Appels d’offres solaires : quelle facture pour les finances publiques ?

Des prix bas, une facture variable

Le soutien au solaire ne se mesure pas en multipliant un prix contractuel par une puissance installée. Sa facture publique dépend aussi du marché de l’électricité. Dans ses délibérations de septembre 2026, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) estime que les deux ensembles de projets photovoltaïques qu’elle recommande peuvent entraîner une dépense nette ou, à l’inverse, un solde favorable aux finances publiques.

Le prix proposé par les candidats renseigne donc sur leur compétitivité, mais pas à lui seul sur ce que paiera le contribuable. Les documents permettent de calculer une enveloppe conditionnelle sur vingt ans. Ils ne permettent pas de chiffrer le coût complet des centrales, leurs bénéfices ni les tonnes de dioxyde de carbone (CO2) évitées. L’élargissement recommandé du dispositif Petit PV doit être examiné séparément : son coût propre n’est pas évalué dans le dossier.

La facture en un chiffre

503,99 millions d’euros sur vingt ans : c’est le total des charges publiques estimées pour les deux appels d’offres dans le scénario de prix de gros bas des délibérations de la CRE des 17 septembre 2026 et 30 septembre 2026. Dans leur scénario intermédiaire, le total descend à 131,09 millions d’euros. Dans le scénario haut, il devient négatif : −335,03 millions d’euros, soit un solde en faveur des finances publiques plutôt qu’une dépense.

Ces trois résultats concernent les mêmes ensembles de projets. Leur comparaison montre que le soutien au solaire dépend fortement des recettes que peut procurer le marché. Ce ne sont ni des dépenses déjà réalisées ni des recettes garanties. Ce ne sont pas non plus les investissements nécessaires pour construire les installations.

Le détail du calcul

Les estimations portent sur la France métropolitaine continentale. Les deux délibérations de la CRE de septembre 2026 retiennent une durée de soutien de vingt ans et présentent les charges en millions d’euros 2026. Les scénarios de prix de gros à l’horizon 2030 sont, eux, exprimés en euros par mégawattheure de référence 2024. Ces unités doivent rester distinctes : le tableau ne juxtapose pas une facture annuelle et un investissement initial.

Selon ces mêmes documents, les hypothèses de mise en service sont le 1er août 2028 pour les centrales au sol et le 1er janvier 2028 pour le Petit PV. Il s’agit de dates de calcul, pas d’une confirmation de livraison de chaque projet.

Estimations de la CRE, délibérations des 17 et 30 septembre 2026 ; la dernière colonne est la somme des deux charges :

Prix de gros envisagé en 2030, €/MWh 2024	Centrales au sol, M€ 2026	Petit PV, M€ 2026	Total, M€ 2026
50	353,67	150,32	503,99
70	54,88	76,21	131,09
95	−318,61	−16,42	−335,03

Le calcul ajouté aux estimations officielles se limite à une addition par scénario : 353,67 + 150,32 = 503,99 ; 54,88 + 76,21 = 131,09 ; −318,61 + (−16,42) = −335,03. Aucune extrapolation de production ou de prix n’est nécessaire.

Le prix moyen proposé par les candidats ne doit pas être confondu avec ces charges nettes. Selon la publication de la CRE du 9 octobre 2026, il atteint 61,33 €/MWh au sol, contre 79,48 €/MWh à la période précédente. Pour le Petit PV, il s’établit à 75,48 €/MWh. Ces prix décrivent deux segments différents ; ils ne constituent pas des factures publiques unitaires directement comparables.

Ce que ça rapporte

Selon la publication de la CRE du 9 octobre 2026, les propositions de sélection portent sur 125 dossiers au sol, représentant 931,4 mégawatts-crête (MWc), et sur 871 dossiers Petit PV, représentant 288,3 MWc. Le watt-crête mesure une puissance nominale photovoltaïque dans des conditions de référence. Il ne mesure pas l’électricité effectivement produite au cours d’une année.

Le bénéfice directement chiffré dans le dossier est budgétaire et conditionnel. Dans le scénario haut des délibérations de septembre 2026, les charges négatives représentent respectivement 318,61 millions d’euros pour les centrales au sol et 16,42 millions pour le Petit PV en faveur des finances publiques. La contrepartie économique apparaît nettement : lorsque l’électricité se vend plus cher, le besoin de soutien net peut diminuer jusqu’à s’inverser.

Le gain climatique reste non documenté dans la matière fournie. Sans production annuelle agrégée, sans scénario de production électrique remplacée et sans bilan des émissions sur le cycle de vie, aucun coût par tonne de CO2 évitée ne peut être calculé. Les emplois créés et les importations énergétiques évitées ne sont pas davantage chiffrés.

Qui paie, qui gagne

Lorsque les charges sont positives, le budget de l’État finance le soutien au solaire. Le contribuable en supporte donc le coût net. Lorsque les charges deviennent négatives dans les simulations, le solde bénéficie aux finances publiques. Ces documents n’établissent pas un effet correspondant sur la facture individuelle d’électricité des ménages.

Les porteurs des projets finalement désignés bénéficient du dispositif de soutien. Toutefois, la publication de la CRE du 9 octobre 2026 présente des propositions de sélection : la désignation des lauréats revient à la ministre. Il faut distinguer un dossier recommandé d’une centrale construite et en exploitation.

Les recettes des producteurs ne sont pas leurs bénéfices. Construction, financement, exploitation et raccordement doivent être pris en compte pour établir une rentabilité. Leur montant agrégé n’est pas fourni. La répartition des gains entre développeurs, propriétaires fonciers et agriculteurs est également non documentée.

Les comparaisons

La première comparaison disponible est temporelle. Selon la CRE le 9 octobre 2026, le prix moyen des projets au sol recule de 23 %, arrondis, par rapport à la période précédente. La concurrence est une explication avancée par le régulateur, mais son effet causal n’est pas isolé des autres facteurs, notamment des différences possibles de raccordement.

La seconde comparaison oppose volumes proposés et volumes ouverts. Selon cette même publication, les candidatures au sol représentent 5 358,7 MWc pour 925 MWc appelés. Pour le Petit PV, elles représentent 963,2 MWc pour 288 MWc appelés. L’offre de projets dépasse donc largement l’enveloppe disponible dans les deux segments.

Cette sélection peut faire baisser les prix sans accélérer les installations. Dans sa délibération du 30 septembre 2026, la CRE rapproche 3,7 gigawatts-crête de demandes complètes de raccordement entre janvier et août 2025 des 192 puis 288 MWc ouverts aux deux premières périodes du Petit PV. Ces données ne mesurent pas exactement le même stade des projets, mais le régulateur relève un ralentissement du rythme des installations soutenues.

L’alternative discutée concerne l’organisation des appels d’offres. Le cahier des charges publié le 29 mai 2026 réserve actuellement le Petit PV aux puissances strictement supérieures à 100 kilowatts-crête et inférieures à 500 kilowatts-crête. Dans sa publication du 9 octobre 2026, la CRE recommande de porter son périmètre jusqu’à 1 MWc, avec un relèvement correspondant des seuils des grands appels d’offres. Ce changement n’est pas acquis et aucune économie spécifique ne lui est attribuée.

Les limites du calcul

Établi : les prix proposés, les puissances recommandées et les simulations sont publiés par la CRE. Conditionnel : les charges sur la durée des contrats dépendent des scénarios de marché et des hypothèses de mise en service. Débattu : le bon équilibre entre concurrence, volumes soutenus et visibilité donnée aux investisseurs.

Le calcul du soutien au solaire ne compte pas l’investissement total des projets et ne fournit pas un bilan économique complet du système électrique. Il ne chiffre ni les économies de raccordement évoquées par la CRE, ni les bénéfices climatiques, ni les gains des différentes catégories de propriétaires.

Enfin, selon la délibération du 30 septembre 2026, le calendrier et les volumes des prochaines périodes Petit PV ne sont pas encore communiqués. Les indicateurs à suivre sont la désignation effective des lauréats, les mises en service, les volumes futurs et l’éventuelle modification du cahier des charges. Une baisse du prix des offres est un résultat mesurable ; son effet sur le rythme de décarbonation reste à établir.

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