L’idée d’attribuer un prix aux émissions de dioxyde de carbone (CO₂) est née en 1968. L’économiste J.H. Dales a développé un concept d’incitation à la baisse des émissions s’appuyant non sur des moyens d’ordre public - limites ou interdictions - mais sur des moyens de l’économie de marché (J.H. Dales, Pollution, Property and Prices: An Essay in Policy-making and Economics (New Horizons in Environmental Economics), Glos, Edward Elgar Publishing, 1968, 2002 réédition). Ce concept a ensuite été discuté à Genève lors de la première conférence mondiale sur le climat en 1979, pour finalement être intégré au Protocole de Kyoto en 1997. En ratifiant ce protocole, les États de l’Annexe I se sont engagés à réduire d’ici les années 2008-2012, leurs émissions de six gaz à effet de serre (GES) - dont le CO₂ - de 5,2% par rapport à l’année de référence - 1990. Ils étaient incités à atteindre ce but en élaborant des instruments de marché.

 

Avant que le protocole de Kyoto n’entre en vigueur, l’Union européenne (UE), partie au protocole, a introduit en 2003, par la Directive 2003/87/CE (JOUE, L. 275), le système d'échange de quotas d'émissions de gaz à effet de serre de l’Union européenne (SEQE-UE) dont l’application est sectorielle, contrairement à celle du protocole. Les entreprises participant au SEQE-UE, se voient attribuer un nombre de certificats - droits d’émission - qu’elle peuvent échanger en fonction de leurs besoins. À la fin de l'année, chaque entreprise doit restituer un nombre suffisant de quotas pour couvrir toutes ses émissions, sous peine de s'exposer à de lourdes amendes.

A l’origine, le SEQE-UE ne concernait que l’énergie et l’industrie. Il a été élargi en 2012 au trafic aérien international par la directive 2008/101/CE (JOUE L. 8/3). Les secteurs des autres modes de transport et le secteur du bâtiment ne sont pas couverts.

Une fois la date butoir des engagements relatifs au protocole de Kyoto - 2012 - passée, plus aucune convention de droit international fixant des objectifs de réduction des GES pour les États n’était en vigueur, faute de ratifications suffisantes de l’amendement de Doha censé prendre le relai pour la période 2013-2020. En 2015, l’Accord de Paris vient fixer de nouveaux objectifs. Limiter le réchauffement climatique à une augmentation de maximum 2°C - idéalement 1,5°C - par rapport au niveau préindustriel est le nouveau mot d’ordre. Les États se sont fixés des objectifs individuels afin d’atteindre un but commun.

 

L’Allemagne a annoncé réduire d’ici 2030 ses émissions de 38% et la France de 37% par rapport à 2005. Ces engagements internationaux n’étaient pas directement applicables en droit interne, en raison du caractère dualiste des systèmes juridiques allemand et français. Ils le sont devenus en vertu du Règlement (UE) 2018/842 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2018 relatif aux réductions annuelles contraignantes des émissions de gaz à effet de serre par les États membres de 2021 à 2030 contribuant à l’action pour le climat afin de respecter les engagements pris dans le cadre de l’accord de Paris (JOUE L. 156/26). Ce règlement instaure un principe de comptabilisation à la source des émissions (« Upstream »), selon lequel les objectifs de réduction se rattachent à la mise sur le marché de produits dont la consommation émet des GES et non à la consommation de produits émetteur de GES (« Downstream »).

 

Pour atteindre leur objectif 2030, les États disposent de différents instruments afin de contrôler les émissions de GES des secteurs non couverts par le SEQE-UE. Eu égard aux résultats alarmants des premiers rapports relatifs au respect de leurs engagements (G.P. Peters e.a., « Key indicators to track current progress and future ambition of the Paris Agreement », Nature Climate Change, 2017), certains États ont choisi d’adapter leurs instruments en vigueur quand d’autres ont opté pour de nouveaux instruments.

 

        L’Allemagne et la France, occupant respectivement la première et quatrième place en termes d’émissions de CO₂ dans l’Union européenne (Eurostat, « Early estimates of CO₂ emissions from energy use - In 2018, CO₂ emissions in the EU decreased compared with 2017 », Eurostat Press Office, 2019.), ont fait le choix d’instruments différents pour remplir leur objectif. Ces choix feront l'objet d’une étude comparative dans cet article.

 

En Allemagne, retenant une approche peu conventionnelle, le système national d'échange de quotas d’émission (« nationales Emissionshandelssystem » - nEHS) a pour but de relever le défi de la neutralité CO₂. En France le système dit de la composante carbone, fait face à des difficultés. Alors qu’ils s’inscrivent dans un même cadre réglementaire européen, les instruments allemand et français diffèrent, non seulement dans leur champ d’application (I) mais également dans leur mise en œuvre (II).

 

 

 

        Le législateur, aussi bien allemand que français, a dû faire face à des difficultés constitutionnelles (a) puis pratique (b) concernant l’application de ces instruments.

 

        La tarification des émissions de CO₂ s’est heurtée à des barrière constitutionnelles de part et d’autre du Rhin.

 

En Allemagne, l’introduction d'une tarification du CO₂, a soulevé la question de la compatibilité avec la loi fondamentale allemande (« Grundgesetz » - GG). Selon la jurisprudence explicite de la Cour constitutionnelle (Bundesverfassungsgericht ou BVerfG, décision du 13 avril 2017 – 2 BvL 6/13, Rn. 71; Leisner-Egensperger, NJW 2019, 2218 (2220 f.)), le simple législateur ne dispose pas d’un « droit d'invention fiscale ». Perçue comme un impôt, la tarification aurait dû s’inscrire dans les types d'impôt énumérés - de manière exhaustive - à l'article 105 II 2 GG en liaison avec l'article 106 GG. Différentes variantes de tarification du CO₂ comme impôt de consommation ont fait l'objet de diverses controverses doctrinales (I. Zenke et C. Telschow, « CO₂-Bepreisung durch nationalen Emissionshandel », EnWZ, 2020, p.162).

La question a été partiellement réglée avec la récente introduction, par le biais du « Brennstoffemissionshandelsgesetz » (BEHG) du 12 décembre 2019 (BGBl. I S. 2728), d’un système d'échange de droits d'émission de CO₂ (le nEHS), à l’image de celui de l’Union européenne. N’étant pas un impôt à proprement parler, le système n’a pas besoin de s’inscrire dans une des catégories susmentionnées, mais l’hypothèse selon laquelle il pourrait s’agir d’un impôt déguisé subsiste et pourrait faire l’objet d’un recours devant le BVerfG.

En France, différentes tentatives d’introduction de taxe carbone, en 2000 et 2010, ont été censurées par le Conseil constitutionnel pour rupture de l’égalité devant l’impôt (décision n° 2000-441 DC sur loi de finances rectificative pour 2000 du 28 décembre 2000 et décision n° 2010-623 DC sur la loi de finances rectificative pour 2010 du 28 décembre 2010). Ces taxes prévoyaient en effet de nombreuses exonérations, qui pour être constitutionnelles, devaient être en adéquation avec les objectifs d’intérêt général qu’elles poursuivaient. Or les taxes carbone adoptées en 2000 et 2010 prévoyaient des exonérations jugées contraires à l’objectif de réduction des émissions de CO₂.

Au vu de ces échecs, une solution permettant de contourner le principe est adoptée en 2013. Une taxe carbone est introduite sous la forme d’une « composante carbone » - ci-après CC (Loi n° 2013-1278 du 29 décembre 2013 de finances pour 2014, JORF n°0303). Ce n’est pas une taxe à proprement parler mais une modalité de calcul des taxes intérieures de consommation (TIC) proportionnelle au contenu en CO₂ des produits énergétiques.

 

        Les champs d’application ratione personae des deux instruments appliquent le principe de comptabilisation à la source que l’on retrouve dans le règlement 2018/842.

 

Les obligations prévues par le BEHG lient les entreprises qui mettent des carburants sur le marché. Ces entreprises, dites distributrices, sont notamment des grossistes en combustibles, des fabricants de combustibles avec grande distribution et des entreprises qui importent des combustibles en Allemagne. Les sociétés peuvent être des personnes physiques ou morales ainsi que des sociétés de personnes.

 

En France, ce sont également les distributeurs de combustibles qui sont concernés. Ils sont débiteurs de la Composante Carbone dont les taux sont définis au niveau national, hors DOM, avec une modulation régionale.

 

Dans les deux systèmes, les distributeurs incluent le montant de leurs obligations dans leur prix de revente. Le consommateur final supportera le prix de ses émissions de CO₂. De cette manière, les politiques espèrent orienter les consommateurs vers des énergies renouvelables, moins taxées.

 

        La Composante Carbone s’applique à trois des quatre taxes intérieures de consommation (TIC) existantes : la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN), et la taxe intérieure sur la consommation de charbon (TICC). La taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE) n’est pas concernée, les combustibles associés à sa production étant eux-mêmes déjà taxés.

La TICPE est une taxe qui porte sur les produits pétroliers lorsqu'ils sont destinés à être utilisés en tant que carburant ou combustible de chauffage. Ces produits sont ceux visés par deux directives européennes (Directive 2003/96/CE du conseil du 27 octobre 2003 restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l’électricité, JOUE L 283/51 ; Directive 2008/118/CE du conseil du 16 décembre 2008 relative au régime général d’accise, JOUE L9/12), transposées en droit français à l’article 265 du code des douanes. La TICGN et la TICC sont des taxes portant respectivement sur le gaz naturel et le charbon. Elles sont réglementées aux articles 266 quinquies et 266 quinquies B du code des douanes. La Composante Carbone s’applique aux produits couverts par ces trois taxes.

 

Le « Brennstoffemissionshandelsgesetz » (BEHG) inclut dans le « nationales Emissionshandelssystem » (nEHS) tous les combustibles dont la combustion peut entraîner des émissions de CO₂ sans exception, dont le charbon notamment (cf. annexe 1 BEHG). Mais pour les deux première années, 2021 et 2022, le nEHS se limite aux principaux carburants : essence, diesel, mazout de chauffage, gaz naturel et gaz liquéfiés (cf. annexe 2 de la BEHG).

 

        Cette limitation du champ d’application ratione materiae, s’inscrit dans la phase d’introduction prévue par le BEHG, dont le but est de permettre aux participants de s'adapter aux nouveautés du nEHS. Au cours de celle-ci, les certificats seront d'abord vendus à des prix fixes, allant de 25 à 55 euros par tonne de CO₂ (€/tCO₂), sur la période 2021-2025. S’en suivra une phase de transition d'un an, en 2026, au cours de laquelle sera fixé un « cadre de prix » pour les enchères, allant de 55 à 65€/tCO₂. S’il n’en a pas été décidé autrement d’ici là, les prix seront librement fixés par le marché à partir de 2027 (Umweltbundesamt, Nationales Emissionshandelssystem - Hintergrundpapier, Berlin, Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt), 2020, p.10).

 

Côté français, une augmentation progressive du taux de la Composante Carbone a été prévue : 7€/tCO₂ en 2014, 14,5€/tCO₂ en 2015, 22€/tCO₂ en 2016, 30,5€/tCO₂ en 2017, 44,6€/tCO₂ en 2018 (Ministère de la Transition écologique et solidaire, « Fiscalité des énergies », 2020, p.2). Une cible à long terme, avec un taux défini à 100€/tCO₂ en 2030, a été fixée par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (JORF n° 0189), mais les mouvements sociaux d’automne 2018 ont poussé le gouvernement à geler en 2019 et 2020 les taux de TIC au montant fixé pour 2018, pour préserver le pouvoir d’achat des ménages.

 

 

 

      La mise en œuvre de ces instruments a soulevé des questions majeures, leur articulation avec le système européen déjà en place (a), les exonérations prévues (b) et le fléchage des recettes (c).

 

        Ces deux instruments prévoient des mesures afin d’éviter les chevauchements avec le SEQE-UE.

 

En France, les entreprises dont les installations sont soumises au SEQE-UE, restent assujetties aux taxes en vigueur au 31 décembre 2013. Celles dont les activités ne sont pas soumises au SEQE-UE en raison de leur taille, mais figurent sur la liste des activités exposées à un risque important de « fuite carbone » établie par la décision 2014/746/UE de la Commission européenne du 27 octobre 2014 (JOUE L. 308/114), restent assujetties aux taxes en vigueur au 31 décembre 2014. Pour bénéficier de ces exonérations, l’utilisateur final de gaz naturel adresse, à ses fournisseurs, une attestation conforme au modèle fixé par l’administration (Décret n° 2016-397 du 31 mars 2016 fixant les modalités du contrôle de la destination des produits visés au 1 de l'article 266 quinquies du code des douanes affectés à des usages exemptés, exonérés ou taxés à taux réduits de la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel prévue au même article). L’application de l’exonération, se fait en amont de la vente, lors de la conclusion du contrat de vente.

 

Les chevauchements entre le système allemand et le système européen sont inévitables en raison des différences d’approche réglementaire. L’un, le nEHS, pratique le « Upstream », obligeant les distributeurs et l’autre, le SEQE-UE, pratique le « Downstream », obligeant les exploitants d’installations.

Lorsque qu’un combustible, entrant dans le champ d’application du nEHS, est livré à une installation soumise au SEQE-UE, les émissions de ce combustible seront doublement taxées. Pour éviter cela, le BEHG a prévu deux mécanismes : le distributeur peut soustraire ce qu’il a livré à des installations soumises au SEQE-UE à ses redevances. Alternativement, l’exploitant d’une installation du SEQE-UE peut demander à l’autorité allemande chargée de l'échange de quotas d’émission (Deutsche Emissionshandelsstelle - DEHst) une compensation pour la tarification supplémentaire.

 

        Des exonérations sont imposées au niveau européen par la Directive 2003/96/CE. Le transport aérien et maritime international, le bois de chauffage, les produits à double usage et les produits minéraux non métalliques bénéficient d’exemptions totales.

 

Hormis celles prévues par l’UE, le BEHG ne prévoit pas d’exonérations sectorielles. Il prévoit des mesures visant à assurer la compétitivité au niveau européen et international des entreprises touchées par les coûts additionnels sur le carburant (§ 11 al. 3 BEHG). Ces mesures visent à empêcher la délocalisation des entreprises (et par voie de conséquence de leurs émissions) à l'étranger - ce qu'on appelle la fuite de carbone (« Carbon Leakage »). Un soutien financier aux investissements respectueux de l'environnement réalisés par les entreprises est prévu à cet effet.

Certaines entreprises peuvent être victimes de surcoûts, n’ayant pas la possibilité de répercuter les coûts sur leurs clients. Pour ces cas individuels - assez atypiques - un niveau minimum de protection contre les charges indirectes disproportionnées - plus de 20% des coûts économiques totaux ou de la valeur ajoutée - dues à l'introduction du nEHS est prévu. L'autorité compétente accorde, sur demande, une compensation financière du montant nécessaire pour éviter des difficultés excessives. Les distributeurs sont exclus de cette disposition. Un décret précisera ces mesures, dont les règles seront applicables à partir de 2021.

 

En France, les installations intensives en émissions de GES déjà soumises au SEQE-UE ou exemptées pour risque de fuite carbone, bénéficient également d’exonérations. Elles sont exonérées de la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN). Outre cela, la France pratique des exonérations sectorielles en faisant un large usage des exonérations autorisées par l’UE (Article 32 de la Loi n° 2013-1278 du 29 décembre 2013 de finances pour 2014, JORF n°0303). Le transport aérien et fluvial intérieur bénéficie d’une exemption totale. Les professionnels agricoles, l’utilisation non routière de gazole, le transport public routier en commun de voyageurs, les exploitants de taxis et le transport routier de marchandises bénéficient d’un remboursement partiel.

 

        Ce qu’il advient des revenus générés par ces genres d’instruments est communément appelé le fléchage.

 

En raison du principe de non affectation des budgets et de la nature même de la Composante Carbone, il n’est pas possible de suivre précisément l’affectation des recettes de celle-ci. Les revenus de taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) en revanche font l’objet, d’une part d’un fléchage « strict », vers un compte d’affectation spécial « transition énergétique » (CAS TE), et d’autre part d’un fléchage « soft », pour financer certaines mesures destinées à compenser ces prélèvements (L. Rogissart e.a., « La composante carbone en France : fonctionnement, revenus et exonérations », Institute for climate economics, 2018 Point Climat n° 56). La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte par exemple, dispose que « l’élargissement progressif de la part carbone [est] compensé, à due concurrence, par un allègement de la fiscalité pesant sur d’autres produits, travaux ou revenus ».

 

Si l'obligation de payer prévue par le § 10 al. 2 BEHG n'est ni un prélèvement offrant des avantages constitutionnellement admissibles, ni un impôt conforme à la constitution, alors elle peut toujours être considérée comme un prélèvement spécial. Ces prélèvements spéciaux sont une obligation monétaire imposée par l'État, n’offrant aucune contrepartie directe, prélevée uniquement auprès d'un certain groupe. Les recettes qu’ils génèrent alimentent des fonds spéciaux, comme celui pour l'énergie et celui pour le climat, le « Energie- und Klimafonds » - EKF (T. Müller et H. Kahl, « Zur verfassungsrechtlichen Einordnung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes », Stiftung Umweltenergierecht, 2019, p.14).

 

 

        Le prix de la tonne de CO₂ est actuellement nettement plus élevé en France - 44,6€/tCO₂ (Ministère de la Transition écologique et solidaire, « Fiscalité des énergies », 2020, 26 p.) - qu’en Allemagne - 25€/tCO₂ (Umweltbundesamt, Nationales Emissionshandelssystem - Hintergrundpapier, Berlin, Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt), 2020, p.10). Cela peut s’expliquer par la sortie de l’Allemagne en 2011 du nucléaire, qui l’a rendu beaucoup plus dépendante des « énergies fossiles traditionnelles » très émettrices en CO₂, contrairement au nucléaire dont les conséquences environnementales sont tout autre. Plus dépendante des énergies fossiles, l’Allemagne émet plus de GES et ne peut se permettre un prix aussi élevé que la France. L’Hexagone, fait face à d’autres difficultés : la prolongation de la trajectoire initialement prévue, n’a pas pu s’y imposer socialement. Peut-être le prix est-il trop élevé ou pas assez compensé. Il sera intéressant de voir comment les consommateurs allemands vont réagir aux effets du nEHS et si ce dernier sera en mesure de les orienter vers une consommation moins lourde en CO₂. Par ailleurs, si le nEHS fait ses preuves, il pourrait inspirer d’autres États, voir mener à un élargissement, à son image, du SEQE-EU.

 

 

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2. Sources associatives :

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