Encore un phénomène inexpliqué pour la plupart des usagers, des acteurs économiques, dont les boulangers par exemple. Une question à laquelle Montceau News a décidé de trouver des réponses claires et simples, malgré qu’il n’y ait rien de simple dans l’affaire.

Pendant quinze ans, EDF a été tenue de vendre une partie de l’électricité de ses centrales nucléaires à ses concurrents pour 42 euros le mégawattheure (MWh). C’était l’ARENH : un moyen de permettre à des fournisseurs dépourvus de centrales nucléaires de concurrencer l’opérateur historique. Ce dispositif a pris fin le 31 décembre 2025. Pourtant, après la flambée des factures, sa disparition n’a pas provoqué la baisse spectaculaire que l’on pouvait attendre. Pour comprendre ce paradoxe, il faut suivre le chemin d’un kilowattheure depuis la centrale jusqu’à la prise de courant et regarder ce qui s’ajoute en route. Le premier chiffre à éclaircir est celui des 42 €/MWh. Il s’agissait d’un prix d’achat réservé à un certain volume d’électricité, pas du prix auquel toute l’électricité française était produite, ni du tarif auquel elle devait être livrée au client. Un fournisseur devait compléter ses achats par d’autres contrats ou sur les marchés. Puis il payait l’utilisation des réseaux, ses frais de fourniture et les taxes qu’il facturait à l’usager. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) évalue le coût complet du nucléaire existant à 60,30 €/MWh pour 2026–2028. Ce chiffre montre pourquoi le maintien indéfini d’un prix imposé de 42 euros posait problème à EDF. Il ne prouve cependant pas qu’elle a perdu 18,30 euros sur chacun des MWh vendus pendant quinze ans : on ne peut pas comparer directement un tarif ancien et une estimation de coûts établie pour 2026-2028.

Pourquoi, alors, le prix du kilowattheure livré s’est-il envolé en 2022 et 2023 ? Parce que la part d’électricité achetée en dehors de l’ARENH est devenue extraordinairement chère. Le gaz européen a flambé, sous l’effet des tensions d’approvisionnement puis de la guerre menée par la Russie contre l’Ukraine. Sur le marché de gros, lorsque des centrales à gaz sont nécessaires pour répondre à la demande, leur coût élevé influence le prix auquel s’échange l’électricité. Dans le même temps, de nombreux réacteurs français étaient arrêtés pour maintenance ou pour traiter des problèmes de corrosion. La production nucléaire française est tombée à 279 TWh en 2022. Il a fallu davantage recourir à d’autres moyens de production et aux importations. Le gaz cher a provoqué le choc européen ; le manque de nucléaire disponible l’a aggravé en France. Cela ne veut pas dire que chaque kilowattheure sorti d’une centrale nucléaire s’est soudain mis à coûter le prix d’un kilowattheure produit avec du gaz. Cela veut dire que les achats nécessaires pour compléter la production disponible sont devenus beaucoup plus coûteux. Un exemple fictif rend visible le passage du marché à la facture. Supposons qu’un fournisseur couvre 70 % des besoins de ses clients à 42 €/MWh et achète les 30 % restants ailleurs. Si le prix de cette seconde part passe de 60 à 300 €/MWh, son coût moyen d’approvisionnement passe de 47,40 à 119,40 €/MWh. L’écart atteint 72 €/MWh, soit 7,2 centimes par kilowattheure, avant le transport, la distribution, les autres frais et les taxes. Les proportions de cet exemple ne sont pas celles d’aucun fournisseur particulier. Elles montrent simplement pourquoi conserver une fraction d’électricité à 42 euros ne suffisait pas à protéger toute la facture.

Les contrats conclus à l’avance ont pu retarder la hausse pour certains clients ; les entreprises et collectivités qui renouvelaient le leur au plus fort de la crise pouvaient, au contraire, la subir brutalement. L’État a alors tenté de limiter les prix payés par les consommateurs. En 2022, il a imposé à EDF une livraison exceptionnelle de 19,5 TWh supplémentaires aux fournisseurs concurrents, à 46,20 €/MWh. Pour satisfaire cette obligation décidée en pleine crise, EDF a dû acquérir des volumes au prix retenu de 256,98 €/MWh : 210,78 euros d’écart par MWh. Le Sénat évalue à 8,1 milliards d’euros l’impact global de la mesure sur EDF. Voilà le mécanisme qui justifie l’expression « acheter cher pour revendre bon marché ». Il faut toutefois le dater : c’était l’épisode exceptionnel de 2022, pas une opération répétée chaque année jusqu’à la disparition de l’ARENH. Sa fin ne pouvait donc pas, en janvier 2026, faire disparaître une charge que l’entreprise ne supportait déjà plus.

À qui cet écart a-t-il profité ? Il ne suffit pas de soustraire 46,20 € de 256,98 € pour annoncer un bénéfice de 210,78 € par MWh dans la poche des fournisseurs. Ces chiffres décrivent d’abord le coût supporté par EDF pour une mesure destinée à protéger les clients. Dans son contrôle de l’ARENH supplémentaire, la CRE a indiqué que, sur 7,9 milliards d’euros d’avantage accordé en 2022, 7,8 milliards avaient été ou devaient être répercutés aux consommateurs. Cela n’efface pas les questions sur certaines pratiques : le Sénat a relevé des comportements opportunistes chez quelques fournisseurs. Il précise aussi que la CRE n’a pas constaté d’abus généralisés. Les situations économiques étaient différentes selon les entreprises, leurs achats, leurs engagements de prix envers leurs clients et les volumes dont elles disposaient. Un producteur capable de vendre de l’électricité lorsque les prix de gros étaient élevés pouvait en bénéficier ; un fournisseur qui avait promis un prix fixe et devait acheter cher pouvait y perdre. Le bénéfice réel de chaque société ne se déduit pas du prix TTC figurant sur la facture : celui-ci comprend notamment les coûts de réseau et des taxes que le fournisseur ne conserve pas.

Venons-en à la question que pose aujourd’hui l’usager : si EDF n’est plus obligée de vendre du nucléaire à ses concurrents pour 42 euros, pourquoi la facture ne baisse-t-elle pas franchement ? D’abord, elle a baissé depuis le sommet de la crise, mais de manière inégale. Le tarif réglementé a diminué de 15 % en moyenne en février 2025, puis de 0,8 % en février 2026. Il a ensuite augmenté de 2,5 % en août 2026, soit environ 26 euros par an pour un foyer consommant 4 500 kWh. Cette dernière hausse est liée notamment au coût d’utilisation des réseaux et au nouveau mécanisme de capacité. Le médiateur national de l’énergie constatait déjà en février que la baisse des coûts d’approvisionnement était partiellement absorbée par d’autres charges. Autrement dit, le prix de l’électricité achetée peut baisser pendant que d’autres lignes de la facture montent.

La fiscalité est l’une de ces lignes, et elle n’est pas mince. L’accise sur l’électricité avait été fortement réduite pendant la crise, dans le cadre du bouclier tarifaire. Elle a ensuite été rétablie. Depuis le 1ᵉʳ août 2026, elle atteint 30,62 €/MWh pour les ménages, soit 3,062 centimes par kilowattheure hors TVA. Pour une consommation de 4 500 kWh par an, cela représente environ 138 euros d’accise, ou 165 euros avec la TVA de 20 % qui s’applique également sur cette taxe. S’ajoutent la contribution tarifaire d’acheminement et la TVA sur les autres éléments de la facture. Depuis août 2025, l’abonnement est lui aussi taxé à 20 %, contre 5,5 % auparavant. Selon le médiateur national de l’énergie, taxes et contributions représentent environ un tiers de la facture d’électricité. Leur niveau relève d’un choix de l’État : les réduire allégerait la facture, mais diminuerait aussi ses recettes.

Enfin, la fin de l’ARENH ne signifie pas que le tarif réglementé sera désormais égal au coût de production des centrales d’EDF augmenté d’une modeste marge. Sa méthode de calcul additionne des coûts d’approvisionnement de référence, le coût de la capacité, l’acheminement, la commercialisation et une rémunération de l’activité de fourniture ; les taxes s’ajoutent pour former le prix TTC. EDF doit également entretenir ses installations et financer de lourds investissements. Le mécanisme qui a remplacé l’ARENH, le versement nucléaire universel, prévoit qu’une partie des revenus du nucléaire soit reversée aux consommateurs si certains seuils sont franchis. Il n’instaure pas un prix garanti pour chaque foyer : le tarif de réduction sur les factures a été fixé à zéro pour 2026. La fin du prix imposé de 42 euros améliore donc les conditions de vente d’EDF, mais aucune règle ne transforme automatiquement chaque euro retrouvé par l’entreprise en un euro rendu à l’usager.

La vraie question est désormais politique : quelle part de l’avantage procuré par les centrales nucléaires françaises doit revenir aux consommateurs, quelle part doit financer leur entretien et leur renouvellement, et quelle part l’État entend-il prélever en taxes ? On peut défendre chacun de ces usages de l’argent, à condition de l’annoncer clairement. Car à force d’expliquer à l’usager que l’électricité est moins chère à produire, moins chère sur les marchés et meilleure pour l’indépendance du pays, il finit par regarder sa facture avec une curiosité toute scientifique : il cherche où la baisse s’est cachée.

Gilles Desnoix

Source : Commission de régulation de l’énergie (CRE), Réseau de transport d’électricité (RTE), Sénat, Médiateur national de l’énergie, Service Public, EDF, Légifrance, La Cour des comptes