La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a approuvé, le 26 février 2026, le programme annuel d’investissements de RTE (Réseau de Transport d’Électricité) pour un montant de 4,24 milliards d’euros. Ce budget, en hausse de 27 % par rapport aux dépenses réalisées en 2025 (3,346 Md€), reflète l’ampleur des transformations imposées par la transition énergétique : raccordement en accélération des énergies renouvelables, renouvellement des infrastructures vieillissantes et renforcement des interconnexions avec les pays voisins. Un plan qui concerne directement les particuliers souhaitant raccorder leurs panneaux solaires, les industriels en pleine électrification et l’ensemble des consommateurs français via le TURPE, un équilibre que nous décryptons dans notre point sur la sécurité d’approvisionnement électrique de l’été 2026.
Une décision encadrée par la délibération CRE n° 2026-54
La délibération CRE n° 2026-54 du 26 février 2026 fixe le programme d’investissements de RTE à 4,24 milliards d’euros, en hausse de 892,7 millions d’euros par rapport aux dépenses effectivement réalisées en 2025 et de 778,2 millions par rapport au programme révisé 2025. Ce montant s’inscrit dans la trajectoire définie par le TURPE 7 HTB (tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité haute tension B), entré en vigueur en mars 2025, qui encadre la rémunération de RTE par des mécanismes de régulation incitative.
La CRE souligne la conformité du programme avec le Schéma décennal de développement du réseau (SDDR) présenté par RTE en février 2025, tout en relevant des incertitudes sur la maîtrise des coûts unitaires et sur l’exécution du programme « Pylônes 2025 ». L’autorité de régulation appelle à maintenir la trajectoire budgétaire sous contrôle pour les années 2027-2029.
La décomposition des 4,24 milliards d’euros
Le programme 2026 se structure autour de trois axes prioritaires, dont la progression reflète les besoins croissants de la transition énergétique :
| Poste d’investissement | Budget 2026 | Évolution vs 2025 |
|---|---|---|
| Raccordement ENR + adaptation réseau | 1 134,3 M€ | +53 % |
| dont S3REnR (schémas régionaux) | 404,1 M€ | Quasi-doublement |
| Renouvellement du réseau vieillissant | ~1 500 M€ | Stabilisé 2026-2029 |
| Interconnexions européennes | ~660 M€ | En forte progression |
| Portés directement par les demandeurs | 702,6 M€ | Hors TURPE |
Cette répartition traduit une double priorité : d’un côté, absorber l’afflux de projets d’énergies renouvelables dans la file de raccordement ; de l’autre, sécuriser un réseau dont l’âge moyen dépasse 50 ans, avec 10 % des lignes datant d’avant 1945 et un tiers installées entre 1945 et 1970.
L’accélération des raccordements ENR : 1 510 MW de capacité créée en 2026
Le poste le plus dynamique est celui du raccordement des énergies renouvelables. Le budget des S3REnR (Schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables) atteint 404,1 millions d’euros, soit un quasi-doublement par rapport à 2025. Grâce à ces financements, RTE prévoit de créer 1 510 MW de capacité d’accueil supplémentaire au cours de l’année 2026, contre 952 MW initialement prévus en 2025 — une progression de 58 %.
Le dispositif des S3REnR repose sur un principe de mutualisation des coûts entre producteurs d’une même zone géographique. Plutôt que de faire supporter l’intégralité des renforcements réseau au premier projet raccordé dans une zone, les investissements sont partagés entre l’ensemble des producteurs du bassin. Ce modèle rend viables des territoires où l’infrastructure réseau serait trop coûteuse à porter par un seul acteur.
Malgré cette accélération, les files d’attente restent significatives dans certaines régions saturées, comme l’illustrent les 1 418 MW solaires raccordés au T1 2026 malgré des délais persistants. L’accroissement des S3REnR devrait progressivement alléger la pression sur les dossiers en attente d’ici 2027-2028.
Renouveler un réseau vieillissant : une priorité structurelle
Le renouvellement des infrastructures existantes mobilise environ 1,5 milliard d’euros par an, un niveau stabilisé sur la période 2026-2029. Cette enveloppe finance la modernisation des lignes à haute et très haute tension (HTB), le remplacement des postes de transformation obsolètes et la mise à niveau des équipements de protection, de commande et de supervision.
La nécessité de ce renouvellement tient à la structure d’âge du réseau français. Une part significative des 106 000 km de lignes aériennes et souterraines gérées par RTE arrive en fin de vie technique, avec des risques de défaillance accrus dans un contexte de stress climatique croissant (tempêtes, canicules prolongées, épisodes de verglas). Le plan stratégique RTE à horizon 2040 consacre 20 milliards d’euros au seul renouvellement des 21 000 km de lignes les plus vétustes.
Ces investissements dans les réseaux intelligents et la digitalisation des infrastructures sont également essentiels pour gérer l’intermittence croissante des énergies renouvelables. La supervision en temps réel des flux, couplée aux 10,9 GW d’effacement certifiés en France, forme le socle de la flexibilité du réseau.
Les interconnexions européennes : maillage et résilience
L’axe des interconnexions mobilise environ 660 millions d’euros en 2026. Deux projets majeurs sont en cours de finalisation :
- Le Celtic Interconnector (France-Irlande) : 575 km de câble sous-marin, 700 MW de capacité, reliant la Bretagne à la côte sud-est irlandaise. Il renforcera la résilience des deux systèmes lors des pics de demande hivernaux.
- L’interconnexion Golfe de Gascogne (France-Espagne) : 370 km sous-marins entre les côtes basques française et espagnole, portant la capacité d’échange franco-espagnole de 2 800 à 5 000 MW. Sa mise en service permettra une meilleure intégration des surplus solaires espagnols et une meilleure valorisation des surplus éoliens français.
Ces liaisons s’inscrivent dans la logique du marché européen de l’électricité, qui permet de lisser les écarts de production entre pays et de réduire les épisodes de prix négatifs lors des pics ENR. Elles constituent un complément indispensable à la montée en puissance des capacités nationales de stockage et de flexibilité.
Le SDDR 2025-2040 : 100 milliards d’euros sur quinze ans
Le programme 2026 n’est qu’une étape dans un plan de transformation beaucoup plus vaste. Le Schéma décennal de développement du réseau (SDDR) 2025-2040, publié par RTE en février 2025 et examiné par la CRE début 2026, prévoit 100 milliards d’euros d’investissements cumulés sur quinze ans — soit un triplement progressif du rythme annuel actuel (de 4 Md€ vers 8 Md€/an à l’horizon 2035).
Cette enveloppe se répartit principalement entre quatre grands chantiers :
- 37 milliards € pour le raccordement des parcs éoliens offshore (22 GW planifiés par la PPE3 à l’horizon 2035)
- 20 milliards € pour la modernisation des 21 000 km de lignes vétustes
- 10 milliards € pour le renforcement des interconnexions européennes
- 4 milliards € pour la digitalisation et les smart grids, clés de la flexibilité future du système électrique
Ce scénario présuppose une consommation électrique nationale de 580 à 640 TWh en 2035 (contre 458 TWh en 2023), tirée par l’électrification des transports, du chauffage et de l’industrie. Il suppose également le déploiement de 270 à 320 TWh de production solaire et éolienne supplémentaires d’ici 2035. Le baromètre ENR 2025 confirmait 86 GW installés fin 2025, avec un rythme d’addition qui devra doubler pour tenir les objectifs 2030.
Impact pratique pour les particuliers et les professionnels
Pour un particulier souhaitant installer des panneaux solaires, le programme d’investissement de RTE se traduit concrètement par une amélioration progressive des délais de raccordement. En 2026, ces délais restent hétérogènes selon la région et la puissance installée :
- Installation résidentielle de 3 à 9 kWc : 2 à 4 mois
- Installation professionnelle de 9 à 36 kWc : 4 à 9 mois
- Grand projet de 36 à 100 kWc : 9 à 18 mois dans les zones saturées (Occitanie, Nouvelle-Aquitaine, Grand Est)
Le quasi-doublement du budget S3REnR devrait permettre de créer 1 510 MW de capacité d’accueil supplémentaire, contribuant à réduire progressivement l’engorgement. Il convient de noter que le goulot d’étranglement principal pour les petits projets résidentiels se situe davantage au niveau de la distribution (Enedis) que du transport (RTE).
Pour les industriels et les grands acteurs économiques, RTE a sécurisé des engagements de raccordement pour 33 GW de nouveaux besoins électriques sur plus de 200 projets : 14 GW pour les centres de données, 9,5 GW pour la production d’hydrogène vert et 6,5 GW pour la réindustrialisation. Ces raccordements seront cofinancés par les demandeurs à hauteur de 702,6 millions d’euros, portés directement par les maîtres d’ouvrage.
Le financement : qui paie pour le réseau ?
Le programme d’investissement de RTE est financé principalement par le TURPE (tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité), prélevé sur chaque facture d’électricité des consommateurs français. Ce mécanisme garantit la prévisibilité des revenus de RTE et l’indépendance du financement des infrastructures vis-à-vis des aléas du marché spot.
La CRE veille à ce que l’évolution du TURPE reste compatible avec le pouvoir d’achat des ménages. Dans sa délibération du 26 février 2026, elle confirme que la trajectoire TURPE 7 est « globalement conforme » avec le programme 2026, tout en signalant la nécessité de contenir la dérive des coûts unitaires observée ces dernières années. Une hausse du TURPE pour la période 2029-2033 (TURPE 8) est à anticiper si les besoins d’investissement s’accélèrent au-delà des prévisions actuelles — notamment sous l’effet de l’éolien offshore ou de la réindustrialisation électrique.
Pourquoi le réseau de transport d’électricité doit-il autant investir en 2026 ?
Le réseau français a été dimensionné dans les années 1960-1980 pour un parc de production centralisé (nucléaire, grands barrages). L’essor des énergies renouvelables, plus décentralisées et intermittentes, impose une profonde adaptation : nouveaux raccordements, renforcement des liaisons régionales, modernisation des équipements de régulation et développement des interconnexions. À cela s’ajoute le vieillissement des infrastructures : l’âge moyen du réseau dépasse désormais 50 ans, avec des risques de défaillance croissants.
Le TURPE va-t-il augmenter à cause de ces investissements ?
Le TURPE 7, en vigueur depuis mars 2025, intègre déjà la trajectoire d’investissement de RTE sur la période 2025-2029. La CRE a validé le programme 2026 comme conforme à cette trajectoire. Une hausse du TURPE est possible pour la période 2029-2033 (TURPE 8) si les besoins d’investissement s’accélèrent au-delà des prévisions actuelles, notamment en cas d’accélération de l’éolien offshore ou de l’électrification industrielle.
Quand les files d’attente de raccordement ENR vont-elles se réduire ?
Le plan 2026 crée 1 510 MW de capacité d’accueil supplémentaire grâce aux S3REnR, contre 952 MW en 2025. Des réformes procédurales (priorité aux projets matures, simplification des études) sont également en cours. Une amélioration sensible des délais est attendue d’ici 2027-2028 dans les régions les plus saturées. Le goulot d’étranglement principal pour les petites installations solaires résidentielles se situe au niveau de la distribution (Enedis), pas du transport (RTE).
Ce financement transite par le TURPE, dont la prochaine révision annuelle est attendue au 1er août 2026 et répercutera mécaniquement une partie de ces investissements sur la facture des particuliers. Voir : TURPE 2026 : pourquoi votre facture d’électricité remontera au 1er août.
