Les prix de l'électricité : où en est-on deux ans après ?

Tarif réglementé de l’électricité (Base, 6 kVA), 2015-2026.

Je m’étais trompé — enfin, à moitié. En avril 2024, je pariais sur une augmentation des taxes qui annulerait la baisse théorique des prix de l’électricité annoncée par Transitions & Energies. L’article était clair sur ce point : la composante fourniture du tarif réglementé allait mécaniquement baisser en 2024 (l’année 2022, celle du pic des prix, sortant du calcul glissant sur 24 mois), « sauf si les taxes augmentent ».

Deux ans plus tard, les chiffres disent que j’avais raison sur un point et tort sur l’essentiel. Les taxes ont bien augmenté comme prévu — l’accise est repassée à son niveau d’avant-crise en février 2025. Mais le tarif réglementé a quand même baissé, et pas qu’un peu : environ 15 % en février 2025, puis encore 3 % en août 2025, avant de se stabiliser en 2026 (légère hausse d’environ 1 % attendue en août, liée au TURPE, le tarif d’acheminement).

La hausse des taxes a donc bien eu lieu, mais elle a été largement compensée par une chute des prix de gros que je n’avais pas anticipée. Et contrairement à l’intuition facile, ce n’est pas d’abord une histoire de solaire et d’éolien. Le facteur principal, pour la France, c’est la relance du nucléaire : le parc avait touché son plus bas niveau historique en 2022 (corrosion sous contrainte), ce qui avait justement provoqué l’envolée des prix cette année-là. EDF a depuis reconstruit sa disponibilité — 371 TWh produits en 2025, avec en plus l’EPR de Flamanville entré en service fin 2024 — ce qui réduit d’autant le recours aux centrales à gaz, les plus chères et celles qui fixent souvent le prix marginal. À ça s’ajoute la détente durable des prix du gaz en Europe, et enfin, en soutien seulement, la progression du solaire, de l’éolien et de l’hydraulique.

Une leçon d’humilité sur les prédictions énergétiques : j’avais bien lu l’article et bien anticipé le risque fiscal, mais j’avais sous-estimé un facteur bien plus lourd — la capacité du parc nucléaire français à revenir à la normale.

Puisqu’on y est, un mot sur le TURPE — c’est probablement le vrai indicateur à surveiller pour les prochaines années, plus que le prix de gros. Le TURPE, c’est le tarif que RTE (transport) et Enedis (distribution) facturent pour l’acheminement de l’électricité, indépendamment de son prix de production. Il pèse déjà environ un quart de la facture, et sa dynamique est inverse de celle de la fourniture : le prix de gros peut baisser quand le marché se détend, le TURPE ne fait que suivre les investissements sur le réseau, décidés par la CRE tous les quatre ans.

Et ce chantier s’annonce massif : RTE et Enedis prévoient à eux deux près de 200 Md€ d’investissements d’ici 2040 — raccordement des renouvelables, électrification des usages, renouvellement d’un réseau vieillissant — avec un rythme annuel qui doit tripler d’ici 2030. À court terme (2026-2028), la hausse reste pourtant contenue, de l’ordre de l’inflation (+1 à +2 % par an), parce que ces investissements sont amortis sur plusieurs décennies plutôt que répercutés d’un coup. La vraie inconnue, ce n’est donc pas tant le montant investi que le rythme de l’électrification : plus les usages (voitures électriques, pompes à chaleur) montent en puissance comme prévu, plus le coût du réseau se dilue sur davantage de kWh consommés. S’ils prennent du retard — comme l’a montré l’hiver doux de 2025, qui a coûté 231,6 M€ de manque à gagner à Enedis — c’est le tarif au kWh qui doit grimper plus vite pour compenser. À suivre, donc, plutôt du côté du réseau que du côté du gaz.

Un bémol à cette lecture, cependant : la baisse du tarif réglementé masque une volatilité de gros qui, elle, explose. Selon l’ACER (le régulateur européen de l’énergie), les écarts de prix intra-journaliers sont aujourd’hui environ cinq fois plus importants qu’en 2020 — la fameuse « cloche solaire » de midi, qui écrase les prix quand la production photovoltaïque afflue, suivie d’une remontée brutale en soirée quand elle s’éteint et que la demande, elle, ne faiblit pas. Ce n’est pas contradictoire avec ce que j’écris plus haut — c’est une moyenne annuelle qui baisse, pas une volatilité qui disparaît — mais ça a un coût qu’on ne voit pas dans le TRV : la modulation forcée du parc nucléaire, pas vraiment conçu pour ça, et dont un rapport interne d’EDF (rendu public en février, puis édulcoré sur demande gouvernementale) documenterait déjà l’usure prématurée. À surveiller, donc, aux côtés du TURPE : pas le niveau moyen du prix, mais sa stabilité.

Pour se donner un ordre de grandeur (et c’est bien une extrapolation personnelle, pas une prévision de la CRE — rien n’est publié au-delà de 2028), voilà ce que donnerait la seule composante TURPE de mon tarif actuel (4,81 c€/kWh sur les 19,40 c€/kWh de février 2026) en prolongeant la trajectoire connue puis le rythme d’investissement annoncé :

Soit environ +13 % sur le seul TURPE en cinq ans. En figeant le reste de la facture (fourniture, taxes) à son niveau actuel — une simplification, puisqu’eux aussi bougeront — ça porterait le tarif total de 19,40 à environ 20,0-20,6 c€/kWh d’ici 2031 : une hausse de +3 à +6 % sur cinq ans, entièrement due au réseau. Modéré, donc, même avec un chantier à 200 Md€ : le nucléaire post-ARENH et le gaz resteront des facteurs bien plus déterminants que le réseau pour la trajectoire réelle du prix.

Source : La jungle des prix de l’électricité, Transitions & Energies, avril 2024. Source complémentaire : Le solaire crée le chaos sur le marché de l’électricité en Europe, Transitions & Energies, 17 juillet 2026.