Le TURPE 7 est publié par la CRE : la CRE a publié ses décisions finales sur le TURPE 7, le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité pour la période 2025-2028. Ce tarif vise à soutenir l’électrification croissante des usages et à préparer les réseaux aux défis futurs du système électrique. Il donne des moyens supplémentaires à Enedis (+40% de dépenses à 2028) et à RTE (triplement des dépenses à 2028). Il inclut une augmentation anticipée de 7,7 % au 1er février 2025 pour couvrir les charges prévisionnelles et apurer le solde du compte de régularisation des charges et produits (CRCP) du TURPE 6. Le TURPE 7, qui reprend la structure du TURPE 6, renforce également les incitations à la performance, notamment sur la maîtrise des coûts opérationnels et la qualité de service des gestionnaires de réseau, avec des objectifs élevés de réduction des délais de raccordement.
À retenir : le TURPE représente entre 20 et 30 % de la facture d’électricité finale. La méthodologie de révision des tarifs est désormais établie pour les quatre prochaines années, et la première augmentation, la plus significative, a déjà été appliquée au 1er février 2025. Toutefois, une correction comptable moyenne de -1,92 % interviendra le 1er août 2025. Les ajustements tarifaires suivants sont prévus pour les 1er août 2026, 2027 et 2028, avec des révisions anticipées proches de l’inflation, sauf imprévus. Enfin, l’affectation des heures creuses durant la journée a été définie afin de tenir compte de l’abondance de la production photovoltaïque. À partir d’août 2025, les heures creuses l’après-midi en été seront progressivement étendues pour encourager le décalage de la consommation
En bref :
- Le terme tarifaire de compensation de stockage augmente : exprimé en €/MWh/j/an, il est ensuite répercuté dans l’ATRT. Au 1er avril 2025, le terme passe à 331,44€/MWh/j/an ; il était à 139,07€/MWh/J/an en 2024. L’augmentation est due aux prévisions de recette en baisse des opérateurs de stockage suite à leur commercialisation des capacités. Elle est répercutée sur les consommateurs en fonction de leur profil de consommation.
- Observatoire de marchés de détails : dans son observatoire de 2024, la CRE note que les fournisseurs alternatifs ont gagné des parts de marchés en gaz ou en électricité alors que le nombre de client au TRV électricité a baissé en dépit de son extension récente au segment C4 pour les TPE. La part des fournisseurs alternatifs est de 37,8% en électricité et de 45,6% en gaz. On retiendra que les consommateurs, avec la fin de la crise, recherchent de nouveau le meilleur contrat de fourniture.
- EPR2 : le gouvernement a récemment précisé que les premières centrales nucléaires de type EPR2 ne devraient finalement voir le jour qu’en 2038. Un prix plafond de 100 €/MWh a également été évoqué. Entre-temps, de plus en plus d’acteurs, tant politiques qu’industriels (Saint-Gobain étant le dernier en date), s’opposent à la stratégie de vente d’EDF concernant son électricité nucléaire. Au final, le PDG d’EDF a été démis de ses fonctions en raison des tensions irréconciliables entre rentabilité de court et moyen term, mur d’investissements et prix de l’électricité pour garantir la compétitivité des clients de l’entreprise.
A retenir : ce changement de direction pourrait entraîner une évolution de la stratégie commerciale de l’électricien, ainsi que celle du successeur de l’ARENH. Ces ajustements, quoi qu’il en soit, interviennent bien tard, alors que l’échéance 2026 se rapproche rapidement. Nous continuons donc de recommander de définir dès maintenant son budget, à condition que les offres de fourniture proposées soient satisfaisantes.
Les marchés :
- Marché de gros de l’électricité : le marché à terme est en légère hausse dans la foulée du gaz. Il reste néanmoins 5 à 10% en dessous de la moyenne des prix à terme depuis le début de l’année ou même des 9 derniers mois. Il est trop tôt pour savoir si le changement de direction à la tête d’EDF aura un impact. Pendant ce temps, en Chine, l’état vient de mettre fin aux tarifs fixes de rachat de l’électricité renouvelable. Les acteurs devront trouver preneur au marché : une orientation inverse de celle demandée par les producteurs d’EnR en France qui cherchent au contraire à préserver les tarifs d’achat.
- Marché de gros du gaz : l’UE, par la voix de Dan Jørgensen, commissaire en charge de l’énergie, vient de confirmer qu’elle ne se jetterait pas dans les bras de la Russie pour acheter son gaz si la paix devait avoir lieu prochainement. Entretemps, le gouvernement américain a autorisé un projet de terminal gazier en Louisiane, le cinquième du type depuis le retour du président Donald Trump, qui veut profiter au maximum des exportations de GNL. Le GNL : une alternative au gaz Russe alors que la production mondiale bas des records. La géopolitique continue néanmoins de générer de la spéculation. Le niveau des stocks se maintient en Europe.
Suivi des prix de marché de gros de l’électricité :
Baseload (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 14/03/2025 | 21/03/2025 | ||
| 2026 | 62,87 | 64,40 | ↑ |
| 2027 | 59,45 | 60,22 | ↑ |
| 2028 | 63,04 | 62,95 | ↓ |
Suivi des prix de marché de gros du gaz :
Marché TRF (Trading Region France) (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 14/03/2025 | 21/03/2025 | ||
| 2026 | 33,21 | 35,18 | ↑ |
| 2027 | 28,01 | 28,85 | ↑ |
| 2028 | 25,50 | 25,88 | ↑ |