IRA – Inflation Reduction Act : comprendre les subventions aux énergies renouvelables

Un vendredi soir de mars 2024, je reçois un message vocal d’un client lyonnais qui fabrique des modules photovoltaïques. Trois minutes, agité : “Christina, mon avocat me dit qu’avec l’IRA je touche 30 %. Mon futur partenaire américain me dit 50 %. Mon intégrateur financier new-yorkais me parle de 60 %. Qui a raison ?” Réponse : les trois, selon ce que fait concrètement son projet. Et c’est exactement pour ça que l’IRA reste un casse-tête.

L’Inflation Reduction Act, voté en août 2022, a engagé près de 370 milliards de dollars sur dix ans pour la transition énergétique américaine selon les estimations de la Congressional Budget Office. Pour les acteurs français, ce texte redistribue les cartes. Mais seulement si vous le lisez correctement.

Ce que l’IRA finance concrètement

Commençons par l’essentiel : l’IRA ne verse pas des subventions au sens français du terme. Il accorde des crédits d’impôt. Différence majeure : pour en bénéficier, vous devez avoir une entité américaine assujettie, ou vendre ces crédits à un tiers qui en a l’usage.

Les deux mécanismes centraux pour les énergies renouvelables sont codifiés aux sections 48E (Clean Electricity Investment Credit) et 45Y (Clean Electricity Production Credit) de l’Internal Revenue Code. Le premier rembourse 30 % de votre investissement en capital. Le second paie environ 2,75 ¢/kWh produit pendant dix ans (valeur 2024, indexée).

Projet par projet, vous choisissez l’un ou l’autre. Pas les deux.

Comment passer de 30 % à 60 % : les bonus empilables

Voici où la plupart des dirigeants français que j’accompagne décrochent. L’IRA ne verse pas 30 % à tout le monde. Il offre 30 %, puis autorise quatre bonus qui peuvent s’empiler.

Le prevailing wage & apprenticeship est en réalité une pénalité inversée. Si vous ne payez pas les salaires conformes aux grilles du Département du Travail et n’embauchez pas le quota d’apprentis, votre crédit tombe à 6 %, pas 30 %. Si vous respectez les règles, vous restez à 30 % — c’est le cas de base.

Le domestic content bonus ajoute 10 points si votre acier et vos composants manufacturés sont d’origine américaine selon les règles du Trésor (notice 2023-38 mise à jour en 2024). Les seuils montent progressivement : 40 % de la valeur en 2024, 55 % en 2026.

Le energy community bonus donne 10 points de plus si le projet s’implante dans une zone fossile reconvertie (ancien comté charbonnier, site de centrale retirée, zones définies par l’IRS chaque année).

Le low-income bonus ajoute 10 à 20 points pour les projets destinés à des communautés défavorisées, avec enveloppe fermée et attribution compétitive.

Un projet qui cumule tout : 30 + 10 + 10 + 20 = jusqu’à 70 % de crédit sur le capex. Rare mais pas théorique.

La transférabilité : la vraie révolution de l’IRA

Je raconte régulièrement cette anecdote en conférence. Avant 2023, pour monétiser un crédit fiscal US, il fallait faire du tax equity : trouver un investisseur (banque, grand groupe) prêt à mettre du cash contre les crédits futurs, via une structure LP/GP sophistiquée. Le marché était verrouillé par une dizaine d’acteurs, et les développeurs perdaient 15 à 25 % de la valeur du crédit en friction.

Depuis janvier 2023, la section 6418 du code fiscal autorise la vente directe des crédits à un tiers profitable. Vous êtes développeur, votre projet génère 50 M$ de crédit ITC. Vous le vendez 45 M$ cash à Google, qui a besoin d’abattement. Tout le monde y trouve son compte.

Selon Crux et LevelTen Energy, le marché secondaire des crédits transférables a dépassé 30 milliards de dollars de transactions en 2024. Les prix se situent entre 0,88 $ et 0,95 $ par dollar de crédit selon la qualité du projet.

Pour un acteur français, ça change tout : plus besoin de monter une structure tax equity complexe dès le premier projet. Vous pouvez monétiser via un courtier (Crux, Reunion, Basis Climate) et réinvestir.

Les pièges que je vois tous les trimestres

Premier piège : croire que “domestic content” se limite aux panneaux solaires. La règle couvre tout — câbles, trackers, onduleurs, structures. J’ai vu un fabricant français de trackers perdre son bonus parce que l’acier des poteaux venait d’Inde. La refonte de sa supply chain a pris 14 mois.

Deuxième piège : sous-estimer la documentation requise. L’IRS veut des certifications, des factures traçables, des rapports de prevailing wage trimestriels. Le jour où vous êtes audité, sans dossier béton, vous perdez rétroactivement votre crédit. Chez mes clients, je refuse de signer un closing sans un compliance manager dédié.

Troisième piège : oublier que l’IRA n’est pas garanti. Depuis le retour de Trump en janvier 2025 et les ordres exécutifs de début de mandat, certains décaissements ont été gelés temporairement. La justice fédérale a rappelé en mars 2025 que le Congrès seul peut modifier un crédit d’impôt codifié, donc la loi tient. Mais la volatilité politique rend nécessaire un plan B : ne jamais structurer un business case qui ne tient qu’avec 70 % de crédit fiscal. Testez la résilience à 30 %.

Qui touche réellement ces crédits dans la chaîne de valeur

L’IRA bénéficie au propriétaire du projet (le tax credit owner), pas au fournisseur d’équipement. Si vous êtes fabricant français de modules et que vous vendez à un développeur US, c’est lui qui touche le crédit ITC ou PTC. Vous en bénéficiez indirectement via la demande créée.

Pour les fabricants, il existe un autre dispositif : la section 45X, Advanced Manufacturing Production Credit. Elle verse directement aux fabricants US de composants clean energy (cellules PV, modules, wafers, inverters, composants batterie) un crédit par unité produite sur site américain. Les grandes annonces d’usines US (First Solar en Ohio, Hanwha en Géorgie) s’appuient sur 45X plus que sur ITC.

Un acteur français qui envisage d’implanter une usine aux US doit intégrer 45X dans son business plan. Les montants vont de 0,04 $/Wdc pour un module solaire à plusieurs milliers de dollars par MWh pour des composants batterie.

Quelle posture adopter en 2026

Franchement, la plupart des boîtes françaises que je vois arriver dans le secteur énergétique américain passent trop de temps sur les textes fiscaux et pas assez sur la structure opérationnelle.

L’IRA est un accélérateur, pas une stratégie. Si votre offre ne tient pas debout à 30 % de crédit (le minimum quasi automatique), réinterrogez votre modèle économique avant de courir après les bonus.

Si elle tient à 30 %, alors la vraie question devient : comment minimiser mon capex à travers les bonus empilables, et comment monétiser les crédits via transférabilité ou tax equity selon la taille ? C’est là que la sophistication fiscale paie.

Pour le cadre général du marché américain de l’énergie renouvelable, j’ai rédigé un guide complet sur les opportunités et la réglementation. Pour les détails de chaque crédit, j’ai des articles dédiés sur l’Investment Tax Credit et sur le Production Tax Credit.

Si vous travaillez sur un projet spécifique et que vous voulez un avis de validation avant de signer un term sheet, prenez 30 minutes. Je regarde votre structure avec un œil opérationnel, pas juridique. C’est souvent là que se joue la vraie valeur.