RTE dépensera moins que prévu en 2026 sur son réseau. Dans sa délibération n° 2026-209 du 15 octobre 2026, publiée le 26 octobre, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) approuve un programme d’investissements révisé de 4 092,6 M€, contre 4 239,1 M€ validés en février. L’écart, 146,4 M€, représente 3,5 % du total. Le même texte dresse le bilan de 2025. Ce qui suit reprend poste par poste les chiffres du régulateur, pour voir où se logent les décalages et ce qu’ils signifient pour les acteurs qui attendent un raccordement ou livrent du matériel.
Un programme révisé de 146,4 M€ à la baisse
La révision à mi-année est un exercice annuel : RTE réévalue ses dépenses, la CRE les approuve. Le tableau ci-dessous compare le programme initial de 2026 et sa version révisée, avec le poids de chaque catégorie dans le total révisé (calcul Pilotable).
| Catégorie | Programme initial (M€) | Programme révisé (M€) | Écart (M€) | Part du total révisé |
|---|---|---|---|---|
| Adaptations et raccordements | 1 134,3 | 1 086,7 | -47,6 | 26,6 % |
| Renouvellement | 1 116,9 | 1 064,8 | -52,1 | 26,0 % |
| Interconnexions | 660,9 | 662,8 | +1,9 | 16,2 % |
| Développement du réseau en mer | 618,6 | 572,9 | -45,7 | 14,0 % |
| Ossature numérique | 369,8 | 384,0 | +14,2 | 9,4 % |
| Système d’information | 183,9 | 183,9 | 0 | 4,5 % |
| Immobilier et logistique | 154,7 | 137,5 | -17,2 | 3,4 % |
| Total | 4 239,1 | 4 092,6 | -146,4 | 100 % |
Source : CRE, délibération n° 2026-209, tableau 3 (montants en M€ 2026, arrondis au dixième).
Trois postes concentrent la baisse : le renouvellement, les raccordements et l’éolien en mer, qui perdent ensemble 145,4 M€. Selon la CRE, ces écarts tiennent surtout à des décalages de projets plutôt qu’à des effets de prix ou de volume, et ces délais sont imputables à 72 % à des causes extérieures à RTE. Le régulateur juge le chiffrage 2026 « robuste ».
Raccordements : moins de dépenses, un peu plus de capacité
La catégorie « adaptations et raccordements » recule de 4,2 %, mais ses composantes ne vont pas toutes dans le même sens. Les infrastructures mutualisées des zones de décarbonation gagnent 14,2 M€ : les travaux de Dunkerque et du Havre ont été anticipés, tandis que Fos-sur-Mer recule légèrement en raison d’incertitudes sur les délais. La structure du réseau perd 30,7 M€, principalement parce que des livraisons de matériel prévues en fin d’année risquent de glisser sur l’année suivante, sans effet sur le planning des projets selon RTE.
Les S3REnR, les schémas régionaux de raccordement des renouvelables, perdent 31,1 M€ (reports de clients et de fournisseurs, études plus longues). Pourtant, RTE prévoit de créer 1 464 MW de capacité d’accueil supplémentaire en 2026, contre 1 402 MW au programme initial. Moins de dépenses dans l’année ne signifie donc pas moins de capacité livrée.
Les autres raccordements restent stables, à 267,3 M€. Ils incluent les premiers « fast tracks », la procédure d’accélération pour les consommateurs de très forte puissance (entre 400 MW et 1 GW) : Fouju, Montereau, Escaudain et Le Bosquel, ainsi que l’instruction de Poulainville et d’un terrain du Grand Port maritime de Dunkerque. Ces fast tracks pèsent 11 M€ en 2026.
Réseau en mer : le calendrier de la PPE 2 pèse
Les dépenses pour le réseau en mer baissent de 45,7 M€ (-7,4 %). La CRE l’explique par l’adaptation du planning de RTE au calendrier des parcs, notamment ceux de la PPE 2, « pour lesquels il existe de nombreuses incertitudes ». Les projets de la PPE 1 sont tous en service. Pour la PPE 3, la prévision passe de 10,3 M€ à 6,9 M€ : Oléron 1 a été relancé dans l’AO10 après l’échec de l’AO7, et les dépenses de 2026 se limitent aux études préliminaires de Fécamp Grand Large. La CRE maintient sa demande d’un suivi régulier de la trajectoire en mer, y compris des coûts échoués et des surcoûts potentiels.
Renouvellement : la question des coûts unitaires
Le renouvellement baisse de 52,1 M€, surtout sur les lignes, en raison d’aléas de chantier, de difficultés de fournisseurs et de procédures administratives. Le sujet de fond est ailleurs. En 2025, les dépenses de renouvellement des lignes aériennes ont augmenté de 4 % pour un volume d’opérations en hausse de 1 %, et la CRE « s’interroge sur une potentielle augmentation des coûts unitaires ».
RTE propose une nouvelle méthode de calcul, qui rapporte le coût total d’un projet à sa consistance technique sur toute sa durée. Les premiers résultats montrent des écarts « très importants » avec les références du schéma décennal : à la hausse sur le renouvellement des supports HTB1 et HTB2, à la baisse sur les postes HTB2. La CRE les attribue en partie à un faible échantillon et demande des approfondissements. Même logique pour le contrôle-commande, dont le renouvellement progresse de 6 % : RTE a lancé un plan de remédiation, dont la CRE attend les résultats avant le 31 mars 2027.
2025 : 3 346,4 M€ réalisés, les interconnexions en retrait
Le bilan d’exécution 2025 s’établit à 3 346,4 M€, 3,6 % sous le programme initial de 3 472,6 M€, et en hausse de 29,5 % par rapport à 2024 selon la CRE. Le schéma décennal de RTE prévoit environ 8 Md€ d’investissements par an sur 2030-2040.
L’écart le plus net concerne les interconnexions : 491,5 M€ dépensés, 94,1 M€ de moins que prévu (-16,1 %), en raison du report à 2026 de dépenses sur les stations de conversion des projets Celtic et Golfe de Gascogne. À l’inverse, le renouvellement a dépassé sa prévision de 64,7 M€ (+7,1 %). Côté renouvelables, RTE a créé 1 120 MW de capacité d’accueil dans les postes sources, au-delà de la cible de 952 MW fixée par la régulation incitative du TURPE 7.
Ce que cela change pour les acteurs
Analyse Pilotable. Pour un porteur de projet en attente de raccordement, le message est double : les budgets annuels glissent, mais les capacités S3REnR livrées en 2025 et prévues en 2026 dépassent les objectifs. Le risque se situe moins dans l’enveloppe que dans les causes extérieures citées par la CRE : approvisionnement, procédures, calendriers des clients. Pour les fournisseurs, les reports de livraisons et les difficultés relevées sur les lignes signalent une chaîne d’approvisionnement tendue, et la surveillance accrue des coûts unitaires annonce une pression sur les prix. Pour les industriels des zones de Dunkerque, du Havre et de Fos, l’anticipation des travaux mutualisés se confirme.
Pour replacer ces montants dans la trajectoire du système électrique, voir notre guide Comprendre la PPE3, qui fixe notamment 15 GW d’éolien en mer en 2035, et notre guide de l’énergie pilotable.
Ce qu’il faut surveiller
- Premier trimestre 2027 : désignation attendue des lauréats de l’AO10, qui conditionne les études de raccordement en mer, dont Oléron 1.
- 31 mars 2027 : bilan d’exécution du programme 2026 et résultats du plan de remédiation sur le contrôle-commande, à remettre par RTE à la CRE.
- Prochain bilan d’exécution : généralisation de la nouvelle méthode de calcul des coûts unitaires à toutes les catégories du schéma décennal.
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