Selon une simulation de la CRE, les capacités renouvelables ajoutées depuis 2020 ont réduit les prix de gros de l’électricité en 2025. Ce gain pour le système ne garantit pas une baisse immédiate de la facture de chaque foyer.
La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a rejoué l’année 2025 en retirant les capacités renouvelables ajoutées depuis 2020. Dans cette simulation, l’écart de prix moyen atteint 19,6 €/MWh, soit environ 20 €/MWh : 61,3 €/MWh avec le parc de 2025, contre 80,9 €/MWh avec celui de 2020.
Le prix de gros de l’électricité (Prix auquel fournisseurs et producteurs échangent l’électricité avant sa revente aux clients ; ce n’est qu’une composante de la facture finale.) est celui auquel fournisseurs et producteurs échangent l’électricité avant sa revente aux clients. La CRE estime que le gain, une fois pondéré par les heures où l’électricité est consommée, atteint 16,1 €/MWh. Rapporté aux 446 TWh consommés en 2025, pertes incluses, le rapport l’évalue à de l’ordre de 8 Md€ pour l’ensemble des consommateurs.
« Vous avez plus d’offres pour la même demande, vous faites baisser les prix de marché », a résumé Emmanuelle Wargon, présidente de la CRE, lors de la présentation du rapport. Les installations éoliennes et solaires ont un faible coût variable. Elles augmentent l’offre disponible et exercent ainsi une pression sur les prix de marché.
Ces 8 Md€ ne correspondent pas à une réduction observée sur la facture de chaque foyer. Le chiffre compare deux systèmes théoriques : le système de 2025 et ce même système privé des renouvelables déployées depuis 2020. La consommation, la disponibilité du nucléaire, les flexibilités et le mix des pays voisins sont conservés identiques.
Le résultat peut influer sur la composante d’approvisionnement des offres d’électricité. Mais son arrivée sur une facture dépend aussi du contrat du client et du calendrier d’achat du fournisseur. La CRE ne chiffre donc pas une économie garantie, foyer par foyer.
La baisse des prix de marché n’efface pas les autres dépenses du système électrique. Dans le même scénario, les coûts complets, nets des échanges européens, passent de 45,3 Md€ avec le parc de 2020 à 48,0 Md€ avec celui de 2025. Le surcoût est donc estimé à 2,7 Md€, soit 5 %.
Une part de cet arbitrage concerne le soutien public aux EnR (Mécanismes qui garantissent ou complètent le revenu de certains producteurs renouvelables quand le prix de marché est insuffisant.), c’est-à-dire les mécanismes qui garantissent ou complètent le revenu de certains producteurs quand le marché paie trop peu. Des prix bas peuvent accroître la charge pour l’État. Ils diminuent aussi les revenus de marché des producteurs qui ne bénéficient pas de ce soutien.
Le rapport teste également des scénarios de crise. Les renouvelables déployées depuis 2020 y réduisent les prix de marché de 7 à 40 €/MWh selon le choc étudié. Dans le cas d’un choc simultané associant gaz cher et faible disponibilité nucléaire, la CRE chiffre le gain pour les consommateurs à 11 Md€.
Le coût net du système diminuerait alors de 1,6 Md€. Ces résultats mesurent une valeur assurantielle dans le modèle. Ils ne prédisent ni la date ni l’ampleur d’une crise. Il ne dit pas qu’une telle crise est imminente ou attendue.
La CRE juge néanmoins favorable, à court terme, le raccordement des projets renouvelables déjà en file d’attente. À consommation inchangée, il ferait baisser les prix de 8,7 €/MWh et apporterait un gain de 3,9 Md€ aux consommateurs. Les coûts complets augmenteraient toutefois de 3,3 Md€ par an, tandis que les charges de soutien progresseraient de 2,6 Md€.
À plus long terme, la production supplémentaire doit pouvoir être utilisée, déplacée ou stockée. Cette flexibilité électrique (Capacité à déplacer, réduire ou stocker une consommation ou une production pour mieux équilibrer le réseau selon les heures.) évite de produire trop au même moment. La CRE estime qu’une hausse de plus de 50 % de la puissance renouvelable ne serait probablement pas soutenable si la demande restait stagnante et si ces flexibilités demeuraient insuffisantes.
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