Subventions aux énergies renouvelables

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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^[1] ; 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^[2]. 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).

Le système de certificat vert est utilisé. Le programme RET (Renewable Energy Target, Objectif d'énergie renouvelable)^[3], 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^[4] 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).

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.

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^[5].

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)^[6] ; 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 %^[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^[8].

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)^[9].

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 1er 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^[10].

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 %^[11]. 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^[12] (ex. : 15 % en 2025 en Arizona, 30 % en 2020 au Colorado, 33 % en 2020 en Californie^[13]) ; 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^[12]. Un rapport constate que ce système de RPS est plus efficace lorsqu'il est combiné avec les crédits d'impôt fédéraux (PTC)^[14].