Depuis le 1er août 2025, les nouveaux tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE), proposés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), s'appliquent aux consommateurs ayant un contrat d'une puissance inférieure à 36 kVA. Ils restent stables (-0,34%) en raison de plusieurs évolutions :
- hausse du taux de TVA sur les abonnements d'électricité qui passe de 5,5% à 20% ;
- diminution de l'accise sur l'électricité de 33,70 €/MWh à 29,98 €/MWh entre le 1er août et le 31 décembre 2025 ;
- baisse du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe) de 2,5% hors taxes.
La loi de finances 2025 a supprimé le taux de 5,5 % de la TVA "abonnements" pour l'aligner sur la TVA "consommation d'énergie" (20%) à partir du 1er août 2025. La réglementation européenne interdit en effet d'avoir deux taux différents sur le même produit. Une délibération de la CRE du 19 juin 2025 a pris en compte les nouveaux taux et proposé une évolution des TRVE bleus dans l'Hexagone de -1,21% HT (- 0,34% TTC) soit -1,27% pour les tarifs des particuliers et -0,76% HT pour les professionnels.
Concrètement, le niveau moyen de l'abonnement à l'électricité augmente de 23 euros TTC par an et la part électricité baisse de 27 euros, ce qui représente une baisse de la facture de quatre euros TTC par an.
La CRE a fixé le Turpe 7 pour les années 2025-2028 : le coût augmente en 2025 pour ensuite évoluer en fonction de l'inflation. Les estimations montrent une hausse de 1% par an jusqu'à 2040.
Le coût de l'électricité dépend de plusieurs facteurs :
- les coûts de production, de stockage, d'approvisionnement et de commercialisation ;
- le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe), fixé tous les quatre ans par la CRE ;
- les taxes :
- accise sur l'électricité (taxe sur la consommation), anciennement CSPE (contribution au service public de l’électricité) et ex-TICFE (taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité) ;
- contribution tarifaire d’acheminement (CTA) s’applique à l’ensemble des consommateurs finals d’électricité. Elle est calculée par application d’un taux sur la part fixe du Turpe ;
- TVA sur l’abonnement et TVA sur la consommation.
- le prix du gaz (une partie de l’électricité produite et importée provient de centrales à gaz) ;
- le coût des quotas de CO2.
Les tarifs sont particulièrement liés à la tendance du marché de gros européen. De 50 euros/MWh (mégawattheure) en début d’année 2021, par exemple, le prix de gros est passé à 222 euros/MWh en décembre 2021. Au cours de l'été 2022, le prix de l'électricité prévue pour être livrée en 2023 est monté jusqu'à 1000 euros. Cette évolution a eu une répercussion sur la facture finale des consommateurs. Les fournisseurs revendent plus cher aux particuliers. Le "bouclier tarifaire 2022", en réduisant l'accise au minimum (1 euro/MWh), a limité la hausse de la facture. Il a été prolongé en 2023.
Le prix du marché de gros est redescendu en 2023 (102,3 euros le MWh en moyenne fin juin 2023) grâce notamment à la mise en service des centrales nucléaires françaises arrêtées (pour réparation) (perspectives pour la sécurité d’approvisionnement en électricité pour l’été, l’automne et l’hiver 2023). La baisse a continué en 2024 (en raison d'une offre d’électricité abondante). Mais la facture du consommateur dépend aussi de la hausse des taxes. Le tarif de l'accise est passé à 21 euros/MWh en février 2024, à 33,70 euros/MWh en février 2025.
La CRE a proposé en janvier 2025 (avant application de la fiscalité) "une baisse du niveau moyen des TRVE de 22,62% par rapport aux TRVE en vigueur, soit : -22,61% pour les particuliers et -22,67% pour les professionnels (délibération du 15 janvier 2025).
Globalement, entre 2015 et 2025, les factures des consommateurs au TRVE ont augmenté de 20% en euros constants (hors inflation). Ce tarif concerne 20,2 millions de clients résidentiels au 31 décembre 2024.
En France, l'électricité provient très majoritairement des centrales de production (parc nucléaire et autres) et des importations en provenance d’autres pays européens.
Avant d'être proposée aux particuliers et aux entreprises (sur le marché de détail), l'électricité est vendue et achetée sur le marché de gros européen. Le marché s'adresse aux producteurs d’électricité (centrales électriques) et aux fournisseurs qui s’approvisionnent en électricité pour la vendre aux particuliers et aux entreprises. Ils peuvent acheter ou vendre de l'énergie soit la veille pour le lendemain (marché spot) ou pour une fourniture dans les jours, les semaines jusqu'aux années à venir (marché à terme).
Concrètement, la production s’ajuste à chaque instant à la demande. Le prix de gros de l’électricité est déterminé, dans l'Union européenne, par les coûts de la dernière centrale appelée pour assurer l’équilibre entre l’offre et la demande. Le gaz étant une énergie flexible et aisément mobilisable, l'équilibre entre offre et demande d'électricité est souvent réalisé par un recours au gaz. En conséquence, les prix du gaz ont fortement tiré les prix européens de l'électricité à la hausse en 2022. En France, le prix de gros de l'électricité a été en plus touché par la faible disponibilité du parc nucléaire. En 2023, les prix ont diminué. La baisse a continué en 2024, en raison d'une offre d’électricité abondante. (voir le fonctionnement des marchés de gros de l'électricité et du gaz naturel en 2024 - CRE). Et le début de l'année 2025 poursuit la même tendance.
La surveillance des marchés de gros de l'électricité s'inscrit dans le cadre du règlement européen du 25 octobre 2011 sur l'intégrité et la transparence du marché de gros de l'énergie révisé en mai 2024 (REMIT révisé).
Une fois l'électricité achetée "en gros", les fournisseurs historiques (EDF et les entreprises locales de distribution) ou les fournisseurs alternatifs proposent des contrats au consommateur final selon différents tarifs : tarifs réglementés, tarifs fixes...
Le prix de l'électricité est lié notamment à la quantité de carbone produite par les centrales. En Europe, les producteurs d'énergie doivent acheter des droits d'émission en CO2 pour avoir le droit d'en émettre sur le marché d'échanges de quotas d'émission. Plus la production d'électricité émet du CO2, plus la centrale doit acheter des quotas. Certaines centrales françaises, qui produisent de l'électricité "en renfort" pour faire face aux besoins ponctuels (en hiver par exemple), fonctionnent au charbon ou au gaz.
Quand le prix du quota d’émission de CO2 augmente (il a dépassé les 100 euros par tonne en mars 2023), celui de l'électricité aussi. Après l'invasion russe en Ukraine, le prix de la tonne de CO2 a fortement baissé. Le prix de la tonne de CO2 est passée de 95,11 euros en février 2023 à 52,43 euros en février 2024. Son montant au 22 juillet 2025 est de 69,11 euros la tonne.
Depuis l'ouverture à la concurrence, les consommateurs peuvent choisir plusieurs tarifs d'électricité :
- tarif réglementé ("tarif bleu" d'EDF) fixé chaque année par les pouvoirs publics et proposé par les fournisseurs historiques, EDF et les entreprises locales de distribution (ELD) ;
- tarif fixe et identique pendant toute la durée du contrat ;
- tarif indexé qui suit l'évolution des prix réglementés ;
- prix du marché qui peut changer en cours de contrat selon l'évolution du prix du marché de gros.
Les particuliers peuvent revenir à tout moment à un contrat au tarif réglementé.
L'État et EDF ont conclu un accord sur le futur cadre de régulation du prix de l'électricité nucléaire avec une entrée en vigueur prévue en 2026.
Les énergies renouvelables (EnR) comme le photovoltaïques, ne sont pas responsables de l'augmentation de la facture des consommateurs, selon la CRE. La hausse s'explique plutôt à l'évolution des autres composantes du prix final (approvisionnement, Turpe, accise...). La Commission estime, au contraire, que sur la partie fourniture, les EnR ont "plutôt tendance à faire baisser les prix du gros compte tenu de leur coût marginal faible" comme le souligne le débat sur l'énergie : démêler le vrai du faux du CRE de septembre 2025.
Le soutien de l'État au développement EnR a augmenté. La CRE évalue à 6,9 milliards (Mds) d'euros le soutien aux EnR à compenser en 2025 (6,4 Mds d'euros en 2020).
La Commission évalue également le raccordement des énergies renouvelables à environ :
- 18 Mds€ d’investissements prévus pour les EnR terrestres (raccordements en partie financés par les producteurs eux-mêmes) ;
- 37 Mds€ prévus d’ici 2040 pour l’éolien en mer au réseau de transport, la France ayant fait le choix de faire financer l’ensemble des raccordements au travers du Turpe.
Le soutien public à venir est estimé à 50 Mds d'euros à l'horizon 2060.
L'ouverture à la concurrence du marché européen de l'électricité a commencé en 1996 avec la première directive européenne "paquet énergie". Service public en monopole (EDF-GDF) depuis l'après-guerre, le marché français de l'électricité et du gaz a été ouvert à la concurrence en 1999 pour les entreprises et en 2007 pour les particuliers. L'objectif était de mettre en place des règles communes aux pays membres de l'UE pour construire un unique marché intérieur de l’énergie. Cette libéralisation consistait en :
- un libre choix du fournisseur pour les consommateurs ;
- une liberté d'installation pour les producteurs d'électricité ;
- le droit d’accès à tous les réseaux pour tous les utilisateurs des réseaux (lignes électriques et réseaux de gaz).
Depuis la loi sur la nouvelle organisation du marché de l’électricité (NOME) du 7 décembre 2010, EDF doit vendre un quart de sa production d'électricité aux fournisseurs qui n'en produisent pas. Le prix est de 42 euros/MWh.
Au-delà de ce plafond, les concurrents doivent se fournir sur le marché. Avant 2011, les fournisseurs dits alternatifs se fournissaient aux prix du marché, très fluctuants, et la production nucléaire française était réservée à EDF.
L’accès régulé à l’énergie nucléaire historique (Arenh) prendra fin le 31 décembre 2025. Créé en 2010 dans le cadre de l'ouverture du marché à la concurrence, il permet aux concurrents d'EDF de proposer des tarifs compétitifs à leurs clients.
Il sera remplacé par le versement nucléaire universel (VNU) au 1er janvier 2026.
En 2024, la France a battu son record d'exportation d'électricité, selon la CRE. La production d'électricité a été "particulièrement abondante" en atteignant 539 TWh, ce qui représente 362 TWh de nucléaire, 75 TWh d’hydraulique et 72 TWh de production éolienne et photovoltaïque. La production, supérieure à la consommation nationale (441 TWh en 2024), a permis l'exportation de 89 TWh d’électricité, soit 5 Mds d'euros de recettes.
La Commission de régulation de l'énergie (CRE) s'assure du bon fonctionnement des marchés de l'électricité et du gaz en France en cohérence avec les objectifs de la politique énergétique. Créée en 2000, cette autorité administrative indépendante veille à ce que les consommateurs obtiennent le meilleur service et paient le juste prix.
Deux fois par an, la Commission propose une révision du tarif réglementé de l'électricité (TRVE), dit "tarif bleu" d'EDF, qui concerne la majorité des foyers (article L337-4 du code de l'énergie).
Par ailleurs, la Commission doit veiller à ce que les fournisseurs acheteurs d'électricité à bas prix répercutent effectivement cette baisse sur la facture du consommateur.
