Obligation d'achat, complément de rémunération, appels d'offres : comment l'État soutient l'électricité renouvelable

Règles et marché · Publié le 2026-10-20

Roue de turbine Francis en acier exposée sur un support métallique dans un parc — Roue de turbine Francis exposée près de la centrale de Narrows (Caroline du Nord). Photo : Wasrts, via Wikimedia Commons, CC BY-SA 3.0.

Une centrale renouvelable coûte cher à construire et presque rien à faire fonctionner. Son équilibre économique dépend donc du prix auquel elle vendra son électricité pendant vingt ou trente ans, un prix que les marchés de gros ne garantissent pas. Pour réduire ce risque, l'État a mis en place plusieurs mécanismes de soutien. Ils concernent la petite hydroélectricité comme le solaire ou l'éolien, et ils ont beaucoup changé en dix ans.

L'obligation d'achat

C'est le mécanisme historique, prévu à l'article L314-1 du code de l'énergie. Un acheteur désigné (l'opérateur historique ou une entreprise locale de distribution, et des organismes agréés) est tenu d'acheter l'électricité produite par les installations éligibles, à un tarif fixé par arrêté, pour une durée déterminée, souvent vingt ans. Le producteur n'a pas à vendre sur le marché : il injecte, il est payé.

Le surcoût supporté par l'acheteur, c'est-à-dire l'écart entre le tarif et la valeur de marché de l'électricité, est compensé par l'État au titre des charges de service public de l'énergie. La Commission de régulation de l'énergie (CRE) les évalue chaque année.

Le complément de rémunération

Introduit par la loi de transition énergétique de 2015 (article L314-18), il rapproche les producteurs du marché. L'installation vend elle-même son électricité, directement ou par un agrégateur, et reçoit en plus une prime calculée comme l'écart entre un tarif de référence et un prix de marché de référence. Quand les prix de marché sont élevés, le complément peut devenir négatif : le producteur reverse alors la différence. Ce mécanisme, conforme aux lignes directrices européennes sur les aides d'État, est devenu la règle pour les installations les plus importantes.

Les prix négatifs

Lors de certaines heures de forte production solaire et de faible consommation, les prix de gros deviennent négatifs. Les contrats récents incitent les producteurs à cesser d'injecter pendant ces heures, plutôt que d'être rémunérés pour une électricité dont le réseau n'a pas besoin. Les centrales hydrauliques de lac et les STEP, qui peuvent stocker l'eau, sont naturellement adaptées à ces épisodes.

Guichet ouvert ou appel d'offres

Les deux mécanismes sont attribués de deux manières :

Le guichet ouvert. Toute installation qui remplit les conditions d'un arrêté tarifaire peut demander un contrat. Pour l'hydroélectricité, selon le ministère, il concerne les installations de moins de 1 MW, qui bénéficient de l'obligation d'achat ou du complément de rémunération selon leur taille.
L'appel d'offres. Au-delà, les projets sont mis en concurrence par périodes successives, sur un volume donné ; la CRE instruit les offres et le ministre désigne les lauréats. Le critère principal est le prix demandé, complété par des critères environnementaux ou de qualité selon les cahiers des charges.

Le cas de la petite hydroélectricité

Les appels d'offres hydroélectriques illustrent la difficulté de faire émerger des projets dans ce secteur. D'après le ministère de la Transition écologique :

le premier appel d'offres, lancé en 2016, a désigné 19 lauréats en avril 2017, pour 27 MW ;
le deuxième, lancé en 2017, portait sur 105 MW répartis initialement en trois périodes de 35 MW, puis a été prolongé : sa première période a désigné 14 lauréats en août 2018, pour environ 37 MW, et les suivantes, jusqu'en 2023, en ont généralement retenu moins ;
le troisième, ouvert pour 2024-2026 avec un volume total de 105 MW réparti en trois périodes, a retenu 3 lauréats lors de la première période, en juillet 2024 ; la deuxième période a été déclarée infructueuse début 2025, faute d'un nombre suffisant de candidats.

Les volumes atteints restent loin de ceux de la programmation pluriannuelle de l'énergie 2019-2028, qui prévoyait 35 MW par an. Les explications avancées par la filière et les services de l'État convergent : durée et incertitude des procédures d'autorisation (voir Autorisation environnementale d'une centrale hydroélectrique), coût des mesures de continuité écologique, rareté des sites disponibles hors des cours d'eau les plus protégés.

Les autres sources de revenus

Les garanties d'origine

Chaque mégawattheure renouvelable peut donner lieu à l'émission d'une garantie d'origine, un certificat électronique qui permet à un fournisseur de démontrer à ses clients l'origine de l'électricité vendue. Pour les installations sous obligation d'achat ou complément de rémunération, ces garanties reviennent à l'État, qui les met aux enchères. Les centrales qui vendent hors soutien peuvent les valoriser elles-mêmes.

Les contrats de gré à gré

Une partie croissante de la production renouvelable est vendue directement à des consommateurs industriels ou tertiaires, par des contrats de long terme (souvent appelés PPA, de l'anglais power purchase agreement). L'électricité hydraulique, pilotable et produite en continu, y est recherchée. La capacité hydroélectrique virtuelle créée par la loi du 29 juin 2026 ouvre une autre voie d'accès des fournisseurs à cette production (voir Concessions hydroélectriques : la loi de 2026).

Les services au réseau

Les centrales capables de moduler leur production peuvent être rémunérées pour participer aux réserves et au réglage de la fréquence, et au mécanisme de capacité qui garantit la sécurité d'approvisionnement lors des pointes d'hiver.

Rénover plutôt que construire

Pour l'hydroélectricité, le soutien public ne concerne pas seulement les installations neuves. Le ministère cite parmi les orientations de la programmation de l'énergie le soutien à la rénovation des centrales de 1 à 4,5 MW, dont beaucoup approchent de la fin de leur contrat d'achat ou de leur durée de vie technique. Un nouveau contrat peut alors être conditionné à un programme d'investissements minimal, afin que la centrale soit modernisée plutôt que simplement prolongée.

Qui paie ?

Les charges de service public de l'énergie liées au soutien des renouvelables sont financées par le budget de l'État. Leur montant dépend directement des prix de marché : quand les prix de gros sont bas, l'écart avec les tarifs garantis augmente et les charges aussi ; quand ils sont très élevés, comme en 2022, de nombreux contrats ont au contraire rapporté de l'argent à l'État. Les évaluations annuelles de la CRE retracent ces mouvements.

Un tarif garanti réduit le risque ; un prix de marché envoie un signal : le soutien moderne cherche les deux.

Sources

Ministère de la Transition écologique, Hydroélectricité (soutien à la petite hydroélectricité, résultats des appels d'offres), page de politique publique (consultée en 2026).
Code de l'énergie, articles L311-10 et suivants (appels d'offres), L314-1 et suivants (obligation d'achat), L314-18 et suivants (complément de rémunération), L314-14 (garanties d'origine), Légifrance.
Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.
Commission de régulation de l'énergie, délibérations annuelles relatives à l'évaluation des charges de service public de l'énergie.
Commission européenne, lignes directrices concernant les aides d'État au climat, à la protection de l'environnement et à l'énergie (2022).