Prix de l’électricité en France

Une tarification peut-être définie comme l’établissement d’un prix pour un bien/service (en conservant une marge) qui sera acquitté de façon égale par tous les consommateurs achetant ce bien dans les mêmes conditions⁽¹⁾.

Dans le cas de l’électricité, les grands principes et constats ayant prévalu lors de l’élaboration des tarifs dits « historiques » en France sont :

- l’offre doit s’adapter instantanément à la demande (selon une logique d’appel des différentes sources de production électrique dans l’ordre des coûts marginaux croissants, dite logique de « merit order ») ;

- la demande est aléatoire et soumise à des « effets de pointes » (niveaux de consommation d'électricité élevés le matin et le soir) ;

- la consommation est saisonnière et le prix du MWh varie selon les saisons : en été, la demande est moins forte et le MWh est peu cher (produit principalement par le nucléaire et les énergies renouvelables) ; en hiver, la demande est forte et très variable en cours de journée et le MWh est cher (la dernière centrale « appelée », qui doit pouvoir satisfaire rapidement la demande et dont le coût est plus élevé, utilise souvent des combustibles fossiles).

Les prix de l’électricité facturés aux consommateurs varient selon les types de contrats proposés par les différents opérateurs (EDF, Engie, TotalEnergies, Ekwateur, Octopus, etc.).

Trois grandes composantes entrent en compte dans les différentes tarifications de l’électricité :  

La fourniture de l’électricité

À fin 2025, la part fourniture de l'électricité comptait pour environ 39 % de la facture moyenne d'un ménage soumis au tarif réglementé de vente d’électricité, selon la CRE⁽¹⁾.

Cette partie couvre :

- le coût de production (investissement et charges de fonctionnement : combustible, personnel, etc.) ;

- les coûts de commercialisation des fournisseurs d’électricité (publicité, marketing, gestion clientèle) ;

- les coûts d’approvisionnement (achat d’électricité sur le marché de gros de l’électricité) ;

- la contribution au mécanisme de capacité ;

- les CEE (certificats d'économies d'énergie).

Pour les Français, les coûts varient en fonction du fournisseur (qui fixe le prix du kWh et de l’abonnement), de la puissance souscrite, de l’option tarifaire choisie et de la quantité d’énergie consommée. La fourniture d’électricité est le seul levier sur lequel peuvent agir les Français.

Les coûts d’acheminement de l’électricité

À fin 2025, les coûts de réseaux comptaient pour environ 28 % de la facture moyenne d'un ménage soumis au tarif réglementé de vente d’électricité, selon la CRE.

Ils sont regroupés au sein du TURPE (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité), qui rémunère les réseaux publics de transport et de distribution en France. Il couvre les coûts d’exploitation, de maintenance et de développement.

Ce tarif est calculé selon une méthode actualisée tous les 4 ans (seule une révision intervient annuellement pour tenir compte notamment de l'inflation) par la CRE, un organisme public indépendant. Le TURPE 7 est entré en vigueur en août 2025. Il est commun à tous les fournisseurs. Il se compose de deux parties : l'abonnement (part fixe exprimée en €/kVA/an) et la consommation (variable en c€/kWh).

Cette composante est plus importante pour un consommateur résidentiel que pour une grande entreprise (qui n’utilise que le réseau de transport).

Les taxes et contributions

À fin 2025, les taxes et contributions comptaient pour environ 33 % de la facture moyenne d'un ménage soumis au tarif réglementé de vente d’électricité, selon la CRE.

Les taxes et contributions, fixées par les pouvoirs publics et communes à tous les fournisseurs, comprennent :

- l'Accise sur l'électricité (anciennement TCFE/CSPE) qui couvre les charges relatives aux missions de service public de l’électricité (les projets de transition énergétique comme les énergies renouvelables, la précarité comme le chèque énergie et la péréquation tarifaire, qui permet de lisser les prix de l'électricité pour l'ensemble des consommateurs sur le territoire, indépendamment de leur niveau d'enclavement). Le niveau normal de l'accise pesant sur l'électricité est, depuis février 2026, de 30,85 €/MWh pour un ménage.

- la Contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA) qui finance les retraites des employés des industries électrique et gazière, et s'élève désormais à 15 % de la partie fixe du tarif d'acheminement. Ce montant dépend du tarif choisi par le fournisseur dans le cadre de son contrat, précise le médiateur de l'énergie.

- la TVA qui s'applique à 20 % sur l'abonnement (contre 5,5 % avant août 2025) et sur chaque kWh consommé.

Les consommateurs ont le choix entre deux catégories d’offres de prix : les tarifs réglementés de vente, proposés uniquement par les fournisseurs « historiques » (EDF et entreprises locales de distribution) et les offres de marché, proposées par l’ensemble des fournisseurs (« historiques » et alternatifs).

Bien que les fournisseurs alternatifs proposent souvent des tarifs plus attractifs, le tarif réglementé demeure l'option d'électricité la plus populaire en France. 

À fin 2025, 55,8 % des sites résidentiels en France métropolitaine étaient toujours au tarif réglementé de vente selon la CRE (plus de 19,5 millions de sites sur les près de 35 millions). La part de marché des fournisseurs « alternatifs » était de 31,8 % pour les sites résidentiels (le reste des sites ayant souscrit des offres de marché auprès de fournisseurs historiques) et de 41 % pour les sites non résidentiels.

Les tarifs réglementés

Avant l’ouverture à la concurrence, il n’existait qu’une seule catégorie de tarif : les Tarifs Réglementés de Vente (TRV) proposés par les seuls fournisseurs historiques. Ils se distinguaient par une couleur en fonction du niveau de puissance souscrit :

- le tarif Bleu (puissance souscrite de 3 à 36 kVA),

- le tarif Jaune (de 36 à 250 KVA)

- le tarif Vert (puissance souscrite supérieure à 250 kVA).

La loi Nome du 7 décembre 2010 a mis fin aux tarifs Jaune et Vert pour les professionnels, cette suppression étant entrée en vigueur au 1^er janvier 2016. Il ne reste que les tarifs réglementés pour les particuliers et les professionnels dont la puissance de compteur est inférieure ou égale à 36 kVA.

Les tarifs réglementés sont définis par les ministères en charge de l’économie et de l’énergie, sur proposition de la CRE. Ils sont révisés deux fois par an (en août et février). Ils sont encadrés par les articles L.337-4 à L.337-9 et R. 337-18 et suivants du Code de l’énergie. Depuis la loi Nome de décembre 2010, ils sont censés refléter les coûts d’approvisionnement des fournisseurs alternatifs au nom du principe de concurrence : le montant déterminé doit assurer la « contestabilité » du tarif réglementé, « c’est-à-dire leur permettre de concurrencer les TRV » selon l’Autorité de la Concurrence.

Le tarif bleu d'EDF existe en quatre options tarifaires distinctes :

- Base : un tarif constant tout au long de la journée.

- Double tarif : un tarif variable avec 16 heures pleines et 8 heures creuses par jour.

- Tempo : un tarif modulé selon trois types de journées dans l'année (bleu, blanc et rouge) en plus des heures pleines et creuses.

- EJP : un tarif différencié entre les journées EJP et non EJP (n'est plus disponible à la souscription depuis 1998).

Tempo et EJP sont des offres propres au tarif réglementé.

Les offres de marché

Les fournisseurs historiques (EDF essentiellement) et les fournisseurs alternatifs proposent des offres à prix de marché. Ils sont libres de fixer le prix. Pour concurrencer les tarifs réglementés, certaines offres à prix de marché garantissent :

- un rabais par rapport au TRV via des prix indexés à la baisse ;

- et/ou une stabilité des prix pendant la durée du contrat via des prix fixes.

Les offres de marché sont principalement proposées avec les options tarifaires Base et Heures pleines-Heures creuses (HP/HC). Certains fournisseurs proposent des tarifications plus dynamiques, avec des prix différenciés le week-end par exemple.

En offres de marché, voici ci-après des exemples des tarifs les plus bas actuellement pratiqués selon le comparateur Selectra.

En Base : OHM Énergie vend son électricité à un prix du kWh à 0,1692€ et un abonnement de 182,88€ en 6kVA, soit en moyenne 11.4% moins cher que le TRV ;

En Double tarif : OHM Énergie vend son électricité à un prix du kWh à 0,1812€ en heures pleines et à 0,1399€ en heures creuses et un abonnement de 180,12€ en 6 kVA, soit en moyenne 10.9% moins cher que le TRV.

Les offres de marché sont aujourd'hui souvent plus compétitives que les tarifs réglementés. La grande majorité des consommateurs particuliers restent toutefois fidèles aux tarifs réglementés. La suppression de ces derniers est régulièrement débattue.

Fondements théoriques de la tarification

Le système historique de tarification de l’électricité mis en place par l'État en France au milieu du XX^e siècle s’est construit avec une entreprise publique intégrée (production, transport et distribution), EDF, en tenant compte de deux réflexions :

- la tarification doit intégrer les coûts réels de production, de transport et de distribution de l’électricité ;

- elle doit envoyer un « signal prix » au consommateur final qui reflète aussi fidèlement que possible le coût subi par l’opérateur à un moment précis pour satisfaire la demande.

La tarification de l’électricité doit alors absorber les coûts fixes et variables engendrés par la demande. À ce titre, EDF met en place une tarification dite « binôme ».

Tarification binôme (non linéaire)

La tarification au coût marginal correspond au coût de production du dernier kWh produit. En principe, calculée sur le long terme, elle permet d’assurer l’optimum économique, c'est-à-dire le prix minimum qui rémunère justement le producteur et comprend le financement de ses investissements. À ces coûts marginaux de production s’ajoutent les coûts de transport et de distribution qui s’additionnent dans le tarif du consommateur final.

Pour les consommateurs industriels qui s’approvisionnent en très haute tension au bord des centrales, les coûts marginaux évoqués ci-dessus forment la totalité du coût. Seuls les coûts de transport en très haute tension (en général uniformisés) s’ajoutent à ces coûts marginaux pour fixer les prix de revente de l’électricité sur le marché « de gros »⁽²⁾.

La tarification au coût marginal est utilisée par l’entreprise EDF lorsqu’elle est chargée du service public de l’électricité en quasi monopole à partir de 1946. Elle offre l'avantage de donner une base objective de référence pour fixer le prix à des consommateurs qui ne peuvent alors pas s’adresser à d’autres fournisseurs.

Les coûts marginaux variant au long de l’année et de la journée, EDF a recours à une tarification binôme qui revient à faire payer à l’usager un prix selon deux éléments :

- une part fixe proportionnelle à la puissance souscrite, appelée abonnement, censée couvrir le coût d’investissement et le coût de maintien en état de démarrage des centrales ;

- une part variable proportionnelle à la quantité de kWh consommée (très proche de la tarification au coût marginal).

Ces tarifications se complexifient pour tenir compte des situations différentes entre le jour et la nuit et entre les périodes de faible consommation (été) et de forte demande (hiver).

Lors de la libéralisation du marché

Après 2007, l’ouverture limitée du marché de l’électricité s’est d'abord expliquée par des prix de marché très volatils, pour la plupart supérieurs aux tarifs réglementés.

La Commission européenne a jugé que cette situation ne favorisait pas la libéralisation du marché de l’électricité en France et a menacé le pays de sanctions. La commission dite Champsaur a été mise en place en 2008 pour faire des propositions sur l’ouverture du marché, avant l’adoption de la loi Nome. Cette commission, composée de 4 parlementaires et 4 experts, partait du postulat suivant : les concurrents d’EDF ne peuvent rivaliser car ils ne peuvent pas produire d’électricité au coût proche du nucléaire historique. Ils ne peuvent proposer de TRV et le prix de marché, très volatil, ne favorise pas la concurrence.

Quelques propositions de la Commission Champsaur :

- maintenir des prix réglementés pour le secteur domestique et les petites entreprises ;

- assurer la réversibilité entre TRV et prix de marché ;

- supprimer les tarifs réglementés pour le secteur industriel (TaRTAM compris) mais instaurer des prix réglementés pour les entrants au niveau du nucléaire historique d’EDF ;

- les prix réglementés d’accès au nucléaire historique doivent correspondre à des coûts économiques tout en tenant compte du coût de prolongement de la durée de vie des centrales nucléaires. Ces prix doivent rejoindre le coût en développement du nucléaire en France (EPR).

Le problème principal de la libéralisation du marché électrique en France résidait alors dans le fait que le fournisseur historique EDF puisse proposer des TRV calés sur son parc de production peu coûteux (dépendant à 90% du coût du nucléaire et de l’hydraulique), et pas les fournisseurs alternatifs. Pour réduire cette différence, la solution retenue a été de permettre aux fournisseurs alternatifs de racheter à EDF une partie de sa production nucléaire à un tarif dit ARENH (100 TWh). Celui-ci est fixé en avril 2011 par le gouvernement à 40 euros par MWh entre le 1^er juillet et le 31 décembre 2011 et à 42 euros par MWh après le 1^er janvier 2012. Ce prix est demeuré le même jusqu'à aujourd'hui et même d'ici à ce que l'ARENH tire sa révérence, puisqu'il sera remplacé après 2025.

Ce mécanisme a en effet suscité des débats, notamment en période de forte volatilité des prix de l'énergie. Les fournisseurs alternatifs se sont souvent plaints de ne pas avoir accès à des volumes suffisants d'électricité à ce tarif régulé, les obligeant à acheter de l'électricité sur le marché à des prix plus élevés. Cette situation a accentué la pression pour une réforme du dispositif, visant à créer un marché plus équitable et transparent pour tous les acteurs.

Fin de l'ARENH et début du VNU

Le mécanisme ARENH a disparu fin 2025, au profit du « VNU », pour Versement Nucléaire Universel.

Ce VNU repose sur 2 outils prévus par l’article 17 de la loi de finances pour 2025 : une taxe sur l'utilisation du combustible nucléaire pour la production d'électricité (sous certaines conditions) et une redistribution intégrale des montants (éventuels) issus de cette taxe aux consommateurs d'électricité.

La taxe se déclenche suivant deux seuils :

- lorsque les revenus d'EDF générés par son parc nucléaire sont au moins supérieurs de 5 à 25 €/MWh (la valeur au sein de cette fourchette fait partie des points restant à trancher par le gouvernement) aux coûts complets de production du nucléaire (tarif de taxation), l'écart fait l'objet d'une taxation de 50% ;

- lorsque les revenus d'EDF générés par son parc nucléaire sont au moins supérieurs de 35 à 55 €/MWh aux coûts complets de production du nucléaire (tarif d'écrêtement), la tranche supérieure fait l'objet d'une taxation de 90%.

D'autres pistes d'évolution

En juillet 2024, une commission d’enquête du Sénat a publié ses conclusions concernant la production, la consommation et le prix de l'électricité à l'horizon 2035 et 2050, proposant 33 recommandations. Parmi celles-ci, il est suggéré de faire de la flexibilité un élément central du système électrique, en introduisant des tarifs véritablement incitatifs et en intégrant la « flexibilité de consommation ».

Côté taxes, la commission recommande également de réduire la TVA sur la consommation d’électricité des particuliers à 5,5 %, jusqu’à un certain seuil qui varierait en fonction du mode de chauffage utilisé. Enfin, pour garantir l'équilibre financier du régime des industries électriques et gazières, il est proposé de remplacer la contribution tarifaire d’acheminement (CTA) par une dotation budgétaire de l’État.

Début mars 2026, l'impact de la guerre au Moyen-Orient sur le prix de gros de l'électricité était de l'ordre de 10 %, constatait Nicolas Golberg, associé énergie de Colombus Consulting, soit une hausse peu élevée par rapport au gaz et « probablement exagérée, ce qui montre bien qu’il est possible de décorréler les prix de l’électricité de ceux du gaz en produisant beaucoup d’électricité décarbonée, ce que fait la France en ce moment ».