Fraudes à la production, faiblesse de la compétitivité, volatilité des prix, contrôle insuffisant des producteurs, sur-rémunération, la Cour des comptes dresse, dans son rapport de mars 2026 intitulé “le soutien aux énergies renouvelables à travers les charges de service public de l’énergie”, un bilan contrasté de l’efficacité de la politique de soutien.
De quoi s’agit-il ?
Le soutien public aux EnR s’articule autour de deux mécanismes, l’obligation d’achat et le complément de rémunération, encadrant la rémunération des producteurs. L’obligation d’achat, instituée par la loi n° 2000-108 du 18 février 2000 et codifiée aux articles L. 314-1 à L. 314-13 du code de l’énergie, impose aux distributeurs d’énergie l’acquisition, à un tarif pérenne et pour une durée déterminée, de l’intégralité de la production d’origine renouvelable injectée sur le réseau.
Le complément de rémunération, prévu à l’article 104 de la loi no 2015-992 du 17 août 2015 et codifié aux articles L.314-18 à L. 314-27 du code de l’énergie, est le mécanisme par lequel le producteur d’énergie renouvelable répond à un appel d’offres, vend lui-même son énergie au tarif du marché et perçoit une prime en complément des revenus générés par rapport au tarif de référence.
Des apports énergétiques réels
Le soutien public a permis d’augmenter significativement la production d’électricité et de biométhane ces dernières années, conformément aux objectifs de transition énergétique de l’UE et de la France. En France métropolitaine, la production d’électricité renouvelable a progressé de 50%, passant 100 TWh en 2016 à près de 150 TWh en 2024, soit 27% de la production totale d’électricité.
Par ailleurs, la production de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel a dépassé les 10 TWh en 2024 contre moins de 0,2 TWh en 2016. Ainsi, les injections des filières solaire et biométhane ont atteint les objectifs fixés pour 2023 dans les PPE. Bien qu’un certain contraste est constaté s’agissant des filières de l’éolien terrestre et maritime, dont la progression demeure en deçà des objectifs de 2023.
Une charge substantielle pour les finances publiques
Le coût du soutien public, notamment au regard de la production d’électricité et de gaz, s’est élevé à 26,3 milliards d’euros sur la période allant de 2016 à 2024, une somme soumise à des fluctuations notables en fonction de l’évolution des cours de l’énergie. Les engagements financiers à long terme afférents à ce dispositif sont estimés à 87 milliards d’euros à la fin de l’exercice 2024.
La Cour souligne que la sur-rémunération des producteurs d’EnR, conjuguée à une forte volatilité des prix de l’énergie, constitue un facteur d’accroissement de la charge pesant sur les dispositifs de soutien. Cette situation génère une imprévisibilité qui entrave la planification par l’État du coût réel annuel des soutiens octroyés.
Des clauses contractuelles rigides
Quatre lacunes majeures sont identifiées dans le montage contractuel des dispositifs d’obligation d’achat et de complément de rémunération. Premièrement, l’absence de clauses de révision a figé les tarifs sur vingt ans, empêchant toute adaptation après l’effondrement des coûts technologiques solaires. Deuxièmement, le coefficient L a été mal calibré, générant des revalorisations déconnectées des coûts réels et supprimant totalement la part fixe du tarif éolien en mer. Troisièmement, l’omission de clauses d’arrêt en cas de prix négatifs contraint l’État à racheter au prix garanti une électricité revendue à perte. Quatrièmement, l’absence de clauses de partage des gains prive l’État de tout instrument correctif en cas de surperformance.
Ces déséquilibres ont été aggravés par l’omission de notification des premiers arrêtés tarifaires solaires à la Commission européenne en violation de l’article 108 du TFUE relatif au contrôle des aides d’État. Ce vice de procédure a conduit le Conseil d’État, dans son arrêt no 471674 du 13 février 2024, à annuler les tentatives de modification rétroactive des tarifs, illustrant l’extrême difficulté de corriger a posteriori des dispositifs mal conçus ab initio. Cette annulation fait suite à la réponse du Conseil Constitutionnel au QPC no 2023-1605, rendue en date du 26 octobre 2023. Comme conséquence, L’Etat a été juridiquement contraint de maintenir des tarifs qu’il reconnaît lui-même comme excessifs, illustrant le coût des erreurs de conception initiale.
Néanmoins, bien que la Cour soulève à juste titre les rigidités contractuelles des dispositifs de soutien, son appréciation s’expose à la critique d’une analyse ex post tendant à occulter l’impératif de sécurité juridique essentielle lors de la genèse de ces filières. En effet, la stabilité tarifaire sur vingt ans et l’absence initiale de clauses de révision constituaient une condition substantielle pour garantir la viabilité économique de projets grevés par d’importants coûts technologiques et ainsi sécuriser les financements indispensables à l’amorçage du marché.
Une défaillance structurelle de la mise en concurrence
La mise en concurrence instituée par l’Etat, à travers des procédures d’appel d’offres, à cause d’un nombre insuffisant de candidats au regard de la capacité requise, confère aux producteurs la faculté d’imposer leurs tarifs. Certains acteurs ont déposé des offres de couverture, donc à un prix très élevé, pour s’assurer que leurs autres offres seront retenues sous le seuil de sélection.
En réponse à cette pratique anticoncurrentielle, la Cour recommande d’écarter systématiquement 20 % des dossiers, même si la puissance demandée n’est pas atteinte, afin de restaurer une réelle pression sur les prix. Cette recommandation emporte le risque juridique et matériel de compromettre l’atteinte des objectifs capacitaires fixés par la PPE, en subordonnant le déploiement des infrastructures à une stricte rationalisation budgétaire.
La cour recommande prévisibilité, flexibilité et contrôle effectif
La Cour ne remet pas en cause le principe de l’intervention publique en faveur des ENR, mais elle plaide pour une refonte profonde des instruments. Ses recommandations concernent la généralisation de clauses de révision, le recalibrage des indexations pour coller aux coûts réels des filières, l’introduction de mécanismes anti‑surcompensation et de partage des gains et l’encadrement strict des épisodes de prix négatifs.
Parallèlement, le rapport encourage le développement de modes de financement moins directement budgétaires : des mécanismes de type certificats, dont le coût est supporté par les consommateurs, et des contrats de vente directe à long terme (PPA) entre producteurs et acheteurs privés. Mais ce déplacement du risque et de la charge financière pose une question politique majeure : le coût de la transition est-il réellement réduit, ou simplement transféré vers d’autres acteurs ?
Au fond, la Cour invite à passer d’une logique de soutien figé à une régulation plus dynamique et conditionnelle. La soutenabilité du financement de la transition énergétique suppose des dispositifs à la fois plus flexibles et plus exigeants, capables d’éviter les rentes tout en préservant la sécurité juridique indispensable à l’investissement. Le vrai défi n’est donc pas seulement de concevoir de meilleurs contrats pour demain, mais également d’assumer la viabilité économique des modèles choisis.
Pour aller plus loin :
– Les mécanismes de soutien aux ENR | CRE
#IntérêtGénéral
