Participaient à la séance : Emmanuelle WARGON, présidente, Anthony CELLIER, Ivan FAUCHEUX, Valérie PLAGNOL et Lova RINEL, commissaires.

Cadre réglementaire applicable aux mouvements des tarifs réglementés de vente d'électricité

Les dispositions de l'article L. 337-7 du code de l'énergie en vigueur à la date de la délibération prévoient que « Les tarifs réglementés de vente d'électricité mentionnés à l'article L. 337-1 bénéficient, à leur demande, pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kilovoltampères :

- 1° Aux consommateurs finals domestiques, y compris les propriétaires uniques et les syndicats de copropriétaires d'un immeuble unique à usage d'habitation ;
- 2° Aux consommateurs finals non domestiques qui emploient moins de dix personnes et dont le chiffre d'affaires, les recettes ou le total de bilan annuels n'excèdent pas 2 millions d'euros. »

L'article 2-I de la loi n° 2024-330 du 11 avril 2024 visant à protéger le groupe Électricité de France d'un démembrement a supprimé la limite de puissance de 36 kVA inscrite à l'article L. 337-7 précité. L'article 2-II de la loi n° 2024-330 susmentionnée prévoit une entrée en vigueur des nouvelles dispositions de l'article L. 337-7 du code de l'énergie le 1er février 2025.
Le décret n° 2025-49 du 15 janvier 2025 relatif aux tarifs réglementés de vente d'électricité précise les modalités d'application de ces nouvelles dispositions.
En application des dispositions de l'article L. 337-7 du code de l'énergie tel que modifié par la loi n° 2024-330, les TRVE seront accessibles en France métropolitaine continentale à tous les clients résidentiels, aux très petites entreprises et aux petites collectivités sans condition de niveau de puissance.
Aux termes de l'article L. 337-4 du code de l'énergie, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a pour mission de proposer aux ministres chargés de l'énergie et de l'économie les TRVE.
La CRE détermine les TRVE par application de la méthode de construction « par empilement » des coûts, dont les principes sont décrits aux articles L. 337-6 et R. 337-19 du code de l'énergie. Pour l'année 2025, ils sont construits, notamment, par addition :

- du prix d'accès régulé à l'électricité nucléaire historique ;
- du complément d'approvisionnement au prix de marché ;
- de la garantie de capacité ;
- des coûts d'acheminement ;
- des coûts de commercialisation ;
- de la rémunération normale du fournisseur.

Contexte spécifique à la présente délibération de la CRE

La CRE a organisé un atelier de travail le 24 avril 2024 sur les principales modalités de construction des TRVE pour les clients souscrivant pour leur site une puissance supérieure à 36 kVA (ci-après « sup 36 »), en particulier sur la période de couverture du complément d'approvisionnement au prix de marché.
La délibération n° 2024-77 du 3 mai 2024 portant communication sur la méthode d'approvisionnement des TRVE sup 36 (1) a fixé les périodes de lissage du complément d'approvisionnement en énergie. Cette décision porte sur la période de lissage des rubans calendaires ainsi que de la « forme de la courbe de charge » pour les années 2025 et 2026.
La CRE a mené du 10 juillet au 27 septembre 2024 une consultation publique sur le niveau et la structure des TRVE (2). La CRE souhaitait notamment recueillir l'opinion des acteurs de marché sur la méthode de calcul spécifique aux TRVE sup 36 ainsi que sur la méthode de calcul de certaines briques de coûts et de risques applicable à tous les TRVE. La CRE a reçu 33 réponses, publiées sur le site de la CRE (3).
A la suite de cette consultation, la délibération n° 2024-207 du 21 novembre 2024 portant orientations sur la méthode de construction des TRVE sup 36 a précisé le choix des profils pour l'année 2025, des postes horosaisonniers, de la référence utilisée pour les coûts commerciaux et des modalités de lissage de la capacité et de prise en compte du TURPE.
La CRE a choisi d'utiliser les profils statiques ENT 1 et ENT 3 pour l'année 2025 en attendant de développer des profils ad hoc. Les TRVE BT sup 36 comportent ainsi 4 postes horosaisonniers (« Heures Pleines Saison Haute », « Heures Creuses Saison Haute », « Heures Pleines Saison Basse », « Heures Creuses Saison Basse »), comme le profil ENT 1 et les TRVE haute tension sup 36 comportent également un 5e poste de « Pointe » pendant la saison haute en sus des 4 autres postes comme le profil ENT 3.
La CRE a également proposé d'appliquer aux composantes de coûts de l'empilement tarifaire la même méthode de calcul pour les clients souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kVA et ceux souscrivant une puissance supérieure à 36 kVA, à l'exception des trois composantes de coûts suivantes : les coûts d'acheminements, les coûts de commercialisation et le coût du complément d'approvisionnement en capacité au marché.
Enfin, la délibération n° 2025-10 portant proposition des tarifs réglementés de vente d'électricité pour les consommateurs souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kVA en France métropolitaine continentale et tous les consommateurs en zones non interconnectées (ZNI) (4) a fait évoluer le niveau de la rémunération normale et la méthode de calcul du coût des écarts.

Le mouvement tarifaire proposé a vocation à s'appliquer à partir du 1er février 2025. La présente délibération présente chaque composante de l'empilement tarifaire. La méthode de calcul est détaillée en annexe A. Les barèmes de prix en résultant sont présentés en annexes B. Les barèmes intègrent les spécificités propres aux consommateurs participant à des opérations d'autoconsommation individuelles ou collectives.
Par ailleurs, conformément à sa politique de transparence, la CRE publie en open data sur son site internet ( https://www.cre.fr/pages-annexes/open-data) les données permettant de calculer les TRVE : la décomposition de l'empilement pour chaque option/puissance/poste horosaisonnier, les courbes de charges déterministes issues des profils statiques ainsi que la courbe de prix Price Forward Curve (PFC).

1. Principes et objectifs de la tarification par empilement

L'article L. 337-6 du code de l'énergie dispose que les TRVE sont établis par addition des composantes suivantes :

- le coût d'approvisionnement de la part relevant de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH) ;
- le coût d'approvisionnement du complément de fourniture, consistant à des achats sur les marchés de gros de l'électricité en tenant compte de l'éventuelle atteinte du plafond de l'ARENH ;
- le coût d'approvisionnement en capacité, établi à partir des références de prix issues des enchères du mécanisme d'obligation de capacité prévu aux articles L. 335-1 et suivants du code de l'énergie, en tenant compte de l'éventuelle atteinte du plafond de l'ARENH ;
- le coût d'acheminement, qui traduit le coût d'utilisation des réseaux de transport et de distribution d'électricité ;
- le coût de commercialisation ;
- la rémunération de l'activité de fourniture.

Dans sa décision du 18 mai 2018, le Conseil d'Etat a admis l'existence des TRVE au motif qu'ils poursuivent l'objectif d'intérêt économique général de stabilité des prix. Les TRVE doivent être contestables par catégorie tarifaire - pour cela ils sont fondés sur un empilement de coûts représentatifs de l'activité de fourniture d'un fournisseur s'approvisionnant sur les marchés de gros.
Ce principe permet aux TRVE de ne pas altérer le fonctionnement efficace du marché de détail au bénéfice des consommateurs. En respectant ces principes généraux, les TRVE peuvent également envoyer des signaux temporels, c'est-à-dire être fixés de façon à inciter les consommateurs à réduire leur consommation pendant les périodes où la consommation d'ensemble est la plus élevée.

2. Calcul des composantes de coûts de l'empilement tarifaire

Les TRVE sup 36 s'appliquant pour la première fois au 1er février 2025, la CRE dispose des hypothèses nécessaires afin de définir les différentes composantes tarifaires (part fixe et parts à l'énergie pour chaque poste temporel par exemple) mais ne dispose pas de base de données lui permettant de calculer le niveau moyen de ces différentes composantes.
La méthode de calcul de l'empilement est détaillée dans l'annexe A. Cette section explicite le calcul des différentes briques de coûts issu de l'application de cette méthode.
La CRE publie en open data la décomposition de l'empilement.

2.1. Coûts d'approvisionnement en énergie et en garanties de capacité
2.1.1. Coût de l'approvisionnement à l'ARENH

La demande d'ARENH globale à l'issue du guichet de novembre 2024, hors filiales d'EDF et hors fourniture des pertes des gestionnaires de réseaux est de 134,93 TWh après corrections de la CRE. En application de l'article R. 336- 18 du code de l'énergie et de sa délibération du 26 octobre 2023 (5), la CRE a réparti les 100 TWh d'ARENH au prorata des demandes des fournisseurs, hors filiales contrôlées par EDF. Le taux d'attribution est égal à 74,12 %.
Ainsi, un consommateur au TRVE a reçu en moyenne 74,12 % de son droit ARENH pour 2025.

2.1.2. Coût du complément d'approvisionnement en énergie au marché

Conformément à la méthode de calcul de l'approvisionnement en énergie définie dans la délibération n° 2024-77, la CRE approvisionne un ruban d'énergie (produits calendaires Base et Peak) de manière lissée sur 24 mois. Le prix moyen résultant du produit Calendaire Base pour 2025 est de 102,99 €/MWh. La forme de la courbe de charge est approvisionnée de manière lissée sur 12 mois. L'arrêté du 27 juillet 2023 portant modification de l'arrêté du 17 mai 2011 relatif au calcul des droits à l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique modifie le coefficient de bouclage pour les demandes d'ARENH effectuées pour les périodes de livraison commençant à compter du 1er janvier 2024 à 0,844 contre 0,964 précédemment.
La diminution des volumes reçus à l'ARENH liée à la baisse du coefficient de bouclage et les garanties de capacités associées sont à approvisionner au marché.
En régime établi, ces volumes sont approvisionnés sous forme de produits à terme annuels de manière lissée sur 24 mois, en application de la méthodologie en vigueur. La modification du coefficient de bouclage ayant eu lieu après le début de la période de lissage de l'approvisionnement pour l'année 2025, un tel lissage sur 24 mois n'est pas possible pour les volumes supplémentaires à approvisionner.
Conformément à sa délibération du 20 juillet 2023 portant décision sur les modalités de calcul des tarifs réglementés de vente d'électricité (6), et sa communication du 28 août 2023 (7), la CRE utilise, pour l'approvisionnement des volumes supplémentaires lié à la baisse du coefficient de bouclage dans le calcul des TRVE 2025, les cotations des produits de marché observées à partir du 31 août 2023 inclus jusqu'au 23 décembre 2024.

2.1.3. Coût du complément d'approvisionnement en garanties de capacité au marché

Le prix de référence pour le complément d'approvisionnement en garanties de capacité correspond à la moyenne des enchères de capacité pour livraison en 2025 entre la date de publication de la délibération du 21 novembre 2024 portant orientations sur la méthode de construction des TRVE sup 36 et le 31 décembre 2024. Une seule enchère a eu lieu sur cette période et le prix de la capacité s'est établi à 0 €/MW.

2.1.4. Coût de complément d'approvisionnement en énergie et en garanties de capacité consécutif à l'écrêtement de l'ARENH

Le complément d'approvisionnement en énergie consécutif à l'écrêtement de l'ARENH et hors révision du coefficient de bouclage est approvisionné de façon lissée sur les marchés de gros sur trois mois, entre le 1er octobre 2024 et le 23 décembre 2024 inclus, conformément à la délibération de la CRE du 25 septembre 2024 (8). En outre, le rythme de lissage a été modifié entre le 2 décembre 2024 et le 23 décembre 2024 pour prendre en compte l'écart entre l'hypothèse de taux d'attribution retenue initialement par la CRE et le taux d'attribution réel.
Le prix moyen du produit Calendaire Base 2025, tenant compte de la différence de volumes accordés entre le taux d'attribution réel et prévisionnel pour l'année 2025, sur la période du 1er octobre 2024 au 23 décembre 2024 inclus s'élève à 74,20 €/MWh.
Le complément d'approvisionnement en garanties de capacité consécutif à l'écrêtement de l'ARENH est réalisé lors de l'enchère du 5 décembre 2024, selon la méthode décrite dans la délibération 21 novembre 2024, au prix de 0 €/MW.

2.1.5. Structure de l'approvisionnement en énergie et en capacité

Les coûts d'approvisionnement de chaque option des TRVE sont calculés à partir de la couverture en énergie et en capacité de la consommation d'un client moyen au pas demi-horaire, appelée profil.
Conformément à sa délibération du 21 novembre 2024, la CRE a utilisé, pour calculer les briques de coûts précédemment cités au 2.1, les profils statiques ENT 1 et ENT 3. Le profil ENT 1 comporte 4 postes horosaisonniers (« Heures Pleines Saison Haute », « Heures Creuses Saison Haute », « Heures Pleines Saison Basse », « Heures Creuses Saison Basse ») et le profil ENT3 comporte également un 5e poste de « Pointe » pendant la saison haute en sus des 4 autres postes.
Dans sa délibération du 21 novembre 2024, la CRE a fixé un prix minimal de 42 €/MWh pour l'approvisionnement en énergie et en capacité de chaque poste. Le sous-profil « heures creuses été » a ainsi été relevé pour les profils ENT 1 et ENT 3. La CRE a conservé le ratio heures pleines et heures creuses été d'un approvisionnement 100 % marché puis a réduit d'une même valeur les autres postes pour conserver le coût global pour le profil.

2.1.6. Frais divers

Les frais d'accès au marché, les frais des écarts du périmètre d'équilibre et la contribution sociale de solidarité des sociétés (C3S) sont présentés à l'annexe A.
Le calcul des frais des écarts du périmètre d'équilibre est fixé selon la méthode définie dans la délibération n° 2025-10 du 15 janvier 2025.
Conformément aux articles L. 137-30 et suivants du code de la sécurité sociale, la contribution sociale de solidarité des sociétés (C3S) est fixée à 0,33 €/MWh.
Les frais d'accès au marché intégrés aux TRVE sont présentés dans l'annexe A. En particulier, les TRVE intègrent des frais d'accès aux produits à terme d'EEX de 0,0375 €/MWh correspondant à la somme des frais de transaction et de clearing nécessaire aux transactions successives de produits calendaires, trimestriels et mensuels ainsi que des frais de livraison (delivery fee) de 0,010 €/MWh.

2.1.7. Espérance des risques quantifiés

Conformément à la méthode de calcul des TRVE définie dans la délibération du 12 janvier 2023, la CRE intègre désormais aux coûts d'approvisionnement la valorisation de l'espérance des risques quantifiés. La méthode de calcul de l'espérance est décrite dans l'annexe A.

2.2. Coûts d'acheminement (TURPE)

Les coûts d'acheminement sont évalués à partir des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE) applicables au 1er février 2025 prévus dans la délibération de la CRE du 15 janvier 2025 portant décision sur l'évolution exceptionnelle du TURPE 6 HTA-BT au 1er février 2025.
Les coûts d'acheminement intégrés dans les TRVE couvrent exclusivement les composantes du TURPE suivantes :

- composante annuelle de gestion ;
- composante annuelle de soutirage ;
- composante mensuelle des dépassements de puissance souscrite (TRVE BT sup 36 et haute tension sup 36 uniquement) ;
- composante annuelle de l'énergie réactive pour la partie soutirage (TRVE haute tension sup 36 uniquement).

Les autres composantes du TURPE ne sont pas couvertes par les TRVE et sont facturées en sus le cas échéant.
Les signaux tarifaires du TURPE sont, par principe, transmis directement dans les grilles TRVE sup 36. Ainsi, les versions existantes du TURPE sont retranscrites dans les TRVE (une version courte utilisation et une version longue utilisation pour les BT sup 36 et la HTA), la composante mensuelle des dépassements de puissance souscrite (TRVE BT sup 36 et haute tension sup 36) et la composante annuelle de l'énergie réactive pour la partie soutirage (TRVE haute tension sup 36) sont distinguées du reste de la grille et une puissance réduite est calculée à partir du dénivelé de puissance souscrit par le consommateur (TRVE BT sup 36 et haute tension sup 36). Le changement de structure du TURPE, lié à l'entrée en vigueur des grilles du TURPE 7, qui sera effectif au 1er août 2025 devra donc être pris en compte ultérieurement dans les grilles des TRVE sup 36 applicables au 1er août 2025.
En application des barèmes de prix du TURPE applicables aux autoconsommateurs individuels et aux consommateurs participant à une opération d'autoconsommation collective, ces versions présentent une majoration annuelle de la prime fixe pour les autoconsommateurs individuels avec injection, et deux versions A et B pour les autoconsommateurs collectifs.

2.3. Coûts de commercialisation

La composante de coûts de commercialisation inclut les coûts d'acquisition des CEE.
En réponse à la consultation publique du 10 juillet, certains fournisseurs alternatifs ont suggéré d'utiliser une référence établie par EDF représentative du segment de clientèle sup 36.
Dans sa délibération n° 2024-207 du 21 novembre 2024 portant orientations sur la méthode de construction des TRVE sup 36, la CRE a décidé de s'appuyer sur une référence fournie par EDF représentative de ce segment de clientèle. Comme pour les tarifs dits « Bleu », la CRE affecte la moitié de ces coûts à la part fixe (exprimée en €/kVA ou en €/KW) et l'autre à la part variable.
EDF a depuis transmis des coûts commerciaux prévisionnels hors CEE de l'année 2025 représentatifs de ce segment de clientèle et qui prennent en compte les développements SI nécessaires à la proposition de ces tarifs. Ces coûts s'élèvent à 10,30 €/MWh.
La CRE prend la même hypothèse de coûts des CEE que pour les TRVE Bleus non résidentiels en €/MWh, soit 4,45 €/MWh.
La CRE prend également en compte la contrepartie financière versée aux fournisseurs par les GRD pour la gestion des consommateurs en contrat unique. Conformément à la délibération de la CRE du 15 janvier 2025 portant décision sur l'évolution exceptionnelle du TURPE 6 HTA-BT au 1er février 2025, la contrepartie financière prise en compte dans la présente délibération s'élève à 89,27 € par an et par client raccordé en BT > 36 kVA et 178,54 € par an et par client raccordé en HTA.
Les coûts commerciaux à intégrer dans les tarifs sont explicités ci-dessous :

| |Coûts commerciaux à intégrer dans les tarifs| | |---------|--------------------------------------------|-----| | Tarifs | €/kVA |€/MWh| |Jaunes CU| 15,52 |13,66| |Jaunes LU| 15,00 |13,66| |Verts CU | 7,03 |12,57| |Verts LU | 5,61 |12,57|

Les écarts avec les coûts commerciaux qui seront effectivement constatés pour ce segment de clientèle ont vocation à être rattrapés par la suite.

2.4. Rémunération normale de l'activité de fourniture

Dans la délibération du 12 janvier 2023, la CRE a fait évoluer la construction de la composante de rémunération normale selon la méthode présentée dans la consultation publique en intégrant la valorisation de l'espérance des risques quantifiés aux coûts d'approvisionnements du TRVE. Dans la délibération n° 2025-10 du 15 janvier 2025, la CRE a fait évoluer le niveau de la brique de l'empilement relative à la rémunération normale à 2,5 % du tarif moyen hors taxes et hors rattrapages. La CRE applique donc ce taux de 2,5 % du tarif moyen hors taxes et hors rattrapages aux TRVE sup 36.

3. Couverture des coûts comptables de fourniture d'EDF

Le point VIII de l'article 225 de la loi de finances pour 2024 dispose que :
« A. - Le premier alinéa de l'article L. 337-6 du code de l'énergie est complété par deux phrases ainsi rédigées : “En outre, les tarifs réglementés sont établis de manière à ce que le produit total qu'ils procurent couvre, pour l'année en cause et les deux années qui précèdent, l'ensemble des coûts de l'activité de fourniture d'électricité à ce titre. Ce produit total est apprécié, s'il y a lieu, en prenant en compte les sommes perçues en compensation de la fixation des tarifs réglementés à un niveau inférieur à celui résultant de l'application du présent alinéa.”
B. - Le A s'applique à compter des mouvements tarifaires de 2024 »
Par ailleurs, dans sa décision n° 393729 du 7 décembre 2016, le Conseil d'Etat indique que les tarifs réglementés de vente d'électricité, au titre de la période allant du 1er novembre 2014 au 31 juillet 2015, doivent couvrir, en application du cadre juridique alors en vigueur, les « coûts comptables complets de la fourniture de l'électricité aux tarifs réglementés par les fournisseurs historiques, incluant les frais financiers ; qu'en revanche, ces tarifs n'ont pas à garantir un niveau quelconque de rémunération des capitaux propres engagés ».
Dans sa délibération n° 2025-10 du 15 janvier 2025, la CRE a vérifié pour 2025 la couverture des coûts de fourniture d'EDF par les TRVE sur le fondement des données transmises par EDF et comme étant la somme des coûts comptables, incluant les frais financiers mais hors rémunération des capitaux propres pour 2023, 2024 et 2025. Les données de 2025 transmises par EDF sont restreintes au périmètre des TRVE inf 36. Les TRVE sup 36 entrant en vigueur pour la première fois au 1er février 2025, la CRE ne dispose pas de données permettant de calculer les coûts et les recettes de ces tarifs. La CRE vérifiera de manière ex-post la couverture des coûts de fourniture d'EDF pour 2025 au périmètre complet des TRVE. La méthode utilisée pour calculer les TRVE sup 36 étant en grande partie similaire à celle des TRVE inf 36, la CRE n'identifie pas de difficultés à ce stade.

Proposition de la CRE

La CRE propose les barèmes de prix, figurant en annexe B de la présente délibération, applicables aux clients éligibles en métropole continentale souscrivant pour leur site une puissance supérieure à 36 kVA.
Le mouvement tarifaire proposé a vocation à s'appliquer à partir du 1er février 2025.
La présente délibération sera publiée sur le site internet de la CRE et transmise aux ministres chargés de l'énergie et de l'économie.