Subventions aux énergies renouvelables

Certaines énergies renouvelables sont rentables et se sont développées spontanément : énergie hydroélectrique (réserve d'eau et d'énergie potentielle), certaines énergies issues de la biomasse (bois, résidus agricoles, déchets urbains) ; d'autres, dont le coût de production dépasse leur valeur économique ou dont le retour sur investissement est long, n'ont pu démarrer que grâce à des aides ou subventions les rendant rentables pour les investisseurs.

Les systèmes de subventions en cours varient selon le pays et le contexte local, pouvant parfois se superposer, en particulier lorsque plusieurs niveaux de pouvoir politique interviennent :

Par zone géographique

États-Unis

L'American Reinvestment and Recovery Act (plan de relance de 2009) a accordé un crédit d'impôt sur la production : renewable energy Production Tax Credit (PTC) de 2,3 c$/kWh pendant dix ans ; l'Energy Policy Act de 2005 instituait au niveau fédéral des crédits d'impôt pour les énergies renouvelables, reconduits en 2008 : le renewable energy Investment Tax Credit (ITC), crédit d'impôt de 30 % des investissements dans les systèmes solaires résidentiels et commerciaux, les piles à combustible et le petit éolien (< 100 kW), et de 10 % pour la géothermie, les micro-turbines et les centrales de cogénération de moins de 50 MW, jusqu'au 31 décembre 2016 ; de plus, une trentaine d'États ont aussi leur programme de soutien sous forme de tarifs d'achat, de subventions ou de quotas. La Californie a accordé dès les années 1980 des déductions fiscales qui ont permis la construction de parcs éoliens tels qu'Altamont Pass (576 MW, 1981-1986).

Australie

Le système de certificat vert est utilisé. Le programme RET (Renewable Energy Target, Objectif d'énergie renouvelable), institué par des lois de 2000 et 2001, a pour but d'amener la part des énergies renouvelables dans la production d'électricité australienne à 20 % en 2020, grâce à un système de certificats (Large-scale Generation Certificates et Small-scale Technology Certificates) émis pour chaque MWh d'électricité renouvelable produit par les producteurs d'EnR, qui les vendent aux fournisseurs d'électricité, qui les remettent en fin d'année au Clean Energy Regulator pour attester de leur conformité aux objectifs annuels du programme RET. Ces certificats verts sont également utilisés au Royaume-Uni (ROCs - Renewable Obligation Certificate System), en Suède, en Belgique, en Pologne, ainsi que dans 31 États des États-Unis qui ont institué des quotas d'énergie renouvelable dans l'électricité commercialisée (cf. plus bas : systèmes de quotas).

Europe

Le système de soutien le plus utilisé initialement, à la suite de la mise en place de la Directive 2001/77/CE, est celui des tarifs d'achat réglementés (en anglais : feed-in tariff, c'est-à-dire tarif d'injection [au réseau]) : les fournisseurs d'électricité ont l'obligation légale d'acheter toute la production des installations de production d'électricité à partir d'énergie renouvelable, pendant 10 à 20 ans, à des tarifs fixés par l'administration ; le surcoût de ces tarifs par rapport aux prix du marché de gros est remboursé aux fournisseurs au moyen d'une surtaxe sur les factures d'électricité des consommateurs.

Allemagne

Le tarif d'achat réglementé était en 2012 de 8,8 c€/kWh pour les éoliennes terrestres et 15,6 c€/kWh pour les éoliennes en mer ; il est répercuté sur les consommateurs d'électricité par le biais de l'équivalent de la CSPE, appelé EEG-Umlage qui atteignait 5,277 c€/kWh en 2013 (+0,25 c€/kWh de taxe pour les éoliennes en mer) sur un prix moyen de l'électricité pour un ménage-type allemand de 28,5 c€/kWh.

France

Le tarif d'achat a été fixé pour l'éolien par l'arrêté du 17 novembre 2008 à 8,2 c€/kWh (indexé ensuite selon une formule qui l'amenait en 2012 à 8,74 c€/kWh) ; le surcoût par rapport au prix du marché (moyenne en 2015 : 42,6 €/MWh, soit 4,26 c€/kWh), calculé à 3 156,1 M€ en 2013 par la Commission de régulation de l'énergie, qui l'évalue à 3 722,5 M€ pour 2014 et 4 041,4 M€ pour 2015, est répercuté sur les consommateurs d'électricité par le biais de la contribution au service public de l'électricité (CSPE), fixée à 13,5 €/MWh en 2013, 16,5 €/MWh en 2014 et 19,5 €/MWh en 2015 alors que la CRE estime qu'elle devrait être fixée à 25,93 €/MWh pour couvrir les charges et les arriérés ; la compensation du surcoût des EnR représente 63,7 % de la CSPE, et le photovoltaïque représente 62 % de ces 63,7 %.

Un autre dispositif fréquemment utilisé (conjointement à celui des tarifs d'achat) est celui des appels d'offres : en France, il a pour finalité de soutenir les filières en retard de développement et est utilisé surtout pour les grandes installations (parcs éoliens en mer, grandes centrales solaires, centrales à biomasse…) ; la Cour des Comptes relève que certains appels d'offres n'ont pas atteint leurs objectifs (cahier des charges insuffisamment respecté par les projets, tarifs proposés trop élevés, nombre insuffisant de projets candidats, etc.) : celui de 2004 lancé pour installer 500 MW d'éolien terrestre n'a retenu que 287 MW, soit 56 % de l'objectif ; celui de 2010 n'a retenu que 66 MW pour un objectif de 95 MW. Pire, de nombreux appels d'offres n'ont pas permis de limiter les prix proposés par les porteurs de projet, soit par manque de concurrence, soit du fait de difficultés techniques ayant incité les candidats à prendre des marges de risque importantes, en particulier celui qui a été lancé en 2011 pour des parcs éoliens en mer : le prix de référence fixé dans l'appel d'offres n'a pas été respecté pour trois des quatre sites concernés.

Le 17 mars 2026, la Cour des comptes publie un rapport sur les aides publiques aux énergies renouvelables : les tarifs moyens d'achat de l'électricité qu'elles produisent restent nettement plus élevés que les prix habituellement constatés sur les marchés de gros, soit 40–50 €/MWh pour l'électricité et moins de 50 €/MWh pour le gaz. Les centrales sous obligation d'achat (dont toute l'électricité produite est achetée aux frais de l'État) ont perçu en moyenne 174,8 €/MWh en 2024 (97 €/MWh pour l'éolien terrestre, 211 €/MWh pour le biogaz et 266 €/MWh pour le solaire). Les centrales sous complément de rémunération (où l'État compense seulement l'écart avec les prix de marché) reçoivent en moyenne 73 €/MWh. Les contrats de soutien à la production d'électricité d'origine renouvelable et à la production de biométhane en métropole ont représenté pour l'État un coût total cumulé de 26,3 milliards € entre 2016 et 2024, soit un coût annuel moyen de 2,9 milliards €. En 2025, ce coût total atteint 7,4 milliards € en métropole et 10,9 milliards € en ajoutant notamment l'outre-mer. La Cour demande à l'État d'améliorer « la maîtrise, la prévisibilité et l'anticipation » du soutien public ; elle recommande de supprimer au moins 20 % des dossiers conformes lors des futurs appels d'offres, pour ne garder que les plus compétitifs, de revoir les coefficients d'indexation des contrats (ceux des premiers parcs éoliens en mer verront leur tarif d'achat d'électricité augmenter de 45 % en vingt ans).

Chine

Le 9 janvier 2026, le gouvernement chinois annonce la fin progressive des crédits d'impôts à l'export dont bénéficiaient, jusqu'à présent, les fabricants chinois de panneaux solaires et de batteries. Ces crédits d'impôts sur la taxe sur la valeur ajoutée, seront supprimés dès le 1^er avril 2026 pour les fabricants chinois de panneaux photovoltaïques. Dans les batteries, le taux passera de 9 % à 6 % à la même date, puis sera complètement supprimé en 2027. La compétition intra-sectorielle mortifère entre fabricants chinois, causée par la surproduction, avait fait chuter le prix des panneaux solaires de 20 centimes de dollars par watt au premier semestre 2023 à 7-9 centimes en 2024 et début 2025, selon le cabinet Wood Mackenzie. En conséquence, le secteur a enregistré des pertes équivalentes à 4,4 milliards de dollars entre janvier et septembre 2025, selon le média économique Caixin.

Quotas

Des systèmes de quotas sont utilisés aux États-Unis et en Chine : la puissance publique impose aux entreprises électriques une contribution minimale d'énergies renouvelables en termes de capacité installée ou d'électricité produite sous la forme de quotas, qui évoluent dans le temps avec les objectifs de politique énergétique ; ce dispositif est très souvent complété par d'autres mécanismes de soutien tel que les crédits d'impôts, ainsi, dans les États américains où ce système est mis en place, sa contribution à la valorisation des kWh n'est que de l'ordre de 25 %. Ces États américains, au nombre de 31, ont institué des « normes de portefeuille d'énergie renouvelable » (Renewable portfolio standard, RPS) qui obligent les fournisseurs d'électricité à atteindre une certaine part d'énergie renouvelable dans l'électricité commercialisée (ex. : 15 % en 2025 en Arizona, 30 % en 2020 au Colorado, 33 % en 2020 en Californie) ; les producteurs de ces énergies reçoivent des certificats (REC) pour chaque kWh produit, qu'ils vendent à leurs clients fournisseurs en même temps que leur électricité ; les fournisseurs peuvent alors présenter ces certificats à l'administration pour démontrer leur conformité au RPS ; sinon ils doivent payer des pénalités. Un rapport constate que ce système de RPS est plus efficace lorsqu'il est combiné avec les crédits d'impôt fédéraux (PTC).

Contrat pour différence

Le contrat pour différence (ou prime ex-post) est un système en vigueur en 2014 sur option en Allemagne, en Italie et au Royaume-Uni, et préconisé par la Commission européenne : un niveau de référence (target price) est défini par le régulateur ; le producteur vend l'électricité produite au prix de marché de gros, directement ou via un « intégrateur », notamment pour les acteurs sans accès direct au marché (petits producteurs) ; le producteur perçoit un complément de rémunération (« prime ») dans le cas où la différence entre le niveau de référence et le prix de marché est positive ; sinon le producteur doit verser le surplus perçu ; une variante (le contrat pour différence asymétrique) ne prévoit pas ce reversement. Selon le SER, ce système impose au producteur des coûts supplémentaires de commercialisation pouvant aller jusqu'à 10 % du coût d'achat.

Une variante, la prime ex-ante, appliquée en Espagne jusqu'en 2008 et au Royaume-Uni depuis 2014 en option, prévoit une prime définie initialement par le régulateur et fixée pour une durée limitée ; cela simplifie le système et diminue donc son coût, mais suppose des hypothèses sur les prix de marché futurs et donc un risque pour le producteur.

En réaction au poids croissant des subventions aux énergies renouvelables, les États envisagent en 2014 des réformes pour améliorer l'efficacité des systèmes de soutien en accroissant leur sélectivité et en cherchant à insérer progressivement les EnR dans les mécanismes de marché ; c'est ce que préconisent la Commission européenne, la Cour des comptes française et la Commission de régulation de l'énergie (CRE). C'est également dans ce sens que se dirigent la réforme en cours de lancement en 2014 en Allemagne et les projets esquissés par le gouvernement français dans le cadre de la transition écologique. Le Syndicat des énergies renouvelables et le CLER - Réseau pour la transition énergétique contestent ces projets, en particulier l'idée lancée par la Commission européenne de lancer des appels d'offres technologiquement neutres (mise en concurrence de l'ensemble des technologies), qui selon eux empêcherait le développement de filières industrielles nouvelles ; pour eux, les appels d'offres devraient être réservés aux gros projets, de même que la mise en œuvre à terme d'un mécanisme de « prix de marché plus prime ex-post » (Feed-in-Premium ex-post, ou contrat pour différence). Ils souhaitent que les petites installations continuent à bénéficier de l'obligation d'achat à tarif réglementé.

Le ministère de l'Énergie annonce le 16 janvier 2015 sa décision de remplacer le système des tarifs d'achat par un dispositif de vente sur le marché, assorti d'une prime variable, calculée par différence entre le prix moyen de l'électricité sur le marché et un prix cible maximal, en application des nouvelles lignes directrices sur les aides d'État adoptées en avril 2014 par la Commission européenne. Cette évolution doit s'appliquer seulement aux grandes installations (hors filières émergentes comme l'éolien en mer) ; elle sera incluse dans la loi sur la transition énergétique. À compter du 1^er janvier 2017, les producteurs devront aussi renoncer au système du guichet ouvert pour les installations d'une certaine taille, qui seront alors attribuées exclusivement par appel d'offres.

À compter du 1^er janvier 2016, ce nouveau dispositif s'applique aux installations de puissance installée supérieure à 500 kW, hors filières émergentes comme l'éolien en mer ; l'éolien terrestre bénéficie d'un délai supplémentaire de deux ans ; le solaire photovoltaïque, qui dépend des appels d'offres pour les grandes centrales, est concerné dès 2016, ainsi que la biomasse, la géothermie et le biogaz. Pour vendre leur électricité sur le marché, de nombreux producteurs d'énergie verte doivent se tourner vers un intermédiaire : l'agrégateur, car les producteurs doivent fournir des prévisions, et subissent des pénalités en cas d'erreur ; or, dans les renouvelables, il est difficile d'établir des estimations fiables, surtout pour les petits producteurs ; les agrégateurs, qui achètent de l'électricité à plusieurs producteurs, voient leurs risques d'erreur minimisés grâce à la diversification de leur portefeuille. Parmi les agrégateurs, outre EDF et Engie, les acteurs allemands vont mettre à profit leur expérience.

En Allemagne, la vente directe des énergies renouvelables assortie d'une prime de marché, possible depuis 2012 et obligatoire depuis 2014 pour les nouvelles installations de plus de 500 kW, a du succès : selon les gestionnaires de réseaux, deux tiers de la production d'électricité d'origine renouvelable devrait être vendue sur le marché en 2016 et environ trois quarts en 2019, selon la fédération professionnelle Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (de) (BDEW). Les agrégateurs allemands, dont l'électricien norvégien Statkraft, leader en Allemagne avec 8 700 MW, ou encore Next Kraftwerke, qui agrège un portefeuille de 1 500 MW composé de 3 000 installations, essentiellement des petites centrales à biomasse, éoliennes et solaires, comptent se positionner sur le marché français.

Montant des subventions

En France, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) dresse chaque année l'inventaire des charges de service public (surcoûts créés par les obligations de service public) ; en 2018, les surcoûts découlant de l'obligation d'achat des EnR ont atteint 4 659 millions € au titre des contrats d'achat et 8,8 millions € au titre des compléments de rémunération. Ces subventions sont financées par la taxe intérieure sur la consommation finale d'électricité (TICFE) et la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) ; la TICFE sur l'électricité est fixée de 2017 à 2019 à 22,5 €/MWh, soit 2,25 c€/kWh. La CRE constate que les charges de service public liées aux EnR sont en baisse en 2018, du fait de la hausse observée des prix de marché de gros de l'électricité au cours du deuxième semestre 2018 et de la baisse de la production et du coût d'achat subséquent pour la filière éolienne en raison d'une météorologie défavorable au cours de l'été 2018. Le soutien public aux énergies renouvelables augmente au cours de la décennie 2010, pour atteindre près de 6 milliards d'euros par an avant la crise énergétique de 2021-2023. Ce niveau devrait devenir la norme après 2025, puis décroître en raison des mécanismes existants.

En Allemagne en 2019, la contribution EEG (EEG-Umlage, équivalent allemand de la TICFE), a baissé de 5,7 % à 6,405 c€/kWh contre 6,792 c€/kWh en 2018, après une première baisse de 1,3 % en 2017. Cette baisse est principalement liée à la prévision de hausse des prix de gros de l'électricité et aux réformes qui ont privilégié les appels d'offres ; la contribution EEG avait progressé de 1 c€/kWh en 2006 à 6,35 c€/kWh en 2016. Pour 2020, la contribution EEG a été relevée de 0,35 c€, passant ainsi à 6,756 c€/kWh. Un rapport publié fin 2016 par l'Institut pour l'économie de marché de Düsseldorf évalue le coût de la transition énergétique en Allemagne jusqu'en 2025 à 520 milliards €, dont 408 milliards € de subventions aux énergies renouvelables (EEG-Umlage) et 55 milliards € de renforcements de réseaux.

Notes et références

• Cet article est partiellement ou en totalité issu de l'article intitulé « Énergie renouvelable » (voir la liste des auteurs).