Un cadre réglementaire qui bouleverse l’approvisionnement

Jusqu’à présent, une partie de l’approvisionnement en électricité était assurée à travers l’ARENH, un dispositif permettant aux fournisseurs d’acheter une part de l’électricité produite par EDF à un prix réglementé, déconnecté des cours fluctuants du marché de gros. Toutefois, la nouvelle régulation supprime ce mécanisme et impose un approvisionnement intégralement fondé sur les prix du marché.

En 2025, les marchés de gros influençaient déjà plus de la moitié des coûts d’approvisionnement. Avec la réforme, cette proportion atteindra 100 %, alors même que la France reste largement autosuffisante en production électrique. Cette modification expose ainsi les consommateurs à une instabilité tarifaire accrue, alors que les coûts de production nationaux – notamment ceux du parc nucléaire et hydraulique – sont bien plus prévisibles.

Un impact inflationniste avéré sur les factures

L’étude de l’UFC-Que Choisir a simulé l’impact de la réforme en appliquant ses nouvelles règles aux tarifs réglementés d’électricité (TRVE) de 2025. Le coût d’approvisionnement, actuellement estimé à 81,37 €/MWh hors taxes, aurait grimpé à 117,29 €/MWh, soit une hausse de 44 %. En tenant compte du mécanisme de redistribution partielle des profits d’EDF, ce tarif aurait finalement oscillé entre 107,52 €/MWh et 113,72 €/MWh, demeurant nettement supérieur au niveau actuel.

Concrètement, pour un consommateur abonné au tarif de base, le prix du kWh aurait été compris entre 0,2330 € et 0,2404 € TTC au lieu des 0,2016 € pratiqués en 2025, soit une augmentation de 19 %. Pour un ménage moyen consommant 6 000 kWh par an, la facture aurait augmenté de 233 €, une majoration de 17 %.

Un dispositif de redistribution limité

Le gouvernement a prévu un mécanisme de taxation des profits d’EDF sur la vente de sa production nucléaire au prix du marché. Toutefois, cette taxe est partielle, et son produit n’est redistribué aux consommateurs qu’en proportion de la part de l’électricité nucléaire dans leur consommation. En 2023, le gouvernement a réduit par voie réglementaire cette part de 68 % à 58 %, limitant d’autant la redistribution.

D’après les calculs de l’UFC-Que Choisir, si EDF devait reverser 29,5 € par MWh vendu à 120 €, seuls 17,1 € seraient effectivement restitués aux consommateurs. Le reste irait directement au budget de l’État, sans bénéfice direct pour les abonnés.

Une absence de garantie pour EDF et les consommateurs

Malgré cette situation favorable à l’entreprise publique, la nouvelle régulation ne prévoit aucun prix plancher garantissant à EDF de couvrir ses coûts de production en cas de baisse des prix de marché. Ce manque de prévisibilité pourrait, selon le gouvernement, justifier le maintien d’une redistribution limitée aux consommateurs. Toutefois, cette logique peine à convaincre, puisque les périodes de prix élevés sur les marchés de gros sont bien plus fréquentes que celles de prix bas.

Une alternative nécessaire pour protéger les consommateurs

L’UFC-Que Choisir dénonce une régulation qui favorise EDF au détriment des consommateurs et plaide pour des mesures correctives immédiates. L’association demande une taxation plus élevée des profits d’EDF et un reversement intégral de cette taxe aux abonnés.

Enfin, elle appelle à une refonte complète du système de régulation du marché de l’électricité, incluant l’hydroélectricité, afin d’assurer un prix de l’électricité plus stable, représentatif des coûts réels de production et protégeant les consommateurs des fluctuations injustifiées du marché de gros.

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La crise énergétique de 2022 a entraîné une flambée historique des prix de l’énergie en Europe. Bien que les prix aient diminué grâce à une bonne réserve de gaz et une baisse de la demande, Engie prédit qu’ils ne descendront pas en dessous de 50-60 euros le mégawattheure (MWh) pour le gaz et 100 euros pour l’électricité d’ici à 2027.

Le marché du gaz a connu un bouleversement structurel avec une dépendance croissante au GNL. En raison de la diminution des importations de gaz naturel par pipeline en provenance de Russie, l’Europe s’est tournée vers le GNL, dont les prix sont sujets à une volatilité accrue.

Plusieurs facteurs contribuent au maintien des prix élevés de l’électricité. Tout d’abord, une faible production nucléaire en raison de problèmes identifiés dans certaines centrales. Ensuite, l’augmentation des prix des combustibles, notamment du gaz, utilisé pour la production d’électricité. Enfin, le coût croissant du CO2 sur le marché européen des droits d’émission, qui devrait atteindre environ 150 euros par tonne d’ici à 2028, comparé à environ 50 euros en 2021.

Engie met en garde contre un possible rebond économique mondial et un manque de nouvelles capacités d’exportation de GNL, ce qui pourrait créer des tensions sur le marché de l’énergie. La rééquilibration du marché et la baisse des prix ne devraient intervenir qu’en 2027, avec l’arrivée de nouvelles capacités de production de GNL au Qatar et aux États-Unis.

En conclusion, Engie prévoit que les prix de l’énergie en Europe resteront élevés jusqu’en 2027 en raison de la dépendance accrue au GNL et de l’augmentation des coûts du CO2. Des mesures appropriées, telles que la promotion des énergies renouvelables et l’investissement dans de nouvelles capacités de production, sont nécessaires pour atténuer ces pressions à long terme et assurer un approvisionnement énergétique abordable et stable pour l’avenir.

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