Quel est le vrai coût de production de l’électricité en France ?

le prix de l’électricité reste au cœur du débat public en France. Après deux années de détente, les tarifs réglementés repartent à la hausse au 1er août 2026, avec +2,5 % TTC, sans que le coût de production, lui, ait bougé d’un euro. Comment expliquer un tel décalage ? Que coûte réellement un mégawattheure produit en France ? Et que change la fin de l’ARENH pour les entreprises ? Réponse avec OMNEGY.

• Le repère officiel : la CRE évalue le coût complet du parc nucléaire historique à 60,3 € /MWh sur 2026-2028, et 63,4 €/MWh sur 2029-2031.
• Notre estimation : à partir des comptes publiques d’EDF, nous situons le coût moyen de production en France à 57,7 €/MWh en 2025 et à 58,3 €/MWh en 2026.
• Le nucléaire reste la clé : 373 TWh produits en 2025, soit 68,1 % du mix, pour une production totale de 547,5 TWh décarbonée à 95,2 %.
• Le cadre a changé : l’ARENH s’est éteint le 31 décembre 2025 ; le Versement Nucléaire Universel lui a succédé le 1er janvier 2026.
• Ce qui fait bouger la facture : le TURPE, la fiscalité et le mécanisme de capacité — beaucoup plus que le coût de production.

L’objectif de cet article est de mettre en perspective le prix du kilowattheure (KWh) payé par les consommateurs finaux et l’évolution du coût réel de production de l’électricité. Au préalable, il faut comprendre les différents éléments qui composent une facture.

Le montant d’une facture d’électricité varie principalement en fonction du fournisseur et de l’offre choisis

Le prix payé dépend du fournisseur retenu, de l’offre souscrite et du moment de la souscription. Depuis l’ouverture du marché à la concurrence, particuliers et professionnels peuvent se fournir auprès d’EDF (le fournisseur historique, également producteur) ou de fournisseurs alternatifs. Depuis le 1er janvier 2026 et la fin de l’ARENH, tous s’approvisionnent dans les mêmes conditions : intégralement sur les marchés de gros, ou via leurs propres moyens de production.

Comment se décompose le coût de l’électricité ?

Quels que soient le fournisseur et l’offre retenus, le prix de l’électricité se compose de quatre éléments. Les deux premiers varient selon le contrat :

• Le prix de l’abonnement, qui permet au fournisseur de couvrir les coûts administratifs de gestion du contrat (service client, facturation…)
• Le prix de la fourniture d’électricité, qui reflète le prix auquel votre fournisseur se procure l’électricité sur le marché de gros (marché à terme ou SPOT selon la maturité). Il peut aussi s’approvisionner directement auprès de producteurs d’énergies renouvelables afin de proposer une offre d’énergie verte.

Les deux autres composants d’une facture d’électricité sont identiques, quel que soit le fournisseur, car réglementés ou légales :

• Le tarif d’acheminement, payé au travers du TURPE (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité). Au 1er août 2026, le TURPE 7 progresse de 3,04 % en HTA-BT et de 3,34 % en HTB, principalement du fait de recettes inférieures aux prévisions après un hiver doux et de l’apurement du CRCP (notre analyse détaillée)
• Les diverses taxes et contributions sur l’énergie, comme l’accise sur l’électricité, la CTA ou encore la TVA. L’accise passe de 30,85 à 30,62 €/MWh au 1er août 2026 pour les puissances souscrites inférieures ou égales à 36 kVA. La TVA s’applique quant à elle au taux unique de 20 % sur l’ensemble de la facture (abonnement et CTA compris) depuis le 1er août 2025.

Poids indicatif de chaque poste /Client au tarif réglementé, 6 kVA, option Base (mi-2026)

Sources : CRE, EDF, calculs de place. Répartition indicative, variable selon le profil, la puissance souscrite et l’option tarifaire.

Moins de la moitié de la facture est réellement exposée au coût de production de l’électricité. Le reste relève de décisions réglementaires et fiscales. C’est ce qui explique qu’une baisse des prix de gros ne se traduise jamais mécaniquement, ni intégralement, sur la facture finale et, symétriquement, qu’une facture puisse augmenter alors que l’énergie, elle, ne coûte pas plus cher.

Historiquement, la France est l’un des pays produisant le plus d’électricité par habitant au monde, et son mix repose principalement sur l’énergie nucléaire. En 2025, la production nationale a atteint 547,5 TWh, en hausse de 1,5 % sur un an, dont 521,1 TWh d’origine bas-carbone : un maximum historique, soit 95,2 % du mix. Le nucléaire en représente à lui seul 68,1 % (RTE, éCO2mix – La production d’électricité par filière).

Source : RTE, Bilan électrique 2025 (publié le 25 février 2026)

Deux enseignements. D’abord, le nucléaire a retrouvé un niveau proche de celui de 2019 : les arrêts liés à la corrosion sous contrainte sont derrière nous. Ensuite, l’écart entre une production abondante et une consommation atone a produit un excédent record : 92,3 TWh exportés nets en 2025, soit environ 17 % de la production nationale, et le plus haut niveau de l’histoire pour la deuxième année consécutive. L’intensité carbone de la production française ressort à 19,6 gCO2eq/kWh, contre 178 g en moyenne européenne.

Pour connaître le vrai coût de la production d’électricité en France, il faut s’intéresser avant toute chose au coût de production de l’électricité nucléaire.

EDF exploite l’intégralité du parc nucléaire français et l’essentiel du parc hydraulique. TOTAL Energies et ENGIE sont également des producteurs significatifs d’électricité. Pour déterminer le coût réel de production de l’électricité, nous avons analysé les données financières du principal producteur d’électricité français, mais depuis 2025, un second repère existe.

Le repère officiel : 60,3 €/MWh sur la période 2026-2028

Le 30 septembre 2025, la Commission de régulation de l’énergie a publié son évaluation du coût complet de production du parc nucléaire historique (les 57 tranches autorisées avant le 1er janvier 2026, Flamanville 3 inclus). Verdict : 60,3 €/MWh, soit environ 61,5 € courants, sur la base d’une production annuelle moyenne de 362 TWh. Pour la période triennale suivante, 2029-2031, la CRE retient 63,4 €/MWh.

En imputant l’intégralité des dotations aux amortissements du groupe sur les seuls postes de production et de commercialisation en France, OMNEGY estime de son côté que le coût variable de production d’EDF au 1er semestre 2026 est de 58,3 €/MWh (vs 57,7 €/MWh en 2025).

L’écart avec la déclaration d’EDF mérite d’être souligné : l’exploitant avait déclaré 79,6 €26/MWh sur 2026-2028. La CRE a retraité les briques extra-comptables exclues du périmètre par décret et retenu un niveau nettement plus bas. Ce chiffre sert de référence au calcul du Versement Nucléaire Universel et cadre les négociations de contrats d’allocation de production nucléaire.

Comment calculer le coût réel de production de l’électricité ?

Notre objectif est double :

• Réaliser une estimation du vrai coût de production de l’électricité en France ;
• Déterminer si l’évolution du prix du kWh est directement corrélée à celle du coût de production.

Coût de production moyen = (chiffre d’affaires de l’activité de production et de commercialisation d’EDF en France – EBIDTA) / (Volume de production + achats nets)

Sources : EDF, résultats annuels 2025 (20/02/2026) et résultats semestriels 2026 (31/07/2026). Estimation OMNEGY. La fourchette traduit l’incertitude sur le volume d’achats nets retenu au dénominateur.

Nous soulignons que le périmètre de cette estimation est restreint à l’électricité produite par EDF. Elle ne tient donc pas compte :

• De l’électricité produite par les centrales hydrauliques et à gaz détenues par ENGIE et TotalEnergies ;
• De l’électricité produite par les producteurs d’électricité renouvelable ;
• De l’électricité générée par les autres centrales thermiques.

Notre ambition est d’obtenir un ordre de grandeur et non une comptabilité analytique.

Entre 2013 et 2019, le coût variable d’EDF évolue de façon linéaire, avec une grande stabilité et une maîtrise des coûts, aux alentours de 42 €/MWh — le prix de référence du mécanisme de l’ARENH. C’est au milieu de l’année 2021 puis en 2022, alors que la crise énergétique entraînée par la guerre en Ukraine est à son apogée, que les coûts explosent :

• L’indisponibilité de nombreux réacteurs nucléaires en raison de maintenances ou de détections d’anomalies. La disponibilité des installations nucléaires a été historiquement faible en 2022 : 54 %, contre 72 % en moyenne entre 2015 et 2019. La production nucléaire française a alors été la plus faible depuis 1988 ;
• Une production hydraulique au plus bas niveau depuis 1976, en raison de conditions climatiques exceptionnelles et d’une forte sécheresse : −20 % par rapport à la moyenne 2014-2019 ;
• Une utilisation accrue des centrales à gaz et des importations en forte hausse, dans un contexte d’augmentation sans précédent du prix du gaz naturel et des combustibles fossiles, et donc du prix de l’électricité sur les marchés de gros européens.

Par voie de conséquence, la France devient en 2022 importatrice nette d’électricité pour la première fois depuis 1980. La cause de l’augmentation vertigineuse du prix de l’électricité n’est pas le coût de production du nucléaire en tant que tel : elle est directement imputable à la nécessité, pour EDF, d’acheter de l’électricité sur le marché de gros européen dans ces circonstances hors du commun, afin d’assurer l’équilibre du réseau.

La situation a depuis évolué de manière bien plus favorable. La disponibilité nucléaire, en moyenne de 35 GW en 2022, est progressivement remontée à 40 GW en 2023, puis 46 GW en 2024 et 2025. Sur l’exercice 2025, EDF a réalisé un EBITDA de 29,3 Md€ et un résultat net part du Groupe de 8,4 Md€, pour un chiffre d’affaires de 113,3 Md€. Les prix de gros hexagonaux ont reflué en conséquence : le prix à terme du calendaire annuel A+1 est passé de 77 €/MWh en 2024 à 61 €/MWh en 2025, avec un découplage marqué vis-à-vis des prix allemands et italiens.

Les résultats semestriels publiés le 31 juillet 2026 confirment cette dissociation. Sur le segment France, le chiffre d’affaires recule de 7,0 % et l’EBITDA de 15,4 % dans un contexte de baisse des prix de marché, tandis que la production nucléaire française progresse de 8 TWh, à 189,9 TWh. Autrement dit, ce sont les prix de vente qui baissent, pas la performance industrielle. EDF anticipe un EBITDA 2026 en repli d’environ 10 % par rapport à 2025.

Après quinze ans d’existence, l’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique s’est éteint le 31 décembre 2025. Il permettait aux fournisseurs alternatifs d’acheter jusqu’à 100 TWh par an à EDF au prix administré de 42 €/MWh. Il a été remplacé, au 1er janvier 2026, par le Versement Nucléaire Universel, instauré par la loi de finances pour 2025.

La logique est inversée. L’ARENH agissait ex ante sur le prix d’accès à une fraction de la production. Le VNU agit ex post sur les revenus de l’intégralité du parc nucléaire historique : lorsque les recettes d’EDF dépassent un premier seuil dit de taxation, 50 % de l’excédent sont prélevés ; au-delà d’un second seuil dit d’écrêtement, la ponction monte à 90 %. Ces seuils sont construits à partir du coût complet évalué par la CRE, majoré d’une marge fixée par voie réglementaire.

Trois conséquences concrètes pour un consommateur professionnel :

• Le bénéfice n’est plus réservé aux clients des fournisseurs alternatifs, la redistribution est universelle et s’applique quel que soit le fournisseur ;
• Le VNU n’entre pas dans la formation des prix par les fournisseurs mais intervient en aval, sur la facture ;
• Le filet de sécurité que constituait le prix administré à 42 €/MWh a disparu. La couverture à terme devient le principal outil de maîtrise du risque prix, et les industriels électro-intensifs disposent par ailleurs des contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN), dont EDF a élargi le périmètre d’éligibilité.

Face à ces constats, plusieurs questions se posent. À quelle évolution du coût de production faut-il s’attendre ? Les tarifs vont-ils continuer d’augmenter pour les professionnels et les particuliers ?

Une plus grande disponibilité des moyens de production d’électricité

Il est impossible de prédire cette évolution avec certitude. Elle dépendra de la disponibilité du parc nucléaire, de celle des barrages, et du rythme d’électrification des usages. EDF vise 350 à 370 TWh de production nucléaire en France en 2026 et 2027, puis 345 à 375 TWh en 2028, avec un objectif de productible supérieur à 400 TWh à terme. Le premier semestre 2026 est conforme à cette trajectoire, avec 189,9 TWh. Si ces cibles sont tenues, le coût de l’électricité en France a toutes les chances de rester maîtrisé sur ces échéances.

Un facteur nouveau : la contrainte climatique sur le parc de production

Les canicules de juin et juillet 2026 ont conduit à l’arrêt de trois réacteurs et à la réduction de puissance de neuf autres, pour respecter la réglementation environnementale, sans que l’approvisionnement du pays soit menacé, la France exportant en moyenne 10 GW par jour sur la période. EDF a engagé un plan d’adaptation de 8,7 Md€ d’ici 2040 pour ses activités nucléaires, hydrauliques et insulaires, et Enedis un plan de 15 Md€ sur le réseau. Ces investissements se retrouveront, à terme, dans les tarifs : c’est un poste de coût structurellement nouveau, absent des analyses d’il y a cinq ans.

Une consommation qui ne décolle toujours pas

Du côté de la consommation, celle-ci s’est élevée à 451 TWh en 2025, demeurant stable par rapport à l’année précédente. Son niveau reste environ 6 % plus faible que celui d’avant les crises sanitaire et énergétique, ce qui explique aussi pourquoi la France parvient à être largement exportatrice. La dynamique s’est même accentuée en 2026 : selon RTE, le solde exportateur net approche 51 TWh sur le seul premier semestre. Le signal de retournement existe néanmoins : plus de 170 projets industriels et numériques ont d’ores et déjà sécurisé leur accès au réseau, représentant environ 30 GW de droits de raccordement — data centers, unités de production d’hydrogène, électrification de sites industriels existants.

Sur ce point, voir notre analyse dédiée : IA, data centers : quels impacts sur la consommation électrique mondiale ?

Des prix de marché de nouveau volatils mais pour des raisons extérieures

Le premier semestre 2026 a été marqué par une forte volatilité importée, liée aux tensions au Moyen-Orient et à leurs répercussions sur les prix du gaz. Le prix spot français a évolué dans un couloir très large, avec des journées au-dessus de 110 €/MWh en juillet et, le même jour, des heures à prix nul ou négatif en milieu d’après-midi. Sur le marché à terme, le calendaire 2027 est repassé au-dessus de 70 €/MWh fin juillet 2026, tandis que les échéances 2028 et 2029 restent nettement plus modérées, autour de 53 à 54 €/MWh.

Cette structure de courbe est riche d’enseignements pour un acheteur : le marché ne remet pas en cause le niveau de coût de long terme du système électrique français, il intègre une prime de risque de court terme sur le gaz et le CO2. Le découplage de la France vis-à-vis de ses voisins, permis par un mix décarboné à plus de 95 %, en est la traduction directe.

Retrouvez notre lecture des marchés dans notre Energy Outlook.

Pourquoi la facture augmente au 1er août 2026 alors que le coût de production ne bouge pas

La CRE a proposé une évolution moyenne des tarifs réglementés de +2,5 % TTC au 1er août 2026, soit environ +5,98 € TTC/MWh, ou 26 € de plus par an pour un foyer consommant 4,5 MWh. Deux moteurs, et aucun des deux n’est le prix de l’énergie : la hausse du TURPE, et l’intégration pour la première fois du nouveau mécanisme de capacité, après la première enchère du 6 juillet 2026. La baisse de l’accise ne suffit pas à compenser. Pour mémoire, les tarifs réglementés avaient légèrement reculé au 1er février 2026 : −0,74 % TTC pour les clients résidentiels, −1,58 % pour les non-résidentiels.

Le message vaut pour toute la décennie à venir : le coût de l’énergie n’est plus le principal moteur de l’évolution des factures françaises. Les réseaux, la fiscalité et les mécanismes de capacité prennent le relais. La même logique est à l’œuvre côté gaz, avec la hausse des tarifs d’acheminement ATRD7, ATRT8 et ATS.
Pour aller plus loin : en 2021, RTE a publié l’étude prospective Futurs énergétiques 2050, en prenant comme base la Stratégie Nationale Bas-Carbone. Le gestionnaire du réseau de transport y détaille le coût global du système électrique d’ici 2060 selon six scénarios de décarbonation, allant d’une production toujours principalement nucléaire à une production intégralement renouvelable. Ce cadre reste la référence, même s’il doit désormais être lu à l’aune de la SNBC-3, officialisée en 2026.

La fin de l’ARENH a supprimé le dernier amortisseur réglementaire sur le prix de fourniture. En parallèle, la part réglementée de la facture (acheminement, taxes, capacité) devient le principal facteur de hausse. Deux conséquences pour un consommateur professionnel : le prix négocié ne protège plus de tout, et les gisements d’économies se sont déplacés.

Comparer les grilles tarifaires reste utile, mais c’est désormais la partie visible du sujet. La structure tarifaire d’acheminement, la puissance souscrite, les régimes de taxation applicables, la qualité de la facturation et le pilotage de la courbe de charge pèsent souvent davantage sur un budget multisite que quelques euros par mégawattheure sur la fourniture.

Les équipes OMNEGY accompagnent les grands comptes industriels, les entreprises multisites et les acheteurs publics sur l’ensemble de cette chaîne : audit et analyse des contrats et factures, renégociation, optimisation et pilotage des contrats d’énergie.