La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié le 9 septembre 2026 un rapport concluant que «la poursuite du développement des énergies renouvelables  (EnR) […] est pertinente du point de vue du consommateur, y compris si la demande ne redémarre pas immédiatement».

Notre fédération  tient à alerter l’opinion publique et les pouvoirs publics sur les biais méthodologiques de cette étude, ainsi que sur le rôle que joue la CRE dans le débat sur la politique énergétique française.

Un scénario de comparaison biaisé

Si la CRE a le mérite de raisonner en coûts système complets — une approche que nous  réclamons  de longue date, tant les énergies renouvelables intermittentes (ENRi) tendent à faire exploser les coûts de réseau au-delà d’un certain seuil de pénétration — le choix du scénario de comparaison retenu pose question.

En effet, la CRE compare le parc EnR de 2025 au parc EnR qui existait en 2020. Cette comparaison permet de mesurer l’effet des capacités renouvelables ajoutées depuis 2020, mais elle ne constitue pas une comparaison de stratégies énergétiques de long terme : elle ne confronte pas, par exemple, cette trajectoire à une stratégie alternative reposant sur davantage de capacités nucléaires.

Le développement massif des ENRi modifie également l’équilibre économique du système électrique et fragilise les producteurs non soutenus, au premier rang desquels EDF. La CRE elle-même estime que le développement du parc renouvelable depuis 2020 a contribué à réduire le prix moyen de marché d’environ 20 €/MWh en 2025.

Cette baisse est favorable au consommateur lorsqu’elle se traduit directement sur les prix, mais elle réduit parallèlement les revenus de marché des producteurs qui ne bénéficient pas de mécanismes de soutien.

À cela s’ajoutent les coûts nécessaires à l’adaptation du système.

Dans sa propre simulation, la CRE évalue à 400 millions d’euros par an les coûts supplémentaires de réseau liés au raccordement et au renforcement nécessaires pour accueillir les nouvelles capacités renouvelables. Ces coûts ne disparaissent pas parce que le prix de gros baisse : ils doivent être financés, notamment au travers du TURPE (Tarif d'utilisation du réseau public d'électricité) acquitté par les consommateurs. Elle estime par ailleurs que les nouvelles EnR ont accru de 2,7 milliards d’euros par an les coûts complets du système électrique en 2025 par rapport à un parc resté au niveau de 2020.

La vraie question n’est donc pas de nier l’effet des EnR sur les prix de marché depuis 2020, mais de déterminer quelle combinaison de moyens de production, de réseau et de flexibilité minimise à long terme le coût complet de l’électricité, tout en garantissant la sécurité d’approvisionnement et la souveraineté industrielle de la France.

Autrement dit : combien aurait coûté le même effort d’investissement engagé dans une trajectoire nucléaire de série?

Cette comparaison-là, la CRE ne la fait pas.

Jusqu’à un certain niveau, développer des ENRi sans toucher au nucléaire permet mécaniquement de réduire la part, coûteuse, des énergies fossiles dans le mix. Mais la France aurait pu, et pourrait encore, réaliser des économies plus importantes en misant sur un nucléaire de série — de type N4 ou REP2000, tel que proposé par EDF dans les années 1990 à la suite du parc historique, en préservant les compétences et la filière industrielle — plutôt que sur un parc EPR construit en petites séries après vingt ans de mise en sommeil de la filière, décidée par les pouvoirs publics eux-mêmes.

Poser la question à courte vue, c’est se condamner à continuer de désoptimiser le système électrique et à faire peser sur les factures des Français le poids de choix politiques de court terme.

L’indépendance de la CRE doit pouvoir être démontrée

Notre organisation syndicale  exige la réalisation de la comparaison entre trajectoires énergétiques plutôt qu’un plaidoyer devant défendre une énergie plutôt qu’une autre, alors que le gouvernement doit réexaminer la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE3) d’ici la fin de l’année, il appartient aux pouvoirs publics de l’organiser en toute transparence.

Ce rapport intervient à point nommé pour conforter une trajectoire de développement des ENRi déjà engagée, sans que la CRE ne quantifie les conséquences des choix politiques antérieurs qui ont façonné le système qu’elle prétend aujourd’hui analyser objectivement — au premier rang desquels la fermeture de Fessenheim et la perte de 1800 MW de capacité nucléaire décarbonée et pilotable, soit près de 11 TWh de production électrique annuelle en moyenne. Une institution qui se veut garante de l’intérêt du consommateur ne peut se contenter d’analyser les conséquences des décisions passées sans en interroger les causes.

Elle ne peut pas non plus ignorer que le développement massif des ENRi fragilise aujourd’hui l’équilibre économique d’EDF, entreprise publique propriété de la Nation, tout en continuant de préconiser sa poursuite.

Notre fédération  estime que la priorité doit être donnée à une étude sincère et non orientée des scénarios de long terme, intégrant pleinement l’option d’un développement du nucléaire de série aux côtés des ENR, et non leur seule alternative face à l’inaction.

Les salariés des IEG et l’ensemble des consommateurs français ne peuvent continuer de subir les conséquences de choix énergétiques dictés par des arbitrages de court terme plutôt que par l’intérêt collectif de long terme.

Notre fédération demande que la révision de la PPE3 s’appuie sur des études réellement indépendantes et transparentes sur l’ensemble des scénarios possibles, et non sur des comparaisons construites pour valider a posteriori des choix déjà arrêtés.

Aussi, nous  demandons  que le nucléaire ne soit pas exclu de l’optimisation du système.

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Ce que paye réellement le consommateur:

≈ −20 €/MWh : baisse simulée du prix moyen de marché liée au développement des EnR depuis 2020.

+2,7 Md€/an : augmentation des coûts complets du système dans la simulation CRE.

+400 M€/an : coûts supplémentaires de réseau associés aux nouvelles capacités renouvelables.

20 à 30 % : ordre de grandeur de la part du TURPE dans une facture TTC résidentielle moyenne.

+3,04 % : évolution moyenne du TURPE HTA-BT au 1er août 2026.