Prix de l'électricité en France depuis 1960

Courbes : Indice Insee (toujours affiché)   Tarif réglementé   EDF, offres de marché   Fournisseurs alternatifs

Facture annuelle TTC, abonnement compris, pour une consommation constante (celle du profil choisi). L'indice Insee mesure ce que paient réellement les ménages, tous contrats confondus ; en mode « facture », il est converti en euros à partir de la facture au tarif réglementé de janvier 2015. Les offres des fournisseurs ne sont relevées que depuis octobre 2026 : ce sont les offres proposées à la date du relevé, pas les contrats réellement souscrits.

Une hausse de 70 % jusqu'à la pointe de décembre 2024
L'Insee suit le prix de l'électricité dans le panier de l'inflation : l'indice prend en compte ce que les ménages paient réellement, au tarif réglementé comme chez un fournisseur de marché. Entre janvier 2015 et décembre 2024, il augmente de 70 %.
Au tarif réglementé, la facture annuelle du foyer moyen passe de 695 € début 2015 à 1 236 € en février 2024 (+78 %). Le prix du kWh en option Base passe de 0,1401 € à 0,2516 € (+80 %).

Un reflux, mais pas un retour en arrière
Le tarif réglementé baisse de 20 % au 1er février 2025 (le kWh passe de 0,2516 € à 0,2016 €). Mais en septembre 2026, l'indice Insee reste 48 % au-dessus de janvier 2015.
La facture du foyer moyen (1 050 €) reste à +51 % de son niveau de début 2015, davantage que le kWh en option Base (+43 %) : l'abonnement est passé de 113 € à 218 € par an (+93 %).

Et les fournisseurs alternatifs ?
Ils sont arrivés en promettant des prix plus bas que le tarif réglementé. Au relevé d'octobre 2026, leurs offres apparaissent plus chères que celles du fournisseur historique (détail plus bas). Avant d'y arriver, voyons où en est la facture du tarif réglementé.

TRVE : Tarifs Réglementés de Vente de l'Électricité. FH : fournisseur historique (offres de marché d'EDF). FA : fournisseurs alternatifs.
Sources : Insee, CRE, EDF, comparateur Que Choisir.

Une révision tous les six mois
Le tarif réglementé évolue chaque 1er février et 1er août. Au 1er août 2026, le kWh (option Base) passe de 0,1940 € à 0,2001 € (+3,1 %). Au 1er février 2026, il était passé de 0,1952 € à 0,1940 € (-0,6 %).

La TVA d'août 2025 : un effet limité
Depuis le 1er août 2025, la TVA sur l'abonnement et une partie des taxes est passée de 5,5 % à 20 %, et le prix du kWh a été légèrement baissé. Les deux effets se compensent presque : à consommation constante, la facture annuelle varie de -1,2 % (3 kVA) à +0,5 % (15 kVA) en option Base, et de -0,7 % (6 kVA) à +0,5 % (15 kVA) en Heures pleines / creuses (détail dans les repères, plus bas).

Facture annuelle au tarif réglementé, par profil de consommation (TTC, abonnement compris) :

Consommation constante par profil : Base 6 kVA 1 950 kWh ; Base 9 kVA 4 600 kWh ; HP/HC 6 kVA 3 700 kWh ; HP/HC 9 kVA 6 300 kWh ; HP/HC 12 kVA 8 800 kWh. En Heures pleines / creuses, 57 % de la consommation en heures pleines (60 % en 12 kVA). Le foyer moyen est la moyenne des cinq profils pondérée par leur nombre de sites. Source : tarifs publiés par la CRE ; classes de consommation : portefeuille résidentiel d'EDF au 31/12/2025.

Ce qui se prépare
Les prix de marché à terme sont repartis à la hausse avec le gaz. Le prix de l'électricité livrée en 2027 (« Cal 2027 ») était d'environ 49 €/MWh début janvier 2026 et 52 début mars ; il a atteint 112,7 €/MWh le 22 octobre 2026 (cotations Opéra Énergie). Le gaz est à son plus haut depuis fin 2022 (TTF à un mois : 84,5 €/MWh le 14 septembre), avec des craintes sur l'offre de GNL après le conflit au Moyen-Orient, et le CO₂ dépasse 80 € la tonne (Les Énergies Renouvelables).

Pourquoi la facture ne suit pas tout de suite
Depuis la fin de l'ARENH (100 TWh par an à 42 €/MWh jusqu'au 31 décembre 2025), le tarif réglementé est calculé sur des prix de marché, mais lissés sur 24 mois : chaque mois ne pèse qu'environ un vingt-quatrième. Pour 2026, la CRE retient 63,9 €/MWh, alors que le Cal cotait 49,5 en décembre 2025. Notre reconstitution du lissage retrouve les chiffres de la CRE à moins de 1 % pour 2025 et 2026. Elle donne, pour 2027, une énergie lissée de l'ordre de 61 à 66 €/MWh selon les cotations de novembre et décembre (estimation du site, hypothèses sur ces deux mois). La hausse de 2026-2027 ne passe pas dans le tarif de février 2027 mais dans les années suivantes, si les cotations restent hautes. La prochaine révision a lieu le 1er février 2027.

Qui est exposé tout de suite
Les offres indexées sur le marché suivent la hausse immédiatement ; les offres à prix fixe en sont protégées jusqu'à leur renouvellement. Pourquoi le prix de marché suit le gaz, et ce que cela signifie pour le parc français : voir le prix de marché de l'électricité.

La promesse de la concurrence : payer moins cher. Ce n'est pas ce que l'on observe.
Au relevé d'octobre 2026, pour le foyer moyen, les offres des fournisseurs alternatifs sont à +8,5 % du tarif réglementé (en moyenne pondérée des clients), et les offres de marché du fournisseur historique (EDF) à +0,9 %. Le graphique et le tableau ci-dessous donnent l'écart pour chaque profil de consommation.

Facture annuelle moyenne par type de fournisseur, au dernier relevé (TTC, abonnement compris) :

Offres du 26/10/2026 (mise à jour Que Choisir), relevées le 26/10/2026. Moyennes pondérées par le nombre de clients de chaque fournisseur (FA), écart entre parenthèses par rapport au tarif réglementé. Offres proposées au catalogue à la date des offres, pas contrats réellement souscrits.

Variation du coût annuel du tarif réglementé à chaque révision, selon l'option et la puissance :

Grilles TTC publiées par la CRE, à consommation constante de 4 300 kWh par an (57 % en heures pleines pour l'option Heures pleines / creuses). Un foyer qui consomme autrement aura une variation différente.

Prix moyens relevés chez les fournisseurs, foyer moyen (coût annuel TTC, abonnement compris) :

Les dates sont celles des offres (mise à jour Que Choisir). Tableau mis à jour à chaque nouvelle collecte.

Prix du kWh du tarif réglementé EDF (option Base, TTC) :

Comment sont construites ces données
Nous relevons les offres de tous les fournisseurs pour cinq profils de consommation, qui représentent l'ensemble des clients résidentiels d'EDF : Base 6 kVA, Base 9 kVA, Heures pleines / creuses 6, 9 et 12 kVA. La consommation de chaque profil est la moyenne par site de sa classe (portefeuille résidentiel d'EDF au 31 décembre 2025, 18,7 millions de sites) ; les classes rares sont regroupées dans la plus proche. Le foyer moyen est la moyenne des cinq profils pondérée par leur nombre de sites.

Deux dates figurent sur la page : la date des offres est celle de la dernière mise à jour des tarifs par Que Choisir, la date de relevé est celle de notre dernière consultation de leur comparateur. Quand Que Choisir ne met pas ses offres à jour, la date des offres reste inchangée alors que la date de relevé avance.

Le tarif réglementé (Tarif Bleu d'EDF) est pris dans la grille officielle de la CRE à la date de relevé des offres. FH : les offres de marché d'EDF. FA : les offres des autres fournisseurs, moyennées par fournisseur puis pondérées par leur nombre de clients (source CRE ; estimé pour les petits fournisseurs), pour qu'un petit fournisseur ne pèse pas autant qu'un grand. Chaque nouvelle collecte ajoute un point aux courbes.

Sources : Insee (indice des prix), CRE (tarifs réglementés, parts de marché et consommations), EDF (classes de consommation), comparateur Que Choisir (offres).

De 1960 à 1973, le prix de l'électricité augmentait moins vite que l'inflation.
De 1974 à 1985, la constitution et mise en œuvre du parc nucléaire fait monter le prix de l'électricité de 35% de plus que l'inflation.
De 1986 à 2009, le prix de l'électricité est quasi stable alors qu'il y a 61% d'inflation, on tire pleinement profit du nucléaire.

Puis l'État se lance dans le développement du renouvelable, en finançant d'abord le solaire, puis l'éolien terrestre et actuellement, le plus onéreux, l'éolien en mer.
C'est l'une des principales causes de la remontée des prix de l'électricité dès 2010, amplifiée ponctuellement par la crise énergétique de 2022.
Rien qu'entre 2010 et 2021 (hors crise), alors qu'il n'y a que 14% d'inflation, l'électricité augmente de 68%, l'avantage électrique disparaît progressivement.

Le coût du nucléaire existant a lui aussi augmenté sur cette période : de 49,6 €/MWh en 2010 à 59,8 en 2013 selon la Cour des comptes (2014). Les investissements de maintenance et de sûreté ont plus que doublé, de 1,75 à 3,8 milliards d'euros par an, ce qui représente environ la moitié de la hausse (5,1 €/MWh sur 10,2), dans un contexte de relèvement des exigences de sûreté après Fukushima. Le programme de « grand carénage » est estimé par la Cour des comptes à 100 milliards d'euros sur 2014-2030.

Notre estimation : environ la moitié de la hausse réelle de 2010 à 2021 est liée au développement des renouvelables (estimation éditoriale). Le soutien direct au solaire et à l'éolien en explique 22 % de façon documentée. En y ajoutant les autres charges de soutien et le réseau, on atteint environ 45 %, et la part réelle est probablement plus élevée, car une partie des coûts induits (raccordements isolés dimensionnés sur la crête, réfaction prise en charge par le réseau, raccordement de l'éolien en mer, équilibrage, capacité, modulation du nucléaire) est diffuse et n'est pas chiffrée dans les données publiques. Le reste vient surtout du coût du nucléaire et d'autres taxes. Le cas allemand, plus bas, va dans le même sens.

Pour les années à venir, si la Programmation Pluriannuelle de l'Énergie (PPE3 de mars 2025) est mise en œuvre, les prix vont encore fortement augmenter d'ici 2035 et plus.
Après une tentative de validation du PPE3 par simple décret pour ne pas avoir de compte à rendre aux assemblées, le gouvernement a fait marche arrière, pour l'instant.
Mise à jour : la PPE3 a finalement été publiée par décret au Journal officiel le 13 février 2026, avec des objectifs 2035 qui diffèrent de ceux du projet de mars 2025 (voir le mix énergétique).
Cependant les prix vont continuer à augmenter du fait des engagements déjà pris, avec des projets de capacité déjà lancés, des achats de productions à un prix élevé pour les 20 ans qui viennent.

Le prix de l'électricité était un atout majeur pour la France avant 2010 :
— en 2008 nous étions parmi les 6 pays les moins chers d'Europe avec -30% par rapport à sa moyenne.
— en 2024 nous étions pratiquement à la moyenne européenne, nos 30% d'avantage compétitif ont disparu.
Et en 2035, la PPE3 pourrait nous faire basculer parmi les pays les plus chers d'Europe.

De 1960 à 1990, application du taux de taxation de 1991 faute d'information.

Depuis les années 70, l'État imposait à EDF de financer directement sa politique, comme aligner les tarifs Outre-mer sur la Métropole (péréquation), alors qu'ils y sont plus chers, puis acheter les productions de cogénération, pratiquer un tarif social.
Dans les années 2000, imposition de racheter plus cher que le marché les productions du renouvelable.
Puis avec le passage à l'Europe, il a fallu clarifier toutes ces taxes dissimulées, elles ont eu divers noms, en particulier CSPE puis Accise actuellement.
Ces taxes ont fortement contribué à l'augmentation du prix de l'électricité depuis 2010.
Elles ont été temporairement réduites pendant la crise énergétique mais repartent à la hausse depuis.
Depuis 2021, une partie du soutien n'est plus prélevée sur la facture mais payée par le budget de l'État (voir ci-dessous).

Lexique :
CSPE : Contribution du Service Public de l'Électricité de 2002 à 2015.
TICFE : Taxe Intérieure sur la Consommation Finale d'Électricité de 2016 à 2021.
Accise sur l'électricité : depuis 2022.
CRE : Commission de Régulation de l'Énergie.
ZNI : Zone Non Interconnectée (Corse, DOM...)

L'État soutient les énergies renouvelables en faisant payer les consommateurs, puis les contribuables.
Les charges sont passées de 1,4 milliard en 2005 à 11,5 milliards en 2025, 12,6 milliards prévus en 2026 et 14,1 en 2027 (CRE, juillet 2026).
La charge est la différence entre le prix garanti aux producteurs et le prix de marché : elle augmente quand les prix de marché baissent, et peut devenir une recette pour l'État quand ils s'envolent (2022 et 2023).

Qui paie ? Le financement a changé de nature.

• 2003-2015 : la CSPE, ligne de la facture d'électricité, finance la quasi-totalité des charges. Le consommateur d'électricité paie.
• 2016-2020 : la CSPE est intégrée à la TICFE et le financement passe par un compte du budget de l'État dédié à la transition énergétique, alimenté par des taxes sur l'énergie.
• Depuis 2021 : ce compte est supprimé. Toutes les charges sont inscrites à un programme du budget de l'État (« Service public de l'énergie »), financé par l'ensemble des recettes de l'État. Jusqu'en 2024, 100 % des crédits venaient de ce programme.
• Depuis le 1er août 2025 : les charges des zones non interconnectées (ZNI) sont compensées par une fraction de l'accise sur l'électricité, et non plus par le budget.

Ces charges sont l'une des principales causes de l'augmentation du coût de l'électricité pour les Français depuis 2010, d'abord par la facture, puis par l'impôt.
Cette bascule répond à l'objectif de ne plus alourdir le prix de l'électricité par ces taxes, alors qu'on veut en développer les usages, et à un rapprochement avec le droit européen (explication à compléter par une source officielle). Mais le coût n'a pas disparu : il est passé de la facture d'électricité à l'impôt de tous, y compris de ceux qui ne se chauffent pas à l'électricité.

D'où vient l'argent du budget ? Du budget général : les recettes de l'État ne sont pas affectées à une dépense précise. L'accise sur l'électricité, par exemple, alimente ce budget général et n'est affectée au soutien au renouvelable que pour la part ZNI. On ne peut donc pas dire quel impôt finance quelle aide ; on peut seulement mesurer la dépense budgétaire, qui s'ajoute à ce que paient les consommateurs.

Sources : CRE, délibération 2026-149 ; Sénat, rapport sur le projet de loi de finances 2026 (chiffres 2024 et budget 2025 voté). Les « charges à compenser » d'une année incluent des régularisations des années précédentes et diffèrent des charges « au titre » de l'année du tableau ci-dessous (12 633 en 2026).

Le budget de l'État finance ainsi près des trois quarts des charges à compenser en 2026 et en 2027.
Les taxes prélevées sur la facture sont elles-mêmes soumises à la TVA (!), ce qui amplifie la taxation de l'électricité.

Le solaire et l'éolien concentrent près des 2/3 des aides en 2026 (64 %, en incluant le renouvelable des ZNI ; 49 % en métropole seule).

Voici les charges par bénéficiaire (2025 : constaté ; 2026 : actualisation de juillet 2026).

Source : CRE, délibération 2026-149 (charges de service public de l'énergie 2026-2027). Pour 2025 et 2026, « Autre » regroupe les dispositifs sociaux et les frais de gestion ; les lignes ZNI correspondent aux postes « transition énergétique » et « mécanismes de solidarité » de la CRE. Les valeurs 2005 à 2020 sont celles de nos relevés précédents.

Le réseau électrique est divisé en deux grandes parties :
Le transport sous des tensions de 63 à 400 kV : géré par RTE.
La distribution auprès des clients sous des tensions de 20 kV à 220 V : géré par Enedis.

La montée en charge de l'éolien et du solaire a fortement augmenté les coûts d'utilisation du réseau,
— du fait des nombreux points de production à raccorder,
— du fait de l'intermittence de ces productions, demandant des adaptations lourdes.
L'État fait peser une partie de ces coûts sur la facture d'électricité de chacun, à travers les frais d'acheminement, transport et distribution, qui ont ainsi augmenté de 53% depuis 2010.

Subvention du renouvelable à travers le réseau

Les subventions du renouvelable passent aussi par le réseau, en plus de l'Accise.
En effet, solaire et éolien conduisent à un nombre important de nouveaux points de production.
Et il faut raccorder ces points de production au réseau.
L'éolien sur terre ou les fermes solaires sont souvent dans des lieux isolés des lignes car à l'écart des zones peuplées, parfois il faut aussi augmenter la capacité des lignes existantes.
L'éolien en mer, éloigné des côtes, demande des raccordements complexes et longs.

D'autre part, le solaire et l'éolien sont intermittents, ce qui déstabilise le réseau.
RTE doit donc adapter son pilotage pour assurer à tout moment l'équilibre entre la production et la consommation d'électricité.
Ceci passe par pouvoir arrêter assez de moyens pilotables (barrages, thermique, nucléaire) quand solaire et/ou éolien produisent.
On cherche aussi des moyens pour stocker l'électricité produite en trop dans ces moments, en modifiant des barrages (STEP), en créant d'immenses salles de batteries, en imaginant produire de l'hydrogène à ces moments...
Tout ceci représente des coûts importants, RTE dans son étude Schéma de Développement du Réseau 2040 envisage un besoin de 100 milliards d'euros d'investissement sur 15 ans, dont une partie pour s'adapter aux renouvelables.

On peut penser que chaque projet paye son raccordement et son impact sur le réseau, mais ce n'est pas le cas, l'État en fait supporter une partie sur RTE et Enedis, c'est la réfaction.
Et la CRE calcule ce que les gestionnaires du réseau sont en droit de percevoir pour équilibrer ces charges.
Elle traduit cela en tarif à appliquer : le TURPE ou Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Électricité.

Tous les fournisseurs d'électricité intègrent ce TURPE dans le prix de leurs offres, les montants collectés auprès des consommateurs sont ensuite transférés aux gestionnaires du réseau.

Avec la montée en charge de l'éolien et du solaire, les coûts du réseau ont augmenté de 53% depuis 2010, contribuant avec l'accise à la hausse des prix de l'électricité. Et cette hausse devrait se poursuivre.

Sur la durée, le prix de l'électricité d'un pays dépend du mélange des coûts complets de ses moyens de production, auxquels s'ajoutent le réseau, les taxes et le soutien. Or il n'existe pas aujourd'hui de comparaison complète et à jour des coûts par filière. Voici ce qui est publié, avec ses limites.

• Ce que mesure ce tableau. Le coût actualisé de production (LCOE, ADEME) est un coût aux bornes de la centrale : investissement, exploitation, démantèlement éventuel. Il exclut les aides publiques et les coûts annexes (réseau, centrales d'appoint, équilibrage). L'ADEME précise elle-même qu'il faut pour cela des approches en coût complet du système. Les valeurs ADEME sont en euros 2022 hors taxes.
• Des colonnes à ne pas comparer directement. Le coût du parc nucléaire existant concerne des installations déjà largement amorties, alors que les autres colonnes décrivent des installations neuves. Les années, les unités monétaires et les méthodes diffèrent (comptable ou économique pour le nucléaire). Pour l'éolien en mer, il s'agit de prix proposés dans des appels d'offres, pas de coûts.
• Durée d'exploitation du nucléaire. L'estimation de la CRE suppose 60 ans. La Cour des comptes (2021) indique qu'un nucléaire prolongé à 50 ans reste plus compétitif que le gaz en cycle combiné dès qu'il fonctionne plus d'environ 4 200 heures par an. Nous n'avons pas trouvé de chiffrage de l'effet de la durée de vie sur le coût par MWh, ni de l'effet de la hausse des exigences de sûreté.
• Depuis 2022. L'ADEME note que la hausse des taux d'intérêt et l'inflation des matières premières depuis 2023 renchérissent le financement des projets renouvelables ; elle n'a pas pu actualiser ses calculs faute de données.
• Ce qui manque. Un coût complet comparable par filière incluant le réseau, la flexibilité (STEP, batteries), les capacités de secours et les services au système. La Cour des comptes rappelle que le coût d'un mix n'est pas la somme des coûts de ses technologies.

Sources : CRE, communiqué du 30 septembre 2025 ; Cour des comptes, analyse des coûts du système de production électrique (décembre 2021) ; ADEME, Évolution des coûts des énergies renouvelables et de récupération en France entre 2012 et 2022 (édition 2024) ; EDF et Cour des comptes (janvier 2025) pour l'EPR2 ; réponse ministérielle à la question écrite n° 15014 (Assemblée nationale, 2026) pour les appels d'offres en mer.

L'Allemagne a développé le renouvelable bien plus tôt et plus massivement que la France. Son prix pour les ménages, publié par le BDEW (fédération de l'énergie) poste par poste, permet de voir ce qui a fait monter la facture. Le graphique le compare à la série française du site.

• 2010-2021 : le prix de l'énergie ne bouge pas, le soutien monte. Le prix passe de 23,7 à 32,2 ct/kWh (+36 %). L'énergie et la fourniture restent à 8 ct/kWh (8,2 puis 7,9). La surcharge EEG, qui finance le soutien aux renouvelables, passe de 2,05 à 6,5 ct/kWh : elle explique 53 % de la hausse, 63 % avec la TVA qui s'y applique. Le réseau ajoute 1,9 ct/kWh.
• 2022-2023 : la crise du gaz. Le coût de l'énergie triple (de 7,9 ct/kWh en 2021 à 23,8 en 2023).
• Juillet 2022 : la surcharge EEG est supprimée. Le soutien est désormais payé par le budget fédéral. Comme en France, la charge quitte la facture pour l'impôt.
• 2024-2026 : l'énergie redescend, le réseau monte. L'énergie se stabilise entre 15 et 17 ct/kWh, soit le double de 2021, et le réseau passe à 9 à 11 ct/kWh.

Comparaison avec la France. La France part de beaucoup plus bas : 124 €/MWh en 2010, contre 237 en Allemagne. Jusqu'en 2021, son prix augmente davantage en pourcentage (+55 % contre +36 %) mais moins en valeur (+69 €/MWh contre +85). La part du soutien dans la hausse allemande (plus de 60 % jusqu'en 2021) est nettement supérieure à celle que nous estimons pour la France (22 % en direct, environ la moitié en comptant les coûts induits). Cela est cohérent avec un développement des renouvelables plus précoce et plus massif en Allemagne, sans prouver à lui seul la part française.

Ce que paient les particuliers dépend du prix de gros de l'électricité, donc du marché et du parc qui produit. Deux pages détaillent ces points.

• Le prix de marché de l'électricité : comment un prix unique se forme chaque heure (de −118 à +473 €/MWh en 2025), pourquoi le prix français n'est aligné sur le prix allemand que dans 10 % des heures, et ce que cela implique pour un parc nucléaire et hydraulique. En 2025, le prix moyen (61,1 €/MWh) est égal au coût complet du nucléaire (60,3 selon la CRE).
• Le mix énergétique de la France : le parc de production et son évolution. Fin 2025, la France compte environ 119 GW de capacités nucléaire, éolienne et solaire (nucléaire près de 63 GW, éolien 25,8 GW, solaire 30,4 GW). Le nucléaire a produit 373 TWh en 2025.

Le lien avec la facture passe par les prix à terme, lissés sur 24 mois pour le tarif réglementé (voir plus haut « Et ensuite ? »).