La Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) a pris la plume en septembre dernier dans un document intitulé « Débats sur l’Énergie : Démêler le vrai du faux »1 .
Cet article a pour but d’objectiver le débat, et démontre que la CRE, autorité administrative indépendante, ne mérite pas forcément d’être « labellisée » pour l’objectivité de sa communication grand public.
Les factures d’électricité ont-elles doublé depuis 10 ans ?
La CRE répond :
FAUX !
En se basant sur le tarif réglementé de vente d’électricité (TRVE), qui effectivement sert de repère sur le marché de masse (particuliers et TPE), avec un calcul respectant le principe de « contestabilité » qui permet à tout fournisseur d’être plus compétitif que le TRVE, la CRE indique que, depuis 2015, le prix TTC a augmenté de 45 %, soit 20 % au-dessus de l’inflation en euros constants.
Qu’en est-il ?
La figure ci-dessous, établie à partir des délibérations de la CRE et de la publication des résultats annuels d’EDF, reconstitue le montant du TRVE depuis 2005, en euros courants et en euros 2025 :
Depuis 2015, le montant moyen TTC du TRVE est passé de 163,2 €/MWh2 (soit 195,5 €/MWh en € 2025) à 239 €/MWh. Cela correspond à une augmentation de 46 %, soit 22 % au-dessus de l’inflation, ce qui est proche de l’évolution indiquée par la CRE.
Pour préciser l’évolution récente, marquée par la crise énergétique qui a débuté en septembre 2021, et visualiser les composantes du prix, il est intéressant d’examiner la figure ci-dessous :
Sous l’effet de la crise provoquée par l’envolée du prix du gaz, et aggravée en France par la baisse de 25 % de la production nucléaire due au défaut générique de corrosion sous contrainte et une hydraulicité faible, la composante coût de fourniture et commercialisation (en vert) a fortement progressé, avec un effet retard dû à la mise en place très coûteuse en 2022 et 2023 d’un bouclier tarifaire par le gouvernement (environ 30 Md€) et de la quasi annulation de la TICFE, regroupée ensuite avec les taxes locales dans la taxe accise, le niveau de taxe (hors TVA) en février 2025 retrouvant au total celui de 2021.
L’effet de la crise a aussi été atténué, dans une moindre mesure, par l’effet protecteur de 45 % d’électricité nucléaire à 42 €/MWh (ARENH) dans le coût de fourniture (effet accentué en 2022 avec un déplafonnement partiel du volume à 120 TWh).
Mais on peut aussi constater que le Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité (TURPE) a fortement augmenté sur cette période, en passant de 55 à 70 €/MWh HT, reflétant la forte progression des investissements, notamment ceux liés au raccordement des parcs éoliens et solaires, ainsi qu’au raccordement des bornes de recharge ultra rapides des véhicules électriques.
Les ENR sont-elles responsables de l’évolution de la facture ?
La CRE répond :
FAUX !
Avec l’argumentaire suivant :
Cet argumentaire, qui met l’accent sur l’augmentation du prix de la fourniture en électricité pendant la crise de l’électricité, est factuellement erroné, car il occulte deux réalités :
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Le soutien public aux énergies renouvelables est financé par la CSPE (Contribution au Service Public de l’Électricité), qui se retrouve en partie dans la facture d’électricité : à hauteur de 4,5 €/MWh en 2010, en progression jusqu’à 22,5 €/MWh de 2016 à 2021, niveau retrouvé en février 2025, englobé dans la taxe accise.
La CSPE ne finance pas que le soutien aux ENR électriques éoliennes et solaire, il y a notamment le soutien aux Zones Non Interconnectées (Outre-Mer et Corse), mais son augmentation depuis 2010 est bien due à ce soutien : en 2025, le soutien aux ENR intermittentes atteint 5,3 Md€ pour une CSPE totale de 11,6 Md€, et la part de CSPE dans la taxe accise (22,5 €/MWh) représente une recette annuelle de l’ordre de 7 Md€, sur laquelle l’État applique une TVA de 20 %, soit 140 M€ de plus sur les factures TTC.
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Le coût d’utilisation des réseaux (TURPE) dans la facture des particuliers et TPE a évolué de 50,2 €/MWh TTC en 2010 à 83,8 €/MWh TTC en 2025, soit une augmentation de 67 % en euros courants, et 32 % en plus de l’inflation. Or cette augmentation résulte en partie des investissements réalisés pour accueillir sur le réseau les ENR, à côté du système Linky et des bornes de recharge VE pour le réseau de distribution.
La répartition de la hausse du prix TTC de l’électricité entre les 3 principales composantes de la facture entre 2010 et 2025, en € 2025 /MWh, est la suivante :
| Fourniture + commercialisation | 36,8 | 47 % |
| Tarif d’Utilisation des Réseaux (TURPE) | 20,4 | 26 % |
| CSPE (ou part de la CSPE dans la taxe accise) | 21,5 | 27 % |
| Total | 78,7 | 100 % |
Le tarif d’utilisation des réseaux (TURPE) va-t-il doubler ?
La CRE répond :
FAUX !
Avec l’argumentaire suivant :
Après la période du TURPE 7 (2025-2028), déjà marquée par une augmentation sensible des investissements de RTE et d’ENEDIS, l’évolution future du TURPE devra prendre en compte la forte augmentation des investissements prévue par RTE et ENEDIS dans le cadre du projet de Programmation Pluriannuelle de l’Énergie 2025-2035 (PPE 3) et de la Stratégie Nationale Bas Carbone (SNBC), avec l’accélération, actuellement prévue, des renouvelables, qui se traduira par une augmentation sensible des charges de capital, mais aussi des OPEX de maintenance des réseaux.
Ces prévisions d’investissement (la CRE cite dans son document 100 Md€ pour le gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE) et 90 Md€ pour le principal gestionnaire des réseaux de distribution (ENEDIS) d’ici 2040) sont explicitées dans les diagrammes ci-dessous à horizon 2035, en fonction des éléments disponibles, notamment le schéma de développement du réseau de RTE3 et la délibération de la CRE pour le TURPE HTA-BT pour ENEDIS4
Pour les réseaux de transport à très haute tension (HTB) gérés par RTE, le rythme des investissements prévus est quadruplé, passant d’un montant historique annuel de l’ordre de 2 Md€ à 8 Md€ au-delà de 2030, dont 4 Md€ pour le raccordement des parcs éoliens en mer : 2/3 de l’augmentation du flux d’investissement est généré par l’éolien maritime.
Le niveau actuel du TURPE HTB, contrairement à ce qu’indique la CRE dans son argumentaire, ne permet plus à RTE d’autofinancer ses investissements : son EBITDA (excédent brut d’exploitation) est de 1.620 M€ en 2024, pour 2.500 M€ d’investissements (CAPEX), ce qui se traduira par une augmentation de son endettement pendant la période du TURPE 75 , comme le reconnaît la CRE dans sa délibération.
Cela ne pourra durer, car l’endettement de RTE atteint 11,8 Md€ fin 2024, soit plus de 7 fois son EBITDA. Il faudra donc augmenter très significativement les charges de capital de RTE à partir de 2029 pour financer ces investissements.
On constate pour ENEDIS, que le montant des investissements annuels, historiquement de 4 à 5 Md€ par an, va croître, puis se stabiliser à partir de la fin de la période du TURPE 7 à un niveau de l’ordre de 7 Md€ par an, dont une progression de 2 à 4 Md€ pour le raccordement et les renforcements (on peut évaluer sur ce dernier montant la part du raccordement des ENR à 1,5 – 2 Md€).
Sur la base de ces prévisions, une simulation a été réalisée pour évaluer l’évolution de la rémunération de RTE et de l’ensemble RTE – ENEDIS entre 2025 et 2035, dont le résultat est résumé dans le tableau ci-dessous. Cette simulation est conduite à coûts constants pour les pertes électriques à compenser par les gestionnaires de réseau.
Les recettes du réseau de transport devront donc plus que doubler, et celles du réseau de distribution augmenter de près de 40 %, si le projet de PPE 3 reste en l’état.
En prenant une hypothèse de croissance des volumes acheminés sur le réseau de 0,7 % par an, compte-tenu de la croissance de la consommation et aussi de l’autoconsommation, l’augmentation du TURPE pour les clients raccordés sur le réseau de distribution à l’horizon 2035 peut – être évaluée à 31 %, alors que la CRE n’anticipe qu’une augmentation de l’ordre de 10 % (1 % au-delà de l’inflation)
La France a-t-elle prévu d’investir 300 milliards d’euros pour développer les ENR ?
La CRE répond :
FAUX !
En la matière, il faut préciser ce dont on parle :
En ce qui concerne les ENR déjà en fonctionnement ou en cours d’installation (55 GW) :
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40 Md€ de subvention CSPE ont été dépensés depuis l’origine, et de 75 à 100 Md€ restent à dépenser jusqu’à la fin des contrats de soutien engagés (vers 2047), selon les conditions de marché spot (dont 10 Md€ pour la fin des contrats solaire avant moratoire de 2011 et 25 Md€ pour les 6 premiers parcs éoliens en mer avec un prix garanti de près de 200 €/MWh). A ce titre, la prévision de la CRE pour l’année 2026 est de 6,6 Md€, et il faut s’attendre à un plafond annuel de 8 Md€ dans les années ultérieures. Le document PPE 3 estime le montant restant à dépenser à 90 Md€ dans un scénario de prix médian.
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Environ 15 Md€ d’investissements sur les réseaux ont été consacrés par RTE et ENEDIS depuis 2005 pour accueillir et raccorder ces installations.
Au total, cela représente de 130 à 155 Md€ pour ces installations antérieures à la PPE 3.
En ce qui concerne les nouvelles installations ENR programmées pour être engagées et mises en service sur la période 2026 – 2035 de la PPE 3 :
- 15 GW7 d’éolien maritime, dont environ 10 GW d’éolien flottant
- 15 à 20 GW d’éolien terrestre
- 40 GW de solaire PV, dont près de 10 GW en autoconsommation
En terme de soutien public (CSPE), l’estimation de la CRE de 50 Md€ de soutien total pour l’ensemble de ces installations dans un scénario de prix médian sur la période entre 2025 et 2060, correspondant à celle reprise dans le document PPE 3, semble très basse :
C’est notamment le cas pour l’éolien en mer, avec une prévision totale de subvention sur la période de seulement 4,5 Md€, car les hypothèses de prix garanti de 55 €/MWh pour l’éolien posé et de 85 €/MWh pour l’éolien flottant sont sous-évaluées : le dernier appel d’offres (Centre Manche 2) en éolien posé a été attribué au prix de 66 €/MWh à TotalÉnergies, et l’appel d’offres d’Oléron s’est avéré infructueux, malgré un prix maximum de 100 €/MWh.
De plus, la cannibalisation de plus en plus fréquente entre moyens de production bas carbone (nucléaire et ENR), en raison des épisodes de surproduction solaire et/ou éolienne conduisent déjà à des centaines d’heures de prix spot très faibles, voire négatifs sur le marché spot. Les parcs éoliens en mer sous contrat avec complément de rémunération doivent s’effacer lors des heures de prix spot négatifs, avec une indemnisation de la production à 70 % de la puissance installée, même s’il y a beaucoup de soleil et pas de vent …
Cette situation va encore s’amplifier si les installations ENR programmées dans le projet de PPE 3 sont réalisées, ce qui nous oriente vers un scénario de prix bas, pour lequel le document PPE 3 prévoit une fourchette de 90 à 120 Md€ d’engagement, avec une sous-estimation pour l’éolien en mer : on pourra retenir une fourchette de 120 à 150 Md€.
En ce qui concerne les investissements de raccordement sur les réseaux, les montants indiqués par la CRE (18 Md€ sur les réseaux de distribution, dont une partie financée par les producteurs, et 37 Md€ pour l’éolien en mer) sont exacts. En y ajoutant les investissements de renforcement, on arrive à une estimation de l’ordre de 60 Md€.
Au total, cela représente pour les ENR programmées dans la PPE 3 un montant de 180 à 210 Md€.
Comme la France produit plus d’électricité qu’elle n’en consomme, il n’est pas nécessaire de développer les ENR ?
La CRE répond :
FAUX !
La CRE acte que la France en 2024 a produit 539 TWh8 d’électricité, en dégageant un solde exportateur net de 89 TWh, la consommation (pertes incluses) étant de 440 TWh.
Cela est essentiellement dû au retour d’un volume de production nucléaire plus conséquent (362 TWh) et une très bonne hydraulicité (75 TWh), les ENR intermittentes ayant produit 72 TWh.
Le solde exportateur est proche du maximum réalisable avec les capacités des interconnexions, et il sera du même ordre en 2025 (la France exporte quasiment en continu 12 à 15 GW, sauf en période très froide et lors des périodes de surproduction ENR espagnole et/ou allemande)
La CRE tire argument du fait que ce solde exportateur comporte 12 TWh d’importation, pour dire qu’il faut faire face aux périodes de pointe : mais l’intégration des réseaux à la maille européenne est faite pour cela, et surtout, ce n’est pas le développement des ENR qui permet de faire face aux périodes de pointe hivernales, car les ENR n’apportent aucune puissance garantie de production (à 19 h en hiver il n’y a pas de soleil, et pas de vent non plus en période de froid anticyclonique).
L’argument principal de la CRE est le suivant :
En fait, la consommation décroît depuis 2017, et est revenue au niveau de 2005, en France comme dans les pays voisins : cela est dû aux progrès d’efficacité énergétique (éclairage LED, isolation des bâtiments, ..), mais aussi à l’augmentation significative du prix de l’électricité, que la CRE sous évalue, et qui conduit dans bien des cas à une sobriété subie, et à un ralentissement de l’électrification des usages.
Même en admettant que la tendance puisse être inversée dans le prochaines années, une augmentation de la consommation de 1 % par an aboutirait à une consommation de 500 TWh en 2035, ce qui est proche du scénario de « décarbonation lente » que vient d’envisager RTE dans la réactualisation de son bilan prévisionnel9 .
Avec déjà plus de 50 GW en service, et 15 à 20 GW de projets en cours de réalisation et de raccordement, l’éolien et le solaire vont produire plus de 100 TWh d’ici 2030, sans qu’il soit besoin de subventionner de nouveaux projets ENR intermittents avec des prix garantis et de construire les réseaux pour les raccorder : la capacité de production d’électricité sera de l’ordre de 600 TWh en 2035, avec une marge largement suffisante pour faire face aux aléas, répondre aux besoins de consommation, et exporter.
Porter la capacité de production des ENR intermittentes à 250 TWh à horizon 2035, comme le programme le projet de PPE 3, engage les conséquences économiques et financières sur le TURPE et la CSPE évaluées précédemment.
De plus, la cannibalisation de la production entre nucléaire et ENR intermittentes atteindrait des proportions insoutenables : RTE évalue la perte annuelle de production nucléaire pour faire de la place à la surproduction éolienne et solaire entre 60 et 85 TWh en 2035, et la perte de production ENR à 12 TWh (effacements pendant les heures de prix spot négatifs). Ces valeurs atteignent déjà respectivement 9 TWh et 2 TWh au 1er semestre 2025, démontrant que la puissance installée en éolien et solaire a déjà dépassé le niveau optimum d’intégration dans le système électrique français.
Le parc nucléaire deviendrait alors la variable d’ajustement de la production ENR, alors que sa vocation est de fonctionner en base, avec une modulation de suivi de charge d’une amplitude de quelques GW, ce qui entraînerait une forte perte de compétitivité du MWh nucléaire, et des contraintes technologiques avec des conséquences potentielles sur la maintenance et la durée de vie des réacteurs.
La réponse à la question est
VRAI !
Quel sera le prix de l’électricité en 2035 ?
C’est une question que la CRE n’a pas abordée dans son document, et que l’on peut approcher de la façon suivante pour chacune des composantes du TRVE :
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Fourniture et commercialisation (94,5 €/MWh HT en 2025, dont 79 €/MWh de fourniture) :
Le coût de fourniture sera basé à partir de 2026 à 100 % sur le prix de marché à terme, avec la fin du dispositif ARENH : le prix du ruban de base pour 2026 est actuellement de l’ordre de 50 €/MWh, mais remonte à horizon 2030 vers 66 €/MWh.
On peut conserver à l’identique la valeur de 79 €/MWh pour le coût de fourniture, et porter à 97 €/MWh l’ensemble fourniture et commercialisation, sachant qu’il y a une augmentation programmée de la part des CEE (Certificats d’Économie d’Énergie) dans le coût de commercialisation (environ 6 €/MWh actuellement), les CEE étant appelés à suppléer l’État pour subventionner les véhicules électriques et financer MaPrimeRenov.
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Tarif d’Utilisation des Réseaux (TURPE)
Nous avons évalué précédemment une augmentation de l’ordre de 31 % à horizon 2035, soit une évolution de 69,8 €/MWh en 2025 à 91,5 €/MWh HT en 2035.
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Taxe accise (part CSPE)
La part de CSPE relative au soutien des ENR solaire et éolien est évaluée par la CRE à 5,3 Md€ en 2025 et 6,6 Md€ en 2026. Si le projet de PPE 3 est mis en œuvre, à conditions de marché équivalentes, ce montant pourrait approcher 15 Md€ par an en 2035.
Si l’augmentation de la CSPE est répercutée intégralement sur la facture via la taxe accise, ce qui est une hypothèse plausible compte tenu de la situation de surendettement de la France, cela conduit à augmenter la taxe accise d’environ 27 €/MWh, soit un quasi doublement de cette taxe, qui atteindrait 60 €/MWh (hors TVA).
Conclusion
Dans le domaine de l’énergie comme dans d’autres, il est temps d’arrêter de jeter l’argent des français par les fenêtres, au détriment de leur pouvoir d’achat et de la compétitivité des entreprises, et au prix d’un endettement devenu insoutenable.
Le développement à marche forcée de l’éolien et du solaire depuis la fin des années 2000, et leur insertion privilégiée dans un système électrique déjà décarboné à 95 % reposant sur un socle nucléaire et hydraulique forgé dans la deuxième moitié du 20ème siècle, a déjà coûté un « pognon de dingue », et cela va continuer encore plusieurs années, les contrats de soutien avec prix garanti courant sur 15 ou 20 ans.
Cela explique près de la moitié de l’augmentation de 57 % de la facture d’électricité depuis 2009 d’un ménage français, qui en moyenne consomme 5.000 kWh (5 MWh) : sa facture annuelle exprimée avec les euros d’aujourd’hui est passée de 763 € à près de 1.200 € TTC.
Fort heureusement, le développement des ENR constitue un complément utile de production d’électricité bas carbone, qui contribue positivement à la souveraineté énergétique du pays (en production, mais pas pour les équipements, qui sont en grande partie importés de Chine), et à la diminution de la consommation de pétrole et de gaz importé. Cependant :
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Ce développement aurait pu être réalisé avec un coût moindre : par exemple, les 4 à 5 TWh d’électricité solaire produits avec des installations autorisées avant le moratoire de 2011 coûtent annuellement 2 Md€ de subvention CSPE, avec un prix d’achat garanti moyen de 510 €/MWh, et cela va durer jusqu’en 2032.
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Avec près de 55 GW de puissance installée à la fin de cette année, et plus de 15 GW en cours d’installation et de raccordement, l’équipement en solaire et en éolien existant ou déjà décidé dépasse très nettement le niveau optimum de complémentarité avec le nucléaire, comme le prouvent les épisodes de plus en plus fréquents de prix spot négatifs (très coûteux en subvention des ENR), et les effacements imposés de plus en plus fréquents et profonds de production nucléaire.
La priorité doit donc être donnée à la baisse du prix de l’électricité pour accompagner la reprise de la demande, ainsi qu’au déplacement temporel de la consommation vers les heures de surproduction pour retrouver un équilibre et diminuer les quantités d’électricité bas-carbone « jetées ».
- Demeler le Vrai du Faux ↩︎
- 1 MWh = 1.000 kWh. 1 kWh : consommation d’électricité d’un radiateur de 1 kW pendant 1 heure. La consommation moyenne annuelle d’un ménage est de 5.000 kWh, soit 5 MWh. ↩︎
- SDDR2025-synthese-21032025.pdf ↩︎
- Délibération de la CRE du 4 février 2025 portant projet de décision sur le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité (TURPE 7 HTA-BT) ↩︎
- Délibération de la CRE du 13 mars 2025 portant décision sur le tarif d’utilisation des réseaux publics de transport d’électricité (TURPE 7 HTB) ↩︎
- Pour 2025 et les années futures, tous les coûts et les prix sont exprimés en € 2025, ceux d’aujourd’hui. ↩︎
- 1 GW (1.000 MW) : c’est la puissance moyenne d’un réacteur nucléaire, qui produit en 1 heure 1.000 MWh. La puissance du parc nucléaire français est de 63 GW, pour 58 réacteurs, EPR de Flamanville compris. ↩︎
- 1 TWh = 1 million de MWh, ou 1 milliard de kWh. La consommation finale d’énergie en France en 2024 est d’environ 1.500 TWh, dont 870 TWh de sources fossiles. ↩︎
- Bilan prévisionnel – Édition 2025 – Principaux résultat ↩︎
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