Pourquoi la France exporte de l’électricité alors que les factures restent élevées

Les réseaux français et européens sont interconnectés. À chaque instant, l’électricité circule selon la production disponible, la demande et la capacité des lignes. Les échanges commerciaux répondent aussi aux différences de prix entre les marchés.

Ces interconnexions permettent de vendre un excédent ou d’importer lorsque la production intérieure ne couvre pas la demande à un coût compétitif. Les flux changent au cours de la journée et de l’année : un pays exportateur net peut aussi importer à certaines heures.

Quand la production disponible dépasse la demande intérieure, les échanges donnent un débouché à cette énergie et contribuent à l’équilibre du système européen. Le solde net français atteint 89 TWh en 2024 puis 92,3 TWh en 2025.

RTE valorise en 2025 le mégawattheure exporté à 59 euros au prix français, proche du prix spot français de 61 euros. La valorisation aux prix des destinations atteint 101,5 euros. Le premier calcul applique aux flux le prix du marché français, le second celui des marchés de destination ; les contraintes des interconnexions peuvent maintenir des écarts de prix entre pays.

Les exportations apportent ainsi un débouché aux producteurs. Pour les ménages, la transmission des prix de gros passe par les contrats d’approvisionnement des fournisseurs et par le calendrier de révision des offres.

Le prix spot s’applique à une livraison à court terme. Un fournisseur peut aussi acheter à l’avance et répartir son approvisionnement entre plusieurs contrats. Le coût de l’énergie qu’il facture dépend donc de prix négociés à différentes dates.

Les variations horaires du marché répondent à l’équilibre entre l’offre et la demande. Les achats anticipés peuvent amortir ces variations pour les clients, mais aussi retarder la baisse de leur prix lorsque le marché de court terme se détend.

Le prix de détail comprend le coût d’approvisionnement, l’utilisation des réseaux, la commercialisation, les taxes et la TVA. Leur poids varie selon l’offre, la puissance souscrite et la période. Même avec une énergie moins chère sur le marché de gros, l’acheminement et les autres composantes restent à financer.

La CRE a proposé un tarif réglementé résidentiel moyen de 239 euros par mégawattheure TTC au 1er février 2025, contre 281 euros un an plus tôt. Le tarif évolue à sa date de révision, en intégrant les différentes composantes du coût de fourniture.

Les 42 euros par mégawattheure souvent cités correspondent à l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, l’ARENH. Ce dispositif permettait à des fournisseurs d’acheter une part régulée de production pour leurs clients en France.

L’ARENH a pris fin le 31 décembre 2025. Son prix réglementé s’appliquait à cette part de l’approvisionnement des fournisseurs ; les exportations se vendaient sur les marchés de gros, aux prix des échanges concernés.

Le solde exportateur de 92,3 TWh en 2025 donne un débouché à la production française et participe à l’approvisionnement européen. Le prix payé par les ménages dépend, lui, des achats de leur fournisseur dans le temps et des coûts de réseau, de commercialisation et des prélèvements.

Une baisse durable du coût d’approvisionnement peut se transmettre aux offres lors de leur révision. Son effet sur la facture dépend aussi de l’évolution des autres composantes et de la consommation du foyer : les gains sur l’énergie peuvent être amplifiés ou absorbés par ces changements.