Aide « généreuse » aux énergies renouvelables : l’Espagne fait face à des embargos et à des poursuites judiciaires pour près de 2 milliards d’euros
Panneaux solaires et éoliennes produisant de l'électricité dans des systèmes de centrales électriques hybrides
Photo: Shutterstock
Poursuivie par des dizaines de procédures internationales, l’Espagne — et en fin de compte ses citoyens — risque de devoir payer des millions d’euros pour les plaintes déposées contre la réduction des aides aux énergies renouvelables décrétée sous le gouvernement de José Luis Rodríguez Zapatero. Ce qui n’était au départ que des obligations sur le papier se traduit désormais par des saisies de biens et des paiements de l’État à l’étranger.
« La situation actuelle résulte d’une réglementation extrêmement généreuse envers les énergies renouvelables, qui a créé une bulle », a déclaré l’économiste Daniel Lacalle à Epoch Times Espagne.
« La réponse du gouvernement a été de réviser la réglementation afin de limiter le coût des tarifs, qui a atteint des millions d’euros vers 2013-2014. Parmi les mesures adoptées figurait une révision rétroactive de la rémunération des énergies renouvelables », a-t-il ajouté.
Plus de 200 millions d’euros sont actuellement saisis auprès d’Enaire, le gestionnaire de la navigation aérienne espagnole, sur les fonds qu’il devait recevoir d’Eurocontrol, tandis que l’Espagne accumule déjà 26 sentences arbitrales en attente de paiement pour les coupes dans les énergies renouvelables. Au total, ces condamnations s’élèvent à 1,492 milliard d’euros d’indemnités, auxquels s’ajoutent 393 millions d’euros d’intérêts de retard, de frais et autres surcoûts.
Le blocage des fonds concerne le cas de l’investisseur Eurus Energy, filiale du groupe japonais Toyota, pour lequel le tribunal d’arbitrage de la Banque mondiale (CIADI) avait condamné l’État à verser 106,2 millions d’euros plus les intérêts pour les coupes dans les énergies renouvelables. La saisie a été demandée en juillet afin de garantir le paiement de l’indemnisation prononcée en vertu du CIRDI (Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements, une institution de la Banque mondiale) et du Traité sur la charte de l’énergie.
Les autorités ont confirmé le blocage de 207,3 millions d’euros, dont 197,3 millions correspondent à l’intervention des paiements mensuels qu’Eurocontrol transfère à Enaire, l’organisme public chargé de la navigation aérienne en Espagne. « La justice belge a confirmé aux créanciers le montant saisi à l’Espagne à la suite de la décision judiciaire communiquée en juillet dernier », a rapporté El Periódico de Energía le 30 septembre.
La pression contre l’Espagne s’étend au niveau international
Le 29 août dernier, la Cour fédérale d’Australie a ordonné l’exécution de quatre décisions arbitrales évaluées à 469 millions d’euros. Le jugement a rejeté les arguments d’immunité souveraine présentés par l’État et la Commission européenne, auxquels il a également imposé le paiement des frais de justice. Parmi les bénéficiaires figurent des fonds tels que RREEF, 9REN, Watkins et NextEra, selon El Economista. Parallèlement, aux États-Unis, le tribunal du district de Columbia a statué contre l’Espagne dans cinq affaires consécutives — Cube, Watkins, Antin, RREEF et Infrared — qui représentent environ 355 millions d’euros d’indemnités découlant de décisions arbitrales.
Tout a commencé en 2007, lorsqu’un généreux système de tarifs fixes et de primes aux énergies renouvelables a été mis en place, qui, en 2013, avait fait grimper le déficit électrique cumulé à près de 29 milliards d’euros, une charge que les citoyens continuent de payer dans leur facture avec des intérêts supplémentaires. La même année, le gouvernement a réduit de manière drastique ces aides applicables « pendant toute la durée de vie » des installations, ouvrant ainsi la voie à une avalanche de litiges internationaux.
Un cadre favorable incitant des investissements massifs
M. Lacalle explique que « de nombreux fonds d’investissement avaient investi de manière agressive dans ce cadre très favorable. Lorsque le gouvernement a changé les règles, ces fonds ont traduit l’État devant les tribunaux d’arbitrage internationaux, arguant que le changement rétroactif était injuste ».
Pour citer un exemple de ce qui se passe actuellement : c’est comme le cas d’une centrale solaire qui a une durée de vie de 10 à 12 ans et qui est soumise à une réglementation stipulant qu’elle recevra un rendement annuel de 7 % pour cet investissement, mais au cours de la quatrième ou de la troisième année, on lui dit qu’elle « ne recevra pas 7 % ». Vous recevrez moins. Bien que cela affecte ses revenus futurs, selon la réglementation, cela est considéré comme rétroactif.
« L’Espagne a gagné certains de ces arbitrages et en a perdu d’autres. Dans ceux qu’elle a perdus, elle devait indemniser [les investisseurs] avec des montants importants, mais le gouvernement actuel de Pedro Sánchez a décidé de ne pas les payer, espérant parvenir à des accords ponctuels avec les fonds. Comme il n’y a pas eu de négociation, ces fonds ont eu recours à la saisie des biens de l’État espagnol à l’étranger », a poursuivi M. Lacalle.
Les tribunaux d’arbitrage ont rendu des jugements se chiffrant en millions en faveur des investisseurs, en vertu du Traité sur la charte de l’énergie (TCE), qui permet de poursuivre les États devant des panels internationaux. En 2024, « les législateurs européens ont voté pour se retirer du traité » qui autorisait les entreprises à intenter des poursuites pour des raisons liées aux politiques climatiques, et l’Union européenne a décidé de quitter le TCE afin de réduire ce risque à l’avenir.
Eurus Energy avait investi dans 21 parcs éoliens en Espagne, par l’intermédiaire de sociétés véhicules détenues indirectement par Eurus Europe.
RREEF (à l’origine, « Real Estate Equity and Fixed Income », RREEF est devenu la plateforme immobilière de DWS (groupe Deutsche Bank) et gère des fonds et mandats immobiliers (bureaux, commerces, logistique, résidentiel) à l’échelle mondiale, y compris en Europe, ndlr), la plateforme de gestion d’actifs, détient des participations dans des centrales solaires thermiques en Andalousie, notamment Andasol-1 et Andasol-2, ainsi que dans plusieurs parcs éoliens. Dans ce cas, le CIRDI a accordé aux investisseurs une indemnisation de 59,6 millions d’euros plus les intérêts, mais la décision n’a toujours pas été exécutée. Une autre entreprise, Antin Infrastructure, détenait 45 % des parts dans des centrales solaires thermiques telles qu’Andasol-3 et Solaben 2 et 3, également situées dans la province de Grenade.
Les aides
En 2007, le gouvernement espagnol a approuvé un système de primes pour les énergies renouvelables par les décrets royaux 661/2007, 1578/2008 et 6/2009, conformément à une directive européenne de 2001.
L’idée était de promouvoir l’énergie propre en offrant aux entreprises des tarifs fixes ou des primes garanties. Mais, comme le souligne la Commission européenne, l’Espagne n’a jamais notifié ce régime à Bruxelles ni soumis à l’examen des aides d’État.
Le décret royal 661 était particulièrement généreux, car il garantissait des revenus stables pendant toute la durée de vie des installations, ce qui a attiré les investissements, mais a également ouvert la voie au conflit juridique qui oppose actuellement l’État.
La rentabilité de l’énergie solaire thermoélectrique a été fixée à 8 % pour les installations qui ont choisi le tarif et entre 7 % et 11 % pour celles qui participaient au marché de gros et recevaient une prime, selon la Commission européenne.
De plus, les installations solaires à concentration avaient droit à bénéficier du tarif ou de la prime du régime de 2007, également pour l’électricité produite à partir de combustibles fossiles ou de gaz naturel, lorsqu’elles étaient combinées à des sources d’énergie renouvelables. Cette mesure a été supprimée en 2012.
Le déficit électrique et les bons FADE, une dette payée par tous les consommateurs
Le système électrique espagnol a commencé à accumuler un déficit tarifaire dès le début des années 2000, et celui-ci a explosé après le décret de 2007. Année après année, les coûts réglementés — y compris le financement des réseaux de transport et de distribution, les primes et autres frais du système — dépassaient les recettes perçues grâce aux péages d’accès sur la facture d’électricité.
Pour combler ce déficit, le système s’est endetté et, en 2009, le Fonds d’amortissement du déficit électrique (FADE) a été créé par le décret-loi royal 6/2009. À partir de 2010, le fonds a commencé à émettre des obligations sur les marchés financiers et les investisseurs qui ont acheté ces titres ont perçu des intérêts. Le coût de leur remboursement a finalement été répercuté sur les consommateurs via les factures d’électricité.
Au 31 décembre 2024, la dette en cours du système, qui atteignait près de 29 milliards d’euros en 2013, avait été réduite à 5,727 milliards d’euros (dont 81,6 % en obligations FADE). En 2025, les utilisateurs devront payer une annuité estimée à 2,39 milliards d’euros sur leurs factures d’électricité, avec un coût moyen de 3,498 % d’intérêt. Le remboursement de la dette est prévu pour 2028, selon la Commission nationale des marchés et de la concurrence.
« La rémunération raisonnable »
En 2013, l’Espagne a réformé le système de soutien aux énergies renouvelables créé en 2007, dans le cadre de la deuxième directive européenne sur les énergies renouvelables (2009/28/CE), un programme qui a ensuite été autorisé par la Commission européenne en 2017.
Les réformes introduites entre 2010 et 2014 ont mis fin au modèle de tarifs fixes et de primes garanties et l’ont remplacé par la « rémunération raisonnable », un nouveau système dans lequel la rentabilité était calculée en fonction des coûts standard d’investissement et d’exploitation de chaque technologie. Cela a entraîné une modification de la rémunération à mi-parcours de la durée de vie de nombreuses installations, modifiant rétroactivement les conditions initiales.
Pour le pays, « la rentabilité qui avait été fixée pour ces projets n’avait pas de sens dans un contexte où les taux d’intérêt baissaient de manière constante et où l’efficacité des projets était en outre plus grande », a expliqué M. Lacalle, ajoutant que « le gouvernement a proposé une perte de rentabilité pour tous les opérateurs, mais de nombreux fonds d’investissement n’ont pas accepté ».
« Certains de ces procès, de ces affaires d’arbitrage, ont été gagnés, d’autres ont été perdus. Ceux qui ont été perdus auraient dû donner lieu à une rémunération importante des fonds d’investissement, mais le gouvernement espagnol actuel, dirigé par Pedro Sánchez, a décidé de ne pas payer ces arbitrages, pensant qu’il y aurait une sorte de négociation, et ce qui s’est passé, c’est que ces fonds ont refusé la négociation ».
Dans le cas d’Antin Infrastructure, le fonds français a fait valoir que les changements réglementaires adoptés à partir de 2013 avaient causé un préjudice économique grave et violé les obligations assumées dans le Traité sur la Charte de l’énergie, en particulier le principe de traitement juste et équitable énoncé à son article 10. C’est pourquoi, en novembre 2013, la société a saisi le tribunal arbitral de la Banque mondiale (CIADI).
L’intervention de la Commission européenne pour affirmer sa position politique sur la question, réaffirmant en 2021 et en 2025 que « l’Espagne était obligée d’annuler la sentence et ne pouvait être considérée comme tenue de payer », n’a servi à rien.
« Il est très important de comprendre la différence entre un arbitrage, un procès et une négociation. Un arbitrage est un mécanisme non judiciaire par lequel deux parties en conflit se soumettent à l’analyse d’une équipe indépendante dans le but que celle-ci décide de l’accepter. Cela n’a rien à voir avec une négociation », a souligné M. Lacalle.
« Le gouvernement espagnol considérait que ces affaires d’arbitrage qui avaient été perdues pouvaient faire l’objet de négociations avec des accords […] C’est ce qui a conduit à ces saisies. Ces négociations n’ont finalement pas abouti et la saisie a eu lieu ».
L’Espagne commence à payer certaines condamnations
L’Espagne a déjà commencé à payer certaines condamnations prononcées à son encontre. En juin 2025, elle a payé pour la première fois l’intégralité d’une sentence internationale du CIRDI, indemnisant la société japonaise JGC Holdings Corporation à hauteur de 32 millions d’euros (23,5 millions plus les intérêts) pour son investissement dans deux centrales thermosolaires.
« Pour la première fois, les investisseurs ont reçu les fonds accordés par une sentence arbitrale de la Banque mondiale relative aux investissements verts en Espagne […] et 26 autres sentences rendues contre le Royaume seront exécutées par les tribunaux du monde entier si elles ne sont pas payées », a averti Matthew D. McGill, associé du cabinet Gibson Dunn, qui représente plusieurs fonds aux États-Unis.
Un marché électrique réglementé et dominé par les grandes entreprises
C’est le cas du système électrique espagnol, où les principales entreprises interviennent à tous les niveaux du système, y compris dans la réglementation des prix, en commençant par ceux qui produisent l’électricité (y compris les centrales éoliennes et solaires d’Acciona ou d’Iberdrola, les centrales hydrauliques d’Endesa, les centrales à cycle combiné de Naturgy ou Repsol) jusqu’au stade des consommateurs particuliers et les entreprises.
Entre les deux se trouvent les distributeurs (tels que Endesa Distribución, i-DE d’Iberdrola, UFD de Naturgy, E-Redes), propriétaires des câbles et des compteurs qui transportent l’électricité, et les fournisseurs (tels que Endesa, Iberdrola, Naturgy, TotalEnergies, Holaluz, Repsol), avec lesquels le contrat est signé et qui facturent les consommateurs chaque mois.
La facture comprend deux éléments principaux : l’énergie consommée et les « péages » et frais qui correspondent aux coûts communs du système, notamment la gestion des prix de l’OMI par l’intermédiaire de l’Opérateur du marché ibérique de l’énergie-Pôle espagnol (OMIE) ; le réseau à haute tension géré par REE (Red Eléctrica de España) ; et l’organisme de régulation, la CNMC.
Les prix de l’énergie sont déterminés lors d’une enchère horaire gérée au sein du groupe OMI, dans laquelle le dernier prix (le plus élevé) nécessaire pour couvrir toute la demande est fixé comme référence.
Imaginons qu’à un moment donné, la demande soit de 300 MWh et qu’une centrale hydraulique offre 100 MWh à 50 euros / MWh, une centrale solaire à 60 euros / MWh et une centrale à cycle combiné au gaz offre 100 MWh à 90 euros / MWh. Pour couvrir la demande, l’opérateur accepte les trois offres et le prix final payé n’est pas une moyenne, mais celui de la dernière centrale qui entre en service pour couvrir la demande : dans ce cas, 90 euros / MWh.
Jusqu’en 2023, ceux qui bénéficiaient du prix volontaire pour les petits consommateurs payaient directement le prix de gros heure par heure, une valeur plus sensible aux pics et aux hausses soudaines. Cette formule permettrait de collecter davantage au détriment de cette volatilité.
Depuis le 1er janvier 2024, le gouvernement a intégré les prix à terme (25 % en 2024, 40 % en 2025 et 55 % en 2026).
L’OMI est structurée en deux sociétés détenant des actions, l’OMEL et l’OMIP. Parmi les actionnaires de l’OMEL figurent, entre autres, les quatre grandes compagnies d’électricité — Iberdrola, Endesa, Naturgy et EDP España — avec 5 % chacune, ainsi que d’autres industriels, dont Acciona Generación 5 %, AELEC 3,14 %, Repsol Petróleo 2,58 %, Repsol Renovables 2,43 %, Viesgo Infraestructuras 2,58 %, SAMCA 4,28 %) et avec des participations importantes de REN 10 % et OMIP 9,99 % et de grandes banques. Il en va de même pour OMIP.
Journaliste et rédactrice. Elle a étudié trois ans et demi en médecine à l'Université du Chili, en plus de faire de la musique au conservatoire Rosita Renard et au piano à la Suzuki Method School. Après avoir participé à un cours d'écriture créative en Italie, elle a étudié et pratiqué le journalisme à Epoch Times.
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