Les aides aux filières renouvelables disparaissent-elles avec la hausse des prix de gros de l’électricité ?

La promotion des filières renouvelables productrices d'électricité (éolien et solaire pour l’essentiel), a été possible partout en Europe depuis le milieu des années 2000 grâce à des exceptions aux règles du marché. Ces énergies n’étant pas rentables au départ au vu des prix de gros plutôt faibles, il fallait les aider et trois mécanismes principaux ont été utilisés en France :

1. Les obligations d’achat à prix garantis (feed-in tariffs), qui garantissent au producteur d’énergie un prix de vente rémunérateur indépendant des prix de marché, ceci durant une longue période (10 à 20 ans), le surcoût étant financé par une taxe payée in fine par le consommateur d’électricité (la CSPE devenue la TICFE depuis leur fusion) et également depuis 2015 par le budget de l’État (via le compte d’affectation spéciale « transition énergétique » alimenté par une partie des recettes de la TICPE assise sur les produits pétroliers jusqu’en janvier 2021 et via le budget général depuis).
   
   C’est le principal système utilisé et qui est encore en vigueur pour des contrats non arrivés à échéance et pour les nouveaux contrats réservés à des installations de faible puissance (dans le photovoltaïque en particulier). Sur 61,5 TWh d’électricité renouvelable (hors cogénération) ayant bénéficié d’une aide en 2021, 51,6 TWh ont été vendus hors marché à un prix garanti, dont 26,6 TWh d’éolien (sur 34,3 TWh au total), et près de 12 TWh de photovoltaïque (sur 13,7 TWh au total).
    
2. Les primes accordées au producteur d’électricité renouvelable en plus du prix de marché auquel il vend son électricité, ceci pour une période contractuelle plus ou moins longue. Cette prime peut être fixe ou variable et, de plus en plus, elle est variable dans la mesure où elle correspond à la différence entre un prix-cible retenu par l’État et le prix observé sur le marché de gros. On parle alors de « complément de rémunération ».
   
   Jusqu’en 2021, cette prime était positive, le prix-cible étant sensiblement supérieur au prix de gros. Avec l’envolée des prix de gros de l’électricité mi-2021 et début 2022, le prix du marché est devenu très supérieur au prix-cible et la prime est désormais négative.
   
   L’État n’ayant pas anticipé une telle situation, les producteurs d’électricité renouvelable vendent maintenant leur électricité à un prix fort rémunérateur et cela peut constituer un effet d’aubaine discutable puisque ces producteurs ont bénéficié d’aides pendant plusieurs années. C’est pourquoi l’État a décidé de modifier le système en 2021. Jusqu’alors, en cas de prix de marché supérieur au prix cible, les producteurs conservaient les revenus au-delà d’un plafond correspondant au montant total des aides perçues. Dorénavant, si le prix du marché dépasse le prix-cible, les producteurs doivent verser l’intégralité de la différence à l’État. Ces contrats sont ainsi devenus de vrais « contrats pour différence » à l’instar de ceux mis en œuvre en Angleterre pour financer le nucléaire. L’État s’efforce également d’appliquer cette mesure de façon rétroactive et pas seulement pour les contrats nouveaux. Ce système est appliqué en particulier pour l’éolien.
    
3. Les appels d’offres sous forme d’enchères discriminantes (dites « à la hollandaise »). Cela concerne les investissements les plus importants, surtout dans l’éolien. L’État lance un appel d’offres et retient les offres les plus compétitives (logique du moins-disant) jusqu’à concurrence de la puissance souhaitée. Chacun des soumissionnaires retenus est alors rémunéré sur la base du prix demandé.
   
   La rémunération des investisseurs se fait là encore via un « contrat pour différence ». Le surcoût est égal à la différence entre le prix d’acquisition garanti (prix-cible) de l’électricité produite et le coût évité par l’acquisition de cette électricité (en l’espèce le prix du marché de gros). Si le prix du marché est supérieur au prix garanti, la différence est versée à l’État.

La nouvelle donne

La hausse des prix de gros de l’électricité, due principalement à l’envolée des prix du gaz naturel, accentuée par les tensions liées à la guerre en Ukraine, et à la faible disponibilité du parc nucléaire, modifie aujourd’hui l’architecture du système. Le prix de gros qui était en moyenne de 50 à 60 €/MWh (soit entre 5 et 6 centimes le kWh) avant 2021 est passé en moyenne à plus de 100 €/MWh en 2021 et à 230 €/MWh au premier semestre 2022.

À ce prix, il n’est plus nécessaire d’aider les énergies dont le coût est plus faible, hors quelques exceptions (les anciens contrats de prix garantis dans le solaire qui avaient été négociés aux alentours de 500 €/MWh et dont le terme n’est pas échu).

À titre d’exemple, les contrats en vigueur prévoyaient un tarif d’achat garanti de l’électricité éolienne de l’ordre de 90 €/MWh en moyenne, et des prix-cibles de 60 à 65 €/MWh (dans le cadre des appels d’offres), ce qui constitue un soutien financier conséquent lorsque le prix de gros est de l’ordre de 50 €/MWh (situation observée avant juillet 2021). C’est sur cette base que l’État avait budgété, fin 2020, 2,9 milliards d’euros pour le photovoltaïque et 1,8 milliard pour l’éolien, soit 4,7 milliards en 2021 (à cela s’ajoutait une aide en faveur des autres énergies et le total avoisinait 9,1 milliards d’euros pour 2021).

Du fait de la hausse des prix de gros, l’aide a été réduite à environ 2 milliards pour le photovoltaïque et l'éolien en 2021. Notons qu’en 2020, le soutien aux énergies renouvelables avait augmenté de près d’un milliard d’euros par rapport aux prévisions du fait notamment de la forte baisse des prix de gros liée à l’épidémie de Covid-19.

Pour 2022, l’État avait anticipé une facture de 3 milliards d'euros pour le solaire et de 1,4 milliard pour l’éolien. Non seulement l’État n’aura peu ou rien à dépenser pour ces deux énergies (le prix d’achat garanti moyen du solaire demeure élevé, autour de 270 €/MWh, compte tenu du poids des contrats conclus avant le moratoire de fin 2010) mais l’éolien devrait verser de l’ordre de 3,7 milliards de recettes à l’État cette année. Si on fait le cumul de ce qui a été versé par l’État depuis dix ans (environ 11 milliards d’euros pour l’éolien et 22 milliards d’euros pour le solaire à fin 2020), le solde est toutefois encore nettement positif en faveur des aides apportées aux renouvelables.

Les bénéficiaires des tels contrats doivent maintenant verser l’excédent à l’État, ce qui est un juste retour des choses ; c’est in fine le consommateur d’électricité qui en profitera puisqu’il n’a plus à payer une taxe (la TICFE) dont la fonction était précisément de financer l’aide aux renouvelables. Cela explique pourquoi l’État a pu faire passer la TICFE de 22,5 €/MWh en 2021 à 1 €/MWh en 2022, ce qui a permis de limiter à 4% en moyenne la hausse du tarif réglementé de vente (TRV) payé par le consommateur domestique.

Le mécanisme de « contrats pour différence » est un système à la fois efficace et équitable.

On peut penser que si les prix de gros demeurent élevés pendant plusieurs années encore (aux alentours de 200 €/MWh) les producteurs d’électricité renouvelable rembourseront progressivement les aides reçues ces dernières années et pourront même procurer des recettes nettes à l’État. Mais il convient à ce niveau de préciser trois points.

1. Il ne faut pas confondre dépense évitée et recette nette; c’est une chose de ne pas subventionner une énergie ; c’est autre chose qu’elle procure des recettes au budget de l’État. C’est comme pour un particulier : économiser de l’argent en évitant une dépense n’est pas tout à fait la même chose que percevoir un revenu inattendu. Sur le plan macroéconomique ceux qui en profitent ne sont pas les mêmes dans les deux cas.
    
2. Certaines énergies renouvelables continuent à être subventionnées aux prix de gros actuels du fait de contrats passés très rémunérateurs (c’est en particulier le cas du solaire pré-moratoire dont certains contrats courent jusqu’en 2030).
    
3. On ne tient pas compte ici des coûts « système » (ou de « flexibilité », terminologie reprise par RTE), en particulier des coûts liés à l’intermittence des renouvelables

Les producteurs de renouvelables qui ont bénéficié d’aides dans le passé, dont les installations sont toujours en fonctionnement mais hors contrats, sont les grands bénéficiaires des prix actuels. Ils perçoivent des « winfall profits » (profits tombés du ciel). L’État s’interroge pour savoir si éthiquement il ne faudrait pas leur demander de partager cette manne, tout comme on l’a fait dans le passé avec le nucléaire historique en instaurant le mécanisme de l’ARENH. Sur le plan juridique c’est discutable, d’autant que rien ne garantit que les prix de gros vont rester durablement élevés.

La conclusion est que le mécanisme de « contrats pour différence », qui consiste à aider une énergie quand son coût est au départ supérieur à son prix de vente et à la taxer lorsque le prix de vente devient trop rémunérateur par rapport à son coût, est un système à la fois efficace et équitable. C’est avec un tel mécanisme qu’il faudrait systématiquement financer les nouveaux projets énergétiques, que ce soit dans le cas des renouvelables ou dans celui du nucléaire.