La CRE lie toute hausse du parc EnR au-delà de 50% au développement de nouveaux usages et à la réussite de l’électrification

La Commission de régulation de l’énergie a publié le 9 septembre un rapport de 67 pages sur l’économie du système électrique français hexagonal. Le régulateur y chiffre à 55,9 milliards d’euros le coût complet du système en 2025 et établit que les capacités renouvelables raccordées depuis 2020 ont fait baisser le prix de marché d’environ 20 €/MWh, soit 8 milliards d’euros économisés par les consommateurs sur l’année, pour un surcoût de 2,7 milliards. Les simulations effectuées par la CRE montrent que la poursuite du développement des énergies renouvelables sans attendre les effets concrets de l’électrification est à court terme encore pertinente. Mais à long terme, au-delà d’une hausse de 50% du parc sans reprise de la consommation, la trajectoire « ne paraîtrait pas soutenable ». En deux jours, développeurs, constructeurs de bâtiments et fournisseurs y ont chacun trouvé un argument.

Le document se présente comme une note d’éclairage du débat public, non comme une délibération. La CRE y rejoue l’année 2025 sur un modèle d’équilibre offre-demande en faisant varier le parc de production, et prévient que le modèle n’est pas un outil de projection. Entre 2020 et 2025, la puissance solaire installée a progressé de 19,8 GW (+183%) et l’éolien terrestre de 6,5 GW. Sans ces capacités, le prix de marché moyen de 2025 aurait été supérieur d’environ 20 €/MWh. Compte tenu du profil de la consommation, la baisse réellement captée par les consommateurs est de 16,1 €/MWh, ce qui, rapporté aux 446 TWh consommés en France métropolitaine, donne les 8 milliards d’euros d’économies sur la facture annuelle.

Le régulateur ne s’arrête pas là. Ces mêmes capacités ont accru les coûts complets du système de 2,7 milliards d’euros nets, soit près de 5% : 3,1 milliards de coûts propres aux renouvelables et 400 millions de réseau, partiellement compensés par 500 millions de fonctionnement thermique évité et 700 millions de recettes d’interconnexion supplémentaires, l’écart de prix avec les voisins s’étant creusé. « Le système électrique actuel est donc plus coûteux pour la collectivité à consommation identique qu’un parc sans les EnR développées ces cinq dernières années », écrit la CRE, qui liste aussi 4,7 millions de tonnes de CO₂ évitées en France. La redistribution est nette : les consommateurs gagnent, les producteurs non soutenus voient leurs revenus s’éroder et l’État supporte des charges de soutien accrues. Le rapport cite le parc nucléaire d’EDF, dont les revenus estimés pour 2026, à 66,08 €/MWh, dépassent encore les coûts complets de 6,3 €/MWh, mais reculeraient à 60,9 €/MWh en 2027, et pourraient passer sous les coûts au moins sur quelques années si la pression baissière se maintenait.

La contrepartie de ce surcoût est ce que la CRE appelle une valeur assurantielle. En rejouant 2025 avec un prix du gaz triplé comme en 2022, le parc renouvelable actuel abaisse le prix de marché de 41,4 €/MWh par rapport au parc de 2020, soit 18 milliards d’euros pour les consommateurs, contre 1,6 milliard de surcoût. Dans le scénario cumulant crise gazière et indisponibilité du nucléaire, celui de 2022, le solde s’inverse : le système coûte 1,6 milliard de moins avec les renouvelables développées depuis 2020 qu’il n’aurait coûté sans elles. La CRE rappelle que les mesures d’urgence de 2022 ont mobilisé 36 milliards d’euros nets selon la Cour des comptes.

513 heures de prix négatifs et 5% du solaire écrêté

L’année 2025 a été marquée par une dispersion des prix inédite dans les deux sens : 1807 heures à 100 €/MWh ou plus, et 513 heures de prix négatifs. Sur l’ensemble de la décennie 2010-2020, le rapport n’en compte que 606 et 179, soit 0,6% et 0,2% des heures de la période. Le coût de cette surabondance pour les producteurs est chiffré : 1,6 TWh de solaire non produit faute de débouchés, soit 5% de la production solaire potentielle, 1,3 TWh d’éolien et 33 TWh de modulation nucléaire, quand 117 TWh de production thermique ont été évités. Le premier semestre 2026 a déjà enregistré 407 heures de prix négatifs, ce qui place l’année en cours au-dessus de 2025 à mi-parcours.

La poursuite du développement des EnR est jugée pertinente jusqu’à un plafond, sauf à électrifier davantage d’usages

La question que la filière attendait est traitée dans la dernière partie du rapport. La CRE distingue d’abord la file d’attente, ces projets déjà lauréats d’un soutien, autorisés et raccordables, qu’elle estime après taux de chute à 10 GW de solaire (+33%), 3 GW d’éolien terrestre et 1,5 GW d’éolien en mer. Leur raccordement, à consommation constante, ferait baisser les prix de 8,7 €/MWh, soit 3,9 milliards d’euros de gain pour les consommateurs, contre 2,6 milliards de charges de soutien supplémentaires et 3,3 milliards de coûts complets en plus. Elle simule ensuite une hausse de 50% de chaque filière par rapport au parc de fin 2025 : le gain consommateur monte à 8,7 milliards, les charges de soutien à 6,5 milliards et le surcroît de coûts complets à 6,8 milliards. Le gain du consommateur excède donc encore le coût du soutien, jusqu’à un certain stade.

La conclusion tient en deux phrases que chacun lira selon son intérêt. « La poursuite du développement des énergies renouvelables sans attendre les effets concrets de l’électrification est à court terme encore pertinente du point de vue du consommateur », écrit le régulateur. Mais « une augmentation du parc EnR au-delà de 50% de la puissance installée, accompagnée d’une stagnation de la consommation sur plusieurs années, ne serait probablement pas soutenable ». La CRE nomme deux leviers pour resynchroniser production et consommation, « électrifier davantage d’usages pour absorber la production disponible ne trouvant aujourd’hui pas de débouché » et « agir sur la temporalité de la demande et de l’offre en développant tous les types de flexibilité », renvoie à sa contribution au rapport Levy-Tuot et à ses travaux sur le placement des heures creuses, et ajoute qu’« il ne revient pas à la CRE d’établir cette stratégie ». Le rapport relève au passage que RTE compte 14 GW de projets de stockage en file d’attente et 30 GW de puissance réservée à des sites électro-intensifs. Il raisonne par filière et par acteur : le solaire sur bâtiment, l’autoconsommation et le découpage des appels d’offres n’y sont pas traités.

Les développeurs demandent deux appels d’offres, les installateurs y lisent la fin de la revente

Le 10 septembre, un collectif de douze développeurs de solaire sur bâtiment, Sun’R, Apex Energies, CVE, GreenYellow, Idex, Mexens, Orion Energies, SeeYouSun, Tenergie, Telamon, Unite et Urbasolar, revendiquant plus de 4 GW en exploitation, a réclamé au gouvernement deux appels d’offres « bâtiment » de 300 MWc chacun avant l’élection présidentielle, au nom de la programmation pluriannuelle de l’énergie publiée en février. Leur communiqué lui-même ne cite pas le rapport de la CRE, c’est l’agence qui le diffuse qui l’y rattache, en y lisant une marge de 17 GW que le rapport n’exprime pas ainsi. Le calendrier de la CRE ne prévoit, selon le collectif, qu’un appel d’offres neutre de 500 MW d’ici la fin de l’année, puis un autre en janvier 2027, ce qui « revient à condamner à mort la filière du photovoltaïque sur bâtiments, toitures et ombrières », affirment les signataires, qui appellent le gouvernement « à respecter ses engagements, à faire preuve de cohérence avec ses propres politiques publiques ». Le collectif avance 45 000 emplois directs pour le secteur, cite le rapport Levy-Tuot, qui recommandait une généralisation « progressive » des appels d’offres neutres, et rappelle que seuls 10 à 15% des sites soumis à la loi APER étaient en conformité au 1er juillet 2026.

Le même rapport sert un raisonnement inverse chez les vendeurs d’autoconsommation. BâtiAgricole, la marque de bâtiments agricoles du constructeur métallique Cancé, y voit la confirmation que le hangar financé par la revente d’électricité est structurellement fragilisé : « Ce n’est pas un accident de parcours : c’est une tendance de fond que le régulateur vient de documenter chiffres à l’appui », écrit l’entreprise, qui rapporte toutefois les 513 heures de 2025 à une moyenne annuelle de 179 heures sur 2010-2020, alors que le rapport donne ce chiffre pour l’ensemble de la décennie. « Pour un élevage, dont les besoins de ventilation culminent précisément aux heures de forte production solaire, consommer directement ce qu’on produit n’est plus une alternative à la revente, c’est la réponse la plus rationnelle à un marché structurellement déséquilibré », poursuit BâtiAgricole, qui livre 600 bâtiments agricoles par an.

Mylight150, fournisseur d’énergie et spécialiste du pilotage de l’autoconsommation résidentielle, situe le tournant du côté des particuliers. Seules 6% des maisons individuelles seraient équipées, alors que le tarif de rachat du surplus des installations neuves est tombé à 1,1 centime par kilowattheure depuis la réforme du S21 : produire pour revendre ne suffit plus à justifier l’investissement, estime l’entreprise, pour qui la question devient ce qui donnera envie aux 94% de foyers restants de s’équiper, en consommant, stockant et pilotant leur production. C’est le mouvement que la composante injection-soutirage du TURPE 7 a engagé le 1er août pour les grandes batteries, transposé au toit des maisons.

France renouvelables, enfin, a publié le lendemain sa plateforme pour la présidentielle de 2027. Elle part du même constat que la CRE, une consommation d’électricité qui stagne depuis plus d’une décennie, et vise 80 GW de solaire en 2035, la fourchette haute de la PPE 3, bien au-delà des 50% de hausse du régulateur. La différence tient à l’ordre des facteurs : là où la CRE pose la reprise de la demande comme la condition de nouvelles capacités, l’association professionnelle en fait le programme, avec une programmation pluriannuelle de l’électrification.

Consulter le rapport de la CRE sur l’économie du système électrique français hexagonal (PDF, 67 pages).