26,3 milliards d’euros dans les renouvelables : pourquoi le courant a fini par coûter cher

Produire de l’électricité verte peut, dans certains cas, coûter plus cher que ce qu’elle rapporte. L’idée paraît absurde, elle est pourtant documentée noir sur blanc dans un rapport qui vient de secouer le débat sur la transition énergétique française.

La Cour des comptes vient de chiffrer le coût réel du soutien public aux énergies renouvelables : 26,3 milliards d’euros versés en neuf ans. Une somme colossale, financée par les contribuables et les consommateurs, qui a permis de développer l’éolien et le solaire en France, mais dont une partie a fini par générer des effets pervers coûteux plutôt que des bénéfices pour le réseau électrique.

26,3 milliards d’euros en neuf ans : le prix réel des renouvelables

Le chiffre est précis : entre 2017 et 2025, l’État a consacré 26,3 milliards d’euros au soutien des producteurs d’EnR, à travers des mécanismes censés garantir un revenu stable aux exploitants d’installations éoliennes, solaires ou photovoltaïques. Cette somme couvre la différence entre le prix garanti aux producteurs et le prix de marché de l’électricité qu’ils injectent sur le réseau.

Le rapport ne s’arrête pas au passé. Il projette une facture cumulée qui pourrait atteindre 87 milliards d’euros à l’horizon 2030 si rien ne change dans la manière dont ces dispositifs sont pilotés. Cette trajectoire pèse directement sur les finances publiques, à un moment où chaque euro dépensé fait l’objet d’un examen serré.

Comment fonctionne le soutien public aux énergies renouvelables

Pour comprendre comment on en arrive à un tel montant, il faut revenir au principe même du soutien à la filière. Depuis une quinzaine d’années, la France s’est fixé des objectifs européens ambitieux en matière de production d’électricité décarbonée. Pour inciter les investisseurs à construire des parcs éoliens ou des centrales photovoltaïques, l’État a mis en place des dispositifs garantissant une rémunération, quel que soit le prix réel de l’électricité sur le marché.

Tarifs d’achat garantis et complément de rémunération

Deux mécanismes coexistent. Le premier, plus ancien, repose sur des contrats d’obligation d’achat : l’électricité produite est rachetée à un tarif fixe, souvent bien supérieur au prix du marché, pendant quinze à vingt ans. Le second, plus récent, s’appuie sur le complément de rémunération : le producteur vend son électricité sur le marché, et l’État lui verse (ou lui réclame) la différence avec un niveau de prix de référence négocié à l’avance.

Sur le papier, ce système protège les investisseurs de la volatilité des marchés tout en limitant, en théorie, les excès. Dans les faits, la Cour des comptes montre que ce filet de sécurité a fini par se transformer en source de gaspillage lorsque les prix de gros de l’électricité se sont envolés, puis effondrés, au gré des crises successives.

Les dysfonctionnements révélés par la Cour des comptes

Le rapport ne se contente pas de chiffrer la dépense. Il détaille précisément les mécanismes qui ont conduit à ces dérives, et ils sont multiples.

Sur-rémunération et effets d’aubaine

Lorsque les prix de marché ont grimpé en flèche en 2022, notamment sous l’effet de la crise énergétique, de nombreux producteurs d’EnR auraient dû reverser à l’État la différence entre le tarif garanti et le prix effectivement obtenu sur le marché. Ce mécanisme de correction n’a pas toujours fonctionné comme prévu, générant une sur-rémunération massive pour certains exploitants, qui ont ainsi touché deux fois : une fois via le prix de marché élevé, une fois via le soutien public censé s’ajuster à la baisse.

Prix négatifs : quand produire coûte de l’argent

Autre phénomène pointé du doigt : les prix négatifs. Certains jours, lorsque la production d’électricité (notamment éolienne ou solaire) dépasse largement la demande, le prix de marché devient négatif. Concrètement, produire de l’électricité coûte de l’argent plutôt que d’en rapporter. Or, dans le cadre de certains contrats, les producteurs continuent de toucher une rémunération garantie même dans ces situations, ce qui revient à payer pour injecter du courant dont personne n’a besoin sur le réseau électrique à cet instant précis.

Fraudes et contrôles défaillants

Le rapport pointe aussi des lacunes dans le suivi des installations soutenues. Des cas de fraude ont été identifiés, mais surtout, le contrôle global du dispositif reste largement insuffisant au regard des sommes en jeu. Peu d’audits systématiques, des déclarations de production parfois invérifiées, et une administration qui peine à suivre l’évolution rapide du parc de production renouvelable.

Pourquoi il est si difficile de corriger le tir

Face à ces constats, une question s’impose : pourquoi ne pas simplement revoir les contrats existants ? La réponse tient en grande partie à des blocages juridiques. Les contrats d’obligation d’achat signés il y a dix ou quinze ans sont protégés par le principe de sécurité juridique : l’État ne peut pas revenir unilatéralement sur des engagements pris envers les investisseurs sans s’exposer à des contentieux coûteux, voire à des indemnisations plus lourdes encore que les économies espérées.

À cela s’ajoute une réalité politique : remettre en cause le soutien aux renouvelables, même partiellement, expose à des accusations de freiner la transition énergétique, alors que la France reste engagée sur des objectifs européens de production décarbonée. Le sujet devient rapidement sensible, ce qui explique en partie l’inertie constatée depuis plusieurs années malgré des alertes répétées des instances de contrôle.

Les recommandations pour maîtriser la facture future

La Cour des comptes ne se limite pas au constat. Elle formule une série de recommandations pour reprendre le contrôle du dispositif. Parmi les pistes avancées : renforcer les mécanismes de plafonnement des revenus lors des pics de prix, revoir les modalités de calcul du complément de rémunération pour mieux tenir compte des prix négatifs, et surtout muscler les moyens de contrôle alloués au suivi des contrats en cours.

L’institution suggère aussi de mieux anticiper les futurs appels d’offres, en intégrant dès la conception des contrats des clauses de révision plus souples, capables de s’adapter à la volatilité des marchés sans pour autant décourager les investisseurs. L’objectif affiché reste le même : continuer à développer l’éolien et le solaire, sans reproduire les mêmes dérives budgétaires pour la décennie à venir.

Le tableau ci-dessous résume les principaux montants évoqués dans le rapport.

Ce dossier illustre une tension classique des politiques publiques : soutenir une filière stratégique tout en évitant qu’elle ne devienne une source de dérives incontrôlées. Le débat porte désormais moins sur la nécessité des énergies renouvelables que sur la manière de financer leur développement sans laisser filer la facture.