Budget 2026 : finalement, quelles mesures sur l’énergie ?

Mesure centrale de la Loi de Finance (LFI) 2026, l’article 19, réintroduit par le Gouvernement, prévoit une majoration temporaire de l’IFER (Imposition Forfaitaire sur les Entreprises de Réseaux) pour les centrales photovoltaïques mises en service avant 2021.

L’IFER est une taxe annuelle payée par les exploitants d’infrastructures énergétiques (éoliennes, centrales photovoltaïques, réseaux), calculée en fonction de la puissance installée. Elle constitue une ressource fiscale locale clé puisqu’elle est partagée équitablement entre la commune ou l’intercommunalité et le département pour les installations antérieures au 1er janvier 2023 .

Le budget 2026 prévoit une augmentation temporaire de l’IFER pour les centrales photovoltaïques mises en service avant 2021. Il est prévu que le tarif double pendant 3 ans, passant ainsi de 8,51€/kW à 16,05€/kW entre 2027 et 2029. Les centrales mises en service après le 1er janvier 2021 conservent le tarif réduit de 3,542 €/kW, afin de maintenir l’attractivité des investissements dans la filière.

Concrètement, cette mesure vise des installations déjà en fonctionnement et dont les modèles économiques ont bénéficié, ces dernières années, de prix de marché plus élevés que prévu lors de leur mise en service. L’État cherche ainsi à capter une partie de cette rentabilité, ce qui générerait un rendement supplémentaire estimé à 50M€/an pour le budget de l’Etat. Pour tenir compte du retard de promulgation du PLF 2026, le Gouvernement a modifié la date d’application de cette hausse. La majoration s’appliquera à compter du 1er janvier 2027 jusqu’au 31 décembre 2029.

La mesure suscite débat, puisque la commission des finances du Sénat s’était montrée défavorable au rétablissement de cet article, supprimé précédemment à son initiative. La majoration signifie principalement qu’il faudra prendre en compte cette évolution dans la planification financière et les projections de trésorerie des installations plus anciennes.

Le texte prévoit également le déplafonnement des “primes négatives”.  Dix ans après le déploiement des compléments de rémunération, le Gouvernement engage ainsi à l’article 69 I du PLF 2026, une refonte du cadre fiscal des primes négatives, pour les contrats conclus après 2021.

Le complément de rémunération repose sur une comparaison entre le prix du marché auquel le producteur vend sa production sur le marché et un tarif de référence correspondant au niveau de rémunération que le dispositif de soutien vise à assurer. Lorsque les prix sont bas, la différence est négative : l’Etat verse une prime positive au producteur afin d’atteindre le tarif de référence. A l’inverse, en période de prix de marché élevé, le mécanisme conduit à une prime négative : le producteur doit verser des fonds à l’Etat. 

Jusqu’à présent, ce reversement était plafonné au cumul des aides perçues, pour limiter l’exposition des producteurs aux périodes de prix élevés et éviter qu’ils ne rendent  plus que ce qu’ils avaient perçu en aides publiques. Depuis trois ans, le Gouvernement a cherché à déplafonner ce mécanisme, mais toutes ses tentatives ont été retoquées par le Conseil constitutionnel. Le projet de loi de finances prévoit toutefois la suppression de ce plafond, en introduisant un prix seuil annuel par filière, fixé par arrêté conjoint des ministres chargés de l’énergie et du budget, après avis public de la CRE (Commission de régulation de l’énergie).

Ce prix seuil représente le niveau de prix que le producteur pouvait raisonnablement anticiper au moment de la conclusion du contrat (fixation du Tarif de Référence ou TR). Deux cas se présentent :

• Lorsque le tarif de référence du contrat est supérieur ou égal au prix seuil, toute prime négative devient exigible, sans limitation, même au-delà des plafonds contractuels, puisque le contrat est considéré comme suffisamment généreux pour absorber le risque de marché.
• Lorsque le tarif de référence est inférieur au prix seuil, le mécanisme est scindé : la prime négative calculée jusqu’au niveau du prix seuil reste plafonnée selon les termes du contrat, tandis que la part excédentaire correspondant au différentiel entre le prix de marché et le prix seuil est reversée à l’État hors contrat, sans être comptabilisée dans le complément de rémunération.

Si cette mesure permet à l’État de capter les rentes de marché en période de prix élevés, cette évolution ne remet pas en cause le principe du complément de rémunération ni la rentabilité globale des installations, mais elle renforce l’importance d’optimiser la gestion des flux financiers et l’exposition aux variations de marché pour sécuriser les revenus.

Enfin, le budget relance un sujet particulièrement sensible : la révision des contrats photovoltaïques anciens (dits S6 et S10), conclus avant 2011, bénéficiant de tarifs d’achat généreux et garantis sur de longues durées. Ces contrats avaient été conçus dans un contexte de coûts technologiques très élevés. L’État souhaite aujourd’hui en revoir les conditions financières.

L’article 69 II du PLF 2026 réactive et précise les dispositions de l’article 225 de la loi de finance pour 2021 qui encadre la réduction des tarifs d’achat d’électricité pour les installations photovoltaïques de plus de 250 kWc régis. Le Gouvernement souhaite ainsi garantir que la rémunération totale d’une installation, cumulant recettes issues de la vente d’électricité et aides publiques, n’excède pas une rémunération raisonnable des capitaux. On entend par là un retour suffisant pour couvrir les coûts d’investissement, les risques liés à l’exploitation et le capital engagé, sans générer de rente excessive. Concrètement, si la somme des revenus excède ce niveau, le producteur doit reverser la part excédentaire, ce qui permet de limiter les surprofits. L’appréciation de ce niveau de rémunération reste toutefois floue juridiquement, ce qui soulève des questions sur l’application concrète du mécanisme. Le Gouvernement précise que la mesure sera rétroactive, afin de permettre le recouvrement des excédents perçus par les producteurs depuis le 1er janvier 2025.

Au-delà du solaire, cette mesure soulève une question centrale pour les acteurs économiques : celle de la stabilité des règles du jeu et de la visibilité à long terme des dispositifs publics qui ont un impact direct sur la construction et la rentabilité de leur business plan.

Le budget 2026 confirme le maintien des grands outils de financement de la transition énergétique, mais avec des marges de manœuvre plus étroites.

Les charges de service public de l’énergie regroupent l’ensemble des dépenses budgétaires de l’Etat destinées à financer certaines politiques énergétiques : soutien aux énergies renouvelables, péréquation tarifaire dans les zones non interconnectées, dispositifs sociaux. Leur enveloppe progresse sensiblement en 2026, traduisant à la fois la montée en puissance des renouvelables et la volatilité persistante des prix de l’électricité.

Le Fonds vert, destiné à soutenir les projets de transition écologique portés par les collectivités territoriales, est préservé par rapport aux premières versions du budget, mais reste inférieur aux niveaux très élevés des années précédentes. Retracé au sein du programme 380 “Fonds d’accélération de la transition écologique dans les territoires”, le Fonds vert est doté dans le projet de loi de finances de 837 M€ en autorisations d’engagement et de 1,07 Md€ en crédits de paiement. Il échappe ainsi à la baisse d’environ 200 M€ d’autorisations d’engagement prévues dans la copie initiale du budget, mais demeure sensiblement inférieur aux niveaux exceptionnellement élevés observés en 2024 (2,5 Mds€) et 2025 (1,15 Md€). Pour les entreprises, cela signifie un moindre nombre de projets soutenus et une plus grande sélectivité des initiatives retenues par les collectivités locales.  Le fonds chaleur, qui finance notamment les réseaux de chaleur et les installations de production de chaleur renouvelable, est maintenu à un niveau stable. Or, la demande de financement progresse fortement, signe d’un intérêt croissant pour ces solutions, en particulier dans l’industrie et le tertiaire.

Enfin, MaPrimeRénov’, le principal dispositif de soutien à la rénovation énergétique des bâtiments, conserve un budget global stable. En revanche, son financement évolue : une part croissante repose sur les certificats d’économies d’énergie (CEE).

Les CEE sont un mécanisme extra-budgétaire : les fournisseurs d’énergie financent des actions d’économies d’énergie en contrepartie d’obligations réglementaires.

Pour les entreprises, cela peut modifier la lisibilité des aides et renforcer l’importance du montage financier des projets.

L’article 18 quinquies introduit un mécanisme de péréquation nationale des tarifs d’utilisation pour certains réseaux de distribution de gaz naturel non concédés.

La péréquation est un mécanisme tarifaire destiné à garantir une relative homogénéité du prix d’acheminement du gaz sur l’ensemble du territoire. Concrètement, il s’agit de compenser les écarts de coûts entre zones de desserte afin d’assurer l’égalité des usagers devant le service public. Certains gestionnaires de réseaux de distribution (GRD), confrontés à des charges plus élevées ou à une base d’usagers plus réduite, pourront ainsi bénéficier d’une compensation, tandis que d’autres contribueront au dispositif.

La loi de finances pour 2026 confie à la Commission de régulation de l’énergie (CRE) le soin de fixer les méthodes de calcul et les montants à percevoir ou à verser par les GRD concernés, en fonction de l’écart constaté entre leurs coûts à couvrir et leurs recettes. Chaque année, la CRE notifiera aux gestionnaires le montant des contributions ou des dotations applicables, ainsi que les modalités de versement.

Le texte prévoit également un encadrement pluriannuel de l’évolution de ces flux financiers et l’introduction de mesures incitatives destinées à encourager l’amélioration des performances des gestionnaires. En cas de défaut de paiement d’une contribution, une sanction pécuniaire pourra être prononcée par l’autorité administrative.

Ce dispositif, qui entrera en vigueur au 1er juillet 2026, traduit une volonté de renforcer la cohérence nationale du service public gazier, dans un contexte de recomposition progressive des usages et des équilibres économiques du secteur.

Le budget 2026 accompagne aussi la mise en place du nouveau cadre du marché de l’électricité, après la fin de l’ARENH au 31 décembre 2025, et la mise en place du Versement nucléaire universel (VNU).

Le versement nucléaire universel (VNU) est un mécanisme destiné à organiser le partage des revenus issus de la production nucléaire historique au bénéfice des consommateurs.. Le texte prévoit de confier un rôle central à RTE, le gestionnaire du réseau de transport, dans la gestion et la redistribution de ces montants. Dans ce cadre, le Gouvernement prévoit l’affectation du produit de la taxe sur l’utilisation du combustible nucléaire à RTE, chargé ensuite de redistribuer le VNU aux fournisseurs d’électricité, à qui il revient de répercuter ce mécanisme aux consommateurs via une réduction sur leur facture.

Surtout, le dispositif introduit des signaux incitant à adapter la consommation aux besoins du système électrique.

Cela traduit une évolution de fond : les politiques publiques ne se contentent plus de fixer des prix ou des volumes, elles cherchent de plus en plus à orienter les comportements de consommation, en lien avec les contraintes physiques du réseau (équilibre, flexibilité, pics de demande).

Enfin, le budget 2026 ne retient pas certaines évolutions souvent évoquées : pas de convergence entre les taxes sur le gaz et l’électricité, pas de baisse généralisée de la TVA sur les abonnements, et report de la hausse de fiscalité sur certains carburants fossiles.

Des choix qui reflètent la difficulté à envoyer des signaux prix forts tout en préservant la compétitivité économique.

Pour les entreprises, le budget 2026 confirme trois tendances structurantes :

• Une plus grande exigence sur les dispositifs de soutien, avec une attention accrue portée à la rentabilité réelle des projets.
  
  
• Un basculement progressif vers des logiques de pilotage et de flexibilité, où la gestion de la consommation devient aussi stratégique que le prix d’achat.
  
  
• Une transition énergétique toujours soutenue, mais dans un cadre budgétaire plus contraint, qui favorise les projets les plus robustes économiquement et techniquement.
  
  

Dans ce contexte, la compréhension fine des mécanismes énergétiques devient un levier de compétitivité à part entière.