Le prix de l’électricité est un sujet sur lequel de nombreuses informations circulent, et avec des commentaires tels que « le prix de l’électricité de telle source est en forte baisse » ou « est en forte hausse », et étonnamment, rarement accompagnés de chiffres. Ce qui est quand même un minimum pour illustrer ce type de commentaire.
Dans ce brouhaha médiatique, alimenté de surcroit par les différents lobbyings qui défendent les intérêts économiques de leurs affiliés, nous allons essayer de donner des fourchettes de prix de commercialisation hors taxes du MWh, c’est-à-dire le prix auquel un producteur d’électricité le vend et le met à disposition du réseau de transport.
Sachant que
- D’une part, le prix de revient du producteur est en principe inférieur à ce prix de commercialisation
- D’autre part, tous les MWh ne sont pas complètement comparables : ceux qui sont pilotables, c’est-à-dire mis à disposition en fonction de la demande d’électricité, ont une valeur plus importante que ceux qui ne le sont pas, et qui sont mis à disposition quelle que soit la demande. Pour rendre ces derniers pilotables, il faut y ajouter un mode de stockage, ce qui en augmente d’autant le cout. Ce cout supplémentaire est rarement pris en compte.
- Enfin, le prix payé par le consommateur (toutes taxes comprises) est très supérieur à ce prix de commercialisation (hors taxes) : ce dernier ne représente qu’environ 50% du montant final réglé par le consommateur, environ 20% étant ensuite facturé pour l’acheminement et les 30% restant représentant les taxes.
Afin de fixer les ordres de grandeurs en €/MWh, et hors abonnement, un prix de vente TTC de 195,2 €/MWh (prix actuel du tarif bleu d’EDF) correspond en grandes masses à :
- un prix HT de commercialisation par le producteur de l’ordre de 95 €/MWH,
- auquel s’ajoute de frais d’acheminement de l’ordre de 40 €/MWh
- et 60 €/MWh de taxes
- l’accise, qui est une taxe fixe de 30,85 €/MWh pour les particuliers, un peu moins pour les entreprises
- la CTA (Contribution Tarifaire d’Acheminement)
- la TVA de 20%, qui s’applique également sur l’accise et la CTA)
Il en résulte qu’un mode de production d’électricité capable de fournir un MWh à un prix inférieur ou égal à 95 € est un contributeur favorisant une baisse du prix de l’électricité
En revanche, lorsqu’il est supérieur à 95 €, il contribue à renchérir le prix du MWh.
Dans la suite de l’article, ce prix de 95 €/MWh sera dénommé « prix d’équilibre »
Comment chacune des sources d’électricité se situe-t-elle par rapport à ce prix d’équilibre ?
Nucléaire :
Pour le nucléaire historique, qui est la principale source d’électricité (environ 70% de la consommation est d’origine nucléaire), dans le cadre de l’ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique), il a été imposé à EDF de vendre une partie de sa production à des distributeurs alternatifs de 2012 à 2025 au prix de 42 €/MWh.
Cette obligation a pris fin le 31 décembre 2025.
Il n’y a pas d’indication de prix pour 2026 pour le seul nucléaire historique. La CRE (Commission de Régulation de l’Energie) a estimé pour les années 2026 à 2028, le cout complet de production de l’électricité d’origine nucléaire à 60,3 €/MWh.
Ce périmètre inclus l’EPR de Flamanville, pour lequel la cour des comptes a indiqué qu’un prix de commercialisation de 122 €/MWh permettrait une rentabilité de 4%. Pour un prix de vente de moins de 90 €/MWh, la rentabilité n’atteindrait pas les 2%.
Globalement, le prix de revient du parc nucléaire est donc significativement inférieur au prix d’équilibre de 95 €/MWh
Hydroélectricité :
Pour l’hydroélectricité, il y a peu d’informations sur le prix de revient.
La plupart des installations sont anciennes, et donc largement amorties. Pour les barrages historiques, le cout de production serait compris entre 15 et 20 € MWh (source Madame Christine Herzog – sénatrice)
Pour les installations plus récentes et de petite taille, le prix de revient est majoritairement inferieur à 100 €/MWh
Globalement, l’hydroélectricité a un prix de revient très inférieur au prix d’équilibre
Solaire :
Pour le solaire, une obligation de rachat par l’État au producteur d’électricité d’origine solaire à un niveau de tarif garanti sur 20 ans et fixé dans un arrêté a été mise en place en 2002
Donc le prix du rachat du MWh solaire est facilement connu.
Dans la pratique, c’est généralement EDF OA (EDF Obligation d’achat), entité dédiée au sein du groupe EDF, qui remplit la mission de rachat pour le compte de l’État.
Les prix d’achat du MWh, initialement de 152,5 €/MWh en 2002, ont atteint 600 €/MWh en 2009 pour les installations intégrées au bâti, puis ont décru pour se situer en 2024 dans une fourchette comprise entre 147,4 €/MWh et 173,5 €/MWh (respectivement pour les installations de puissance comprise entre 3 et 9 KWc, ou de puissance inférieure à 3 KWc). Donc très supérieur au prix d’équilibre de 95 €/MWh mentionné précédemment.
Ce n’est qu’en juin 2025 que le prix de rachat a été réduit un peu en dessous de 100 €/MWh, donc proche du prix d’équilibre.
Pour 2026, la tendance à la baisse s’est largement poursuivie : les prix de rachat du surplus d’autoconsommation varient entre 40 et 53,6 €/MWh, et pour les installations sans autoconsommation entre 79,2 et 91,1 €/MWh. Donc inférieur au prix d’équilibre.
Les obligations d’achat durant 20 ans, le prix du MWh solaire payé aux producteurs indépendants pour les installations antérieures à 2025 va rester supérieur à 95 €/MWh durant de longues années. A titre illustratif, pour 2024, le prix moyen payé aux centrales sous obligation d’achat (dont toute l’électricité est racheté par l’État) s’est élevé à 174,8 €/MWh, proche du double du prix d’équilibre
En 2026, le prix de rachat de l’électricité d’origine solaire devient inférieur au prix d’équilibre.
Pour les installations solaires antérieures à 2025, le prix de rachat est largement au-dessus de ce prix d’équilibre
L’éolien :
Pour l’éolien, il faut distinguer l’éolien terrestre de l’éolien en mer.
Le prix de rachat par EDF de l’éolien terrestre se situent entre 80 et 100 €/MWh, donc assez proche du prix d’équilibre. Pour 2024, le prix moyen serait de 97 €/MWh (source Les Échos)
Pour l’éolien en mer, la situation est toute autre :
Les champs octroyés en 2018 avaient les prix garantis suivants :
Saint Brieux 155 €/MWh
Saint Nazaire 143,6 €/MWh
Courseulles 138,7 €/MWh
Yeu-Noirmoutier 137 €/MWh
Fécamp 135,2 €/MWh
Le Tréport 131 €/MWh
Dunkerque 44 €/MWh
Seul celui de Dunkerque avait un prix garanti inférieur au prix d’équilibre. Il n’est pas encore construit.
Ces tarifs ont de plus des coefficients d’indexation, ce qui a conduit à des prix réévalués depuis 2018 : ci-dessous les prix réévalués (référence 2024)
Saint Brieux 196,3 €/MWh
Saint Nazaire 174,4 €/MWh
Courseulles 176,7 €/MWh
Yeu-Noirmoutier 171,66 €/MWh
Fécamp 164,2 €/MWh
Le Tréport 1166,9 €/MWh
Dunkerque 53,5 €/MWh
Le prix de rachat de l’éolien en mer est donc élevé, et compte tenu des indexations continuera à augmenter. Le prix de rachat de Saint Brieux est déjà aujourd’hui de 196 €/MWh, soit plus du double du prix d’équilibre. Et le contrat dure 20 ans.
De plus les couts de raccordement aux champs d’éoliennes en mer et les aménagements terrestres peuvent être considérables et ne sont généralement pas pris en compte dans les tarifs de rachat. Ils devraient l’être pour un calcul de prix de revient complet pour de telles installations. Comme les intervenants sont différents, ce cout de revient total reste opaque.
Globalement, l’éolien terrestre a un prix de rachat proche du prix d’équilibre
Globalement l’éolien en mer a un prix de rachat très supérieur au prix d’équilibre.
Biomasse :
La centrale biomasse de Gardanne (Bouches du Rhône) revend ses MWh à EDF au prix de 250 €/MWh
Le prix de rachat du MWh à des usines de pâtes à papier, qui produise également de l’électricité, est dans une fourchette de 105 à 120 €/MWh. Selon le producteur, le prix de revient serait de l’ordre de 170 à 180 €/MWh
Globalement, la biomasse a un prix de rachat significativement supérieur au prix d’équilibre
Énergies fossiles :
Fioul et charbon : la production d’électricité à partir de ces énergies fossiles est très marginale et uniquement en pointe. Elle n’a pas de valeur significative
Gaz : il ne représente que quelques pour cent de la production d’électricité, avec une situation très particulière car les centrales à gaz sont utilisées comme complément lorsque toutes les autres sources ont été utilisées. Le prix de revient dépend entre autres de la durée d’utilisation de la centrale et n’est pas représentatif. Il est cependant généralement utilisé comme indicateur de prix car le principe retenu dans le système d’interconnexion européen est celui du cout marginal. Cette approche est aujourd’hui largement remise en cause.
Un mot sur l’accise :
Cette taxe, d’un montant fixe par MWh, s’élève à 30,85 €/MWH pour les particuliers et 26,58 €/MWh pour les entreprises. Elle s’applique à tout MWh consommé en France, avec quelques possibilités de taux réduit, voire d’exoneration pour certaines industries ou utilisations.
Elle s’applique également sur le gaz, les carburants, etc…avec des montant différents
Son utilisation principale est de permettre à l’État de payer aux producteurs d’électricité d’origine solaire et d’éolien la différence entre leur prix de vente à EDF et le prix auquel EDF peut le revendre sur le marché.
A titre illustratif, un rapport de la CRE indique : L’éolien en mer (1,5 GW, 3 parcs en 2024) induit une charge de 921,7 millions € avec un coût moyen de rachat de 184,9 €/ MWh. C’est le plus gourmand en accise (293 millions € par GW installé).
Par ailleurs, lors des périodes de surproduction solaire et éolienne, il peut être demandé aux producteurs d’arrêter leur production. Les MWh non produits leur sont quand même alors payés.
Le montant total versé aux producteurs d’électricité solaire et éolienne est de l’ordre de 10 milliards d’Euros par an.
En synthèse :
Le nucléaire historique et l’hydraulique sont aujourd’hui les sources d’électricité les moins chères, avec des prix de revient significativement inférieur au prix d’équilibre.
Depuis 2026, le solaire a un prix de commercialisation inférieur au prix d’équilibre.
L’éolien terrestre a un prix de commercialisation très proche du prix d’équilibre.
Pour les installations solaires antérieures de 2002 à 2025, le prix de revient moyen est proche du double du prix d’équilibre
L’éolien en mer et la biomasse ont un prix de commercialisation très supérieur au prix d’équilibre, avec des prix de vente pouvant même se situer au-delà du double de ce prix d’équilibre
Conclusion :
Le nucléaire historique et l’hydraulique sont aujourd’hui les sources d’électricité les moins chères.
Au cours des deux dernières décennies, la priorité a été donnée au développement de nouvelles installations productrices d’électricité décarbonée, certaines avec des prix de vente du MWh élevés. Il en résulte aujourd’hui une charge annuelle de l’ordre de 10 Milliards d’Euros, financée par l’accise.
Si l’objectif pour le futur est de ne pas augmenter le prix de l’électricité pour favoriser une électrification des usages et accélérer la sortie des énergies fossiles, il convient d’être sélectif dans le développement des nouvelles installations, et de sélectionner en priorité les plus compétitives sur le plan économique, idéalement avec un prix proche ou inférieur au prix d’équilibre actuellement de 95 €/MWh
