COMMENT SE FORME LE PRIX DE L’ÉLECTRICITÉ EN FRANCE ?

Le prix de l'électricité payé par un consommateur réunit la fourniture d'énergie, l'utilisation des réseaux et les taxes. Il se construit en plusieurs étapes : producteurs et acheteurs échangent l'énergie, le fournisseur organise son approvisionnement et son offre, puis les coûts d'acheminement et la fiscalité complètent le prix facturé.

Voici comment s'articulent ces étapes en France métropolitaine continentale, au sein du marché européen de l'électricité.

Du coût de production au prix facturé

Le coût de production correspond aux dépenses d'une installation : investissement, financement, exploitation, maintenance et, selon la technologie, combustible. Pour décider de produire davantage à un instant donné, l'exploitant regarde notamment son coût variable : les dépenses supplémentaires associées à cette production.

Le prix de gros est celui auquel l'électricité s'échange entre acteurs du marché. Le prix de fourniture traduit ensuite l'approvisionnement et les services du fournisseur dans une offre commerciale. Enfin, le prix facturé intègre aussi les réseaux et les taxes. Chacun de ces repères répond donc à une question différente : produire, échanger, fournir ou payer sa consommation.

Pour lire les chiffres, un repère suffit : 1 mégawattheure (MWh) = 1 000 kilowattheures (kWh). Un prix de gros de 100 €/MWh représente ainsi 0,10 €/kWh pour l'énergie échangée, avant les autres composantes de la facture. Il s'agit d'une conversion illustrative.

Le marché de gros fait se rencontrer offres de vente et demandes d'achat

Des transactions sont conclues plusieurs mois ou années avant la livraison, sur les marchés à terme. D'autres portent sur le lendemain ou le jour même : c'est le marché de court terme, dit spot. Ces différentes échéances permettent aux acteurs de préparer leurs engagements, puis de les ajuster.

Sur l'enchère pour le lendemain, appelée day-ahead, les offres de vente et les demandes d'achat sont confrontées pour chaque période de livraison. Le calcul prend aussi en compte les capacités d'échange entre zones européennes. Il aboutit à un prix d'équilibre par zone et par période.

Dans une représentation simplifiée, les offres sont mobilisées par prix croissant jusqu'à satisfaire la demande : la dernière offre nécessaire est dite marginale. Son prix contribue à fixer celui de l'enchère pour les volumes retenus. Cette logique, souvent appelée merit order, privilégie les offres les plus compétitives parmi celles disponibles, sous les contraintes du système.

Le prix obtenu varie avec la demande, la disponibilité des installations et les échanges possibles. Le gaz intervient notamment lorsqu'une centrale à gaz contribue à fixer le prix marginal. Les prix des différentes zones peuvent se rapprocher ou s'écarter selon les capacités d'interconnexion.

Le fournisseur construit une offre adaptée à ses clients

Le fournisseur estime les besoins de ses clients et constitue son approvisionnement. Il peut combiner achats à terme, transactions à court terme, contrats avec des producteurs et moyens de production propres. La couverture consiste notamment à sécuriser à l'avance des conditions de prix pour les volumes attendus.

Il tient également compte du profil de consommation : une usine, un commerce et un logement répartissent leurs besoins différemment au fil des heures et des saisons. Cette répartition influe sur le coût des achats et sur les ajustements nécessaires entre prévisions et consommation réelle.

À l'énergie achetée s'ajoutent les coûts de gestion et de service, la couverture des risques, les obligations applicables, notamment de capacité, et la rémunération de l'activité. Le prix proposé dépend ainsi des conditions d'approvisionnement, des caractéristiques du client et du contrat choisi.

Depuis la fin de l'ARENH, le 31 décembre 2025, l'accès régulé à une partie du nucléaire historique a laissé place à un approvisionnement reposant sur les marchés, les contrats et les actifs des acteurs. Les conditions d'accès à ces ressources constituent donc un enjeu direct pour leurs offres.

Les réseaux et les taxes complètent le prix

L'acheminement finance le transport et la distribution de l'électricité jusqu'au lieu de consommation. Il repose sur les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE), régulés par la CRE. La fiscalité comprend principalement l'accise sur l'électricité, la contribution tarifaire d'acheminement (CTA) et la TVA, selon les règles applicables.

Dans la présentation commerciale, ces coûts se retrouvent dans l'abonnement et le prix du kWh. Leur poids varie selon la puissance souscrite, la consommation, l'option tarifaire et le contrat. Pour comparer deux offres, le bon repère est donc le coût total pour un même besoin de consommation, avec les mêmes hypothèses fiscales.

Qui fixe le prix : le fournisseur ou les pouvoirs publics ?

Pour une offre de marché, le fournisseur définit ses conditions commerciales et la formule d'évolution du prix. Pour les tarifs réglementés de vente de l'électricité (TRVE), la CRE propose un niveau aux pouvoirs publics, qui décident des tarifs selon le cadre légal. Le calcul repose sur l'empilement des composantes de coût de la fourniture et de l'acheminement ; la fiscalité s'y ajoute.

Pour une offre de marché, le fournisseur définit ses conditions commerciales et la formule d'évolution du prix. Pour les tarifs réglementés de vente de l'électricité (TRVE), la CRE propose un niveau aux pouvoirs publics, qui décident des tarifs selon le cadre légal. Le calcul repose sur l'empilement des composantes de coût de la fourniture et de l'acheminement ; la fiscalité s'y ajoute.

Une chaîne de prix au service d'un besoin concret

Le marché de gros valorise l'électricité disponible ; le fournisseur transforme son approvisionnement en engagement commercial ; les réseaux rendent la livraison possible. La qualité de la concurrence, l'accès à des ressources compétitives et la capacité à couvrir les risques contribuent ainsi à construire des offres adaptées aux ménages comme aux entreprises.