, à fiscalité constante, la transition énergétique pourrait entraîner une baisse du rendement de l?accise sur les énergies de 7 à 10 Md¤ courants en 2030 et de 15 à 30 Md¤ en 2050 par rapport à 2019, selon le rythme de la décarbonation. Selon des hypothèses centrales de prix du carbone, les recettes attendues par les autorités françaises du SEQE/ETS 1 en 2030 seraient en hausse d?environ 2 Md¤ par rapport à 2019 et celles du second 47 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone, décembre 2025. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 81 marché carbone seraient de l?ordre de 7 Md¤. L?augmentation des recettes provenant des quotas carbone compenserait donc approximativement la baisse de l?accise à l?horizon 2030. La notion de « double dividende » traduit l?idée que la mise en place d?une tarification du carbone (taxe carbone ou quotas échangeables mis aux enchères) peut permettre simultanément deux améliorations pour la collectivité. Le premier « dividende » est la réduction de dommages de pollution découlant directement de l?effet incitatif du signal-prix sur les comportements. Le second « dividende » serait un gain collectif, disjoint du bénéfice environnemental, permis par une utilisation pertinente des recettes budgétaires générées par la taxe environnementale ou les enchères, sous réserve qu?elle compense la perte de bien-être découlant du prélèvement. Cette utilisation pertinente pourrait être une baisse d?autres impositions jugées plus distorsives48. Cette idée de double dividende paraît toutefois difficilement applicable à une éventuelle substitution des recettes des quotas carbone à celles de l?accise sur l?énergie. Tout d?abord, les recettes des quotas carbone sont fléchées vers des dépenses supplémentaires liées à l?accompagnement de la transition et ne sont donc pas mobilisables pour compenser la baisse de l?accise. Surtout, à l?horizon 2050, les recettes des quotas carbone diminueront également sous l?effet de la décarbonation. À cet effet direct s?ajouteront les conséquences sur les autres recettes publiques de l?impact de la transition énergétique sur la croissance. 2.1.1. Une accise menacée d?attrition à l?horizon 2050 En 2019, année de référence choisie pour neutraliser les effets des crises sanitaire et énergétique, l?accise sur les énergies fossiles (ex-TICPE et ex-TICGN, hors TVA) rapportait 33 Md¤, soit 1,4 % du PIB. Le secteur routier fournissait l?essentiel de ce rendement. Ces ordres de grandeur 48 F. Gonand, P.-A. Jouvet, The second dividend and the demographic structure, Journal of environnemental Economics and Management, 2015. Dans cet article, l?imposition diminuée est l?impôt sur le revenu et non les accises sur l?énergie. 82 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES donnent l?ampleur du « socle » menacé d?érosion, à fiscalité inchangée49, par la décarbonation des usages énergétiques. L?électrification est le premier moteur micro-économique du recul des recettes, l?électricité étant moins taxée que les énergies fossiles. À ce différentiel de taxation s?ajoute un effet d?assiette : l?électrification s?accompagne de gains d?efficacité qui réduisent la quantité d?énergie finale nécessaire et donc la base taxable. Autrement dit, même à fiscalité équivalente, la montée des véhicules électriques et des systèmes électriques de chauffage érode le rendement des accises. Sur cette base, en prenant en compte l?augmentation des recettes de l?accise sur l?électricité, la direction générale du Trésor prévoit une baisse des recettes nettes d?accise sur les énergies de 7 Md¤ en 2030 dans le scénario AME de la SNBC 2 et de 10 Md¤ dans le scénario AMS, par rapport à 2019. En 2050, la baisse atteindrait 15 Md¤ dans le scénario AME et 30 Md¤ dans le scénario AMS. Cette baisse porterait principalement sur le secteur du transport. 49 Dans l?hypothèse d?une reprise de la trajectoire de la composante carbone de l?accise prévue avant la crise des gilets jaunes à partir de 2023, une autres étude montre au contraire un accroissement des recettes publiques à l?horizon 2035 : Corbier, Gonand, A hybrid-electricity model to assess the aggregate impacts of low-carbon transition : an application to France, Ecological economics, 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 83 Graphique n° 20 : Perte de recettes d?accise sur les énergies dans le scénario AMS Source : direction générale du Trésor Cette érosion des recettes d?accise est quantifiée sans prendre en compte l?évolution de la fiscalité après 2019. Les estimations sont bâties en dehors de tout bouclage macroéconomique et notamment ne prennent pas en compte la réallocation de la consommation et de l?activité, qui auraient aussi des effets sur les recettes publiques. En outre, elles sont construites à prix hors taxes constants, et n?intègrent pas les pertes concomitantes de TVA sur les produits énergétiques fossiles. Elles donnent donc une mesure « mécanique » de l?érosion en l?absence de reparamétrage fiscal. En outre, dans le scénario AMS, elles supposent un respect de la SNBC 3. À titre d?exemple, la stratégie AMS prévoit une stabilisation du nombre de kilomètres parcourus par an par personne tous modes confondus, une augmentation du trafic des transports en commun (bus, car, train) de 25 % d?ici 2030, une multiplication par quatre du trafic vélo, une augmentation du nombre de passagers par véhicule (1,51 en 2030 contre 84 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1,43 aujourd?hui) et une augmentation de la part de voitures électriques dans le parc roulant à 15 % en 2030, contre 3,1 % au 30 juin 2025, ce qui suppose que la part de voitures électriques dans les ventes de véhicules neufs augmente rapidement, pour atteindre 66 % en 2030, contre 20 % en 2025. En mars 2026, les ventes de voitures électriques totalisent 49 406 véhicules, soit 28 % de part de marché. Cette attrition du rendement de la fiscalité énergétique n?est pas encore engagée en France mais peut déjà s?observer à l?échelle de l?UE-27 depuis le milieu des années 2010, en particulier dans les pays les plus avancés dans la transition énergétique (Allemagne, Danemark et Suède). Graphique n° 21 : Évolution du rendement des droits d?accise et de consommation sur l?énergie en part dans le total des prélèvements obligatoires sur la période 1995 - 2024 Source : CPO (données : Commission européenne) 2.1.2. Des recettes limitées du SEQE/ETS 1 pour la France La répartition des recettes issues des enchères de quotas d?émission entre les États membres dans le cadre du SEQE/ETS 1 est déterminée par une clé prédéfinie, s?appuyant principalement sur les émissions historiques des secteurs couverts par ce marché. Elle est de 6,1% pour la France en ce qui concerne les quotas généraux (la grande majorité des volumes d?enchères) et de 11,3 % en ce qui concerne les quotas aviation. La part QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 85 relativement faible de la France (en regard par exemple de la part de son revenu national brut, aux alentours de 17 %) s?explique par son mix électrique historiquement décarboné. En 2023, les recettes du SEQE allouées à la France étaient de 2,1 Md¤, dont 0,7 Md¤ affectés à l?agence nationale pour l?amélioration de l?habitat pour le financement de Ma Prime rénov?. Graphique n° 22 : Recette des enchères de quotas de CO2 pour la France Source : www. ecologie.gouv.fr Selon la Commission européenne, les quotas mis aux enchères et alloués à la France devraient s?élever à 24 millions à horizon 2030, soit une hausse de 19 % en 4 ans. 86 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 5 : Quota de CO2 mis aux enchères et alloués à la France sur la période 2026 - 2030 2026 2027 2028 2029 2030 Quota total 20,1 16,0 19,1 25,4 24,0 Source : Commission européenne, ETS cap breakdown, mai 2023. Selon une analyse faite par Carbon Pulse, qui a synthétisé le prix du carbone estimé par différents acteurs, ce dernier pourrait varier entre 110 ¤ et 200 ¤ par tonne de CO2, à horizon 2030. À partir de ces éléments, il est possible d?estimer des recettes issues du SEQE 1 pour la France entre 2,6 et 4,8 Md¤ en 2030, soit une hausse potentielle des recettes comprise entre 1,8 et 4 Md¤ par rapport à 2019. Cette augmentation serait plus lente en cas de lissage du rythme de diminution des quotas gratuits, comme envisagé par la Commission dans ses propositions de décembre 2025, mais la diminution de la consommation d?énergies et la diminution de l?accise pourraient dans ce cas être également moins rapides. Tableau n° 6 : Estimation des recettes françaises du SEQE/ETS 1 en 2030 (en Md¤) 2030 Estimation sur la base du prix moyen 3,0 Estimation sur la base du prix médian 2,9 Source : CPO, à partir des données de la commission européenne et de Carbone Pulse QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 87 Encadré 10 : La France bénéficie du Fonds pour l?innovation mais pas du Fonds de modernisation Le Fonds pour l?innovation et le Fonds de modernisation sont des instruments financiers européens alimentés par une fraction des quotas carbone mis aux enchères dans le cadre du premier marché carbone. Le Fonds pour l?innovation vise à accompagner les projets industriels innovants à forte valeur environnementale axés sur le déploiement de technologies à faible émission de carbone. Fin 2025, le Fonds disposait de 12,3 Md¤ d?actifs pour une dotation totale escomptée de 40 Md¤ jusqu?en 203050. Dans le cadre financier pluriannuel (CFP) proposé pour 2028-2024, la Commission prévoit de consacrer 451 Md¤ à l?établissement d?un nouveau grand Fonds européen pour la compétitivité (FEC), appelé à compléter le Fonds pour l?innovation. Le Fonds pour la modernisation est réservé à 13 États membres pour lesquels la dépendance aux combustibles fossiles reste élevée et les marges budgétaires sont plus contraintes. La France n?en est pas bénéficiaire : elle contribue indirectement au Fonds via la mise aux enchères d?une partie de ses quotas, mais ne perçoit pas de crédits en retour. 2.1.3. Une clef de répartition plus favorable à la France pour les recettes du second marché carbone En ce qui concerne le second marché carbone, d?après la Commission européenne, 753,8 millions de quotas étaient prévus aux enchères à horizon 2030, hors enchères pour alimenter le fond social. La France percevra 16,1 % des recettes du SEQE/ETS 251, soit 121,45 millions de quotas en 2030. Le CPO a estimé les recettes possibles provenant du SEQE 2 sur la base de plusieurs scénarios de prix, avec un scénario central à 60 ¤ par tonne. Avec ce scénario central, les recettes issues du SEQE 2 pour la France seraient de 7,3 Md¤ en 2030. 50 Cour des comptes européenne, Fonds pour l?innovation ? Un potentiel élevé, mais des progrès lents et un impact limité sur la réduction des émissions, rapport spécial n° 11/2026 51 Directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre dans l'Union (révisée). 88 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 7 : Recettes françaises potentielles du SEQE 2 en 2030 selon le prix du quota 40 ¤ 50 ¤ 60 ¤ 70¤ Recettes potentielles en Md¤ 4,9 6,1 7,3 8,5 En théorie, le prix de 60 ¤ par tonne de CO2 devrait représenter un prix maximum, correspondant aux 45 ¤2020 par tonne prévus comme étant le prix maximal dans la directive. Ce prix pourrait être moindre si la quantité de quotas achetée était inférieure aux plafonds prévus. Ce prix maximum théorique pourrait être dépassé si la quantité de carbone allouée à la réserve de stabilité s?avérait ne pas être suffisante. Selon certaines études, au regard de la situation actuelle en termes d?émission de CO2 dans le secteur du bâtiment et celui du transport routier, le prix par tonne de carbone émise pourrait monter à 200 ¤ à horizon 2030 (soit 50 centimes de plus par litre d?essence), gonflant ainsi les recettes mais entraînant des risques de non acceptabilité sociale, malgré le fonds social. Ce risque pourrait créer une pression en faveur de la diminution de la fiscalité de l?énergie ou des certificats d?économie d?énergie (CEE) pour compenser l?effet de l?augmentation des prix du carbone sur le prix de l?énergie. Une baisse des accises ou une diminution des CEE pour compenser les effets du SEQE/ETS 2 aboutirait toutefois à une situation sous-optimale où la fiscalité et la réglementation créeraient des incitations allant en sens contraire de celles des marchés carbone. Par ailleurs, pour les États membres, les recettes des quotas carbone ont un caractère transitoire et sont appelées à diminuer au fur et à mesure de l?accélération de la transition. Cela explique que la plupart des travaux portant sur ce sujet tendent à préconiser leur affectation au financement de la transition plutôt qu?à des dépenses publiques pérennes au-delà de cette échéance. 2.1.4. Une discussion à resituer dans le cadre de l?impact global de la décarbonation sur les finances publiques Au-delà des effets de la décarbonation sur l?accise et des recettes des enchères de quotas carbone, la transition vers la neutralité carbone se traduit par des investissements publics supplémentaires ou des subventions en faveur de la décarbonation et de l?accompagnement, et une réduction de QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 89 l?activité économique relativement à un scénario fictif sans changement climatique ni politiques de transition. Un renforcement de la tarification carbone génère en revanche des recettes supplémentaires sur la trajectoire de transition. Le rapport sur la situation et les perspectives des finances publiques de la Cour des comptes de 202452 estime les effets de la transition bas- carbone sur le ratio d?endettement à horizon 2030, en prenant en compte les effets directs des dépenses publiques de décarbonation et de l?érosion des recettes fiscales sur les énergies fossiles, ainsi que l?effet indirect négatif de la décarbonation sur la croissance du PIB avec une réduction du taux de croissance de 0,1 point par an. Deux scénarios sont proposés : un scénario optimiste sans érosion des recettes d?accise sur les énergies (qui seraient compensées par de nouvelles recettes) et avec une dépense publique modérée ; un scénario pessimiste avec une érosion des recettes d?accise sur les énergies non compensée et une hausse importante des dépenses publiques. Par rapport à un scénario tendanciel sans politique de décarbonation, le scénario pessimiste augmenterait le ratio d?endettement de presque 7 points de PIB en 2030, tandis qu?il augmenterait d?environ 4 points dans le scénario optimiste. Dans son rapport sur les enjeux de la transition économique vers la neutralité carbone de janvier 2025 déjà cité, la direction générale du Trésor souligne toutefois que l?effet sur les finances publiques à long terme de la décarbonation dépend des instruments utilisés. En supposant l?impact macroéconomique de la décarbonation inchangé quel que soit l?instrument53, elle conclut qu?une transition exclusivement menée par un renforcement de la tarification du carbone et sans redistribution réduirait le ratio d?endettement, mais poserait des enjeux d?acceptabilité et des risques spécifiques comme les fuites de carbone, tandis que, sans surprise, une politique purement incitative accroîtrait fortement l?endettement public. Dans un scénario où la tarification du carbone augmente en parallèle d?un 52 Cour des comptes, Rapport sur la situation et les perspectives des finances publiques, 2024. 53 La direction générale du Trésor reprend l?hypothèse retenue par la Cour d?une réduction forfaitaire de -0,1 point de pourcentage par an de la croissance potentielle par rapport au scénario AME de la SNBC 3. 90 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES accompagnement financier des agents par des subventions à la décarbonation, le ratio d?endettement pourrait se stabiliser à horizon 2050. Les effets macroéconomiques de la décarbonation et les politiques menées pour l?accompagner auront ainsi des impacts sur les finances publiques qui sont difficiles à tous chiffrer mais qu?il convient de prendre en compte en complément des effets attendus sur la fiscalité de l?énergie. Constat n° 7 : Selon les projections de la Direction générale du Trésor, toutes choses égales par ailleurs, la transition énergétique induira une forte baisse du rendement de l?accise sur l?énergie. Ces projections devraient être complétées par une analyse de l?évolution des recettes de TVA et par un bouclage macro-économique tenant compte des effets sur l?activité de la transition énergétique. Constat n° 8 : Les recettes des marchés carbone, fléchées et transitoires, ne compensent pas ces pertes de recettes à l?horizon de la fin de la transition. 2.2. Des conséquences de la transition énergétique sur les entreprises françaises difficiles à apprécier 2.2.1. Des prix de l?énergie de départ très variables selon les secteurs d?activité En fonction de leur mix énergétique mais aussi des dépenses fiscales dont ils peuvent bénéficier, les différents secteurs affichent des coûts unitaires énergétiques très variables. Les dispositifs de soutien mis en place en 2022-2023 et pour certains prolongés en 2024 ont également affecté différemment ces secteurs. Ainsi, les ménages ont été protégés plus fortement mais moins durablement que l?agriculture ou l?industrie. Entre 2021 et 2023, le prix de l?énergie a augmenté de 28 % dans le secteur résidentiel contre 50 % dans l?agriculture et 88 % dans l?industrie. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 91 Tableau n° 8 : Prix de la consommation finale d?énergie par secteur d?activité en ¤/MWh 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Industrie (hors charbon et hauts-fourneaux) 49 50 46 59 93 111 Transport 132 133 118 135 172 172 Résidentiel 100 103 106 107 124 137 Tertiaire 82 86 86 91 116 173 Agriculture ? pêche 73 75 63 74 104 111 Consommation finale énergétique (hors charbon et hauts-fourneaux) 97 99 93 103 133 147 Source : SDES, bilan énergétique de la France en 2024 2.2.2. Les répercussions du prix du carbone sur les entreprises En supposant un prix de 50 ¤/tCO2 qui s?ajouterait à l?actuelle composante carbone (44,6 ¤/tCO2), les prix de l?énergie augmenteraient en France de 11 à 13 % pour le gaz et de 10 à 11 % pour le carburant, d?après les estimations respectives de la DGEC et du CGDD. Le taux de répercussion du prix du carbone est déterminé par plusieurs facteurs, notamment l?exposition au commerce international, la structure de marché et l?élasticité de l?offre et de la demande. Une étude de la Fabrique de l?industrie a tenté de calculer les répercussions sectorielles de la tarification du carbone à partir des données disponibles en 201854, ainsi que le surcoût que représente la tarification carbone. Avant prise en compte des répercussions, la tarification du carbone affecte surtout les secteurs les plus émetteurs. Si l?on rapporte cette 54 Olivier Sautel, Caroline Mini, Hugo Bailly et Rokhaya Dieye, La tarification du carbone et ses répercussions. Exposition sectorielle au surcoût carbone, Les Notes de La Fabrique, Paris, Presses des Mines, 2022. 92 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES tarification au chiffre d?affaires de chaque secteur, pour un prix du carbone de 76 ¤ par tonne, c?est le transport aérien qui apparaît cette fois comme étant le plus affecté (7,3 %), suivi par la fabrication des autres produits minéraux non métalliques (5,8 %) et par le secteur des métaux de base (4,5 %). Une fois pris en compte les effets de répercussion dans ce scénario de prix, le surcoût carbone serait de 17,5 Md¤2018 toujours dans une hypothèse de prix du carbone de 76 ¤ par tonne. Sur ce total, 6,5 Md¤2018 seraient portés par les consommateurs finaux. Ce surcoût carbone lié aux émissions des productions françaises serait estimé à 58 Md¤2018, dont 21,6 Md¤2018 supportés par les consommateurs finaux, sur la base d?un prix du carbone à 250 ¤ par tonne, soit la valeur tutélaire du carbone proposée par le rapport Quinet. Graphique n° 17 : Surcoût carbone par secteur, en % du chiffre d?affaires QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 93 Ces données représentent une mesure « brute » de l?impact de la tarification du carbone sans prendre en compte les apports possibles du progrès technologique55, les effets de substitution entre secteurs ni les reports ou les diminutions de la demande finale adressée à chaque secteur. Le déplacement global de l?offre et de la demande sous l?effet du « coût carbone » dépendra également d?autres paramètres tels que l?inflation et ses effets comportementaux, la compétitivité des entreprises face à la concurrence, le coût d?opportunité relatif des investissements pour limiter les émissions de CO2 et les dispositifs d?accompagnement. 2.2.3. Un mécanisme d?ajustement carbone aux frontières en cours de modification Les marchés carbone sont en développement à l?échelle planétaire. Mais le prix du carbone dans l?Union européenne reste élevé par rapport à la plupart des autres zones du monde. Encadré 11 : La tarification du carbone à travers le monde L'expérience européenne a ouvert la voie à la création d'autres systèmes de « plafonnement et d'échange ». Au 1er mai 2025, 78 mécanismes de tarification explicite du carbone étaient recensés à travers le monde, dont 43 taxes carbone et 35 systèmes d?échange de quotas d?émission (SEQE). Les mécanismes de tarification peuvent être mis en place au niveau national (pour 44 d?entre eux, par exemple : Chine, Corée du Sud, Mexique) ou au niveau régional (pour 33 d?entre eux, par exemple, Californie aux États-Unis). Seul le SEQE européen est un instrument supranational. L?ensemble des juridictions mettant en oeuvre un prix du carbone représente environ 65 % du PIB et 52 % des émissions mondiales de gaz à effet de serre (GES). Néanmoins, certains secteurs ou populations peuvent être exonérés. En prenant en compte ces effets de périmètre, seules 28 % des émissions de GES sont couvertes par un prix du carbone56. Les revenus du carbone représentaient 103 Mds USD en 2024 (67 % provenant des SEQE, 33 % provenant des taxes), en hausse de plus de 80 % par rapport à 2020. À ce jour, les revenus du carbone restent relativement concentrés entre quelques mécanismes majeurs : le SEQE européen représente à lui seul 41 % des recettes mondiales. 55 Le prix de l?électricité connaît notamment une forte variabilité journalière en raison des limites des technologies de stockage. Différentes technologies sont à l?étude, mais aucune n?est aujourd?hui rentable. 56 I4CE, Les comptes mondiaux du carbone 2025, juin 2025 94 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES À cette date, l?éventail des prix explicites du carbone est très large : il oscille entre 1 centime de USD pour la Basse Californie (Mexique) et 160 USD par tonne de CO2eq en Uruguay. Seules 20?% des émissions couvertes sont tarifées conformément aux recommandations de la commission Stern-Stiglitz57, qui estimait en 2017 qu?un signal- prix pleinement incitatif nécessitait un niveau compris entre 40 et 80 USD/tCO?e d?ici 2020 et entre 50 et 100 USD/tCO?e d?ici 2030. Environ 74?% des émissions couvertes sont aujourd?hui soumises à un prix inférieur à 20 USD/tCO?e. Dès lors que l?Union européenne fixe un prix du carbone supérieur à celui de ses partenaires économiques internationaux, cela engendre un risque de fuite de carbone. Il y a fuite de carbone lorsque des entreprises transfèrent leur production vers d?autres pays ou lorsque les importations en provenance de ces pays remplacent des produits équivalents dont l?intensité des émissions de gaz à effet de serre est moindre parce que leur prix est moins élevé. Les études disponibles évaluent ex ante les risques de fuites de carbone avant la mise en place de politiques climatiques plus strictes entre 5 et 30 % avec une valeur moyenne entre 12 et 14%58. Sous le régime du SEQE/ETS 1, les mécanismes qui existent pour faire face au risque de fuite de carbone dans les secteurs ou sous-secteurs exposés à un tel risque sont l?allocation transitoire de quotas à titre gratuit et des mesures financières (notamment fiscales) en faveur des énergo- et électro-intensifs. De fait, dans le cadre du marché carbone européen, tel qu?il a fonctionné jusqu?ici, les études postérieures à la mise en place du système montrent que les fuites de carbone seraient très faibles59, sans qu?il 57 Rapport de la Commission de Haut Niveau sur les Prix du Carbone, 29 mai 2017. 58 Böhringer C., E.J.Balistreri, T.F.Rutherford (2012), The role of border carbon adjustment in unilateral climate policy: overview of an energy modeling forum study (EMF 29), Energy Economics. Branger F., Quirion P. (2014), Would Border Carbon Adjustments prevent carbon leakage and heavy industry competitiveness losses? Insights from a meta-analysis of recent economic studies, Ecological Economics. Aichele R. et G. Felbermayr (2015), Kyoto and Carbon Leakage: An Empirical Analysis of the Carbon Content of Bilateral Trade, Review of Economics and Statistics, vol. 97, n° 1, pp. 104?115 59 Sartor O. (2013), Carbon Leakage in the Primary Aluminium Sector: What Evidence After 6.5 Years of the EU ETS?, USAEE Working Paper, n° 13?106. Muûls M., J. Colmer, R. Martin et U.J. Wagner (2016). Evaluating the EU Emissions Trading System: Take it or Leave it? An Assessment of the Data After Ten Years, Grantham Institute Briefing Paper, n° 21. Branger F., P.Quirion et J. Chevallier (2016), Carbon leakage and competitiveness of cement and steel industries under the EU ETS: much QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 95 soit possible de déterminer avec certitude si ce constat provient de la part relativement limitée des écarts de prix du carbone dans les écarts de compétitivité totaux au moment où les études ont été conduites (dans les premiers années du système, alors que les prix des quotas européens étaient encore bas), des mécanismes correctifs de cet écart de prix (quotas gratuits, subventions et régimes fiscaux dérogatoires) ou d?une innovation plus forte des entreprises soumises à un prix du carbone plus élevé. Toutefois, même si elle contribue à prévenir les fuites de carbone, l?allocation de quotas à titre gratuit affaiblit le signal-prix du SEQE/ETS 1 par rapport à la mise aux enchères intégrale et a donc une incidence négative sur l?incitation à investir dans une réduction supplémentaire des émissions de gaz à effet de serre. Afin de limiter ces fuites de carbone sans affaiblir le signal prix, le règlement (UE) 2023/956 du 10 mai 2023 a établi un mécanisme d?ajustement carbone aux frontières (MACF) qui est entré en vigueur le 1er janvier 2026. Il doit permettre d?aligner le prix du carbone payé pour les produits importés dans l?UE avec le prix du carbone payé pour les produits de l'UE. Avec le MACF, les entreprises qui importent dans l?UE devront acheter des certificats MACF pour compenser la différence entre le prix des quotas carbone sur le marché européen et le prix du carbone payé dans le pays tiers de production. Les produits européens et les produits importés se verront ainsi appliquer le même prix du carbone pour chaque tonne d'émission de gaz à effet de serre. Dès lors, il est prévu que les secteurs couverts par le MACF subissent une diminution progressive des quotas gratuits qui leur sont alloués à partir de 2026, pour une suppression totale initialement envisagée en 2034. Dans un premier temps, le MACF couvre les produits de six secteurs pilotes (fer et acier, aluminium, ciment, fertilisants, hydrogène, électricité), certains produits de l?aval « proche » (contenant près de 100 % de fer et d?acier et/ou d?aluminium) et certains précurseurs (matières ado about nothing. Dechezleprêtre A., C. Gennaioli, R. Martin, M. Muûls et T. Stoerk (2019), Searching for Carbon Leaks in Multinational Companies, Centre for Climate Change Economics and Policy Working Paper, n° 187 Naegele H. et A. Zaklan (2019), Does the EU ETS cause carbon leakage in European manufacturing?, Journal of Environmental Economics and Management, v.93, pp.125-147. 96 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES premières servant à fabriquer les produits couverts). Ces secteurs ont été sélectionnés pour leur forte intensité carbone et leur exposition à la concurrence internationale, caractérisant leur exposition au risque de fuite de carbone. Les évaluations ex ante des effets du MACF mettent en évidence une réduction des fuites de carbone comprise entre 15 et 40 %60 et des effets économiques incertains, globalement limités mais ambivalents. Ces études convergent pour montrer un effet négatif sur les exportations, particulièrement pour les produits transformés utilisant des intrants importés (automobiles, notamment) mais positif en termes de parts de marché sur le marché intérieur, les prix plus élevés sur ce marché ayant toutefois un effet agrégé légèrement négatif sur la consommation et le PIB. Ainsi, Bellora et Fontagné (2021) estiment que le MACF diminuerait les exportations européennes (-1,5 %) mais aussi les importations avec un effet total faible mais négatif sur la consommation (-0,2 %). Korpar, Larch et Stöllinger (2023)61 estiment que les exportations de l?Union européenne déclineraient de 0,04 % seulement, tandis que la relocalisation d?activités en Europe accroîtrait ses émissions de CO2 de 0,24 % et diminuerait celles de la planète de 0,08 % (en raison de modes de production moins carbonées dans l?Union européenne que dans le reste du monde). En parallèle des interrogations sur les effets du MACF, des inquiétudes opérationnelles sont apparues concernant la lourdeur administrative du dispositif, les risques de fraude et de fuite de carbone à l?export et à l?aval. Le MACF repose, pour l?essentiel, sur des données déclaratives fournies par des producteurs situés dans des pays tiers et vérifiées par des organismes accrédités. Ces informations portent sur des procédés industriels complexes, souvent multi-étapes, combinant matières premières, produits semi-finis et matières recyclées. Pour alléger ce processus déclaratif, le règlement (UE) 2025/2083 modifie le règlement de 60, The Energy Journal. Bellora C. et Fontagné L. (2021), Bruxelles et Washington à nouveau en ligne sur le climat, La Lettre du CEPII, n° 415. 61 Korpar, N., Larch, M., & Stöllinger, R. (2023). The European carbon border adjustment mechanism: a small step in the right direction. International Economics and Economic Policy, 20, 95?138. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 97 2023 sur plusieurs points structurants. Les importateurs dont le volume total d?importations de marchandises MACF n?excède pas 50 tonnes nettes par an sont désormais exemptés de l?ensemble des obligations MACF. Selon les travaux préparatoires, ce nouveau seuil devrait exempter 90% des importateurs, en particulier les petites et moyennes entreprises, tout en conservant la quasi-totalité des émissions couvertes par le MACF, concentrées sur un nombre limité de grands importateurs. Par ailleurs, afin d?alléger la contrainte opérationnelle pesant sur les importateurs, le règlement de 2025 fixe la date limite de dépôt de la déclaration annuelle MACF et de restitution des certificats au 30 septembre de l?année suivant l?année d?importation, offrant ainsi un délai pour la collecte et la vérification des données ainsi que pour l?achat des certificats. Dans ce système, la fraude peut prendre des formes variées. Elle peut résulter d?une minoration des données d?activité émettrices, d?une sous-déclaration de certains intrants carbonés ou de l?omission de phases de procédé pourtant génératrices d?émissions. Elle peut également passer par des conventions d?allocation des émissions entre coproduits qui affectent de manière disproportionnée la charge carbone à des produits non exportés vers l?UE (resource reshuffling). L?utilisation opportuniste des valeurs par défaut prévues par la réglementation constitue un levier supplémentaire, même si ces valeurs sont fixées le plus souvent à un niveau élevé. La présentation de rapports de vérification de complaisance peut conduire à valider formellement des déclarations insuffisamment étayées. Par ailleurs, le lien entre origine déclarée et assiette du MACF ouvre un champ important à des pratiques de fausse origine et de transbordement via des pays tiers. En outre, du fait de l?instauration du seuil de 50 tonnes, une entreprise active sur le marché européen peut être incitée à morceler artificiellement ses flux afin de rester, pour chaque entité juridique déclarée, sous les seuils ouvrant droit à la simplification. Une partie de ces risques n?est cependant pas propre au MACF et affecte également la collecte des droits de douane et de la TVA sur les importations d?origine extra-communautaire. Au-delà des cas de fraude, il existe un risque de contournement par un déplacement vers les produits aval qui ne sont pas couverts par le MACF. Le dispositif cible aujourd?hui un nombre limité d?intrants de base. Pour certains acteurs, il pourrait être économiquement avantageux de réorganiser les chaînes de valeur de manière à exporter vers l?UE des biens plus élaborés ? pièces, sous-ensembles, biens d?équipement ? qui incorporent ces intrants très carbonés mais ne sont pas eux-mêmes soumis 98 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES au MACF. On assiste alors à une forme de « fuite par l?aval » : l?instrument protège l?industrie européenne sur les premiers maillons, mais laisse une fenêtre ouverte plus loin dans la chaîne. En théorie, le MACF est conçu pour compenser la disparition des allocations gratuites : à mesure que les producteurs européens paient pleinement le prix du carbone, les importations doivent supporter un coût carbone équivalent, de manière à préserver un traitement égal. Si, dans la pratique, le MACF venait à être contourné par certains pays tiers, ce compromis serait remis en cause : les entreprises européennes se retrouveraient alors à supporter le plein coût du carbone sans bénéficier de la protection attendue sur le marché intérieur. Les producteurs européens verraient alors leurs marges comprimées et leurs parts de marché menacées, sans qu?il y ait pour autant de bénéfice climatique global, les émissions étant simplement déplacées hors d?Europe. En réponse aux inquiétudes des industriels, la Commission a proposé en décembre 2025 un ajustement du mécanisme au 1er janvier 2028 par l?extension à des produits aval à forte teneur en acier et en aluminium et un régime d?aide temporaire pour protéger les producteurs de l?UE vulnérables aux fuites de carbone. Le rythme de diminution des quotas gratuits pourrait également être revu selon un échéancier qui se prolongerait au-delà de 2034. Les industriels souhaitent que soient également pris en compte les effets du MACF sur leur compétitivité à l?exportation. Les producteurs européens supporteront en 2032 un coût carbone complet sur leurs émissions, sans bénéficier d?un mécanisme symétrique d?ajustement à la frontière lorsqu?ils exportent vers des pays tiers qui n?appliquent pas de marché carbone. Ils constatent que si, parallèlement, leurs concurrents implantés hors UE peuvent continuer à produire avec des intrants fortement émetteurs, leur écart de compétitivité sur ces marchés tiers se creusera. Constat n° 9 : Le mécanisme d?ajustement carbone aux frontières, entré en vigueur le 1er janvier 2026, est critiqué par une partie des industriels ; après de premières mesures, les discussions pour son amélioration se poursuivent au niveau communautaire. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 99 2.3. À fiscalité inchangée, des taux d?effort énergétiques des ménages appelés à diminuer sous l?effet de la décarbonation mais durablement hétérogènes 2.3.1. Des taux d?effort énergétiques hétérogènes entre ménages Le taux d?effort énergétique représente la part des dépenses énergétiques dans le revenu total des ménages. Selon des simulations réalisées par le CGDD conformément aux conventions retenues pour la SNBC 362, il serait égal en moyenne à 8,5 % en 2019, dont 4 points de taxes (2,6 points d?accise et 1,3 points de TVA). Le taux d?effort énergétique varie selon l?énergie principale de chauffage. Il est ainsi relativement plus élevé lorsque les ménages se chauffent au fioul (10,5 % en 2019) qu?à l?électricité (7,5 %) ou au gaz (8 %). Au sein de ce taux d?effort, la part de la fiscalité est en revanche plus faible pour les ménages se chauffant au fioul (44 %) qu?au gaz ou à l?électricité (49 %). Le taux d?effort énergétique moyen est par ailleurs fortement décroissant avec le niveau de vie. En 2019, les ménages en deçà du premier quintile de niveau de vie avaient un taux d?effort énergétique moyen de 17,4 % contre 5,2 % pour les ménages au-delà du dernier quintile. Le taux d?effort énergétique des ménages varie également en fonction de leur zone d?habitation, en 2019, de 7 % dans les pôles urbains à 12,2 % pour les habitants des communes hors attraction des grandes villes. 62 Les résultats sont estimés à l?aide du modèle de microsimulation Prometheus qui mobilise des données de l?Insee et du ministère de la transition écologique. Les indicateurs présentés sont corrigés des conditions météorologiques. Le chèque énergie n?est pas pris en compte dans la définition du taux d?effort énergétique. Pour ces simulations, les hypothèses standard de Prometheus ont été recalées sur celles de la SNBC 3. 100 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 23 : Taux d?effort énergétique des ménages français en 2019 Selon l?énergie de chauffage Par cinquième de niveau de vie QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 101 Selon la catégorie de commune Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 2.3.2. Sous les hypothèses de la SNBC 3, des taux d?effort énergétique diminués par la transition énergétique, malgré les effets du SEQE/ETS 2 À la demande du CPO, le CGDD a projeté le taux d?effort des ménages à l?horizon 2030, dans les scénarios AME et AMS de la SNBC 3, en prenant compte la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2. Le CPO a adapté ces projections, en éliminant une hypothèse de compensation intégrale du coût du SEQE2 pour les ménages présente dans les simulations initiales. Ainsi le taux d?effort qui était de 8,5 % en 2019 diminuerait dans le scénario AME (7,2 %) et dans le scénario AMS (7,1 %). Cette diminution recouvre une augmentation de la facture hors taxes (+ 0,3 point dans le scénario AME, + 0,4 dans le scénario AMS), principalement due à la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 (+ 0,3 point dans les deux scénarios) et une diminution de l?effort fiscal (-1,7 point dans le scénario AME, -1,9 point dans le scénario AMS) malgré l?absence de compensation des effets du marché carbone par une baisse de la fiscalité dans le scénario retenu par le CPO. 102 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Tableau n° 9 : Évolution du taux d?effort énergétique entre 2019 et 2030 En % de niveau de vie Taux d?effort total 2019 8,5 4,0 0,0 2030-AME 7,2 2,3 0,363 2030-AMS 7,1 2,1 0,3 Source : CGDD, modèle Prometheus, hypothèses SNBC 3, avril 2026 Ces résultats s?expliquent par les effets de l?électrification du parc automobile (l?électricité représentant une source d?énergie moins taxée que les carburants fossiles pour le transport) et des efforts d?efficacité énergétique pour le chauffage. Le taux d?effort diminue plus fortement pour les ménages dont le niveau de vie est le plus faible et pour ceux qui habitent en zone rurale, mais reste fortement hétérogène. Cette simulation qui repose sur l?atteinte des objectifs d?efficacité énergétique et de décarbonation et les hypothèses de prix de la SNBC 3 est toutefois à prendre avec prudence, compte tenu des incertitudes sur le rythme de décarbonation effectif et sur l?estimation des effets sur les prix du SEQE/ETS 2. 63 La SNBC n?intègre pas le SEQE 2 dans le scénario AME. Le CPO a fait le choix de l?intégrer dans la mesure où il s?agit d?une mesure actée à ce jour. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 103 Graphique n° 24 : Répartition du taux d'effort énergétique des ménages français en 2030, scénario AMS avec SEQE 2/ETS2 Par cinquième de niveau de vie Par zone d?habitation 104 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Constat n° 10 : Sous les hypothèses de la troisième stratégie nationale bas carbone, et hors coûts d?investissement pour réaliser la transition, la décarbonation de la consommation énergétique des ménages permettrait une baisse de leur taux d?effort énergétique moyen à horizon 2030 en raison notamment de la moindre taxation de l?électricité par rapport aux carburants. En revanche, le prix de l?énergie et le taux d?effort augmenteraient fortement pour les ménages qui continueraient à utiliser des énergies fossiles et ne réduiraient pas leur consommation. Les simulations ci-dessus ne prennent pas en compte les coûts d?investissement des ménages pour atteindre les objectifs de décarbonation de la SNBC 3 (acquisition d?un véhicule électrique, changement du mode de chauffage) ni leurs modalités de financement. Dans le scénario AMS, 12,3 Md¤2024/an supplémentaires seraient investis par les ménages sur la période 2025-2030 dans l?isolation thermique de leurs logements (2,1 Md¤2024), l?installation de pompes à chaleur (3,4 Md¤2024) et l?achat de véhicules électriques (6,8 Md¤2024). Un peu moins de la moitié de cette enveloppe (5,9 Md¤2024) serait constituée d?investissements rentables pour les ménages. Le solde (6,4 Md¤2024) correspondrait à des investissements présentant un déficit de rentabilité, estimé à 2,4 Md¤2024. Ce déficit de rentabilité est concentré sur les travaux d?isolation thermique et, dans une moindre mesure, d?installation de pompes à chaleur. Par ailleurs, 1,4 Md¤2024 d?investissements (dont 0,7 Md¤2024 d?investissements rentables, correspondant principalement à l?acquisition de véhicules électriques) seraient compromis par des difficultés de financement des ménages. Ces éléments tendent à conforter la faisabilité d?un déploiement du second marché carbone européen sans compensation par une baisse de la fiscalité de l?énergie, ce qui permettrait d?en maximiser les effets incitatifs sur la décarbonation. Afin que ce choix puisse rencontrer l?adhésion de la grande majorité des ménages, il impliquerait toutefois des soutiens à l?investissement de ceux qui ne peuvent financer l?amélioration de l?efficacité énergétique de leur logement ou l?acquisition d?un véhicule électrique. Le Premier ministre a annoncé le 10 avril 2026 une augmentation du soutien public à l?électrification qui passerait de 5,5 à 10 Md¤ entre 2026 et 2030. Le Fonds social pour le climat de l?Union européenne (doté d?une enveloppe de 6,1 Md¤ pour la France) pourra notamment être mobilisé. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 105 Chapitre III - Les pistes d?évolution de la fiscalité Dans un rapport de mars 2024, la Cour des comptes a identifié différents scénarii possibles pour revoir la place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française. Un premier scénario propose des adaptations a minima au droit de l?UE mais ne permet pas de répondre aux enjeux financiers de la transition énergétique. Un deuxième scénario vise à conforter la fiscalité assise sur le contenu carbone. Un troisième scénario vise à recentrer la fiscalité de l?énergie sur un objectif de rendement et à mobiliser d?autres outils pour favoriser la transition énergétique, en particulier les marchés carbone. Afin de concilier accompagnement de la transition énergétique, compétitivité économique, équilibre des finances publiques et acceptabilité sociale, le Conseil des prélèvements obligatoires recommande de combiner le premier et le troisième scénario, au travers de deux orientations : - à court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles ; - à moyen terme, adapter progressivement la fiscalité existante pour accompagner le déploiement des marchés carbone. La mise en oeuvre de l?ensemble de ces mesures laisserait subsister une perte d?accise sur l?énergie liée à la transition énergétique à l?horizon 2050. Pour créer un cadre prévisible, un arbitrage devra être rendu sur ses modalités de financement qui pourraient combiner des économies en dépenses avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. 106 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1. À court terme, ne pas utiliser l?outil fiscal pour compenser l?augmentation du prix des énergies fossiles 1.1. L?utilisation des impôts sur la consommation pour atténuer les évolutions des prix de l?énergie est peu efficace, insuffisamment ciblée et difficilement réversible Le plan de soutien à l?activité économique annoncé par le gouvernement français le 30 mars 2026 comprend des mesures de trésorerie mais aussi des aides budgétaires aux entreprises du transport routier justifiant des difficultés de trésorerie, ainsi que des subventions au secteur de la pêche, correspondant à une baisse de 20 centimes par litre du prix des carburants, et au secteur agricole et forestier pour un montant initialement fixé à 3,86c¤/L, porté à 15 c¤/L à partir du mois de mai. Le Premier ministre a annoncé le 21 mai 2026 leur prolongation jusqu?à la fin août 2026. Ces mesures sectorielles ont été complétées par une indemnité carburant initialement fixée à 50 euros, et portée à 100 euros fin mai 2026. Cette indemnité équivalente à 20 centimes d?euros par litre pour la consommation moyenne de carburants de six mois pour les actifs appartenant à un foyer fiscal dont le revenu fiscal de référence par part, au titre de l?année 2024, est inférieur ou égal à 16 880 euros, et qui utilisent leur véhicule personnel à des fins professionnelles (à hauteur d?au moins 8 000 kilomètres par an) ou pour un trajet domicile-travail supérieur à 15 km. Des mesures complémentaires ont été annoncées fin mai 2026. Elles comportent une revalorisation des indemnités kilométriques pour les aides à domicile et certains fonctionnaires (professeurs remplaçants notamment) et des aides à l?achat de véhicules électriques pour les taxis. Le plafond des exonérations fiscales et sociales dont bénéficient les primes carburant versées par les entreprises est porté de 300 à 600 ¤. De façon générale, la politique monétaire doit rester l?outil privilégié de la lutte contre l?inflation. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 107 Les éventuelles mesures de soutien aux entreprises et aux ménages les plus exposés doivent prendre la forme d?instruments de trésorerie en cas de choc de très court terme. Même si celui-ci se prolonge, l?outil fiscal est peu adapté. Les baisses d?impôts sur la consommation (TVA ou accise), mises en place en France ou dans des pays voisins à l?occasion de chocs précédents, ont eu des résultats décevants. L?effet de relance de l?activité a été réduit par des comportements de thésaurisation des ménages et des entreprises face à l?incertitude. Le coût pour les finances publiques a été très élevé en raison d?un ciblage insuffisant des mesures et de leur poursuite au-delà de la période de hausse des prix (cf. I.2.3). Des aides budgétaires peuvent plus facilement être ciblées sur les entreprises et les professionnels les plus exposés et retirées de manière plus précoce. Recommandation n° 1 : Face à la volatilité des prix de l?énergie, privilégier des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés plutôt qu?une baisse de la TVA ou de l?accise sur l?énergie. 1.2. Une éventuelle taxation des bénéfices excédentaires ou des rentes de certaines entreprises aurait un rendement limité L?usage de ces aides budgétaires doit néanmoins rester proportionné pour ne pas conduire à une dégradation durable des finances publiques et à des hausses d?impôts ultérieures, comme l?illustre l?épisode inflationniste de 2022-2023 (cf. II.1.). Cette expérience a également montré que le potentiel de financement d?éventuelles mesures de soutien par la taxation des bénéfices excédentaires d?entreprises bénéficiant de la hausse des prix est limité. Face à la hausse des prix de l?énergie consécutive à l?invasion russe de l?Ukraine, le Conseil de l?Union européenne a créé deux nouveaux prélèvements obligatoires en octobre 2022 portant respectivement sur la rente infra-marginale des producteurs d?électricité et sur les bénéfices excédentaires du secteur des hydrocarbures. La notion de rente infra- marginale fait référence à des entreprises qui enregistrent des profits 108 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES importants en raison de coûts de production très inférieurs au prix de marché. La contribution de solidarité temporaire des entreprises des secteurs du pétrole brut, du gaz naturel, du charbon et du raffinage était appliquée, à un taux de 33 %, sur la part des bénéfices imposables de 2022 (puis 2023) qui excédait de plus de 20 % la moyenne des bénéfices imposables des exercices fiscaux 2018 à 2021. La contribution de solidarité n?a permis d?encaisser en France que 69 M¤ en 2023. Cette situation s?explique par l?importance des pertes reportables du principal acteur du secteur sur son activité française, situation qui reste identique en 2026. Les recettes de la contribution sur la rente infra-marginale des producteurs d?électricité (CRI) ont, quant à elles, représenté au total 1 746 M¤ en comptabilité nationale en 2023. Dans la mesure où la CRI était prélevée en amont de la formation du bénéfice taxable, cette recette engendrait néanmoins un effet retour négatif sur l?IS, à hauteur du quart de son montant, estimé à 437 M¤, soit un rendement net de 1 309 M¤. La taxation de la rente infra-marginale paraît ainsi une modalité plus adaptée de captation d?une augmentation exogène des prix par l?impôt qu?une imposition exceptionnelle des bénéfices, avec deux limites importantes cependant. Cette rente n?est susceptible d?être importante que pour les distributeurs qui sont également producteurs d?énergie et bénéficient de l?augmentation du prix sans modification importante de leurs coûts. Son adaptation aux caractéristiques du marché pétrolier dont les intrants sont importés et refacturés aux acteurs français par des entités souvent non imposables en France paraît difficile. 1.3. Même avec des prix des carburants supérieurs à 2,20 euros, la fiscalité des revenus surcompense les frais kilométriques Les personnes utilisant une voiture privée pour se rendre sur leur lieu de travail peuvent décider d?opter pour les frais réels pour le calcul de l?impôt sur le revenu et bénéficier du barème de remboursement des frais kilométriques. Par ailleurs, les indemnités versées par un employeur en dédommagement de parcours professionnels effectués par un salarié avec son véhicule personnel peuvent être exonérées de cotisations sociales dans QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 109 la limite des montants fixés par le barème fiscal des indemnités kilométriques64. Ce barème forfaitaire, fixé par arrêté du ministre chargé du budget, dépend de la puissance administrative du véhicule en chevaux fiscaux (CV) et de la distance parcourue (article 83 du CGI). Les frais kilométriques, qui n?avaient pas été revalorisés depuis mars 2015, ont fait l?objet d?une augmentation importante (de 5 à 10 %, selon la cylindrée du véhicule) en mars 2019 après la crise des gilets jaunes, puis d?un ajustement supplémentaire de 1,1 % en mars 2020. Ils ont ensuite été revalorisés de 10,1 % en 2022, puis de 5,4 % 2023. Le coût de ces revalorisations est estimé respectivement à 400 M¤ en 2022 et 300 M¤ en 2023 par la direction générale du Trésor dans le programme de stabilité 2024. Les véhicules électriques bénéficient d?une majoration de 20 % depuis 2021. La méthode de calcul des frais kilométriques a été critiquée dans un document de travail de l?Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). Celui-ci relevait qu?elle était contraire aux politiques de transition, dès lors qu?elle soutenait davantage les véhicules ayant une puissance administrative plus importante et qu?elle bénéficiait surtout aux salariés de la classe moyenne supérieure (7e à 9e dixième de revenus)65. Dans ce contexte, la convention citoyenne pour le climat avait proposé un barème unique quelle que soit la puissance administrative et modulé en fonction de la seule distance parcourue. 64 Ces indemnités sont distinctes de la « prime carburant » que les employeurs peuvent verser au titre du trajet domicile-travail qui est exonérée d?impôts et de cotisations sociales dans la limite de 300 ¤ par an et par salarié. Depuis 2025, celle-ci peut uniquement bénéficier aux salariés dont la résidence ou le lieu de travail soit est situé dans une commune non desservie par un transport collectif régulier, soit n'est pas dans une agglomération de plus de 100 000 habitants ainsi qu?aux salariés pour lesquels l'utilisation d'un véhicule personnel est rendue indispensable par des conditions d'horaires de travail décalés et aux salariés qui exercent leur activité sur plusieurs lieux de travail au sein d'une même entreprise qui n'assure pas le transport des salariés. 65 Chancel M., Saujeot M., 2012. Les « frais réels » une niche fiscale inéquitable et anti-écologique ?, IDDRI 110 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le barème des indemnités kilométriques est toutefois un outil d?évaluation simplifié permettant une meilleure appréciation de la capacité contributive des ménages. Il n?a donc pas vocation à porter une politique incitative ou redistributive. Tableau n° 10 : Comparaison des charges effectives et des frais kilométriques calculés selon le barème de l?IR Source : Conseil des prélèvements obligatoires En revanche, l?étude de cas-types met en évidence que ce barème, censé représenter des frais réels, est fortement surévalué, même en période de forte hausse du prix des carburants. Fin mars 2026, la surévaluation représentait 64 % pour un gros rouleur équipé d?un véhicule diésel et 193 % pour un rouleur moyen en véhicule électrique66. Constat n° 11 : Le barème des frais kilométriques de l?impôt sur le revenu est fortement surévalué, même en période de prix élevé des carburants, pour tous les types de motorisations. 66 Une étude de l?ADETEC de 2022 estimait cette surévaluation entre 48 et 121 %, selon le kilométrage parcouru. Cette étude reposait sur une moyenne des coûts du parc, quel que soit le type de motorisation. Elle était antérieure à la dernière revalorisation de 2023 et ne prenait pas en compte le relèvement du barème de 20% pour les véhicules électriques. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 111 2. À moyen terme, adapter la fiscalité au déploiement des marchés carbone 2.1. Les taux réduits ont été récemment revus pour se conformer au droit européen, mais laissent subsister des difficultés 1.1.1. Malgré des avancées en LFI 2025, trois tarifs réduits d?accise demeurent non conformes au droit européen En 2024, la Cour des comptes a émis un rappel au droit en relevant l?incompatibilité persistante de certains tarifs réduits de TVA et d?accise avec le droit de l?Union européenne67, reprenant ainsi des constats documentés par le CPO en 202268. Suite à ce rappel au droit, l?article 20 de la loi de finances pour 2025 a procédé à deux mises en conformité. D?une part, la France appliquait un taux dual de TVA, avec 5,5 % sur l?abonnement et la fourniture d?électricité et de gaz naturel et 20 % sur leur consommation. Ce système a été fragilisé dès 2018 par une jurisprudence de la Cour de justice de l?Union européenne69, puis est devenu contraire au droit de l?UE à la suite de la révision de la directive TVA en 2022. Cette non-conformité a été corrigée par l?application du taux normal de 20 % à l?abonnement et à la fourniture, tout en compensant cette hausse par des baisses d?accise pour neutraliser l?impact de la réforme pour les ménages. D?autre part, des majorations régionales d?accise optionnelles (mais souvent portées dans les faits à leur niveau plafond) étaient prévues pour financer les réseaux de transport régionaux, alors que la directive sur la taxation de l?énergie ne permet pas de modulation territoriale du tarif de 67 Cour des comptes, La place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française, 2024, p.70 et 71. 68 C. Grégoire et P.-A. Veillon, La taxe sur la valeur ajoutée (TVA) face aux défis socioéconomiques, CPO, rapport particulier n° 5, décembre 2022. 69 CJUE, C-463/16, Stadion Amsterdam CV, 18 janvier 2018 112 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES l?accise en dehors de l?outre-mer70. Ces majorations ont été supprimées et remplacées par des hausses limitées de l?accise sur les énergies. Malgré ces deux mises en conformité, trois taux réduits d?accise sur les taxis, les aménagements et entretiens de pistes et routes dans les massifs montagneux et les véhicules d?intervention des services départementaux d?incendie et de secours demeurent non-conformes au cadre européen. Tableau n° 11 : Suivi des tarifs réduits d?accise sur les énergies incompatibles avec la directive sur la taxation de l?énergie Source : Calculs CPO, sur le fondement de la directive 2003/96/CE du 27 octobre 2003 (notamment son annexe I), du CIBS et du tome II des Voies et moyens du PLF 2026. Méthode : Conversions réalisées sur le fondement des articles 2-1 à 2-4 de l?arrêté du 13 13 décembre 2022 constatant divers tarifs et seuils de régime d'impositions relatifs à certaines impositions sur les biens et services. 1.1.2. Les méthodes de détermination des taux réduits applicables aux biocarburants ne permettent pas de se conformer à la directive sur la taxation de l?énergie La directive sur la taxation de l?énergie permet de prévoir des tarifs réduits pour les biocarburants, sous réserve que l?avantage qui en résulte n?excède pas les surcoûts de production entraînés par l?incorporation d?énergie renouvelable par rapport aux carburants conventionnels, d?où la nécessité de moduler leur niveau selon le coût des matières premières. Afin de soutenir le développement des biocarburants, quatre tarifs réduits d?accise soutiennent les biocarburants SP95-E10, E85, B100 et 70 La minoration existant en Corse prévue à l?article L. 312-41 CIBS) a cependant été rendue possible par décision d?exécution (UE) 2019/372 du Conseil du 5 mars 2019. Type de consommation Catégorie fiscale au sens du CIBS Tarif d'accise national 2025 Différence entre les deux tarifs (a-b) Gain pour l'État attendu du réalignement tarifaire pour l'activité (en M¤) Transport de personnes par taxi 30,2 33 -2,8 5,7 Aménagements et entretien de pistes et routes dans les massifs montagneux 18,82 33 -14,18 3,5 0 33 -33 Essences carburant 0 40,388 -40,388 Intervention des véhicules des services d'incendie et de secours Gazoles carburant QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 113 ED95. La réduction des tarifs par rapport aux carburants « classiques » est comprise entre 2,25 ¤/MWh (pour le SP95-E10) et 59,753 ¤/MWh (pour l?E85). Tableau n° 12 : Tarifs d?accise sur les biocarburants en France Bio- carburant E85 17,894 -59,753 185 501 271% B100 12,905 -32,285 2 148 7 400% Transport routier de marchan- dises ED95 12,119 -33,071 0,5 2 400% Source : Calculs CPO, sur le fondement des articles L. 312-80 à L. 312-84 du CIBS et du tome II des Voies et moyens annexés au PLF 2021 et au PLF 2026. Méthode : Au 1er mars 2026, le tarif normal de l?accise sur les carburants était de 60,75 ¤/MWh pour les gazoles et de 77,647 ¤/MWh pour les essences. Le tarif réduit pour le transport routier était de 45,19 ¤/MWh. Ces tarifs présentent cependant des fragilités au regard du droit de l?Union européenne. En premier lieu, comme l?a déjà relevé la Cour des comptes, la méthode de détermination de ces tarifs réduits est empirique, non révisée en fonction des prix des matières premières et ne permet pas de garantir l?absence de surcompensation, en contradiction avec les règles de la directive taxation de l?énergie, une situation notamment liée au manque de données publiques sur les écarts réels de coûts de production entre les carburants fossiles et les biocarburants71. 71 Cour des comptes, La politique de développement des biocarburants, observations définitives, 2021. 114 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES En deuxième lieu, ces tarifs réduits favorisent très majoritairement des biocarburants conventionnels, à concurrence alimentaire (à 78 % pour le biodiésel et 69 % pour les bio-essences). Or, à la suite de la révision des règles européennes relatives aux aides d?État72, l?application de tarifs particuliers aux biocarburants issus de cultures (colza, maïs) pouvant être en concurrence avec des débouchés alimentaires n?est plus possible sans notification préalable à la Commission européenne. Cette évolution juridique s?inscrit en cohérence avec la 3e directive sur les énergies renouvelables dite « RED III » 73, qui fixe des objectifs de renforcement de la part de biocarburants avancés. En troisième lieu, le taux de taxation du carburant E85 est inférieur aux minima définis par l?UE74. Son niveau faible (17,894 ¤/MWh) par rapport à l?accise sur les essences (77,647 ¤/MWh) conduit à ce qu?il soit utilisé de façon irrégulière par de nombreux consommateurs dans des véhicules non adaptés, l?E85 vendu étant supérieur aux volumes effectivement utilisés par les véhicules éligibles. Une révision des tarifs réduits applicables aux biocarburants de première génération est ainsi nécessaire pour garantir leur sécurisation au regard du droit de l?UE, avec deux volets. D?une part, le tarif réduit des biocarburants pourrait être révisé afin de garantir l?absence de surcompensation. Le projet de loi de finances pour 2026 a porté des mesures visant à supprimer les tarifs réduits sur l?E85 et le B10075, mais celles-ci n?ont pas été retenues dans le texte final de la loi de finances pour 2026. Une alternative pourrait être, comme l?a recommandé la Cour des comptes, de développer des données fiables et 72 Article 44 du règlement (UE) 651/2014 du 17 juin 2014, dit règlement général d?exemption par catégorie, tel que modifié par le règlement (UE) 2023/1315. 73 Directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l?énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652 du Conseil. 74 Cour des comptes, La place de la fiscalité de l?énergie dans la politique énergétique et climatique française, p.70. 75 Cf. l?article 5 du projet de loi de finances pour 2026. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 115 objectives de surcoût afin de fonder les réductions d?accise sur les biocarburants sur des données objectives. D?autre part, les incitations au développement des biocarburants pourraient être davantage fléchées vers les biocarburants avancés. La TIRUERT poursuit cet objectif. Néanmoins, elle est centrée sur la prise en compte de la quantité d?énergie renouvelable employée et est donc désormais inadaptée à la directive « RED III »76. En effet, celle-ci oblige à tenir compte de la performance environnementale de l?énergie utilisée en termes de soutien à la baisse des émissions de gaz à effet de serre et prescrit notamment qu?une part de biocarburants avancés et de carburants renouvelables d?origine non biologique (H2 et dérivés) de 5,5 % de la consommation d?énergie des transports doit être atteinte en 2030. Le Gouvernement a précisé que le dispositif remplaçant la TIRUERT ne devrait plus avoir de caractère fiscal77. Initialement attendue pour le 1er janvier 2026, la mise en oeuvre de ce nouveau dispositif ? appelé Incitation à la Réduction de l?Intensité Carbone des Carburants (IRICC) ? a été reportée au 1er janvier 202778. Par ailleurs, pour garantir la conformité du droit national avec le règlement européen dit ReFuelEU Aviation79 et prévoir un encadrement spécifique pour le développement et l?adoption des carburants d?aviation durables, la loi de finances pour 2026 a retiré les carburéacteurs du champ de la TIRUERT. 76 La directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023, relative à la promotion de l?énergie produite à partir de sources renouvelables. Dite "RED III", elle vise à simplifier et à accélérer les procédures d'autorisation tant pour les projets d'énergies renouvelables (EnR) que pour les projets de réseaux nécessaires à l'intégration de ces derniers dans le système électrique. La Commission européenne a adressé, le 30 janvier 2026, un avis motivé complémentaire à la France pour n'avoir toujours pas transposé l'ensemble des dispositions de la directive. 77 Évaluations préalables des articles du PLF 2026, p. 150. 78 Article 64 de la loi n° 2026-103 du 19 février 2026 de finances pour 2026. 79 Règlement (UE) 2023/2405 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 relatif à l?instauration d?une égalité des conditions de concurrence pour un secteur du transport aérien durable (ReFuelEU Aviation). 116 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Recommandation n° 2 : Aligner les taux d?accise qui ne respecteraient pas les minima prévus par la directive taxation de l?énergie avec ces minimas et mettre en conformité les incitations au développement des biocarburants avec la directive RED III. 2.2. Des dépenses fiscales à réformer en fonction de l?exposition des entreprises à la concurrence internationale et de la maturité des alternatives technologiques Le relèvement progressif de la tarification carbone pour les secteurs inclus dans le premier marché carbone européen (industrie lourde et transports aérien, maritime et fluvial) et l?intégration du transport routier de marchandises et de la construction dans le champ du second devront être correctement articulés avec la structure des taux d?accise, l?ensemble de ces secteurs bénéficiant, soit de tarifs réduits, soit d?exonérations. En effet, si une exemption est prévue pour les années de lancement du second marché carbone afin d?accompagner l?impact pour les secteurs les plus exposés à la concurrence internationale, elle demeure réservée aux pays déjà soumis à une « taxe nationale sur le carbone », ce qui n?est pas le cas de la France80. Une première option pourrait être de neutraliser la diminution des quotas gratuits du SEQE/ETS 1 et la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 par un renforcement des tarifs réduits d?accise. Un tel mode de correction apparaît peu réaliste dès lors que l?ampleur de variation du prix des énergies fossiles induites par le second marché carbone dépendra essentiellement des enchères et des stratégies d?achats des acteurs avec des évolutions infra-annuelle fréquentes. Une correction par l?accise nécessiterait ainsi de réviser très régulièrement ses tarifs, au prix d?une forte instabilité fiscale pour des secteurs nécessitant une vision de long 80 La composante carbone incluse dans l?accise n?est pas considérée comme une « taxe nationale sur le carbone » au sens du SEQE 2, dès lors qu?elle n?est pas dissociable avec l?accise sur les énergies et qu?elle ne partage pas les caractéristiques du SEQE 2 (champ des activités couvertes, émissions prises en compte, facteurs d?émission, etc.). QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 117 terme. Au surplus, les marges de manoeuvre dont dispose juridiquement la France pour abaisser ses tarifs d?accise sont parfois très limitées, voire inexistantes. Le transport international aérien et maritime bénéficie ainsi déjà d?exonérations. Enfin, et surtout, un tel mode de compensation serait contraire aux objectifs d?une meilleure tarification carbone pour ces secteurs et enverrait un signal-prix négatif qui découragerait les investissements en matière de décarbonation. Une seconde option pourrait être de prévoir le maintien à moyen terme des taux réduits et exonérations applicables à certains secteurs concernés par l?évolution de la tarification du premier marché carbone et la création du second. Pour éviter les effets d?aubaine et assurer un cadre de concurrence équitable au niveau international, les taux réduits et exonérations pourraient être ciblés sur les secteurs très exposés à la concurrence internationale et ayant une consommation importante d?énergie rapportée à leur coût de production. Cette option présenterait plusieurs avantages. D?une part, elle permettrait de garantir une plus grande stabilité pour les entreprises concernées. La date exacte de sortie de ce régime pourrait être définie à l?avance par le législateur afin de donner à ces entreprises une visibilité sur le cadre fiscal applicable à leur consommation d?énergie. D?autre part, elle permettrait de renforcer la place des marchés carbone dans la tarification effective du carbone et ainsi de mieux couvrir les émissions non énergétiques de gaz à effet de serre. Cette option serait également conciliable avec une sortie plus rapide des tarifs réduits d?accise sur les énergies fossiles bénéficiant à des secteurs peu ou pas exposés à la concurrence internationale. Enfin, cette option apparaît conforme au cadre européen fixé par la directive sur la taxation de l?énergie. Le cumul des critères d?énergo-intensivité et d?exposition à la concurrence internationale est en effet déjà mobilisé pour définir le périmètre de certains tarifs réduits bénéficiant au secteur industriel. Une attention particulière devra cependant être portée au ciblage des secteurs concernés, afin de trouver un équilibre entre protection des secteurs exposés et soutien à la décarbonation. Si l?appréciation du ratio consommation d?énergie/coût de production pourra être réalisée sans difficulté avec les données de l?Insee et du SDES, la mesure de l?exposition 118 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES à la concurrence internationale sera plus délicate, en l?absence d?indicateur statistique unique en la matière81. Graphique n° 25 : Exposition internationale par secteur d?activité en fonction du ratio consommation d?énergie/production en 2023 Note : Secteurs d?activités établis selon la nomenclature NAF A38 de l?Insee, sauf pour le secteur des transports (A88). La taille du secteur varie selon sa consommation énergétique. Les secteurs bénéficiant d?un tarif réduit ou d?une exonération d?accise sont colorés, en vert pour l?agriculture, en rouge pour l?industrie, en bleu pour les transports, en orange pour le BTP. Source : CPO, d?après la méthode de l?Insee Grand Est (exposition internationale) et les données du SDES (consommation d?énergie) et de l?Insee (chiffre d?affaires). 81 Les données présentées dans le cadre de ce rapport ont été établies en reprenant la méthode développée par l?Insee Grand Est que le CPO avait déjà mobilisées pour ses analyses de la fiscalité de l?industrie. CPO, Tracer un cadre fiscal et social pluriannuel pour l?industrie française, septembre 2025. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 119 Les régimes dérogatoires d?accise sur les énergies fossiles bénéficiant à des secteurs ayant une faible exposition internationale et une faible intensité énergétique auraient vocation à être remises en cause assez rapidement. En fixant les limites à un indice d?exposition internationale de 0,2 et à une consommation énergétique de 500 KWh/Md¤ de production, un maintien à moyen terme des tarifs réduits pourrait être décidé pour les secteurs des transports aérien et maritime, de l?agriculture et de l?industrie. En revanche, la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2 pourrait être engagée sans remettre en cause la trajectoire de suppression en 2030 du tarif réduit d?accise sur le BTP82. Le transport terrestre se trouve dans une situation intermédiaire avec une intensité énergétique assez élevée et une exposition internationale globalement limitée mais hétérogène entre le transport routier de marchandises d?une part, le transport routier de passagers et le transport ferroviaire d?autre part. 2.2.1. La dépense fiscale sur le transport routier de marchandises pourrait être réduite par étapes après la mise en oeuvre du second marché carbone et dans un cadre européen concerté Le législateur a prévu au sein de la loi dite « Climat et résilience » une évolution du tarif réduit d?accise pour le transport routier de marchandises (TRM), « dans l?objectif d'atteindre un niveau équivalent au tarif normal d'accise sur le gazole d'ici le 1er janvier 2030, en tenant compte de la disponibilité de l'offre de véhicules et de réseaux d'avitaillement permettant le renouvellement du parc de poids lourds ». La transition de ce secteur est en effet essentielle pour garantir le respect des objectifs de décarbonation des transports, le TRM étant prédominant dans la quasi-totalité des pays européens et notamment en France, où il représente plus de 80 % du transport de marchandises. 82 Prévue à l?article 94 de la loi de finances pour 2024. 120 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 26 : Répartition modale du transport intérieur de marchandises en Europe en 2022 Par ailleurs, comme l?ont relevé le CAE et le Conseil franco- allemand des experts économiques83, les camions électriques à batterie s?imposent comme la technologie de référence pour la décarbonation du transport routier de marchandises, avec des avancées rapides en matière de performances des batteries et une baisse des coûts, même si des défis subsistent en termes de développement des infrastructures84. Compte tenu de l?arrivée à maturité d?une alternative technologique et du caractère essentiellement européen de la concurrence internationale dans ce secteur, la diminution des dépenses fiscales en faveur du transport routier de marchandises pourrait être engagée progressivement après la 83 Achim, Chassang, Lopez, Malmendier, Saussay, Schnitzer, Schubert, Schwartz, Werding, Décarboner le transport routier de marchandises, déclaration conjointe du Conseil d?analyse économique et du Conseil franco-allemand des experts économiques, mars 2025. 84 Heining F., Werner M., Schill W., Jöhrens, J., Ruscher M., Pelzeter J. (2024) : « Kriterienset zur Bewertung von Technologiekonfigurationen für elektrische Lkw », ifeu. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 121 mise en oeuvre du second marché carbone européen dans un cadre européen concerté. L?engagement d?une hausse anticipée de ce tarif réduit au niveau national risquerait à l?inverse d?aggraver le différentiel de concurrence du transport routier international de marchandises français par rapport à ses concurrents européens. En effet, bien que bénéficiant d?un tarif réduit de 45,19 ¤/MWh85, le gazole commercial utilisé pour le transport de marchandises est plus coûteux que celui vendu dans le reste de l?UE (37,91 ¤/MWh en moyenne pour l?année 2024). Seule la Finlande dispose d?un niveau d?un tarif d?accise plus élevé pour le transport routier de marchandises. Une action à l?échelle de l?ensemble de l?Union européenne apparaît ainsi préférable. Le dernier état du projet de révision de la directive sur la taxation de l?énergie, porté sous la présidence danoise du Conseil de l?UE mais non adoptée à ce jour, envisageait ainsi de mettre fin à aux tarifs réduits sur le gazole routier d?ici 204586. Dans l?hypothèse où cette mesure serait conservée dans le texte final, elle pourrait permettre une convergence des autres États membres vers le niveau de taxation français, tout en incitant à la décarbonation du secteur. 2.2.2. Le secteur agricole et forestier pourrait conserver son tarif réduit le temps de bénéficier de solutions alternatives viables aux énergies fossiles Les gazoles dits « non routiers » (GNR), également appelés gazoles « rouges » en raison du colorant qui leur est appliqué pour limiter les risques de fraude, bénéficient d?un tarif normal spécifique inférieur à celui des autres tarifs. Ils regroupent l?ensemble des produits de la catégorie fiscale des gazoles consommés pour les besoins des moteurs qui réalisent des travaux statiques aux fins de la réalisation d?activités économiques 85 Contre 60,75 ¤/MWh pour le tarif normal sur les gazoles utilisés comme carburant. 86 Conseil de l?UE, Draft Council Directive restructuring the Union framework for the taxation of energy products and electricity (recast), n° 14451/25 (cf. notamment son article 19§2). Ce projet, discuté le 13 novembre 2025 et dont l?adoption nécessitait l?unanimité au Conseil, n?a pas prospéré. 122 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (moteurs d?outils fixes utilisés par le BTP par exemple) et des moteurs de propulsion des engins qui ne circulent pas habituellement sur les voies ouvertes à la circulation publique (engins de chantiers par exemple). Afin de soutenir la transition écologique, l?article 60 de la loi de finances pour 2020 prévoyait la suppression progressive en trois étapes du tarif réduit sur le GNR agricole et non agricole entre 2020 et 202287, avec en parallèle des mesures d?accompagnement, notamment la mise en oeuvre de dispositifs de suramortissement visant à faciliter l?acquisition d?engins recourant à des énergies alternatives et à soutenir les petites et moyennes entreprises distribuant uniquement du GNR. Si cette suppression a été engagée pour le GNR non-agricole (qui concerne principalement le secteur du BTP), elle ne s?est cependant pas concrétisée pour le GNR agricole. Après trois reports successifs, visant à prendre en compte les effets de la crise sanitaire, puis de la hausse des prix des matières premières et de l?énergie, la suppression du GNR agricole a été temporairement adoptée à l?article 94 de la loi de finances pour 2024 (en même temps que la mesure de suppression progressive du tarif réduit pour le BTP) avant d?être annulée début 2024 par décision du Premier ministre, dans un contexte marqué par des manifestations agricoles. Cette annulation a ensuite été confirmée dans la LFI pour 2025. Parallèlement, les modalités de mise en oeuvre du tarif réduit ont été modifiées, une remise totale dès la facturation se substituant à un remboursement ex post. Cet échec de la suppression du tarif réduit d?accise sur le GNR agricole s?explique notamment par l?importance de l?exposition du secteur agricole et de l?industrie agroalimentaire à la concurrence internationale, mais aussi par l?absence de solution technique mature pour la décarbonation des engins agricoles88. En outre, une révision de l?accise ne répondrait que partiellement aux enjeux de décarbonation du secteur, qui relèvent principalement de 87 Sauf pour certaines opérations, telles que les usages agricoles, les opérations de damage et de déneigement des routes de montagne, les segments des industries extractives fortement exposées à la concurrence internationale, le transport ferroviaire et la manutention portuaire. 88 I4CE, Les financements publics du système alimentaire français : quelle contribution à la transition écologique ? - septembre 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 123 sources non énergétiques. En 2025, les émissions agricoles et sylvicoles de gaz à effet de serre en France ne provenaient ainsi qu?à 13 % des engins, moteurs et chaudières, derrières les émissions directes des cultures (27 %) et surtout celles des élevages (60 %). Par ailleurs, l?essentiel des émissions est lié au méthane (57 %) et au protoxyde d?azote (29 %), deux gaz à effet de serre liés au bétail et aux cultures, mais sans lien avec le GNR agricole. Ce maintien à moyen terme du tarif applicable début 202689 ne préjugerait pas de ses modalités de mise en oeuvre, le mécanisme de remise intégrale dès la facturation devant faire l?objet d?une évaluation de son efficacité dans la lutte contre la fraude. 2.2.3. La forte concurrence internationale en matière de transport aérien et maritime invite à privilégier d?autres leviers que la fiscalité nationale pour soutenir la transition vers des technologies décarbonées Des exonérations complètes d?accise sur les énergies pour le transport aérien et maritime sont prévues en droit national et déclinent les exonérations obligatoires sur ces secteurs prévues par l?article 14 de la directive dite « taxation de l?énergie », ainsi que par certaines conventions bilatérales pour le transport aérien. Plusieurs leviers ont récemment été actionnés à différentes échelles pour contribuer à la transition énergétique de ces deux secteurs, en cohérence notamment avec les objectifs fixés pour 2025 par la loi Climat et résilience90. Au niveau national, la taxe sur les billets d?avion (TSBA) a été révisée dans le cadre de la loi de finances pour 2020 pour y inclure une 89 Dans un contexte de hausse du prix des carburants, le Gouvernement a annoncé que les agriculteurs bénéficieront d?une exonération totale du droit d?accise sur le gazole non routier (GNR) agricole pour le mois d?avril 2026. 90 L?article 142 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets fixait comme objectif que le transport aérien s?acquitte à partir du 1er janvier 2025 « d?un prix carbone au moins équivalent au prix moyen constaté sur le marché du carbone pertinent ». 124 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES écocontribution. La Convention citoyenne pour le climat a néanmoins considéré que cette écocontribution était « bien trop faible pour avoir un effet dissuasif »91, conduisant à une nouvelle hausse de la TSBA de l?ordre de 850 M¤ en loi de finances pour 2025 pour l?aviation commerciale. Si cette mesure permet d?améliorer la tarification carbone du transport aérien, elle a également affecté la compétitivité du secteur aérien français selon une étude de la direction générale de l?aviation civile (DGAC)92. Ce résultat démontre l?intérêt d?engager les réformes de la tarification du transport aérien et maritime à un niveau supranational, afin de concilier la transition écologique avec la prise en compte des enjeux de compétitivité internationale. Au niveau international, plusieurs propositions sont envisagées. D?une part, au niveau de l?Union européenne, le projet de révision initial de la directive sur la taxation de l?énergie porté en 2021 par la Commission européenne proposait de lever l?exonération obligatoire sur le transport aérien et maritime, afin de mettre en cohérence le cadre juridique de la fiscalité de l?énergie avec les trajectoires prévues de décarbonation des transports. Plusieurs États membres ayant exprimé des préoccupations sur les enjeux de compétitivité internationale induite par cette proposition, la présidence danoise du Conseil avait proposé, en novembre 2025, un compromis permettant aux pays qui le souhaitaient de lever cette exonération par accords bilatéraux ou multilatéraux93, mais ce dernier n?a pas prospéré. Cette situation s?explique par le manque d?alternatives, à l?heure actuelle, à la motorisation thermique pour ces secteurs mais aussi par les forts risques de déport du trafic maritime et aérien international que pourraient engendrer des stratégies de contournement de l?impôt, qui pénaliseraient les ports et aéroports européens. Les facilités d?avitaillement dans des « hubs » situés en dehors de l?Union européenne compliquent la mobilisation de l?accise dans une logique de décarbonation, notamment pour le transport aérien et maritime sur longue distance. 91 Rapport de la convention citoyenne pour le climat du 29 janvier 2021, proposition SD-E1 « Adopter une écocontribution kilométrique renforcée ». 92 DGAC, Premiers retours sur la hausse de TSBA de mars 2025 : baisse de compétitivité du transport aérien français, novembre 2025. 93 Conseil de l?UE, Draft Council Directive restructuring the Union framework for the taxation of energy products and electricity (recast), n° 14451/25 (cf. son article 15). QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 125 D?autre part, plusieurs mécanismes internationaux de réduction ou de compensation des émissions de CO2 ont été adoptés ou sont en cours d?adoption. Pour le secteur aérien, le mécanisme CORSIA94 a été adopté par l?Organisation de l?aviation civile internationale (OACI) en 2018 et prévoit que les émissions de CO2 des vols internationaux95 entre États participants excédant un seuil doivent être compensés par les exploitants d?avions96. Ce mécanisme est actuellement dans sa phase de participation volontaire. À compter de 2027, il s?appliquera de manière obligatoire à tous les pays membres de l?OACI, à l?exception de certains États exemptés en raison de leur niveau de développement, de leur faible poids dans le trafic mondial ou de leur insularité. Pour le secteur maritime, l?Organisation maritime internationale (OMI) travaille à l?établissement d?un système de tarification carbone visant à diminuer les émissions de gaz à effet de serre du trafic maritime. Un accord avait été obtenu en avril 2025 pour prévoir l?obligation pour les navires de plus de 5 000 tonnes brutes ? qui émettent 85 % des émissions totale de CO2 du transport maritime international ? de réduire au fil du temps leur intensité énergétique annuelle sous peine de pénalités. Ces pénalités devaient financer un fonds « net-zéro » géré par l?OMI visant notamment à récompenser les navires à faible émission et à atténuer les effets négatifs des émissions sur les États vulnérables97. L?adoption finale de cet accord a toutefois été repoussée en raison notamment de l?opposition des États-Unis. Ces mécanismes européens ou internationaux, bien qu?imparfaits, sont à privilégier dans les années à venir pour sécuriser les investissements dans les stratégies de décarbonation du transport aérien et maritime, sans peser sur la compétitivité des acteurs nationaux. Ils pourront s?accompagner de réformes pour mieux encourager les carburants durables 94 Acronyme de Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation (régime de compensation et de réduction du carbone pour l?aviation internationale) 95 Les vols domestiques n?y sont pas soumis. 96 Ce mécanisme ne permettra donc pas à lui seul d?atteindre l?objectif de neutralité carbone fixé par l?Union européenne pour 2050, en raison du seuil d?émission fixé. 97 Organisation maritime internationale, L?OMI approuve la réglementation « net- zéro » pour le transport maritime mondial, 11 avril 2025. 126 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES de nouvelle génération pour ces secteurs et inciter au déploiement des infrastructures nécessaires à cette transition. 2.2.4. Des tarifs réduits sur l?industrie déjà conditionnés à des critères d?exposition internationale Le secteur industriel bénéficie de deux ensembles de tarifs réduits, pour les activités électro-intensives ou électrosensibles et pour les entreprises énergo-intensives soumises au marché carbone européen98. Pour éviter les effets d?aubaine, plusieurs de ces tarifs réduits sont déjà conditionnés à des critères d?exposition internationale. Ces tarifs réduits ont fait l?objet de réformes en lois de finances pour 2025 et 2026 pour garantir leur meilleur ciblage99. En effet, un rapport de l?IGF100 avait relevé que 11 % des consommations ayant bénéficié des tarifs réduits applicables aux entreprises industrielles électro-intensives étaient en réalité sans lien avec l?industrie, en raison de malfaçons dans la définition de certains périmètres de la dépense fiscale, avec un surcoût pour les finances publiques de plusieurs centaines de millions d?euros par an. Dans un contexte où le SEQE/ETS 2 aura vocation à s?appliquer à l?ensemble des secteurs industriels n?étant pas déjà soumis au SEQE/ETS 1 et fournit ainsi déjà une incitation forte à la transition énergétique, ces tarifs réduits devraient être maintenus à moyen terme pour éviter d?accroître le différentiel de compétitivité entre l?industrie française et ses concurrents internationaux en matière d?énergie. Selon l?Agence internationale de l?énergie (AIE), les entreprises industrielles françaises payaient en 2024, un prix de l?électricité entre 2 et 2,5 fois supérieur à celui payé aux États- Unis et en Chine et un prix du gaz 5,5 fois supérieur à celui des États-Unis et supérieur de 40 % à celui de la Chine. 98 Il existe aussi un tarif réduit sur les gaz naturels combustibles pour les installations intensives en énergie exposées à la concurrence internationale non soumises au marché carbone européen mais relevant d?activités soumises à ce marché. 99 Cf. article 20 de la LFI 2025 et article 71 de la LFI 2026. . 100 Inspection générale des finances, Revue des dépenses sur les aides aux entreprises, mars 2024. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 127 Graphique n° 27 : prix de l?électricité et du gaz dans l?industrie en Chine, en Europe et aux États-Unis en 2024 En USD/MWh Chine États-Unis France Électricité 88 81,3 208,45 Source :AIE, 2026 Au sein de l?Union européenne, en 2024, le prix du gaz naturel pour les entreprises en France est supérieur à la moyenne européenne avec un niveau de taxes proche de cette moyenne. En revanche, le prix de l?électricité pour les entreprises en France est significativement inférieur à la moyenne de l?Union européenne en 2024, notamment en raison de taxes qui n?étaient pas revenues à leur niveau d?avant l?épisode d?inflation de 2022-2023. Graphique n° 28 : prix de l?électricité hors TVA (en ¤ par MWh) pour les entreprises en 2024 dans l?Union européenne Source : SDES, Eurostat 128 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Graphique n° 29 : prix du gaz naturel hors TVA (en ¤ par MWh) pour les entreprises en 2024 dans l?Union européenne Source : SDES, Eurostat Recommandation n° 3 : Dans le contexte du déploiement du second marché carbone européen et de la diminution des quotas gratuits sur le premier, maintenir les exonérations et tarifs réduits d?accise sectoriels pour les secteurs d?activité à forte intensité énergétique et exposés à la concurrence internationale, le temps que des alternatives technologiques compétitives à l?usage d?énergie carbonée soient développées. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 129 2.3. Poursuivre graduellement la révision de la structure des taux normaux d?accise sur l?énergie pour accompagner la transition énergétique Pensée pour le rendement, la structure des taux normaux d?accise n?est pas cohérente avec l?objectif de décarbonation. Des réformes pourraient ainsi être engagées, notamment en rapprochant les tarifs normaux sur le diésel et sur l?essence ou en supprimant le différentiel entre énergies fossiles combustibles et électricité pour favoriser une électrification accrue des usages. Le calendrier de ces réformes doit être planifié à long terme pour éviter aux utilisateurs d?énergies fossiles une superposition de hausses significatives de fiscalité avec les augmentations de prix induites par la mise en place du second marché européen et l?extension des certificats d?économie d?énergie. 2.3.1. La forte augmentation des prix du gazole au premier semestre 2026 ne disqualifie pas le mouvement de rapprochement de sa fiscalité avec celle de l?essence Les tarifs normaux sur le diésel sont sensiblement plus faibles (60,75 ¤/MWh au 1er mai 2026) que ceux sur l?essence (77,647 ¤/MWh à la même date), soit un différentiel de 29 %. Cet écart est lié à une politique de diéselisation du parc automobile lancée dans les années 1980. Un véhicule essence consomme davantage pour une distance similaire et émet 11 % de CO2 de plus qu?un véhicule diésel101. En prenant en compte le cumul des émissions des autres gaz à effet de serre que le CO2, globalement supérieures pour le diésel, le différentiel n?est plus que de 5 % en défaveur de l?essence102, un écart très inférieur au différentiel actuel de 29 % sur les tarifs normaux de l?accise sur les carburants. 101 IGF, « Les prix, les marges et la consommation des carburants », novembre 2012. 102 IFPEN, « Etude Emissions Euro 6d-TEMP pour le MTE », Rapport de synthèse, 2020. 130 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Dans ce contexte et afin d?atteindre la neutralité carbone en 2050, le plan climat élaboré en 2017 prévoyait notamment en son axe 4 d?assurer « la convergence de la fiscalité essence-diésel au cours du quinquennat ». À partir de 2018 et à la suite du mouvement des gilets jaunes, ce rattrapage n?a pas eu lieu dans le calendrier escompté. La loi de finances pour 2025 a légèrement réduit l?écart entre ces tarifs, en revalorisant davantage le tarif normal sur les gazoles carburants, dont fait partie le diésel (+ 1,35 ¤/MWh, soit une hausse de 2%) que celui sur les essences (+ 0,821 ¤/MWh, soit une hausse de 1%). La poursuite de la résorption de cette revalorisation différenciée au même rythme jusqu?en 2050 permettrait de réduire le différentiel de tarif normal entre ces deux énergies à 5 % autour de 2050. Un calendrier plus rapide pourrait toutefois être envisagé afin d?encourager la transition vers une plus grande électrification des mobilités. Recommandation n° 4 : Poursuivre, après le déploiement du second marché carbone européen, l?alignement graduel des taux normaux d?accise des gazoles sur ceux de l?essence. 2.3.2. Une convergence de la taxation du gaz naturel et de l?électricité est nécessaire pour soutenir la décarbonation des ménages Le prix moyen toutes taxes comprises de l?électricité pour les ménages rapporté à l?unité d?énergie finale consommée103 était, en 2024, deux fois plus élevé que celui du gaz naturel. 103 L?énergie primaire est contenue directement dans les ressources naturelles. Le gaz naturel ou le bois sont des énergies primaires utilisables sans transformation. L?énergie finale consommée représente la quantité d?énergie totale effectivement utilisée par le consommateur, en rajoutant à l?énergie primaire l?énergie nécessaire à sa production et à son transport. L?électricité est obtenue par transformation de ressources naturelles avec un rendement moyen inférieur à 40% et doit être acheminée jusqu?aux lieux d?utilisation, d?où des pertes de transport. Un facteur de conversion de 1,9 est utilisé pour passer de l?énergie primaire à l?énergie finale consommée. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 131 Graphique n° 30 : décomposition du prix de l?électricité et des combustibles fossiles pour les ménages en 2024 Note de lecture : Le pouvoir calorifique supérieur (PCS) détermine la quantité de chaleur par unité de volume d?un combustible, dégagée par la combustion complète à laquelle s?ajoute la récupération des calories contenues dans la condensation de la vapeur d'eau contenue dans les fumées. Source : CGDD (électricité et gaz naturel), DGEC (fioul) La fiscalité participe à ce différentiel de prix. La structure de taux de l?accise est incohérente avec le bilan en termes de GES de ces produits énergétiques et entrave les efforts de décarbonation et d?électrification des usages, notamment pour le chauffage des ménages. Ce désalignement est encore plus marqué pour les autres énergies fossiles combustibles, en particulier les fiouls domestiques et les gaz de pétrole liquéfiés (GPL) qui bénéficient de tarifs inférieurs à ceux du gaz naturel. Constat n° 12 : La structure actuelle des taux normaux de l?accise sur les énergies, qui repose pour les ménages sur une taxation du gaz et du fioul inférieure à celle de l?électricité et une taxation du diésel inférieure à celle de l?essence, n?est pas cohérente avec les objectifs de transition énergétique. 132 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Le projet de révision de la directive taxation de l?énergie prévoit notamment de réviser les minima de taxation garantis par la directive, afin de s?assurer que ces minima soient plus cohérents avec la transition énergétique et notamment que le minimum sur l?électricité soit plus faible que celui sur le gaz naturel. Si les débats sur ce projet de directive sont toujours en cours au Conseil, cette disposition figure encore dans le projet de compromis présenté pour discussion au Conseil par la présidence danoise en novembre 2025 et la Commission européenne a annoncé pour mai 2026 une nouvelle proposition de texte visant à abaisser les taxes sur l?électricité et les frais de réseau. Indépendamment de l?adoption de la réforme de la directive sur la taxation de l?énergie ou de cette nouvelle proposition, un changement de la structure des tarifs normaux français en faveur de l?électricité est souhaitable. La structure actuelle des tarifs réduit la rentabilité des démarches de décarbonation pour les ménages ou pour les entreprises non concernées par les dispositifs en faveur des électro-intensifs. Cet alignement des taux pourrait, comme celui du diésel sur l?essence, être lissé sur plusieurs années. Contrairement à l?alignement par le haut de la tarification du diésel sur celle de l?essence, la convergence des tarifications du gaz naturel et de l?électricité pour les ménages pourrait en outre s?effectuer sur une valeur intermédiaire entre les deux tarifs qui serait calculée pour maintenir en euros constants le rendement global des deux fractions d?accise (gaz naturel et électricité) sur la période 2025-2050. Par ailleurs, le début de la trajectoire d?alignement pourrait intervenir en 2030 après l?entrée en vigueur du SEQE/ETS 2 pour éviter la superposition de la hausse du gaz naturel liée à l?entrée en vigueur du SEQE/ETS 2, l?augmentation des obligations réglementaires en matière de certificats d?économie d?énergie prévue pour la période 2026-2030 et celle de la fiscalité. Recommandation n° 5 : Engager, à l?échéance de l?actuelle période de déploiement des certificats d?économie d?énergie, une trajectoire d?augmentation des taux normaux de l?accise sur le gaz et le fioul pour le secteur résidentiel et de baisse de celui applicable à l?électricité consommée par les ménages. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 133 Pour tenir compte de la situation des ménages qui ne pourraient financer un changement de leur mode de chauffage, des aides à l?investissement devront être déployées (cf. chapitre II). Recommandation n° 6 : Pour améliorer l?acceptabilité de la transition énergétique sans freiner son rythme, accompagner la mise en oeuvre du second marché carbone européen d?aides directes à l?investissement des ménages plutôt que par une baisse de la fiscalité de l?énergie 3. Clarifier les choix de finances publiques à long terme en réponse à la diminution de l?accise sur l?énergie La mise en oeuvre du second marché carbone européen, la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone, le MACF et les évolutions de la fiscalité de l?énergie évoqués ci-dessus pourraient compenser financièrement les pertes d?accise liées à la transition énergétique à l?horizon 2030 et permettre de dégager un surcroît de financement pour la transition énergétique. En revanche, à l?horizon de la fin de la transition énergétique, même en retenant les orientations proposées par le présent rapport, la décarbonation et l?amélioration de l?efficacité énergétique conduiraient à une baisse mécanique de l?accise sur l?énergie dont rien ne permet d?affirmer qu?elle sera compensée spontanément par d?autres effets. Dans ce contexte, une stratégie de financement devra être explicitée suffisamment tôt. Il ne s?agit pas ici, comme le faisait le rapport Pisani- Ferry-Mahfouz, de trouver des ressources transitoires pour financer un surcroît temporaire d?investissements pendant la transition énergétique, mais de définir un nouvel équilibre financier de long terme. Les choix devront probablement combiner la diminution des dépenses publiques, la sollicitation d?autres impositions, sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. 134 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 3.1. Une augmentation d?autres taxes indirectes ne doit pas être écartée a priori La baisse de l?accise peut être en partie compensée au sein de la fiscalité indirecte, soit de façon indifférenciée par une hausse de la TVA, soit par la mise en place d?une taxation spécifique sur des biens ou services présentant des propriétés de faible élasticité de la consommation au prix comparables à celles des énergies fossiles avant le développement des alternatives électriques. Ces deux hypothèses présentent toutefois un enjeu d?acceptabilité pour la première malgré une régressivité moindre de la TVA par rapport à l?accise sur les carburants, et, pour la seconde, une difficulté d?identification d?une nouvelle base taxable au rendement suffisant. 3.1.1. La TVA est moins régressive que l?accise sur les carburants Selon la direction générale du Trésor (2025)104, une hausse d?un point de tous les taux de TVA procurerait un rendement net de 11,4 Md¤ en 2025, dont 7,5 Md¤ pour le taux normal à 20 %, hors effets sur les comportements des contribuables105. Au niveau agrégé, le rendement d'une hausse uniforme de TVA serait principalement porté par les ménages les plus aisés : 12 % du rendement porterait sur le premier cinquième de la distribution des ménages contre 31 % pour le cinquième le plus aisé. Rapporté au revenu disponible, une hausse uniforme d'un point des taux de TVA aurait toutefois un effet relatif plus marqué pour les ménages modestes que pour les ménages aisés, qui ont un taux d'épargne plus élevé : les ménages du premier cinquième de niveau de vie verraient le pouvoir d'achat de leur revenu disponible diminuer d'en moyenne 0,7 % contre 0,4 % pour ceux 104 M. Gesta (2025), Analyse de la composition des recettes de TVA, Trésor-éco n° 371 105 Une étude sur données 2016 estime que ces effets viennent réduire de 15% le rendement initial au bout de trois ans. André M., Biotteau A.L.,(2021), Effets de moyen terme d?une hausse de TVA sur le niveau de vie et les inégalités, Economie et statistique n° 522-523. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 135 du dernier cinquième. Cette distribution persiste mais est atténuée dans le cas du seul relèvement du taux de 20 %. Il représente 0,3 % en moyenne, dont 0,4 % pour le premier cinquième et 0,25% pour le cinquième le plus aisé. Cette exposition différente au relèvement de la TVA doit néanmoins être mise en regard des évolutions des taux d?effort énergétique permises notamment par le niveau de taxation plus faible de l?électricité par rapport aux carburants. Les simulations du CGDD présentées au chapitre II mettent en évidence, dans le scénario AMS de la SNBC 3, une baisse moyenne du taux d?effort énergétique de 1,4 point en 2030 ; celle-ci atteint 2,5 points pour le premier cinquième de niveau de vie, malgré la mise en oeuvre du SEQE/ETS 2, contre seulement 0,7 point pour le cinquième le plus aisé. Par ailleurs, les évolutions du pouvoir d?achat des ménages sont fortement dépendantes du degré de répercussion de la hausse de TVA dans les prix. Une augmentation étalée dans le temps par petits paliers a plus de chances d?être absorbée dans les marges des entreprises. 3.1.2. Les possibilités de taxation indirecte de l?économie numérique restent à approfondir sans être à l?échelle des pertes de recettes attendues Comme évoqué au chapitre I, la fiscalité de l?énergie a, à l?origine, été conçue comme une fiscalité de rendement. Le choix de faire porter une accise sur les carburants ne résultait pas d?une logique environnementale mais de la volonté d?assurer un rendement important et stable en faisant porter une taxation lourde sur des produits dont la consommation était, faute d?alternative, peu sensible au prix. Cette propriété qui reste en partie vraie à court terme l?est de moins en moins à moyen terme en raison du développement d?alternatives techniques à l?énergie fossile aussi bien pour les usages calorifiques que pour les motorisations. Elle peut en revanche se rencontrer pour d?autres biens et services. À titre illustratif, cette question peut se poser pour la consommation de contenus produits par l?économie numérique. Il ne s?agirait pas ici d?une taxation des entreprises du numérique, mais de la consommation finale des contenus diffusés par ces entreprises. Les éléments de fiscalité d?ores et 136 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES déjà existants, comme les taxes sur les contenus audiovisuels numériques, illustrent toutefois la difficulté à intégrer dans l?assiette d?une taxe indirecte supportée par le consommateur final (même si elle est collectée par la plateforme) des contenus gratuits dont les plateformes de diffusion sont financées par la publicité. La capacité de ces taxes à se transformer en impositions de rendement de type « accise » reste donc incertaine. Encadré 11 : Une taxation des contenus audiovisuels numériques au rendement limité Une taxe sur la diffusion de contenus audiovisuels a été créée en France dès 1992. En raison de l?émergence des plateformes de vidéos à la demande par abonnement, le champ d?application de la taxe a été étendu en 2003 au streaming payant. À cette époque, seules étaient visées par la taxe les entreprises établies en France, De plus, la taxe ne couvrait pas les recettes issues de la publicité associée à des contenus audiovisuels diffusés gratuitement en ligne. En 2017, la taxe a été modifiée pour être étendue aux opérateurs établis à l?étranger et mettant à disposition du public en France des contenus vidéos à titre onéreux (composante « Netflix » de la taxe). Ont également été incluses dans son champ d?application les recettes publicitaires des hébergeurs de vidéos en ligne (composante « Youtube » de la taxe). Le produit de ces taxes, affecté au Centre national du cinéma et de l'image animée, s?élève à environ 200 M¤. Ces taxes possèdent néanmoins un potentiel de développement lié à la croissance rapide des consultations, à leur taux aujourd?hui réduit (5,15 % du prix hors taxes ou de la valeur des contreparties publicitaires) et, pour la taxe portant sur les plateformes gratuites, aux importantes restrictions d?assiette (seuil d?imposition à 100 000 ¤ ; abattement de 66 % pour les réseaux sociaux). 3.2. La couverture des externalités de la route doit faire l?objet d?une réflexion La fiscalité des carburants joue aujourd?hui un rôle important dans la tarification des externalités négatives liées au transport routier qui ne se limitent pas à la pollution. La décarbonation conduira à une baisse de ces externalités négatives mais aussi paradoxalement à une baisse de leur taux de couverture, sauf si ces coûts externes sont facturés à l?utilisateur par d?autres instruments. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 137 3.2.1. Des externalités négatives du transport routier en baisse mais moins bien couvertes par la fiscalité après la décarbonation À l?usage de la route106 sont attachées différentes externalités négatives : pollution, bruit, dégradation des infrastructures, accidents107. D?après des calculs de la direction générale du Trésor108, le coût externe marginal était de 9 ct ¤ par véhicule-kilomètre (vkm), en moyenne, sur l?ensemble du parc routier (poids lourds, véhicules particuliers, utilitaires légers, bus et cars) et 87 % des externalités de la route étaient couvertes par la tarification en 2020. La tarification des usages de l?automobile se concentre principalement sur trois instruments dont un seul est fiscal : la taxation des carburants, les redevances de stationnement sur voirie et les péages d?infrastructure. À la différence des taxes d?achat ou d?immatriculation, ces prélèvements sont liés, directement ou indirectement, aux kilomètres parcourus, aux lieux et aux conditions de circulation. Ils constituent ainsi le coeur du signal-prix adressé aux automobilistes au moment de l?utilisation du véhicule. Le premier pilier est la fiscalité des carburants, présentée au chapitre I. 2. Elle constitue aujourd?hui encore le principal instrument de tarification de l?usage de la route. En milieu urbain, la fiscalité de l?usage passe également par les redevances de stationnement sur voirie. Si ces recettes restent limitées au regard de celles de la fiscalité des carburants, elles constituent pour les collectivités un outil de pilotage de l?espace public, dont le calibrage 106 Santos, G., Behrendt, H., Maconi, L., Shirvani, T., & Teytelboym, A. (2010). Part I: Externalities and economic policies in road transport. Research in transportation economics, 28(1), 2-45. 107 L?inclusion de la congestion parmi les externalités négatives du transport routier fait l?objet d?un débat. Dans le présent rapport, elle est considérée comme un coût non marchand qui est supporté par les usagers de la route. 108 Direction générale du Trésor, Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone ? Rapport intermédiaire, décembre 2023 138 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES (zonage, modulation selon la durée, le type de véhicule ou le statut de l?usager) permet d?orienter les comportements. Enfin, l?usage de certaines infrastructures routières fait l?objet de péages, qui sont juridiquement des redevances. Le code de la voirie routière pose le principe de la gratuité des autoroutes, tout en prévoyant la possibilité d?instaurer des péages lorsque la construction ou l?exploitation est concédée à un tiers, ou lorsque le péage est affecté au financement d?ouvrages particuliers. Les péages autoroutiers perçus sur le réseau concédé couvrent ainsi les coûts d?exploitation, d?entretien et d?investissement, ainsi que la rémunération des capitaux investis par les concessionnaires, sous le contrôle de l?État et de l?Autorité de régulation des transports qui veille, notamment, au respect des règles de fixation des tarifs. Ces redevances contribuent à renchérir l?usage de l?automobile sur certains axes, en particulier les grands itinéraires interurbains, et constituent un élément important du coût de la mobilité routière pour les usagers. À péages inchangés, dans le scénario AMS de la SNBC 3, les externalités négatives liées à l?usage de de la route sont ramenées à 4ct ¤ 2015/vkm grâce notamment à la réduction de la pollution et du bruit permise par l?électrification du parc, mais le taux de couverture de ces externalités ne serait plus que de 55% en 2050 en raison de la fiscalité plus faible pesant sur l?électricité109. 109 En l?absence d?électrification, la hausse des émissions de gaz à effet de serre entraînerait une augmentation des externalités négatives et une basse du taux de couverture encore plus importante. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 139 Graphique n° 31 : Taux de couverture des externalités liées à l?usage des véhicules routiers dans le scénario AMS Source : direction générale du Trésor Constat n° 13 : L?électrification du parc automobile se traduira par une baisse des externalités négatives liées à l?usage de la route, notamment en matière de pollution atmosphérique, mais aussi par une baisse de la couverture de ces externalités, compte tenu de la diminution de la fiscalité. Cette baisse attendue de la couverture des externalités pourrait justifier économiquement une fiscalité additionnelle qui peut porter sur le kilométrage parcouru, la nouvelle source d?énergie utilisée (l?électricité) ou le véhicule lui-même. 3.2.2. Des possibilités de facturation du kilomètre parcouru encadrées par des contraintes importantes Chaque kilomètre parcouru génère des coûts pour la collectivité : émissions de gaz à effet de serre, pollution atmosphérique locale, bruit, usure des infrastructures, risques d?accidents. Une taxe kilométrique ou un péage constituent des modalités de tarification de ces externalités plus directes que la taxation de l?énergie utilisée par le véhicule. Elles sont 140 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES toutefois soumises à des fortes contraintes juridiques et en termes d?acceptabilité. Le cadre de toute taxe ou redevance kilométrique applicable aux véhicules routiers est déterminé par la directive 1999/62/CE, dite « Eurovignette », modifiée en dernier lieu par la directive (UE) 2022/362. Ce texte fixe les règles communes applicables aux États membres lorsqu?ils choisissent de faire payer les usagers pour l?utilisation de certaines infrastructures routières. Le texte prohibe le cumul de plusieurs instruments sur un même tronçon pour une même catégorie de véhicules. En revanche, un péage unique peut comprendre plusieurs composantes (coûts d?infrastructure, coûts externes de pollution et de bruit, voire congestion), dès lors qu?elles respectent, s?agissant des poids lourds, les plafonds et les méthodes de calcul fixés par le droit de l?Union et qu?elles n?aboutissent pas à une discrimination directe ou indirecte fondée sur la nationalité ou l?origine des transports. Une « taxe kilométrique » sur les voitures particulières, lorsqu?elle est liée à l?usage de l?infrastructure, s?analyse, au regard de la directive, comme un péage fondé sur la distance parcourue. La fixation des tarifs est, elle aussi, encadrée par la directive Eurovignette. Pour la composante dite de « redevance d?infrastructure », les États membres doivent veiller à ce que les montants restent liés, dans leur niveau et leur évolution, aux coûts de construction, d?exploitation et d?entretien du réseau. Pour la composante de « coûts externes », la directive prévoit des plafonds unitaires par véhicule-kilomètre, différenciés notamment selon la classe Euro et le type de zone (urbaine, sensible, etc.), que les États ne peuvent dépasser, sauf à démontrer que les coûts externes supportés par la collectivité sont supérieurs à ces valeurs. Du fait de la réforme opérée par la directive (UE) 2022/362, les États membres qui mettent en place des péages pour les véhicules lourds ont, en outre, l?obligation de moduler les tarifs en fonction des émissions de CO? des véhicules à partir de 2026110, selon des classes définies au niveau européen. Cette modulation est conçue pour favoriser les véhicules à 110 La transposition française intervenue en 2023 (Code de la voirie routière, articles L119-11 à 13) se limite aux dispositions obligatoires de la directive et n?est appliqué qu?aux contrats de concession postérieurs à mars 2022. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 141 faibles émissions, tout en maintenant un lien avec les coûts d?infrastructure et les externalités. En complément, la directive permet aux États membres de mobiliser d'autres dispositifs complémentaires facultatifs (introduction d'une redevance de congestion ou d'un sur-péage sur des tronçons routiers régulièrement saturés par exemple). Encadré 12 : Les taxes kilométriques en Allemagne, en Islande et au Royaume-Uni La LKW-Maut est la taxe kilométrique appliquée aux poids lourds en Allemagne mise en place en 2005 sur les autoroutes fédérales puis à partir de 2018 sur l?ensemble des routes fédérales. Initialement, la taxe ne visait que les véhicules de 12 tonnes et plus ; le seuil a été abaissé à 7,5 tonnes en 2015, puis à 3,5 tonnes en 2024. Le respect de l?obligation de péage est contrôlé par des portiques et bornes fixes au-dessus ou le long des routes. Le tarif au kilomètre se décompose en une composante « infrastructure », une composante liée à la pollution atmosphérique, une composante « bruit » et, depuis 2023, une composante CO?, avec des exonérations prévues pour certains véhicules. Les recettes de la LKW-Maut ont atteint près de 13 Md¤ en 2024, sous l?effet combiné de la composante CO? et de l?abaissement du seuil à 3,5 tonnes. Depuis 2024, l?Islande a mis en place une taxe kilométrique déclarative111 sur les véhicules électriques et à hydrogène à un taux de 6 couronnes islandaises (4 centimes d?euro) par kilomètres, et sur les hybrides rechargeables à un taux de 2 couronnes islandaises par kilomètre (1,3 centime d?euro). Dans son budget 2025, le gouvernement britannique a annoncé la création d?une Electric Vehicle Excise Duty (eVED), taxe nationale déclarative au kilomètre appliquée aux voitures particulières 100 % électriques et hybrides rechargeables immatriculées au Royaume-Uni, à compter du 1?? avril 2028. L?Office for Budget Responsibility estime que la mesure pourrait générer de l?ordre de 1,4 Md£ par an à l?horizon 2030. En France, les sept principales concessions autoroutières françaises dites « historiques » ? qui regroupent environ 80 % du réseau concédé ? arrivent à échéance dans une fenêtre resserrée, comprise entre le 31 décembre 2031 et le 30 septembre 2036. Le projet de loi-cadre relatif au développement des transports prévoit le maintien du système concessif et l?affectation des versements des sociétés concessionnaires à l?Agence de financement des infrastructures de transport de France (AFITF). Les versements des sociétés concessionnaires comprennent aujourd?hui une redevance 111 Incentives and Legislation | European Alternative Fuels Observatory (europa.eu) 142 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES domaniale, une contribution volontaire exceptionnelle, la taxe d?aménagement du territoire et la taxe sur l?exploitation des infrastructures de transport de longue distance, créée en 2024, pour un montant total de 2,4 Md¤. L?étude d?impact du projet de loi envisage un montant moyen annuel de ressources supplémentaires versées par les nouvelles sociétés concessionnaires de 2,5 Md¤. Les possibilités de développement d?une taxe kilométrique ne concerneraient donc que le réseau non concédé, dans le cadre de projets portés par les collectivités territoriales. L?échec passé de l?écotaxe en France, malgré des réussites à l?étranger, montre l?importance d?une réflexion fine en amont sur les caractéristiques du réseau soumis à taxation pour faciliter l?acceptation de la taxe et, dans le cas d?un système nécessitant des infrastructures lourdes de collecte, l?importance d?une stabilité du droit applicable pour amortir les équipements. Encadré 15 : L?histoire mouvementée de la taxe kilométrique en France La création d?une taxe kilométrique pour les poids lourds en Allemagne (LKW-Maut) à partir de 2005 a entraîné une réflexion sur la création d?une taxe analogue en France, notamment en Alsace afin d?éviter le report du trafic. La loi de finances pour 2009 créait une écotaxe poids lourds qui devait s?appliquer à partir de 2014 sur un réseau de 15 000 kms, dont 10 000 kms de routes, hors réseau autoroutier concédé déjà soumis à péage. Pour neutraliser les impacts de l?écotaxe sur la compétitivité des entreprises de transport routier, l?État devait mettre en place un dispositif de répercussion de l?augmentation du prix du transport sur les donneurs d?ordre, c?est-à-dire les chargeurs. Or, il a été très vite confronté à la difficulté de mettre en oeuvre un tel mécanisme, dérogatoire au principe de la négociation commerciale. En outre, la logique même de la taxe, fondée sur un barème kilométrique, a été contestée, notamment en Bretagne, qui a une tradition de routes gratuites. La contestation, qui s?est cristallisée à partir de l?installation des portiques de contrôle sur le réseau taxé (mouvement des « Bonnets rouges »), a conduit à la « suspension » de l?écotaxe en octobre 2013, puis à l?abandon du projet un an plus tard, avec un coût important pour l?État. Des possibilités d?expérimentation régionales de taxes poids lourds ont cependant été rouvertes en 2021 sur le réseau de la collectivité européenne d?Alsace, puis sur le réseau national mis à disposition des régions. La collectivité européenne d?Alsace a adopté en octobre 2024 le principe de la mise en oeuvre d?une telle taxe en janvier 2027. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 143 3.2.3. Des marges d?évolution de la fiscalité des véhicules routiers La fiscalité propre aux véhicules routiers porte à la fois sur l?achat et la détention. La fiscalité qui s?applique au moment de l?achat et de l?immatriculation d?un véhicule se traduit, d?une part, par la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) acquittée sur le prix du véhicule et, d?autre part, par un ensemble de taxes perçues lors de la délivrance du certificat d?immatriculation, communément appelé « carte grise ». La première composante est une taxe fixe, d?un montant uniforme, qui s?apparente à des frais de gestion. La seconde est la taxe régionale : assise sur la puissance fiscale (le « cheval fiscal »), elle est due pour la plupart des véhicules à moteur et son tarif unitaire est librement fixé par chaque région dans le cadre défini par la loi. Pour les « véhicules de tourisme », la fiscalité à l?immatriculation intègre en outre désormais deux instruments à portée explicitement environnementale : la taxe sur les émissions de dioxyde de carbone et la taxe sur la masse en ordre de marche, souvent désignées sous les termes de « malus CO? » et de « malus poids ». La fiscalité liée à la détention se caractérise par une dissymétrie marquée entre ménages et entreprises112. Pour les particuliers, il n?existe plus de taxe annuelle générale sur la détention des véhicules de tourisme depuis la suppression de la vignette113. À l?inverse, les véhicules affectés à des fins économiques font l?objet d?un ensemble de taxes annuelles qui visent à faire contribuer les flottes d?entreprises aux coûts environnementaux et d?usage qu?elles génèrent. Jusqu?au 31 décembre 2021, cet objectif était poursuivi principalement au moyen de la taxe sur les véhicules de sociétés (TVS). Cette taxe a été remplacée, à compter du 1?? janvier 2022, par deux taxes distinctes sur les véhicules de tourisme affectés à des fins économiques : une taxe annuelle sur les émissions de dioxyde de carbone et une taxe annuelle sur l?ancienneté, devenue au 112 En 2024, les entreprises représentaient 52 % des véhicules légers neuf vendus en France. Leurs achats conditionnent en large partie le marché de l?occasion quelques années plus tard. 113 La détention des véhicules particuliers reste indirectement imposée par la taxe spéciale sur les conventions d?assurance (TSCA). 144 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES 1?? janvier 2024 la taxe annuelle sur les émissions de polluants atmosphériques. S?y ajoute une taxe annuelle incitative au verdissement des flottes de plus de 100 véhicules, instaurée par la LFI pour 2025. À côté de ces taxes pesant sur les véhicules de tourisme, la détention de véhicules lourds de transport de marchandises reste soumise à une imposition annuelle spécifique (taxe annuelle sur les véhicules lourds de transport de marchandises), héritière de l?ancienne « taxe à l?essieu ». Dans une perspective d?augmentation de la tarification des externalités liées au transport routier et d?efficacité énergétique, une augmentation de la fiscalité à l?immatriculation présente l?avantage d?être simple à mettre en oeuvre et immédiatement opérationnelle. Cette option présente également des avantages en termes d?acceptabilité et de protection de la vie privée. Enfin, le renforcement de la taxation à l?immatriculation permet d?adresser un signal prix fort au moment clé de la décision d?achat, au moment où se déterminent la taille, la motorisation et le niveau d?émissions du véhicule qui entrera dans le parc. En renchérissant de manière ciblée l?acquisition des véhicules aux externalités les plus élevées, ou des secondes voitures au sein d?un ménage, la puissance publique oriente la composition du parc vers des modèles plus sobres. Toutefois, une augmentation de la taxation à l?achat présente plusieurs désavantages. Elle reste largement déconnectée de l?usage réel des véhicules. Par ailleurs, cette logique d?imposition à l?entrée comporte également un risque de frein au renouvellement du parc. En outre, sur le plan budgétaire, une hausse de la fiscalité à l?immatriculation constitue un outil mal adapté pour remplacer la baisse attendue des recettes de fiscalité sur les carburants car son assiette se limite aux nouvelles immatriculations, dont le volume est étroit et sensible aux aléas conjoncturels. Ainsi, une augmentation du malus CO2 pendant la phase de transition114 peut constituer un mécanisme incitatif d?appoint et la suppression du bonus pourrait être envisagée à l?issue de celle-ci, mais l?impact budgétaire et comportemental ne peut être que limité. Tout en possédant les mêmes avantages de simplicité de mise en oeuvre et de gestion et le même inconvénient de déconnexion avec l?usage 114 La suppression de l?abattement au malus pour les véhicules hybrides non rechargeables pourrait aussi être envisagée. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 145 réel du véhicule qu?un renforcement des taxes à l?immatriculation, une taxe annuelle à la détention de véhicules par les ménages pourrait être une alternative plus convaincante. La taxe à la détention présente l?avantage d?offrir une recette plus prévisible et plus stable que la taxe à l?immatriculation. Son produit dépend principalement de la taille et de la composition du parc, dont l?évolution est relativement lente, et non du volume annuel d?immatriculations, plus sensible aux aléas conjoncturels. Il ne s?agirait pas de rétablir à l?identique l?ancienne vignette, mais de construire un prélèvement moderne, plus fidèle aux coûts externes générés par le parc automobile (hors émissions de CO2, tarifées par ailleurs par la fiscalité des carburants et SEQE/ETS 2). Dans cette optique, une assiette fondée non plus sur la seule puissance fiscale, mais sur une combinaison de critères objectivables comme la masse en ordre de marche du véhicule, ou l?empreinte au sol, afin de tenir compte de l?occupation de l?espace, notamment en milieu urbain, pourrait être privilégiée. Une taxe de possession moyenne annuelle de 95 ¤2019 par véhicule particulier aurait un rendement de 3 Md¤2019, soit 10 % des pertes d?accise sur l?énergie à l?horizon 2050. 3.2.4. L?augmentation de l?accise sur l?électricité ne saurait être anticipée au risque de bloquer la transition du transport Historiquement, la France taxe moins les énergies de chauffage (électricité mais aussi gaz naturel et fioul) que celles destinées au transport. Dès lors que l?électricité devient aussi une source d?énergie prédominante dans le transport, il pourrait être envisagé de différencier la taxation de l?électricité en fonction de son usage en relevant le tarif de l?accise sur l?électricité utilisée dans les véhicules à des niveaux plus proches de celle des carburants fossiles au fur et à mesure de l?électrification du parc automobile, tout en poursuivant la convergence de la taxation de l?électricité destinée au chauffage avec celle du gaz naturel évoquée au 2 de ce chapitre. Cette perspective se heurte aujourd?hui à l?absence de solution technique permettant de distinguer les flux électriques en fonction de leur usage chez les particuliers. Si cet obstacle était levé, les anticipations d?un tel relèvement pourraient freiner la transition, sauf si le coût de la recharge restait malgré cette hausse significativement inférieure au plein d?essence et si le calendrier du relèvement était défini à l?avance, de façon à garantir 146 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES la rentabilité des investissements dans les véhicules électriques pour les ménages et pour les entreprises. L?électricité constitue un flux homogène : le réseau ne distingue pas, par nature, les kWh destinés à l?éclairage, au chauffage, à l?industrie ou à la recharge d?un véhicule électrique. La différenciation ne peut intervenir qu?au niveau des installations terminales et des dispositifs de mesure qui y sont associés. Pour les bornes publiques ou semi-publiques (voirie, parkings, commerces, entreprises ouvertes au public), la quantité d?électricité délivrée à chaque session est déjà mesurée et fait l?objet d?une facturation spécifique, ce qui n?est pas le cas pour l?ensemble des bornes privées. Dans la grande majorité des logements, la recharge s?effectue soit sur des prises domestiques classiques, soit via des bornes murales raccordées au tableau général. Le compteur principal mesure la consommation globale du site sans ventilation par usage. Pour que l?administration fiscale puisse appliquer une accise spécifique à la seule consommation liée aux véhicules, il serait nécessaire d?isoler ces consommations par un dispositif de comptage dédié et certifié. En Californie, le suivi de la recharge résidentielle des véhicules électriques repose sur une logique de sous-comptage (submetering), organisée par la California Public Utilities Commission (CPUC). La CPUC a adopté en 2022 un protocole permettant de mesurer séparément l?électricité utilisée pour la recharge du véhicule par rapport au compteur principal du logement. Sur le plan technique, le principe est de distinguer la recharge du reste des usages domestiques grâce à un compteur dédié, placé côté client : la recharge est donc identifiée par un équipement spécifique, généralement intégré à l?équipement de recharge ou installé sur le circuit dédié, puis traitée séparément du reste de la consommation du logement. Cette donnée séparée permet ensuite d?appliquer un tarif propre à la recharge, distinct du tarif applicable aux autres usages de la maison. Si une solution technique semble donc exister, des obstacles juridiques et pratiques importants subsistent. La directive sur la taxation de l?énergie ne prévoit pas une taxation différenciée de l?électricité selon ses usages. L?exemple californien repose sur un dispositif incitatif et volontaire dont la transposition sous la forme d?une obligation d?équipement liée à un dispositif fiscal peut s?avérer complexe et favoriser la fraude. Le coût de déploiement des compteurs dédiés devrait être balancé avec les avantages attendus. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 147 En termes de politique publique, une hausse trop précoce de l?accise sur l?électricité pour les recharges de véhicules pourrait entraîner des difficultés dans l?électrification du parc automobile, pourtant indispensable à la décarbonation. Cela réduirait directement l?avantage économique de la voiture électrique à l?usage. Aujourd?hui, une partie de l?attractivité des véhicules électriques repose sur un coût au kilomètre inférieur à celui d?un véhicule thermique, grâce à une électricité moins taxée que les carburants fossiles. En renchérissant l?électricité, on réduit l?écart entre le « plein » électrique et le plein de carburant : le signal prix en faveur de l?électrique devient moins lisible. Pour un ménage, surtout modeste, l?arbitrage entre garder un véhicule thermique amorti ou investir dans un véhicule électrique plus cher à l?achat devient alors moins favorable au basculement. Ensuite, l?augmentation de l?accise sur l?électricité fragiliserait le modèle économique des infrastructures de recharge. Les opérateurs de bornes répercutent mécaniquement la hausse de la fiscalité sur le prix de la recharge. Le résultat serait un double effet négatif : d?une part, les usagers verraient le coût de l?électricité augmenter ; d?autre part, la fréquentation des bornes pourrait diminuer, ce qui allongerait les temps d?amortissement des investissements et de déploiement de nouvelles infrastructures. Or, une offre de recharge dense et abordable est une condition essentielle de la diffusion des véhicules électriques. Un relèvement précoce de la fiscalité sur l?électricité créerait également une incohérence dans les signaux publics qui serait immédiatement perceptible. D?un côté, l?État subventionnerait l?achat de véhicules électriques et de points de recharge (bonus, prime à la conversion, aides à l?installation de bornes) ; de l?autre, il renchérirait simultanément l?énergie qui permet de les utiliser. Si elle est envisageable en fin de période, l?augmentation de l?accise sur l?électricité ne saurait donc être anticipée au risque de bloquer la transition. Une solution possible pour ancrer les anticipations des ménages et des entreprises serait d?adopter dans un instrument législatif une planification de long terme, mettant en regard un relèvement modéré du tarif en fin de période et l?atteinte d?objectifs d?électrification du parc. Dans tous les cas, le tarif-cible de l?accise sur l?électricité devra préserver la rentabilité à long terme de l?investissement dans un véhicule électrique plutôt que dans un véhicule thermique. 148 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Constat n° 14 : Une différenciation des tarifs d?accise sur l?électricité en fonction de l?usage n?est pas souhaitable pendant la transition. À plus long terme, elle nécessiterait une base juridique européenne et des évolutions technologiques des compteurs. 3.3. Des économies en dépenses peuvent compenser la baisse du rendement de l?accise de l?énergie Cette option, si les dépenses choisies ont un effet multiplicateur faible et ont peu d?effet sur la croissance potentielle, permet de préserver l?amélioration du taux d?effort énergétique des ménages mise en évidence en 2030 au chapitre II, sans mettre à contribution les entreprises. Sa faisabilité, dont l?analyse ne relève pas du champ de compétence du CPO, dépend toutefois de la capacité de la France à consolider ses finances publiques à moyen-long terme en faisant face aux pressions à la hausse déjà identifiées liées au vieillissement de la population, à la situation géopolitique et à la transition écologique et numérique. À cet égard, la 3ème édition du baromètre des prélèvements fiscaux et sociaux du CPO a souligné que le soutien de la population à des baisses de dépenses publiques, même en contrepartie de baisse d?impôts, restait minoritaire pour la plupart des grands postes de dépenses : 28% pour les dépenses de retraite, 30 % pour les dépenses de santé, 41% pour les dépenses de lutte contre la pauvreté et 42% pour les dépenses de défense. Au total les choix de finances publiques passent sans doute par la combinaison d?une diminution des dépenses publiques et la sollicitation d?autres impositions, sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. Recommandation n° 6 : Définir une stratégie à long terme pour faire face aux pertes d?accise liées à la sortie des énergies fossiles en combinant une diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. QUEL AVENIR POUR LA FISCALITÉ DE L?ENERGIE ? 149 Conclusion Depuis 1973, la part des énergies fossiles dans le mix énergétique français diminue et la consommation globale d?énergie baisse depuis le début des années 2000. Ces évolutions sont le produit de multiples facteurs (chocs pétroliers, politique d?indépendance énergétique, désindustrialisation) auxquels se sont récemment ajoutées les politiques de décarbonation. La fiscalité énergétique repose principalement sur l?accise sur l?énergie, fondée sur les quantités, et la TVA, assise sur les prix. Conçue dans une logique de rendement, elle a intégré progressivement des contraintes environnementales, mais de façon incomplète et parfois peu cohérente. Elle se révèle aussi peu adaptée pour compenser les effets des fluctuations des prix, car les baisses de fiscalité indirecte ne se répercutent que partiellement sur la consommation et l?investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont politiquement difficiles à retirer. La hausse du prix du pétrole observée dans le contexte des tensions au Moyen-Orient entrainera, en 2026, une augmentation de la TVA perçue sur les carburants mais une diminution de l?accise en raison de la réduction de la demande en réponse à l?augmentation des cours. À plus long terme, la réduction globale de la consommation énergétique et l?électrification du transport vont réduire le rendement de l?accise, significativement dès 2030, drastiquement à l?horizon 2050. Les ménages qui auront pu mener à bien les investissements de d?efficacité énergétique du chauffage et l?électrification de leur mode de transport bénéficieront d?un gain de pouvoir d?achat qui, sous les hypothèses retenues par la stratégie nationale bas carbone 3, serait supérieur à l?augmentation des prix de l?énergie pour les ménages induite par la mise en place d?un second marché carbone européen prévue pour 2028. Ceci doit conduire à privilégier des aides à l?investissement dans la décarbonation ciblées sur les plus modestes et les plus exposés par rapport à des mesures générales de baisse de la fiscalité de l?énergie pour accompagner le déploiement de ce second marché carbone. 150 CONSEIL DES PRÉLÈVEMENTS OBLIGATOIRES Les effets de la diminution des quotas gratuits du premier marché carbone et de la mise en place du second se feront également sentir sur les entreprises qui bénéficient aujourd?hui, pour nombre d?elles, de tarifs réduits d?accise sur les carburants, le gaz ou l?électricité. La maturité et la compétitivité des alternatives technologiques aux énergies fossiles dans ces secteurs et l?exposition internationale des entreprises concernées devront être prises en compte dans la réévaluation des dépenses fiscales favorables aux énergies fossiles. À l?horizon de la fin de la transition, pour faire face aux pertes d?accise sur l?énergie, les choix devront combiner la diminution des dépenses publiques avec la sollicitation d?autres impositions, portant sur les usages de l?énergie, sur d?autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises. INVALIDE)