L'évolution du prix de l'électricité

2025 : enfin une forte baisse du prix de l'électricité

Environ 6 Français sur 10 sont clients du tarif réglementé de vente, et parmi eux, plus de la moitié est en option Base, soit l'offre numéro 1 en France. Une bonne partie des offres concurrentes sont également indexées sur ce TRV, ce qui justifie de le prendre comme référence dans cet article.

Avec le tarif réglementé de vente en option Base 6 kVA, le prix du kilowattheure est passé de 0,2516 € en janvier 2025 à 0,2016 € en février 2025, puis à 0,1952 € en août, soit une baisse cumulée de 22,4 %. Parallèlement, l'abonnement a augmenté de 12,6 € à 15,5 € par mois. Pour un ménage moyen (357 kWh/mois), la facture mensuelle a reculé de 102 € à 85 €, soit −16,9 %.

Août 2025 : une nouvelle baisse pour la plupart des consommateurs

Par rapport aux prix en vigueur de février à juillet 2025, les nouveaux tarifs TTC en Base ont entraîné une hausse de 13 % sur l'abonnement et une baisse de 3 % sur le kWh. Pour les millions de clients en HP-HC, l'abonnement 6 kVA a augmenté de 12 % et les prix du kWh ont diminué de 3 % en heures pleines et de 3,5 % en heures creuses.

• Hausse de la TVA sur l'abonnement : relevée de 5,5 % à 20 % pour se conformer aux règles européennes ;
• Baisse de l'accise sur l'électricité : la taxe sur la consommation a été réduite de 11 %, passant de 33,7 €/MWh à 29,98 €/MWh ;
• Baisse du TURPE : le tarif d'acheminement de l'électricité a baissé de 1,92 %.

Pour les petits consommateurs (résidences secondaires, studios), la facture augmente, car la forte hausse de l'abonnement n'est pas compensée par la baisse du kWh. Pour les autres, la facture baisse, d'autant plus pour les gros consommateurs.

Février 2025 : une première forte baisse

La hausse de l'abonnement entre les tarifs en vigueur entre février 2024 et juillet 2025, et ceux de février 2025, a représenté un surcoût de 9 %, tandis que la baisse du prix du kWh a été de 20 %.

• Forte baisse du prix du kilowattheure HT : première répercussion de la détente des marchés de gros ;
• Hausse de 60 % de l'accise sur l'électricité : passant de 21 €/MWh à 33,7 €/MWh ;
• Double augmentation du TURPE : 5 % (rattrapage du 1ᵉʳ août 2024) et 10 % (anticipation du 1ᵉʳ août 2025).

Historique des augmentations et baisses de l'électricité

Depuis l'ouverture du marché à la concurrence, le prix de l'électricité n'a cessé d'évoluer. En 2009, le TRV d'EDF était de 0,1081 € le kWh, contre 0,2001 € au 1ᵉʳ août 2026, après plusieurs cycles de hausse puis de baisse.

Calculs établis pour une consommation de 357,3 kWh par mois en option Base 6 kVA, soit la consommation moyenne des clients d'EDF (4 287 kWh/an). Prix TTC.

Toutes les délibérations CRE depuis 2006

Source : délibérations CRE, calculs JeChange. La colonne « Évolution moyenne » est pondérée par les volumes Base et HP-HC.

Calculez l'évolution de votre facture entre deux dates

Comparez les TRV de deux délibérations CRE pour votre consommation et votre puissance réelles. Le calcul utilise les prix officiels publiés par la CRE depuis 2012, en option Base ou Heures Pleines / Heures Creuses.

2021-2024 : fortes hausses dans un contexte énergétique tendu

La période 2021-2024 a été marquée par de très fortes augmentations. Sur ces 4 années, le kWh est passé de 0,1582 € à 0,2516 €, soit une hausse de 60 %. En février 2023, le TRV a bondi de 15 %, suivi de deux hausses de 10 % en août 2023 et février 2024.

Ces hausses traduisent une véritable crise du marché européen de l'énergie, expliquée par :

• La guerre en Ukraine et les sanctions contre la Russie, entraînant une flambée des matières premières et une forte incertitude géopolitique ;
• Les problèmes de corrosion des centrales nucléaires françaises, créant une dépendance accrue aux marchés européens au pire moment ;
• Une hausse des taxes pour financer le bouclier tarifaire mis en place justement pour lutter contre cette inflation. Au 1ᵉʳ février 2024, l'accise sur l'électricité, baissée à 1 €/MWh en 2021, avait été remontée à 21 €/MWh, entraînant +10 % sur le TRV.

2020 : impact de la pandémie de COVID-19

L'année 2020 a été atypique. Face à un contexte économique incertain et à une baisse globale de la consommation, le gouvernement a initialement gelé les tarifs, stabilisant le kWh à 0,1582 € TTC. Pour compenser les pertes du secteur, une augmentation a été appliquée en fin d'année, portant le prix moyen à 0,1603 € TTC, soit +1,3 %.

2017-2019 : stabilisation relative

Malgré le caractère croissant des coûts sous-jacents, 2017-2019 a vu une moindre volatilité. La transition énergétique a nécessité un financement accru (via la CSPE notamment), sans hausses aussi prononcées qu'auparavant. En 2017, le kWh est resté autour de 0,1557 € TTC. La hausse cumulée sur trois ans n'a pas dépassé 3 %.

2014-2016 : accélération des hausses

En 2015, une hausse de près de 2,5 % est appliquée sur le tarif Bleu, justifiée par la CRE par l'augmentation des coûts d'acheminement et de commercialisation. Le TURPE, qui finance la maintenance du réseau de distribution, a été révisé à la hausse. Le kWh est passé de 0,1467 € TTC en 2014 à 0,1524 € TTC en 2016, avec une hausse cumulée supérieure à 5 %.

2007-2013 : premières hausses et ouverture à la concurrence

L'entrée en vigueur de la loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l'Électricité) en 2011 a ouvert le secteur à la concurrence. Avant cela, le kWh résidentiel a subi des hausses relativement modérées, environ 2 % en moyenne par an. Le tarif est passé de 0,1184 € TTC en 2007 à environ 0,14 € TTC en 2013. Les augmentations étaient surtout liées au coût des énergies fossiles et aux investissements dans le réseau.

Les prévisions pour la période 2026-2030

Le secteur de l'énergie est en perpétuelle évolution, ce qui entraîne des variations sur le prix final payé par les utilisateurs. Voici les 6 facteurs clés qui influenceront les tarifs à l'horizon 2026-2030.

Investissements dans les moyens de production

Les scénarios de RTE prévoient une hausse de la demande d'électricité en France pour les prochaines décennies, du fait de l'électrification des usages (véhicules électriques, pompes à chaleur). Les investissements dans les moyens de production sont essentiels pour y répondre.

• Maintenance et prolongement des centrales nucléaires et hydrauliques : plusieurs milliards d'euros engagés, mais des actifs économiquement rentables ;
• Nouvelles capacités renouvelables : solaire et éolien ;
• Nouvelles centrales nucléaires EPR : plusieurs tranches programmées d'ici 2035-2040.

Investissements dans le réseau électrique

La transition énergétique repose sur des infrastructures robustes et évolutives. La modernisation du réseau de transport en fait partie intégrante. L'intégration des énergies renouvelables, souvent dispersées et intermittentes, exige des réseaux capables de gérer des flux complexes et variables. L'équilibre offre / demande doit être optimisé en temps réel, ce qui passe par le renforcement des interconnexions entre réseaux nationaux et internationaux.

S'ajoute le déploiement d'infrastructures de recharge pour véhicules électriques : bornes publiques denses et accessibles, adaptation des installations domestiques et professionnelles, gestion intelligente de la charge pour éviter la surcharge des réseaux.

Coûts environnementaux et réglementations

Les réglementations visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre imposent une pression croissante sur les coûts de production. Ces règles, qui incluent des objectifs de réduction des émissions de CO₂, obligent les acteurs du secteur à adopter des pratiques plus durables et à investir dans des technologies vertes. L'introduction de technologies propres (captage et stockage du carbone), la taxe carbone et des normes plus strictes sur les émissions industrielles entraînent des coûts opérationnels additionnels.

Prix des combustibles fossiles

Bien que l'objectif soit de réduire la dépendance aux énergies fossiles, les fluctuations des prix du gaz et du pétrole continuent d'avoir un impact significatif sur les coûts d'approvisionnement. Ces combustibles sont des intrants essentiels pour certaines centrales thermiques.

Cette dynamique se répercute sur le marché de l'électricité. Sur le marché spot, le prix est déterminé par la méthode du coût marginal : l'électricité la plus chère nécessaire à satisfaire la demande fixe le prix global. Le « merit order » classe les centrales par coût de production, et les centrales au gaz et au pétrole, plus coûteuses, sont appelées en dernier et fixent souvent le prix lorsque la demande est élevée.

Des marchés de gros volatils par essence

Le marché de gros connaît une volatilité importante et des primes de risque élevées, qui ne reflètent pas toujours les coûts réels de production ni la sécurité d'approvisionnement. Les fluctuations restent influencées par des facteurs spéculatifs et géopolitiques, comme ce fut le cas en 2022-2023 lors de la crise des prix.

La fin de l'ARENH : nucléaire d'EDF moins accessible

La fin de l'ARENH, à savoir la mise à disposition de 100 TWh d'électricité nucléaire d'EDF à ses concurrents à 42 €/MWh, pourrait peser sur les prix. La plupart des concurrents d'EDF ne sont pas producteurs et achetaient via l'ARENH et sur les marchés de gros. Avec la fin du dispositif, les coûts d'approvisionnement dépendront davantage des prix de marché, plus volatils. Les fournisseurs sans capacités de production ni couverture long terme seront forcés d'augmenter leurs tarifs en cas d'emballement.

De nouvelles taxes à venir ?

Compte tenu de l'inventivité fiscale de l'État et de ses besoins de financement, la possibilité de nouvelles taxes portant sur la production ou la consommation d'électricité ne peut être écartée. La prochaine délibération CRE sur le TRV est attendue en février 2027.