Solaire : que valent les ambitions régionales sans facture chiffrée ?

Des capacités à la valeur économique

La régionalisation de la PPE, la programmation pluriannuelle de l’énergie, pose une question économique avant de poser une question de classement entre territoires : quelle valeur apporteront les capacités proposées, et à quel coût ? Pour le solaire, la compilation du Syndicat des énergies renouvelables (SER), publiée le 5 novembre 2026, dépasse de 3,1 gigawatts (GW) la cible nationale pour 2030. C’est une différence de puissance installée, pas une mesure des recettes ou des émissions évitées.

La réponse courte reste donc partielle. Les propositions dessinent une possibilité de déploiement supérieure à la trajectoire nationale. Mais le dossier ne chiffre ni l’investissement supplémentaire, ni son raccordement, ni le soutien public associé. Il ne permet pas davantage d’en calculer le bénéfice net. Et, juridiquement, des propositions de comités ne sont pas des objectifs régionaux définitivement fixés.

Les chiffres clés

• 51,1 GW de solaire proposés pour 2030, contre 48 GW au niveau national : compilation du SER du 5 novembre 2026, comparée à la PPE adoptée le 12 février 2026. L’écart est de 51,1 − 48 = 3,1 GW.
• 63,8 à 85,5 GW de solaire proposés pour 2035, contre 55 à 80 GW : mêmes documents, SER du 5 novembre 2026 et PPE du 12 février 2026. Les écarts entre bornes homologues sont de 8,8 GW et de 5,5 GW.
• 14,2 milliards d’euros de charges de service public de l’énergie prévus pour 2027, contre 12,3 milliards pour 2026 : évaluation de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), publiée le 20 juillet 2026. Ce périmètre dépasse largement le seul solaire.
• Environ 30 GW de puissance maximale renouvelable à limiter en 2030, contre environ 10 GW en 2025 : projection conditionnelle du scénario de décarbonation lente de RTE, dans son Bilan prévisionnel du 9 décembre 2025.

La régionalisation de la PPE reste une procédure à achever

Le socle national est identifiable : le décret n° 2026-76 du 12 février 2026, publié au Journal officiel le lendemain, adopte la programmation. Son annexe ministérielle donne les trajectoires de puissance auxquelles sont comparées les propositions territoriales.

Le rôle des comités régionaux de l’énergie est différent. Leur fonctionnement est précisé par le décret n° 2023-35 du 27 janvier 2023. Ils organisent la concertation et élaborent des propositions au ministre. Les articles L.141-5-1 et L.141-5-2 du Code de l’énergie, dans la version consultée au 30 septembre 2026, prévoient ensuite des objectifs établis par décret, après concertation avec les conseils régionaux.

Le dossier consulté au 9 novembre 2026 ne retrouve pas ce décret de régionalisation. Cette recherche ne prouve pas exhaustivement son absence. Elle interdit toutefois de présenter la compilation du syndicat comme une nouvelle répartition réglementaire déjà acquise.

Le dépassement n’est pas non plus uniforme selon les filières. D’après le tableau du SER du 5 novembre 2026, comparé à la PPE du 12 février 2026, l’éolien terrestre proposé pour 2030 atteint 30,6 GW, contre une cible nationale de 31 GW. Pour l’hydroélectricité en 2035, la proposition cumulée de 27,15 à 28,37 GW reste inférieure aux 28,7 GW nationaux. Le solaire ne résume donc pas l’ensemble de l’exercice territorial.

Combien ça coûte, combien ça rapporte

Le coût propre à la régionalisation de la PPE est non documenté dans la matière fournie. Aucun montant ne relie les capacités supplémentaires à leur investissement, au réseau nécessaire ou aux contrats de soutien. Il manque aussi une durée de financement. Attribuer une facture en euros à ces propositions reviendrait à inventer les hypothèses décisives.

Le chiffrage de la CRE du 20 juillet 2026 fournit un contexte budgétaire, pas cette facture. Ses prévisions passent de 12,3 milliards d’euros pour 2026 à 14,2 milliards pour 2027. Elles couvrent l’ensemble des charges de service public de l’énergie, notamment les zones non interconnectées. Ni le montant total ni son évolution ne peuvent être attribués au supplément d’ambition régional.

Du côté des résultats attendus, la PPE du 12 février 2026 associe sa trajectoire photovoltaïque nationale à environ 59 térawattheures (TWh) produits en 2030, puis 67 à 98 TWh en 2035. Elle retient un facteur de charge conventionnel de 14 %, c’est-à-dire le rapport entre la production attendue et celle d’un fonctionnement permanent à pleine puissance. Ces volumes concernent la trajectoire nationale, pas le supplément régional.

Le bénéfice supplémentaire en euros, en importations fossiles évitées ou en tonnes de CO2 n’est pas documenté. Aucun coût d’abattement, exprimé en euros par tonne de CO2 évitée, ne peut donc être calculé. Une puissance mesure une capacité instantanée ; une production mesure de l’énergie sur une durée. Leur valeur économique dépend aussi du moment où cette énergie est disponible et des usages qu’elle remplace.

Qui paie, qui gagne

Pour les charges nationales prévues en 2027, la CRE distingue, dans son évaluation du 20 juillet 2026, 10,67 milliards d’euros compensés par le budget de l’État et 3,56 milliards relatifs aux zones non interconnectées, financés par une part de l’accise. Ces postes décrivent un financement public national. Ils ne constituent pas une ventilation des propositions territoriales.

Le contribuable et le consommateur apparaissent ainsi dans le financement général, mais leur contribution supplémentaire éventuelle reste inconnue. Le dossier ne précise pas davantage la part que supporteraient les porteurs de projets pour les investissements considérés ici.

Les gains additionnels des producteurs, propriétaires fonciers, collectivités ou consommateurs ne sont pas chiffrés. Une compensation publique ne mesure pas un bénéfice net : elle ne dit pas, à elle seule, ce qui reste après les dépenses. Sans données sur les contrats, les coûts et la production valorisée, désigner les gagnants serait prématuré.

Ce qui reste incertain

Établi : les objectifs nationaux figurent dans un texte publié. Les valeurs territoriales citées figurent bien dans la compilation du SER. Mais celle-ci est une source primaire de son propre bilan, pas de chacune des délibérations régionales. Le syndicat ne fournit pas le détail permettant de reconstruire le cumul territoire par territoire.

Probable, mais non entièrement vérifié : la correspondance exhaustive entre cette compilation et les propositions votées. Les prévisions budgétaires de la CRE restent, elles aussi, des prévisions et non des dépenses définitivement constatées.

Débattu : la valeur d’une accélération de l’offre si la consommation électrique progresse lentement. Dans son Bilan prévisionnel du 9 décembre 2025, RTE projette, pour son scénario de décarbonation lente, un volume d’écrêtements renouvelables multiplié par deux à trois en 2030 par rapport à 2025. L’écrêtement consiste à limiter une production disponible lorsque le système ne peut pas l’absorber.

Ce résultat conditionnel ne démontre pas que toute capacité supplémentaire serait inutile. RTE souligne parallèlement l’intérêt de l’électrification pour remplacer les combustibles fossiles. Le contrepoint est précis : davantage de puissance ne garantit pas davantage d’électricité utilement valorisée si les usages et le système électrique ne suivent pas.

Ce qu’il faut surveiller

La prochaine pièce déterminante pour la régionalisation de la PPE est le texte fixant les objectifs territoriaux, accompagné des éléments de concertation. Aucune date de publication n’est documentée. La mise à disposition des délibérations régionales permettrait aussi de contrôler le cumul sans dépendre d’un tableau de filière.

Aux horizons 2030 et 2035 fixés par la PPE du 12 février 2026, le suivi devra porter sur les capacités effectivement raccordées, mais aussi sur la production livrée, les limitations de production et la progression des usages électriques. Pour arbitrer économiquement, il manque surtout un chiffrage du supplément proposé : investissement, réseau, soutien public et bénéfices attendus. C’est cette comparaison, et non le seul dépassement d’une cible de puissance, qui permettra de mesurer l’efficacité de la décision.

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