55,9 milliards d’euros. C’est le coût complet du système électrique français en 2025, production et acheminement confondus. La Commission de régulation de l’énergie a publié le 9 septembre 2026 le premier chiffrage de ce type jamais réalisé en France. Derrière ce total se cache une information plus dérangeante : le parc est correctement dimensionné, mais il fonctionne de moins en moins souvent dans des conditions normales.
Ce que recouvrent les 55,9 milliards
La ventilation est simple : 40 Mds€ pour la production, 15,9 Mds€ pour le réseau. La CRE intègre tout : charges d’investissement, exploitation, commercialisation, provisions pour démantèlement, rémunération du capital, charge de la dette, taxes hors TVA. Rapporté à la consommation, cela donne un coût unitaire de 125,4 €/MWh.
Le régulateur insiste sur un point structurel : la France a un système à coûts fixes dominants, nucléaire et renouvelables obligent. Mécanique implacable : à parc constant, plus la consommation est élevée, plus le coût unitaire baisse. Or la consommation française stagne. Chaque térawattheure non consommé renchérit le prix de tous les autres.
Côté recettes, les producteurs ont encaissé 42,3 Mds€ en 2025 : 35 Mds€ de marchés de gros, 6,2 Mds€ de soutien public, 1,8 Md€ issus du mécanisme de capacité et de l’équilibrage, moins 700 M€ de contributions au raccordement. Légèrement au-dessus des coûts complets de production, donc. L’équilibre tient, cette année.
Qui paie ? Le consommateur, à 92 %
La part énergie de la facture couvre 31,4 Mds€, soit 78,5 % des coûts complets de production. Ajoutez l’accise non affectée qui remonte au budget de l’État, 5,4 Mds€, et le consommateur français finance 36,8 Mds€, soit 92 %. Le solde vient des échanges transfrontaliers et du budget de l’État.
Les consommateurs européens ne sont pas absents du tableau. Les exportations ont apporté 5,4 Mds€ de valorisation supplémentaire aux producteurs français, et les recettes d’interconnexion 1,7 Md€ aux gestionnaires de réseau, déduites du TURPE. Soit 7,1 Mds€ de contribution étrangère au système français. Avec 92,3 TWh exportés, la France a retrouvé en 2025 sa place de premier exportateur net européen.
Emmanuelle Wargon résume le montage : « le consommateur ne paye pas 100 % mais la très grande majorité, le reste une partie est payée par les exports et le bouclage est fait par le budget de l’État, donc le contribuable ».
Le vrai signal : 513 heures de prix négatifs, 1 807 heures au-dessus de 100 €
C’est ici que le rapport devient intéressant pour quiconque s’occupe de flexibilité. Sur l’année, la capacité de production potentielle dépasse 160 GW quand la capacité disponible à la pointe tourne autour de 90 GW, proche du besoin lors des périodes de tension. Le parc est bien calibré. Sauf que cette moyenne annuelle ne veut plus dire grand-chose.
En 2025, le système a connu 513 heures de prix négatifs, contre 179 en moyenne entre 2010 et 2020. Presque le triple. Dans le même temps, 1 807 heures ont vu le prix spot dépasser 100 €/MWh, contre 606 heures sur la période de référence. Le marché passe de plus en plus de temps aux extrêmes et de moins en moins de temps dans la zone où un actif pilotable amortit tranquillement ses coûts fixes.
Cette bipolarisation est exactement le terrain de jeu du stockage, de l’effacement et du pilotage de charge. Elle est aussi le poison lent des moyens dispatchables non soutenus, dont les revenus se concentrent sur un nombre d’heures de plus en plus réduit. Nous détaillions ce phénomène dans notre analyse des prix spot et de la marge des batteries en 2026.
Les renouvelables : 20 €/MWh en moins, 5 % de coûts en plus
La CRE tranche une polémique récurrente. Les capacités renouvelables raccordées entre 2020 et 2025 ont fait baisser les prix de marché d’environ 20 €/MWh par rapport à 2020. La baisse effectivement captée par les consommateurs, compte tenu de la saisonnalité, s’établit à −16,1 €/MWh, soit environ 8 Mds€ d’économies sur les factures 2025.
En face, ces mêmes capacités ont fait monter les coûts complets du système de 5 %. Hausse des coûts complets des EnR, majoritairement portée par l’État via la CSPE, plus accroissement des coûts de réseau. Le bilan net penche donc du côté du consommateur. Mais le transfert est réel : du pouvoir d’achat gagné sur les factures, du manque à gagner pour les producteurs non soutenus, une charge budgétaire accrue pour l’État.
Le régulateur pousse la simulation plus loin. Même dans un scénario qu’il qualifie d’hyper conservateur, sans aucune hausse de la demande, on peut ajouter environ 50 % de capacités renouvelables supplémentaires en conservant un avantage consommateur du même ordre que le coût système. Au-delà, et toujours à consommation stagnante, le financement « ne serait probablement pas soutenable ».
EDF, victime collatérale assumée
La CRE le concede sans détour : la chute des prix de marché induite par le développement des EnR fragilise le modèle économique d’EDF et sa capacité à financer ses investissements à venir. Traduction pour le lecteur pressé : le même mécanisme qui fait gagner 8 Mds€ aux consommateurs prélève sur la capacité de l’opérateur historique à financer les EPR2.
À l’heure où six territoires se positionnent pour accueillir les futurs réacteurs, l’arbitrage n’est pas théorique. Un programme nucléaire se finance sur trente ans de recettes attendues, pas sur 1 807 heures de prix élevés par an. Le régulateur s’attend d’ailleurs à ce que ses simulations fassent l’objet « d’interprétations très différentes » selon les observateurs. Elles ont déjà commencé.
Ce que le rapport ne dit pas, et qu’il faudra bien trancher
La CRE appelle à accélérer l’électrification et les flexibilités. Logique : dans un système à coûts fixes, plus de consommation dilue le coût unitaire, et plus de flexibilité réduit les heures extrêmes des deux côtés. Ce que le rapport ne tranche pas, c’est le véhicule : qui rémunère cette flexibilité, sur quel signal, avec quelle visibilité contractuelle.
Le mécanisme de capacité et l’équilibrage ont pesé 1,8 Md€ en 2025 sur 42,3 Mds€ de recettes producteurs. Quatre pour cent. Pour un système dont le problème central est devenu la modulation, c’est peu. Les débats en cours sur l’écrêtement du solaire et sur le coût de l’effacement montrent que la réponse se construit dispositif par dispositif, sans architecture d’ensemble.
Un chiffrage à 55,9 Mds€ ne règle aucun de ces arbitrages. Il les rend simplement impossibles à esquiver. Reste à savoir si la PPE3 en tirera les conséquences, ou si le débat restera coincé sur la seule question des capacités installées. Notre dossier sur la flexibilité du réseau à 2035 pose les termes du problème.
Source : CRE, « Économie du système électrique français hexagonal », 9 septembre 2026. À retrouver aussi dans notre veille énergie du 10 septembre.
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