Le coût caché de la transition énergétique : les enseignements du rapport de la Cour des comptes

Alors que la transition énergétique mobilise des investissements publics sans précédent, la question n’est plus seulement d’accélérer le développement des énergies renouvelables, mais d’en garantir la soutenabilité économique et budgétaire. Dans cette analyse, Thierry Vincent, directeur du MBA Management de la Transition Énergétique, décrypte les principaux enseignements du dernier rapport de la Cour des comptes consacré au financement des énergies renouvelables. Entre maîtrise des dépenses publiques, efficacité des mécanismes de soutien et évolution des modèles d’investissement, il met en lumière les défis d’une transition énergétique qui entre désormais dans une nouvelle phase de maturité.

La transition énergétique française repose sur un choix assumé : soutenir massivement le développement des énergies renouvelables grâce à des mécanismes publics garantissant aux producteurs d’électricité renouvelable et de biométhane une rémunération stable sur le long terme. Cette politique a permis d’accélérer les investissements et de structurer des filières devenues essentielles à la décarbonation de notre économie.

Mais à mesure que ces filières arrivent à maturité, une nouvelle question s’impose : l’État maîtrise-t-il encore le coût des engagements qu’il prend ? 

C’est à cette interrogation que répond le rapport publié par la Cour des comptes en mars 2026. Sans remettre en cause les objectifs français et européens de développement des énergies renouvelables, la Cour examine la soutenabilité financière des mécanismes de soutien, leur efficacité économique et leur capacité à s’adapter à l’évolution rapide des technologies et des marchés.

Le constat est sans appel. En France métropolitaine, la production d’électricité renouvelable est passée de moins de 100 TWh en 2016 (18 % de la production nationale) à près de 150 TWh en 2024 (27 %). Dans le même temps, les injections de biométhane dans les réseaux ont été multipliées par plus de cinquante, passant de moins de 0,2 TWh à plus de 10 TWh. Ces résultats témoignent du succès industriel de la politique de soutien.

La question n’est donc plus celle du développement des renouvelables. Elle est désormais celle du pilotage économique d’un dispositif qui engage les finances publiques pour plusieurs décennies.

Je remercie Arnaud Berger, expert Financement de l’économie au sein du MBA Management de la transition énergétique, pour sa contribution à cette réflexion.

Pour accélérer les investissements dans les énergies renouvelables, l’État a construit un dispositif reposant sur des contrats de long terme, généralement conclus pour une vingtaine d’années. Selon les filières, les producteurs bénéficient soit d’un tarif d’achat garanti, soit d’un complément de rémunération compensant l’écart entre le prix de marché et le niveau de revenu prévu par leur contrat.

Ce mécanisme a largement contribué au développement de l’éolien, du photovoltaïque et du biométhane. Son efficacité pour soutenir l’essor des filières est aujourd’hui largement établie. En revanche, son coût et sa soutenabilité budgétaire deviennent des sujets majeurs.

Entre 2016 et 2024, les contrats de soutien à la production d’électricité renouvelable et de biométhane ont représenté un coût net cumulé de 26,3 milliards d’euros, soit près de 2,9 milliards d’euros par an. Ce chiffre, déjà conséquent, ne reflète toutefois qu’une partie de l’engagement financier de l’État.

Le principal défi réside dans l’extrême sensibilité du dispositif aux prix de marché. Lorsque les prix de l’électricité et du gaz sont en deçà du seuil de prix fixés dans les contrats par un excès de production par rapport à la demande par exemple, l’État compense l’écart entre les revenus des producteurs et les niveaux garantis par les contrats. À l’inverse, lorsque les prix flambent, comme durant la crise énergétique, les producteurs reversent une partie de leurs recettes, réduisant, voire inversant temporairement, le coût pour les finances publiques.

Cette mécanique explique les fortes variations observées ces dernières années. Le solde est ainsi passé d’une charge nette de près de 6 milliards d’euros en 2020 à une recette nette pour l’État en 2022 et 2023 (flambée des cours du pétrole), avant de redevenir une dépense de 3,9 milliards d’euros en 2024. Pour 2025, la Cour l’estime à 7,3 milliards d’euros contre 7,44 milliards d’euros pour la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Cette volatilité ne complique pas seulement l’exécution budgétaire : elle rend les dépenses futures particulièrement difficiles à anticiper sauf à généraliser les dispositifs de stockage électrique pour lisser l’offre et la demande électrique. Pour la Cour des comptes, le véritable enjeu réside toutefois dans les engagements déjà contractés.

À la fin de l’année 2024, les contrats en vigueur représentaient environ 87 milliards d’euros d’engagements hors bilan pour l’État. En valeur actualisée, la Cour évalue leur incidence financière future à 72,4 milliards d’euros, soit l’équivalent d’environ 91 milliards d’euros en euros courants. Ces estimations ne prennent pas encore en compte les nouveaux contrats qui devront être conclus pour atteindre les futurs objectifs nationaux de développement des énergies renouvelables.

La répartition de ces engagements illustre l’ampleur des montants en jeu. Les énergies renouvelables électriques concentrent 54,8 milliards d’euros d’engagements actualisés, dont 30,8 milliards pour le photovoltaïque. Les anciens contrats photovoltaïques dits « pré-moratoire » représentent encore 11,8 milliards d’euros, malgré des volumes désormais limités, en raison de tarifs historiquement très élevés. L’éolien en mer totalise 12,3 milliards d’euros, l’éolien terrestre 5,5 milliards, tandis que le biométhane injecté représente 17,2 milliards d’euros.

Ces montants ne constituent pas une dette immédiatement exigible, mais ils réduisent durablement les marges de manœuvre budgétaires de l’État. La Cour estime ainsi que les charges annuelles liées aux seuls engagements déjà pris continueront d’augmenter entre 2025 et 2027, passant de 6,6 à 8,3 milliards d’euros, notamment avec la montée en puissance des parcs éoliens en mer.

Le succès de la politique de soutien ne fait donc guère de doute. En revanche, plus les capacités renouvelables se développent, plus la question de la maîtrise des engagements financiers devient centrale. La transition énergétique est désormais autant un défi budgétaire qu’un défi industriel.

Les contrats de long terme constituent le socle du financement des énergies renouvelables. En offrant une visibilité sur les revenus futurs, ils sécurisent les investissements et réduisent le coût du capital. Mais cette stabilité peut aussi devenir une faiblesse lorsque les coûts des technologies baissent plus vite que les mécanismes de soutien ne s’adaptent.

C’est l’un des principaux enseignements du rapport. La Cour des comptes relève que certaines clauses d’indexation conduisent à une augmentation automatique des tarifs garantis pendant toute la durée des contrats. Entre 2016 et 2024, les tarifs d’achat moyens ont ainsi progressé dans la plupart des filières relevant de l’obligation d’achat, alors même que plusieurs technologies gagnaient en compétitivité, les batteries de stockage notamment.

Le risque est d’autant plus élevé que l’État ne dispose pas toujours d’une connaissance suffisamment précise de l’économie réelle des filières. Sans données consolidées sur les coûts d’investissement, d’exploitation et les marges des producteurs, il devient difficile d’apprécier si le niveau de soutien demeure proportionné aux risques effectivement assumés.

La Cour cite plusieurs exemples où cette adaptation est intervenue trop tard. Dans le petit photovoltaïque comme dans le biométhane injecté, des guichets ouverts ont attiré un grand nombre de projets lorsque les tarifs étaient temporairement trop favorables. De même, certains appels d’offres insuffisamment concurrentiels ont permis à des candidats d’obtenir des niveaux de rémunération élevés.

Le rapport ne conclut pas pour autant à une sur-rémunération généralisée. Il invite plutôt à rendre les dispositifs plus réactifs afin que le soutien public accompagne la baisse des coûts technologiques au lieu de la subir. À mesure que les filières arrivent à maturité, l’enjeu n’est plus seulement de soutenir les investissements, mais de garantir que chaque euro d’argent public reste strictement justifié.

Au-delà de la question des tarifs, la Cour des comptes met en évidence une faiblesse plus structurelle : le contrôle des aides publiques.

Les organismes de contrôle et les acheteurs obligés détectent régulièrement des anomalies ou des non-conformités. Pourtant, ces signalements sont encore trop rarement suivis d’investigations approfondies, de sanctions ou du recouvrement des sommes indûment versées.

La Cour ne décrit pas un système marqué par une fraude massive. Elle souligne en revanche l’absence d’une véritable stratégie de prévention, de détection et de traitement des irrégularités. Compte tenu des dizaines de milliards d’euros engagés, cette fragilité constitue désormais un risque à part entière.

Elle recommande donc la mise en œuvre d’un plan de lutte contre la fraude, fondé sur des procédures homogènes, des outils de contrôle renforcés et une politique effective de recouvrement des indus.

Au-delà des seuls contrôles administratifs, la Cour appelle également à un suivi économique beaucoup plus fin des filières. Elle préconise la mise en place d’audits réguliers et d’un tableau de bord permettant de suivre l’évolution des coûts, de la rentabilité et de la compétitivité des principales technologies soutenues.

Cette recommandation dépasse la seule question de la fraude. Elle traduit une exigence plus large : disposer enfin d’une vision économique suffisamment précise pour adapter en permanence les mécanismes de soutien aux réalités du marché, plutôt que de les laisser évoluer au rythme de contrats conclus parfois vingt ans plus tôt.

Pour la Cour des comptes, l’enjeu n’est pas de remettre en cause le développement des énergies renouvelables, mais d’adapter les mécanismes de soutien à un secteur désormais devenu mature. Les dispositifs qui ont permis l’essor des filières doivent aujourd’hui évoluer afin de préserver leur efficacité économique et leur soutenabilité budgétaire.

Le rapport avance quatre orientations complémentaires.

La première consiste à renforcer la concurrence dans les appels d’offres. Une mise en concurrence plus exigeante permettrait de limiter le financement de projets insuffisamment compétitifs et de mieux répercuter la baisse des coûts des technologies sur le niveau des aides publiques. Dans cette logique, la Cour reprend notamment la proposition de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) visant à écarter systématiquement au moins 20 % des dossiers conformes, même lorsque les volumes proposés sont inférieurs aux capacités ouvertes.

La deuxième vise à rendre les contrats plus adaptables. Les mécanismes d’indexation devraient mieux refléter la structure réelle des coûts des filières afin d’éviter que des hausses automatiques de rémunération ne perdurent alors que les coûts de production diminuent.

La troisième porte sur la connaissance économique des filières. Pour piloter efficacement les aides publiques, l’État doit disposer d’informations fiables et régulièrement actualisées sur les coûts d’investissement, les charges d’exploitation et la rentabilité des différentes technologies. Sans cette vision, il devient difficile d’ajuster les dispositifs au rythme de leur maturité.

Enfin, la quatrième priorité concerne le renforcement des contrôles. Une politique crédible suppose de détecter rapidement les irrégularités, de sanctionner les manquements et de récupérer les aides indûment versées. À ce niveau d’engagement financier, le contrôle n’est plus un simple sujet administratif : il devient une condition de la soutenabilité du système.

Au fond, le rapport de la Cour des comptes marque un changement de perspective. Durant les premières années de la transition énergétique, la priorité était de faire émerger des filières encore peu compétitives en sécurisant les investissements. Cette stratégie a produit des résultats tangibles : les capacités renouvelables se sont fortement développées et plusieurs objectifs publics ont été atteints.

La situation est désormais différente. Les technologies gagnent en maturité, les coûts évoluent rapidement et les volumes soutenus atteignent une dimension qui engage durablement les finances publiques. Les mécanismes d’aide doivent donc évoluer au même rythme que les filières qu’ils accompagnent.

Cette évolution implique de mieux intégrer les coûts réels des projets, de stimuler davantage la concurrence, de limiter les effets d’aubaine et de maîtriser les engagements financiers de long terme.

Le rapport rappelle toutefois que son analyse ne couvre qu’une partie du coût de la transition énergétique. Il se concentre principalement sur les charges de service public de l’énergie supportées par le budget de l’État. N’y figurent ni l’ensemble des investissements dans les réseaux électriques, financés notamment par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité, ni les autres formes de soutien public, ni les dispositifs consacrés à la production de chaleur et de froid renouvelables.

Autrement dit, les 26,3 milliards d’euros de coût net observés entre 2016 et 2024 ne reflètent qu’une partie de l’effort collectif consacré au développement des énergies renouvelables. Le coût global de la transition est nécessairement plus élevé.

C’est précisément à ce stade que le débat change de nature. Une fois établi le diagnostic budgétaire de la Cour des comptes, une question demeure largement ouverte : comment appréhender la rentabilité réelle des investissements soutenus par l’argent public, et surtout la manière dont cette rentabilité est captée et distribuée ?

Le rapport de la Cour des comptes pose une question essentielle : le soutien public aux énergies renouvelables est-il devenu trop coûteux pour les finances publiques ? En revanche, il laisse largement ouverte une autre interrogation, pourtant décisive : qui capte réellement la rentabilité créée par ces dispositifs de soutien ?

Pour apprécier la rentabilité des projets, la Cour retient principalement le taux de rentabilité interne (TRI) du projet avant impôt. Cet indicateur mesure la performance économique intrinsèque d’un investissement, indépendamment de son mode de financement. Il est pertinent pour comparer des projets, mais beaucoup moins pour apprécier la rémunération effective des investisseurs.

Or c’est précisément cette distinction qui manque au rapport.

Un projet financé en grande partie par l’endettement qui est moins cher que l’investissement peut afficher un TRI relativement modéré tout en procurant une rentabilité très élevée aux actionnaires grâce à l’effet de levier financier. À l’inverse, un exploitant agricole qui investit sur ses fonds propres dans une installation agrivoltaïque pour sécuriser son exploitation et diversifier ses revenus n’apprécie pas son investissement selon les mêmes critères qu’un fonds d’investissement dont l’objectif est de revendre rapidement un actif.

En ne centrant jamais l’analyse sur la seule rentabilité des capitaux propres (ROE), le rapport ne permet pas de déterminer si les mécanismes publics ont principalement bénéficié aux consommateurs en accompagnant la baisse des coûts des technologies ou s’ils ont, dans certains cas, entretenu une rentabilité particulièrement élevée pour les investisseurs.

Les chiffres cités par la Cour illustrent cette limite. Le rapport relève que près des trois quarts des projets de biométhane présentent un TRI avant impôt supérieur à 10 %, seuil retenu par les pouvoirs publics comme référence de rentabilité alors que ce seuil est le marqueur de la financiarisation des projets ; Pire, un quart des projet dépasse 18,28 % de rentabilité projet. Ces résultats conduisent la Cour à évoquer des situations de « rentabilité excessive ». Pourtant, un TRI projet ne renseigne pas sur la rémunération réelle des actionnaires. Selon le niveau d’endettement mobilisé, un projet affichant un TRI de 6 à 8 % peut générer une rentabilité des fonds propres proche de 16-20 %, soit plus de treize fois le rendement du Livret A en 2026.

Cette distinction conduit à une seconde limite du rapport : il traite les producteurs comme un ensemble homogène, alors que leurs stratégies d’investissement diffèrent profondément.

D’un côté se trouvent les investisseurs patrimoniaux — agriculteurs, entrepreneurs locaux, collectivités — qui investissent pour conserver et exploiter durablement leurs installations. De l’autre, des développeurs spécialisés, des fonds d’investissement et des acteurs financiers qui construisent des actifs dans une logique de valorisation et de cession.
Cette différence n’est pas seulement juridique ; elle transforme profondément les effets économiques des politiques publiques.
L’évolution de la filière biométhane en offre une illustration. Initialement conçue comme un complément de revenu agricole fondé sur la méthanisation à la ferme, elle s’est progressivement ouverte à des projets de grande taille, structurés autour d’investisseurs financiers et sélectionnés par appels d’offres. Cette évolution s’est accompagnée de phénomènes de concentration et d’externalités négatives : pression sur le foncier, concurrence pour les intrants, déséquilibres agronomiques liés aux plans d’épandage. Le développement de certains grands projets photovoltaïques au détriment d’espaces naturels ou forestiers traduit une logique comparable.

En l’absence d’une distinction explicite entre ces catégories d’investisseurs, le débat public se réduit trop souvent à une opposition caricaturale. Les uns dénoncent un système ruineux pour les finances publiques. Les autres rappellent, à juste titre, que les analyses internationales, notamment celles de Lazard sur le coût actualisé de l’énergie, classent désormais le solaire et l’éolien parmi les technologies les plus compétitives.

Ces deux constats ne sont pourtant pas contradictoires.

Si les coûts des technologies ont fortement diminué alors que les dispositifs de soutien ont parfois continué à garantir des niveaux élevés de rentabilité, les finances publiques peuvent effectivement supporter une charge importante tout en finançant des filières devenues compétitives. Le problème ne réside donc pas nécessairement dans le principe des aides, mais dans leur capacité à accompagner suffisamment vite la baisse des coûts et à éviter des situations de sur-rémunération.

C’est sans doute là que se situe le véritable angle mort du rapport. En analysant essentiellement le coût budgétaire des dispositifs, il interroge peu la manière dont ces mécanismes ont pu favoriser, au fil du temps, une financiarisation croissante des filières. Or cette évolution soulève une question de politique économique autant que de finances publiques : souhaite-t-on orienter prioritairement les aides vers des investisseurs patrimoniaux ancrés dans les territoires ou vers des modèles davantage portés par les marchés financiers ?

Introduire, aux côtés du TRI, un indicateur de rentabilité des capitaux propres dans l’évaluation des projets — voire intégrer un plafond de rentabilité des fonds propres dans les critères de sélection des appels d’offres — donnerait à la puissance publique un levier beaucoup plus pertinent pour arbitrer entre ces modèles.

La transition énergétique n’oppose pas les énergies renouvelables à leurs détracteurs. Elle met en concurrence deux modèles de développement : l’un fondé sur l’ancrage territorial, la création de valeur locale et la souveraineté économique ; l’autre sur la financiarisation des actifs et la concentration du capital.

C’est probablement à cette condition que le débat sur le coût des énergies renouvelables pourra dépasser l’affrontement entre partisans et opposants de la transition énergétique pour porter sur sa véritable question : quel modèle économique voulons-nous financer avec l’argent public ?

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