Politiques et réglementations de la transition énergétique en France : la grille de lecture de l'investisseur

Une formation construite pour des investisseurs, pas pour des juristes

Le 20 octobre 2025, j'ai animé pour la Silk Road Business School une session destinée à une délégation d'investisseurs et de dirigeants intéressés par le marché énergétique français. La demande était précise : comprendre non pas le droit de l'énergie pour lui-même, mais les endroits exacts où la réglementation crée ou détruit de la valeur dans un dossier d'investissement.

La session a donc été construite en cinq blocs : le cadre stratégique, l'écosystème des acteurs, les mécanismes de rentabilité, le parcours opérationnel d'un projet, puis les axes de création de valeur au-delà des infrastructures matures.

La hiérarchie des textes : du paquet européen à la PPE-3

La France n'a pas une politique énergétique, elle a une pile de documents dont chacun engage un horizon et un niveau de contrainte différents. Le paquet européen Fit for 55 et la directive RED III fixent la cible continentale. La loi Énergie-Climat de 2019 ancre la neutralité carbone à 2050 et une réduction de 40 % de la consommation d'énergies fossiles à 2030. La loi APER de 2023 a ensuite déplacé le sujet du principe vers l'exécution, en créant les zones d'accélération et en simplifiant l'implantation.

Pour un investisseur, le document décisif reste la Programmation pluriannuelle de l'énergie. La PPE-3 couvre 2025-2035 et fixe les trajectoires par filière : 48 GW de photovoltaïque en 2030 puis 55 à 80 GW en 2035, 3,6 GW d'éolien en mer en 2030 puis 15 GW en 2035, jusqu'à 8 GW d'électrolyse. Les scénarios Futurs énergétiques 2050 de RTE fournissent le socle analytique en amont, du mix 100 % renouvelable au mix mixte conservant 24 GW de réacteurs existants et ajoutant 27 GW de nouvelles capacités.

L'écosystème des acteurs : savoir qui décide quoi

Une part importante des retards de projet vient d'une lecture naïve de la gouvernance. La DGEC élabore la PPE et la SNBC, la CRE organise les appels d'offres et instruit les tarifs, RTE et Enedis tiennent le raccordement, l'ADEME et Bpifrance apportent le financement et le dé-risquage, les préfectures et les collectivités arbitrent l'acceptabilité locale.

Ces circuits ne sont pas séquentiels. Ils avancent en parallèle et à des rythmes différents. Un projet ne se pilote pas comme une succession d'autorisations, mais comme un programme multi-institutionnel dont les jalons doivent être synchronisés.

Comment la rentabilité se construit réellement

Le mécanisme central est le complément de rémunération, qui fonctionne comme un contrat pour différence : le producteur vend sur le marché et perçoit ou reverse l'écart avec le prix de référence issu de l'appel d'offres. La conséquence pratique est que le prix soumis en appel d'offres devient la variable la plus structurante du plan d'affaires.

Les appels d'offres de la CRE donnent une lecture immédiate de la tension concurrentielle : sur la période de mars 2025 pour le photovoltaïque au sol, 925 MW appelés pour 887,46 MW attribués. Un marché tendu, sans sur-souscription massive, où les marges se jouent au niveau du coût du capital et de la qualité du site.

La rentabilité se construit ensuite par empilement : complément de rémunération, marché de capacité, garanties d'origine, contrats d'achat direct d'électricité et valorisation des services système. Une seule source de revenus produit rarement un dossier finançable.

Les deux goulots d'étranglement à traiter en priorité

Le raccordement est devenu le premier facteur de risque calendaire. La saturation des files d'attente déplace le chemin critique du permis vers le réseau, et un site parfait mal raccordé reste un actif non productif.

Le second est le contrôle des investissements étrangers. La procédure prévoit trente jours ouvrés pour une première décision, avec quarante-cinq jours ouvrés supplémentaires en cas d'examen approfondi. Le rapport 2024 montre une activité en hausse de 27 % et, surtout, 54 % d'autorisations assorties de conditions portant sur l'emploi, la R&D ou la localisation de la production. Ce contrôle n'est pas une formalité administrative : c'est un instrument de politique industrielle qu'il faut intégrer très tôt dans la structuration de l'opération.

Le second moteur : quatre axes au-delà du mégawatt

La deuxième partie de la session portait sur les segments où la concurrence est moins mature que sur l'éolien et le solaire.

Le stockage et la flexibilité d'abord, avec un gisement de valeur estimé par RTE à environ 3 milliards d'euros d'économies annuelles, et un besoin encore mal couvert au-delà de quatre heures que les batteries à flux visent directement. La décarbonation de la chaleur ensuite, marché massif adossé au Fonds Chaleur de l'ADEME, qui a financé 1 350 nouvelles installations en 2024 et subventionne jusqu'à 45 à 55 % de l'investissement initial en géothermie profonde. L'économie circulaire et les matériaux critiques, avec le recyclage photovoltaïque où le silicium représente environ 2,9 % de la masse mais 40 % de la valeur, et le projet EMILI d'Échassières visant 34 000 tonnes d'hydroxyde de lithium par an dès 2028. Enfin la deeptech industrielle, où la greentech française est devenue le premier secteur de levée de fonds du pays.

Ce que la délégation est repartie avec

Une check-list, pas une synthèse : mon projet s'inscrit-il dans la PPE-3 et dans les schémas de RTE, mon raccordement est-il sécurisé et daté, mon dossier IEF est-il anticipé avec ses conditions probables, mes revenus sont-ils empilés ou dépendants d'un seul mécanisme, et mon partenaire public est-il identifié par son rôle réel plutôt que par son nom.