1.2. 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 en énergie au prix de marché, établi sur la base d'un approvisionnement de l'intégralité des volumes sur les marchés de gros de l'électricité ;
• le coût d'approvisionnement en garanties de 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 ;
• le coût d'acheminement, qui traduit le coût d'utilisation des réseaux de transport et de distribution d'électricité ;
• les coûts de commercialisation ;
• la rémunération de l'activité de fourniture.
Cette méthode de construction des TRVE vise à garantir leur contestabilité auprès des fournisseurs alternatifs qui, en application de l'article R. 337-19 du code de l'énergie, s'apprécie à la maille de la catégorie tarifaire. Pour cela, les TRVE sont fondés sur des coûts représentatifs de l'activité de fourniture d'un fournisseur s'approvisionnant sur les marchés de gros.
Ce principe vise à garantir que les TRVE n'altèrent pas le fonctionnement efficace du marché de détail au bénéfice des consommateurs.
Sous réserve que le produit total des TRVE couvre globalement l'ensemble de ces coûts, l'article L. 337-6 susvisé permet par ailleurs de fixer la structure et le niveau des tarifs hors taxes de façon à inciter les consommateurs à réduire leur consommation pendant les périodes où la consommation d'ensemble est la plus élevée.
1.3. Calcul de l'évolution des composantes de coûts de l'empilement tarifaire
La méthode de calcul de l'empilement est détaillée dans l'annexe A. Cette section explicite les évolutions des différentes briques de coûts issues de l'application de cette méthode depuis la dernière proposition tarifaire de la CRE ainsi que leurs impacts sur le niveau des TRVE.
Dans les paragraphes suivants, les évolutions pour les TRVE Bleus sont calculées par rapport au niveau proposé par la CRE dans sa délibération n° 2025-155 portant proposition des TRVE en date du 19 juin 2025. La CRE calcule habituellement le niveau moyen des TRVE sur le portefeuille d'EDF au 31 décembre de l'année N - 1. Pour le présent mouvement, afin de tenir compte de la dynamique du portefeuille EDF, notamment avec la mise en extinction de l'option Base entre 9 et 15 kVA à partir du 1er février 2025, le nombre de sites pris en compte dans le portefeuille d'EDF pour cette catégorie de clients est actualisé au regard de la situation au 31 octobre 2025. Pour les données de consommation de cette catégorie, la CRE conserve la consommation par site constatée dans le portefeuille d'EDF au 31 décembre 2024, en absence de données définitives plus récentes.
Pour les TRVE jaunes et verts, la CRE ne dispose pas de données de consommation sur un an pour les consommateurs sup 36. De plus, le nombre de clients est assez restreint (1 415 consommateurs sup 36 au 31 octobre 2025 et 3 169 consommateurs inf 36) et le portefeuille peut connaître des évolutions en cours d'année (les TRVE sup 36 étant introduits depuis le 1er février 2025). Ainsi, la CRE ne présente pas d'évolutions détaillées ci-dessous. Dans le cadre de la délibération n° 2024-207 du 21 novembre 2024 portant orientations sur la méthode de construction des TRVE sup 36, 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. Le profil ad hoc n'étant pas encore disponible, la CRE continue d'utiliser les profils ENT 1 et ENT 3 pour l'année 2026.
La CRE publie en open data la décomposition de l'empilement ainsi que l'obligation de capacité pour chaque option/puissance/poste horosaisonnier.
1.3.1 Coûts d'approvisionnement en énergie et en garanties de capacité
1.3.1.1. Coût du complément d'approvisionnement en énergie au marché
Conformément à la délibération de la CRE du 13 décembre 2023 n° 2023-355 portant communication sur la méthode d'approvisionnement des tarifs réglementés de vente d'électricité pour l'année 2026, la CRE retient un approvisionnement de l'intégralité des volumes sur les marchés de gros.
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 2026 est de 63,9 €/MWh pour les TRVE 2026 contre 103,0 €/MWh en 2025. La forme de la courbe de charge est approvisionnée de manière lissée sur 12 mois.
S'agissant de la forme de la courbe de charge, la CRE constate que la méthode actuelle de calcul de la forme horaire de la PFC, qui est calibrée sur cinq ans d'historique des prix spot, ne reflète plus pleinement les dynamiques structurelles du marché spot. Cette limite s'explique par la croissance accélérée des énergies renouvelables sur les dernières années, en particulier du photovoltaïque, dont l'impact sur les prix a évolué sur l'historique récent.
Dans une démarche d'amélioration continue de ses modèles de prix, la CRE a calibré son modèle sur deux ans d'historique.
Pour les prochains mouvements tarifaires, la CRE envisage de consulter les acteurs pour déterminer si une mise à jour du modèle de PFC est pertinente à long terme.
En 2025, l'ARENH couvrait 43,8 % de la consommation d'un consommateur aux TRVE au prix de 42 €/MWh inchangé depuis 2012. Depuis le 1er janvier 2026, les fournisseurs réalisent la totalité de leur approvisionnement sur les marchés ou à partir de moyens de production internes.
La baisse des prix de gros de l'électricité pour l'approvisionnement en énergie des TRVE - y compris en prenant en compte l'effet de la fin des volumes historiquement approvisionnés via l'ARENH, induit une baisse des TRVE Bleus moyens de 6,88 €/MWh HT.
1.3.1.2. Coût du complément d'approvisionnement en capacité au marché
L'article L. 337-6 du code de l'énergie prévoit qu'en addition du coût d'approvisionnement en énergie, les TRVE intègrent le coût d'acquisition des garanties de capacité. Une partie des garanties de capacité de chaque consommateur était historiquement apportée par l'ARENH. La fin du dispositif ARENH impose, pour les TRVE 2026, d'approvisionner ces garanties de capacité sur le marché.
L'ARENH intégrait également une valeur capacitaire. Conformément à la délibération n° 2023-355 du 13 décembre 2023 susmentionnée, la CRE retient un approvisionnement de l'intégralité des garanties de capacité de la période janvier-mars 2026 de manière lissée sur les enchères ayant lieu en 2024 et 2025 pour les TRVE Bleus.
Le prix de référence de l'approvisionnement en garantie de capacité pour les TRVE Bleus correspond ainsi à la moyenne lissée sur deux ans des prix révélés lors des dix enchères de capacité de 2024 et 2025 pour livraison sur la période janvier-mars 2026. Le prix résultant s'établit à 4 401 €/MW pour l'année 2026 contre 14 652 €/MW pour l'année 2025.
Concernant les TRVE sup 36, le prix de référence pour le complément d'approvisionnement en garanties de capacité correspond à la moyenne des enchères de capacité pour livraison sur la période janvier-mars 2026 entre la date de publication de la délibération n° 2024-207 portant orientations sur la méthode de construction des TRVE sup 36 le 21 novembre 2024 et le 31 décembre 2025. Le prix résultant s'établit à 4 546 €/MW pour l'année 2026 contre 0 €/MW pour l'année 2025.
Par ailleurs, la CRE tient compte, dans le calcul du coût d'approvisionnement en capacité, des appels d'offres long terme portant sur le développement de nouvelles capacités selon les modalités décrites dans l'annexe A.
La CRE publiera au premier semestre 2026 une consultation publique portant sur la prise en compte des coûts d'approvisionnement en capacité dans le cadre du nouveau mécanisme et mettra à jour la composante de coût lors du mouvement tarifaire du 1er août 2026.
La baisse des prix des enchères pour l'approvisionnement en capacité des TRVE - y compris effet de la disparition des volumes historiquement approvisionnés via l'ARENH, induit une baisse des TRVE Bleus moyens de 1,57 €/MWh.
1.3.1.3. Coût des écarts au périmètre d'équilibre
Les écarts des responsables d'équilibre entre les injections et les soutirages sur leur périmètre leur sont facturés dans le cadre du mécanisme de responsabilité d'équilibre. Ce mécanisme valorise le prix des écarts de manière à inciter financièrement les responsables d'équilibre à minimiser leurs écarts.
A la maille d'un portefeuille de consommateurs, les écarts entre la consommation prévisionnelle en J - 1 et celle finalement constatée génèrent des coûts d'équilibrage, supportés par le responsable d'équilibre et répercutés au fournisseur (qui peut être son propre responsable d'équilibre). Ces coûts sont pris en compte dans les TRVE au travers d'une brique spécifique.
Comme détaillé en annexe A, le coût des écarts au périmètre d'équilibre est défini comme 1 % du prix moyen des cotations du produit calendaire base sur le mois de décembre 2025, soit 49,51 €/MWh. Le coût des écarts résultant pour l'année 2026 est de 0,50 €/MWh, contre 0,73 €/MWh en 2025.
1.3.1.4. Frais d'accès au marché de l'énergie
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.
Conformément à sa délibération n° 2025-210 du 15 janvier 2025, la CRE inclut dans les frais d'accès marché les coûts liés au spread bid-ask ainsi que les frais de portage financiers liés aux appels de marge initial sur le marché à terme, afin de tenir compte de la hausse des volumes à approvisionner sur les marchés à compter du 1er janvier 2026. Ces frais s'élèvent respectivement à 0,16 €/MWh pour le spread bid-ask et 0,04 €/MWh pour les frais de portage financiers liés aux appels de marge initial. La méthode détaillée de prise en compte de ces briques est donnée en annexe A.
1.3.1.5. Autres frais
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 0,31 €/MWh au lieu de 0,33 €/MWh précédemment.
1.3.1.6. Espérance des risques quantifiés
Conformément à la méthode de calcul des TRVE définie dans la délibération n° 2023-203 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.
Pour 2026, la CRE évalue l'espérance des risques quantifiés à 0,28 €/MWh HT contre 0,51 €/MWh en 2025.
Le coût de l'approvisionnement en énergie et en garanties de capacité du tarif bleu baisse de 8,45 €/MWh par rapport à celui pris en compte dans la précédente proposition tarifaire de la CRE en date du 19 juin 2025.
1.3.2. 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 août 2025 prévus dans la délibération n° 2025-78 du 13 mars 2025 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité (TURPE 7 HTA-BT).
Les coûts d'acheminement n'évoluent pas au 1er février 2026.
1.3.3. Coûts de commercialisation
Conformément à la jurisprudence du Conseil d'Etat précisée en annexe A, la CRE maintient dans la présente proposition tarifaire une référence de coûts de commercialisation hors coûts d'acquisition des CEE correspondant aux coûts d'EDF.
1.3.3.1. Evolution des coûts de commercialisation incluant les coûts d'acquisition des CEE d'EDF au périmètre TRVE
Le graphique ci-dessous représente l'évolution des coûts de commercialisation en millions d'euros sur le périmètre des TRVE d'EDF en France selon les données les plus récentes transmises par EDF. Les valeurs définitives des coûts réalisés pour l'année 2025 et des prévisions pour l'année 2026 pourront faire l'objet d'une mise à jour lors du prochain mouvement tarifaire.
Figure 2 - Evolution des coûts de commercialisation et d'acquisition de CEE déclarés par EDF au périmètre des TRVE entre 2022 et 2026
Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page
1.3.3.2. Evolution des coûts de commercialisation hors CEE des TRVE
Comparaison entre les coûts de commercialisation prévisionnels et réalisés provisoires pour l'exercice 2025
Les coûts de commercialisation d'EDF pour l'année 2025 se sont révélés légèrement plus élevés que ceux anticipés au 1er février 2025, notamment en raison d'une hausse du poste des Autres Produits et Charges Opérationnelles (APCO). Cette hausse est principalement liée à une hausse des charges d'irrécouvrables, en lien avec des impayés plus élevés qu'anticipés.
Le poste des achats et services externes est quant à lui en baisse en raison d'un moindre recours à des prestataires externes, lié à une baisse des sollicitations clients à partir du 2e semestre 2025.
Coûts de commercialisation prévisionnels pour 2026
Les coûts de commercialisation hors CEE des TRVE anticipés par EDF pour 2026 sont légèrement en baisse pour l'année 2026 en raison d'une baisse attendue des charges d'irrécouvrables en lien avec la baisse des impayés.
1.3.3.3. Coût des CEE
Le dispositif des CEE repose sur une obligation périodique de 3-5 ans de réalisation d'économies d'énergie en CEE, imposée par les pouvoirs publics aux fournisseurs d'énergie. Conformément au principe d'empilement tarifaire, la construction des TRVE comprend les composantes de coûts de commercialisation incluant les coûts d'acquisition des CEE.
Bilan du coût des CEE dans les TRVE sur la 5e période
Les coûts liés à l'obligation en CEE sont intégrés aux coûts de commercialisation des TRVE. Leur niveau est calculé à partir du coût d'approvisionnement d'EDF en CEE. Au 1er août 2025, la brique CEE des TRVE représentait 4 % des TRVE Bleus HT (soit 6,2 €/MWh). Son niveau a augmenté de 12 % au 1er février 2025 et d'environ 40 % entre le début et la fin de la 5e période.
Après avoir consulté à plusieurs reprises les acteurs, et en l'absence de référence de marché jugée fiable par la majorité des fournisseurs, la CRE a conservé la référence aux coûts d'EDF durant toute la 5e période CEE. La CRE observe que, sur la 5e période CEE, les coûts moyens de la brique CEE basée sur la référence aux coûts d'EDF étaient bien cohérents avec les indices de marché C2E Market à terme lissés sur deux ans ainsi qu'avec les indices Emmy Global.
Figure 3 - Coût des CEE en € pour un MWh d'électricité sur la 5e période CEE
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Début de la 6e période d'obligation
Le décret n° 2025-1048 du 30 octobre 2025 relatif à la sixième période du dispositif des CEE fixe les obligations annuelles d'économies d'énergie que doivent réaliser les fournisseurs pendant cette période. Il prévoit une hausse de l'obligation globale, avec un total de 1050 TWhc/an, dont une part dédiée à la précarité énergétique de 280 TWhc/an. La hausse de l'obligation en CEE sur l'électricité se traduit par une hausse de la brique dédiée dans les TRVE. La 6e période CEE s'étend du 1er janvier 2026 au 31 décembre 2030. Les fournisseurs disposent d'une période de cinq ans pour couvrir leur obligation en matière de CEE. Comme au terme de la 5e période tarifaire, la CRE vérifiera que la brique de coût des CEE incluse dans les TRVE permet bien de couvrir financièrement l'ensemble de l'obligation en CEE classiques et précarité d'un fournisseur efficace, en cours de période et en fin de période.
Il ressort des analyses menées par la CRE sur les évolutions des coûts d'approvisionnement en CEE classiques et précarités d'EDF pour l'année 2026 que les coûts d'approvisionnement en CEE précarités d'EDF se situent actuellement en dessous des références de marché disponibles. Cet écart s'explique possiblement par une illiquidité conjoncturelle sur le marché secondaire pour les CEE précarités du fait d'un nombre insuffisant de CEE précarités pour couvrir l'obligation des fournisseurs à la maille France.
Compte tenu des écarts constatés, la CRE a échangé avec plusieurs fournisseurs sur la façon de prendre en compte cette illiquidité conjoncturelle sur le marché secondaire des CEE précarités. Aucun consensus ne s'étant dégagé chez les fournisseurs quant à une référence de marché pouvant servir de base au calcul de la brique CEE des TRVE, la CRE conserve la référence aux coûts d'EDF en cohérence avec la méthodologie de calcul des TRVE fixée dans la délibération du 9 octobre 2025.
Néanmoins, elle corrige cette référence d'une prime d'illiquidité, afin de tenir compte du fait que le chiffre présenté par EDF semble bas compte-tenu de la conjoncture du marché des CEE précarités. La CRE estime le niveau de cette prime à 20 % en se basant sur les données communiquées par les fournisseurs ainsi que sur la littérature concernant les primes d'illiquidité habituellement appliquées sur les marchés financiers.
Concernant les CEE classiques, la CRE observe que le coût d'approvisionnement d'EDF est proche du niveau des références de marché disponibles et des coûts communiqués par certains fournisseurs.
La méthode de prise en compte du coût des CEE sera réétudiée par la CRE au cours de l'année 2026.
La composante résultante retenue pour la proposition des TRVE 2026 pour les CEE s'élève alors à 9,80 €/MWh d'électricité consommé (6) pour les consommateurs résidentiels et 7,05 €/MWh pour les consommateurs non résidentiels. La brique CEE est en hausse de 53,5 %, soit + 3,31 €/MWh sur les TRVE HT. Cette hausse est essentiellement liée à l'entrée en vigueur de la 6e période CEE qui s'accompagne d'une hausse des niveaux d'obligations.
(6) Les chiffres présentés par la CRE représentent le niveau des coûts des CEE intégrés dans les TRVE et ne sont donc pas comparables à des chiffres exprimés en €/MWh cumac.
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