Notre prédiction du TRVE au 1er février 2026
Selon notre modèle prédictif (dont les détails sont expliqués plus bas dans cette page), aujourd'hui le 13/11/2025, le prix du kWh moyen du Tarif Bleu d'EDF en 2026 sera de 18,36€ (en cts €).
Prix moyen ?Le prix moyen du kWh correspond à la moyenne des prix du kWh estimés pour chaque profil de consommation (base, heures pleines/heures creuses et Tempo) pondérée sur le poids de la consommation de chacun.
Le graphique ci-dessous positionne le niveau que nous estimons du TRVE 2026 par rapport à ses niveaux historiques :
Le graphique ci-dessous illustre l'historique de nos prédictions concernant le niveau de la part variable (prix kWh) du Tarif Bleu résidentiel moyen TTC en 2026 basée sur les données et informations disponibles à ce jour. Il est mis à jour quotidiennement avec notre dernière estimation affinée par les nouvelles données des prix de l'énergie de 2025 qui sont connus au jour le jour.
Exemple : le 2 septembre 2025, nos estimations intègrent les cotations du 1er janvier 2024 au 1er septembre 2025* pour estimer le futur prix du kwh au TRVE en 2026. Le graphique illustre l'évolution de notre estimation depuis janvier 2025 jusqu'à aujourd'hui.
*Chaque jour, nous remplaçons les cotations futures par les dernières cotations disponibles. Par exemple, en date du 2 septembre 2025, les cotations des produits calendaires BASE et PEAK du 2 septembre 2025 au 31 décembre 2025 sont remplacées par celles du 1er septembre 2025.
Mise à jour du modèleNotre modèle tient compte des évolutions annoncées par la CRE comme par exemple la suppression de l’ARENH prévue dès 2026 ou bien les modifications des méthodes de calcul annoncées dans diverses délibérations.
Les nouveaux prix de l’électricité des différentes options du TRVE au 1ᵉʳ février 2026
L'option base
D’après nos estimations, le prix du kWh au TRVE en option base pour une puissance de compteur de 6kVA évoluera de -2,41% en 2026 par rapport à son niveau de 2025 passant de 19,52 € à 19,05€ (en cts €). Quant au prix de l’abonnement, c’est-à-dire la partie fixe d’un contrat d’énergie, il passera de 15,47 € par mois à 15,55€ subissant donc une hausse de 0,39%.
| Grille tarifaire estimée du TRVE 2026 TTC en option base au 13/11/2025 |
|---|
| Puissance de compteur | Abonnement mensuel | Prix du kWh (en cts €) |
| 3kVA | 11,81€ | 19,05€ |
| 6kVA | 15,55€ |
| 9kVA | 19,53€ |
| 12kVA | 23,52€ |
| 15kVA | 27,26€ |
| 18kVA | 30,98€ |
| 24kVA | 39,13€ |
| 30kVA | 46,85€ |
| 36kVA | 54,80€ |
L’estimation repose sur notre modèle prédictif qui réplique la méthodologie 2025 de construction des tarifs réglementés de vente de l’électricité publiée par la CRE et intègre l’ensemble des données disponibles à ce jour sur le prix d’approvisionnement en énergie en 2026 ainsi que l’évolution de composants externes affectant le TRVE annoncée à ce jour par la CRE. Plus spécifiquement sur l'approvisionnement en énergie, les prix de 2025 font partie du modèle et, étant donné qu'ils sont connus au jour le jour, notre modèle est actualisé quotidiennement pour les intégrer.
Quel impact sur vos factures ?Pour les ménages ayant souscrit l'option base du TRVE et ayant une puissance de compteur de 6 kVA, ils verront leur facture annuelle baisser pour passer de 617,97€ actuellement à 608,29€ d'après nos estimations.
Afin de mieux mettre en parallèle ces estimations, voici ci-dessous la grille tarifaire en vigueur pour l'option base :
| Grille tarifaire en vigueur de l'option base du Tarif Bleu d'EDF |
|---|
| Puissance de compteur | Abonnement mensuel | Prix du kWh (en cts €) |
| 3kVA | 11,73 € | 19,52 € |
| 6kVA | 15,47 € |
| 9kVA | 19,39 € |
| 12kVA | 23,32 € |
| 15kVA | 27,06 € |
| 18kVA | 30,76 € |
| 24kVA | 38,79 € |
| 30kVA | 46,44 € |
| 36kVA | 54,29 € |
L'option heures pleines/heures creuses
Novembre 2025 : changement des heures creusesDepuis le 1er novembre 2025, les plages des heures creuses ont été modifiées pour les répartir sur 2 périodes : 5 heures la nuit (entre 23h et 7h) et 3 heures en journée (souvent entre 11h et 17h, en fonction des zones).
Selon nos projections, le prix de l’abonnement de l’option heures pleines/heures creuses pour une puissance de 6kVA évoluera de 15,74 € par mois à 15,89€, soit une variation de 0,38%. Concernant le prix du kWh il évoluera de -2,29% pour le prix en heures creuses passant de 16,35 € à 15,98€ et de -2,47% pour le prix en heures pleines soit un passage de 20,81 € à 20,30€ (en cts €).
| Grille tarifaire estimée du TRVE 2026 TTC en option HPHC au 13/11/2025 |
|---|
| Puissance de compteur | Abonnement mensuel | Prix du kWh en heures pleines (en cts €) | Prix du kWh en heures creuses (en cts €) |
| 6kVA | 15,89€ | 20,30€ | 15,98€ |
| 9kVA | 20,05€ |
| 12kVA | 24,04€ |
| 15kVA | 27,79€ |
| 18kVA | 31,66€ |
| 24kVA | 39,96€ |
| 30kVA | 47,54€ |
| 36kVA | 55,18€ |
L’estimation repose sur notre modèle prédictif qui réplique la méthodologie 2025 de construction des tarifs réglementés de vente de l’électricité publiée par la CRE et intègre l’ensemble des données disponibles à ce jour sur le prix d’approvisionnement en énergie en 2026 ainsi que l’évolution de composants externes affectant le TRVE annoncée à ce jour par la CRE. Plus spécifiquement sur l'approvisionnement en énergie, les prix de 2025 font partie du modèle et, étant donné qu'ils sont connus au jour le jour, notre modèle est actualisé quotidiennement pour les intégrer.
Quel impact sur vos factures ?Pour les ménages ayant souscrit l'option heures pleines/heures creuses du TRVE et ayant une puissance de compteur de 6 kVA, ils verront leur facture annuelle baisser pour passer de 906,13 € actuellement à 889,66€ d'après nos estimations.
Pour comparaison, voici ci-dessous la grille tarifaire actuelle de l'option heures pleines/heures creuses :
| Grille tarifaire en vigueur de l'option heures pleines/heures creuses du Tarif Bleu d'EDF |
|---|
| Puissance de compteur | Abonnement mensuel | Prix du kWh en heures pleines (en cts €) | Prix du kWh en heures creuses (en cts €) |
| 6kVA | 15,74 € | 20,81 € | 16,35 € |
| 9kVA | 19,81 € |
| 12kVA | 23,76 € |
| 15kVA | 27,49 € |
| 18kVA | 31,34 € |
| 24kVA | 39,47 € |
| 30kVA | 47,02 € |
| 36kVA | 54,61 € |
L'option Tempo
Ci-dessous la grille tarifaire de l’option Tempo pour les différentes puissances de compteur :
| Grille tarifaire estimée du TRVE 2026 TTC en option Tempo au 13/11/2025 |
|---|
| Puissance de compteur | Abonnement mensuel | Prix du kWh (en cts €) |
| Jours bleus heures creuses | Jours bleus heures pleines | Jours blancs heures creuses | Jours blancs heures pleines | Jours rouges heures creuses | Jours rouges heures pleines |
| 6kVA | 15,60€ | 12,06€ | 14,60€ | 13,60€ | 16,90€ | 14,28€ | 62,87€ |
| 9kVA | 19,67€ |
| 12kVA | 23,59€ |
| 15kVA | 27,20€ |
| 18kVA | 30,99€ |
| 30kVA | 46,69€ |
| 36kVA | 54,96€ |
L’estimation repose sur notre modèle prédictif qui réplique la méthodologie 2025 de construction des tarifs réglementés de vente de l’électricité publiée par la CRE et intègre l’ensemble des données disponibles à ce jour sur le prix d’approvisionnement en énergie en 2026 ainsi que l’évolution de composants externes affectant le TRVE annoncée à ce jour par la CRE. Plus spécifiquement sur l'approvisionnement en énergie, les prix de 2025 font partie du modèle et, étant donné qu'ils sont connus au jour le jour, notre modèle est actualisé quotidiennement pour les intégrer.
À titre de comparaison, voici ci-dessous la grille tarifaire en vigueur de l'option Tempo :
| Grille tarifaire en vigueur de l'option Tempo du Tarif Bleu d'EDF |
|---|
| Puissance de compteur | Abonnement mensuel | Prix du kWh (en cts €) |
| Jours bleus heures creuses | Jours bleus heures pleines | Jours blancs heures creuses | Jours blancs heures pleines | Jours rouges heures creuses | Jours rouges heures pleines |
| 6kVA | 15,50 € | 12,32 € | 14,94 € | 13,91 € | 17,30 € | 14,60 € | 64,68 € |
| 9kVA | 19,49 € |
| 12kVA | 23,38 € |
| 15kVA | 27,01 € |
| 18kVA | 30,79 € |
| 30kVA | 46,31 € |
| 36kVA | 54,43 € |
La méthodologie de calcul du TRVE
Les composants du TRVE
Les TRVE sont établis par une méthode de tarification par empilement (page 4 de l’annexe A sur la méthode de calcul des TRVE) en additionnant les coûts des composants suivants :
- le prix de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH)*
- l’approvisionnement en énergie au marché
- les garanties de capacité
- les coûts commerciaux
- la rémunération normale
- l’acheminement de l’électricité (TURPE)
*Suppression de l'ARENH en 2026Dans un communiqué de presse datant du 30 avril 2025, la CRE a annoncé que le mécanisme d'ARENH sera supprimé au 31 décembre 2025. Par conséquent, les fournisseurs d'énergie devront désormais s'approvisionner en totalité sur les marchés.
Notre modèle prédictif tient compte de ce changement pour les TRVE 2026 et nous a permis d'analyser plus en détails les conséquences que cela va engendrer. Rendez-vous sur notre page dédiée à la suppression de l'ARENH pour en savoir plus !
La méthodologie d’empilement est appliquée à chacune des composantes de la structure : aussi bien à la partie fixe (prix de l’abonnement) qu’à la partie variable (prix du kWh). Le calcul varie également en fonction de l’option souscrite (base, heures pleines/heures creuses, Tempo, EJP) ainsi que de la puissance du compteur.
Le schéma ci-dessous illustre le principe de la construction par empilement des différentes composantes de la grille tarifaire de l'option base du TRVE pour la part fixe comme pour la part variable :
L’approvisionnement en énergie
Compte tenu de la suppression de l'ARENH en 2026, l'approvisionnement en énergie des fournisseurs se fera en totalité via le marché. Pour rappel, ce mécanisme permettait aux fournisseurs alternatifs d'acheter des droits ARENH c'est-à-dire des volumes d'électricité produite par les centrales nucléaires d'EDF à un prix fixe de 42€/MWh.
Pour calculer le composant relatif à l’approvisionnement en énergie, nous commençons par calculer une courbe de charge prévisionnelle à température normale de chaque profil, c'est-à-dire la consommation par heure sur l'année 2026.
Zoom sur les profils de consommationOn distingue les TRVE résidentiels selon différents profils :
- RES1 : pour l'option tarifaire base avec une puissance de compteur de 3 à 6 kVA ;
- RES11 : pour l'option tarifaire base avec une puissance de compteur de 9 à 36 kVA ;
- RES2 : pour l'option tarifaire heures pleines/heures creuses ;
- RES3 : pour l'option tarifaire Tempo.
La courbe de charge
La courbe de charge est donc une estimation de la consommation par heure sur l'année 2026 pour chaque profil et se base sur les données de consommations historiques que l'on ramène à température normale. La méthodologie précise est détaillée dans la consultation publique n°2020-016 du 7 octobre 2020.
Données utilisées dans la méthode de calcul- Les coefficients dynamiques sur les 3 années précédentes (Y-3 à Y-1), publiés par Enedis. Ces coefficients représentent la répartition typique de la consommation ou production électrique d’un sous-profil, pour chaque demie-heure de la journée.
- Les températures normales et réalisées sur la même période également publiées par Enedis.
- Les jours fériés et vacances de Noël données par les sources gouvernementales.
Une fois les données collectées, la méthode de calcul de la courbe de charge est la suivante :
- Calcul des gradients de température selon la méthode détaillée par Rte : le gradient de température est une valeur en MW/°C qui mesure l’impact d’un écart de température sur la consommation.
✅ Résultat : nous obtenons pour chaque profil, 48 coefficients (un par demie-heure), en MW/°C. Ils permettent d'obtenir la courbe de charge historique à temperature normale avec la formule suivante :
- Calcul des coefficients hebdomadaires : la courbe de charge historique à temperature normale est ensuite retraitée afin de produire des coefficients pour chaque semaine, jour et heure de l'année. Ce sont ces coefficients, transposés sur le calendrier de l'année de livraison, qui permettent d'estimer l'évolution de la consommation pour chaque profil.
✅ Résultat : pour chaque profil, nous obtenons des coefficients pour chaque semaine, jour, demie-heure, qui définissent les comportements de consommations prévisionnels à température normale.
- Calcul de la courbe de charge prévisionnelle à température normale : elle est obtenue en appliquant les coefficients de consommation au calendrier de livraison. Il faut aussi retraiter les ponts et jours fériés qui seront considérés respectivement comme des samedi et dimanche.
✅ Résultat : nous obtenons la courbe de charge de chaque profil.
Le graphique ci-dessous représente la courbe de charge du profil RES11 sur 1 semaine.
Une fois la courbe de charge obtenue, l'étape suivante consiste à identifier les heures creuses et les heures pleines : dans la méthodologie, les heures creuses sont de 00h00 à 07h59 et de 20h00 à 23h59 les jours ouvrés et toutes les heures des jours non-ouvrés (week-ends et jours fériés). Le graphique ci-dessous illustre ces différentes plages horaires sur une semaine :
Comme indiqué dans la légende, la ligne en pointillés violets correspond à la consommation moyenne du profil sur les heures creuses de la semaine en question. La méthodologie indique que la puissance moyenne sur les heures creuses doit être couverte par le produit Calendaire BASE. Le ruban violet présenté ci-dessous correspond donc au volume d'électricité à provisionner via l'achat de produits BASE sur les marchés :
Le coût de ce ruban est calculé à partir de la formule suivante :
Reprenons le graphique illustrant les heures pleines et heures creuses d'une semaine donnée : nous calculons à présent la consommation moyenne du profil sur les heures pleines ce qui correspond à la ligne en pointillés orange sur le graphique ci-dessous.
Concernant la consommation moyenne sur les heures pleines, c'est avec le produit Calendaire PEAK qu'elle doit être couverte. Les rectangles oranges au-dessus de la ligne correspondent au volume à provisionner sur les heures pleines selon la formule suivante :
À ce stade, nous avons donc provisionné les volumes d'énergie nécessaires via les produits BASE et PEAK comme le montre le graphique ci-dessous :
Afin de terminer l'approvisionnement en énergie, il reste désormais à provisionner les zones restantes de la courbe de charge, mises en évidence dans les zones grisées ci-dessous :
Les zones grises correspondent aux résidus : le résidu de chaque heure correspond à la quantité d'électricité à acheter (zones grise claires au-dessus de la ligne) ou vendre (zones grises foncées en-dessous de la ligne) pour couvrir la courbe de charge à une heure précise en tenant compte de ce qui est déjà couvert par les rubans violet et orange provisionnés précédemment.
Le coût du provisionnement des résidus est ensuite déterminé comme suit :
Price Forward Curve ?Conformément à la délibération n°2023-03 du 12 janvier 2023, la valorisation de la forme de la courbe de charge est effectuée sur les 12 mois précédant l’année de livraison, au moyen d’achats et de reventes valorisés chaque jour selon une référence de prix appelée « Hourly Price Forward Curve » ou PFC. Le modèle de calcul de la PFC est détaillé et accessible ici.
L’obligation de capacité
L'obligation de capacité représente la contribution de chaque consommateur au financement des garanties de capacité nécessaires pour assurer la sécurité de l'approvisionnement en électricité, particulièrement lors des périodes de pointe lors des températures extrêmes. Elle est calculée individuellement pour chaque sous-profil de consommation, en fonction de sa consommation moyenne à température extrême pendant les heures les plus chargées de l'année dénommées comme les heures "PP1".
Jours et heures PP1- Les jours éligibles PP1 sont les jours ouvrés de janvier à mars et de novembre à décembre, à l'exclusion des vacances de Noël.
- Les heures PP1 sont les heures comprises entre 07h et 15h, ainsi qu'entre 18h et 20h.
Le calcul de l'obligation de capacité d’électricité repose sur une méthode détaillée dans la consultation publique du 18 février 2016. Commençons par déterminer le volume nécessaire à provisionner :
- La courbe de charge est d'abord ajustée à températures extrêmes à l'aide des températures extrêmes de référence (Rte) et des gradients calculés selon la méthode par delta (page 260).
- Les jours PP1 sont statistiquements distribués (ex-ante) sur les mois de novembre à mars selon des coefficients de pondération mensuels donnés par la CRE dans la délibération du 6 mai 2015.
- Pour obtenir la "puissance de référence", nous calculons la puissance moyenne sur les heures PP1, pondérée par les coefficients mensuels.
- ✅ Résultat : la puissance de référence obtenue est ensuite multipliée par le coefficient de sécurité pour obtenir le volume final à provisionner au marché en garanties de capacité.
Le prix de ce provisionnement est calculé en faisant la moyenne sans pondération de toutes les enchères de 2024 à 2025 concernant les garanties de capacité de l'année 2026. Enfin, le coût relatif à la composante capacité dans l'empilement est obtenu, pour chaque profil, en divisant le coût total du provisionnement en garanties de capacité par la consommation totale d'un profil donné.
Les coûts commerciaux
Les coûts de commercialisation dans le cadre des TRVE correspondent aux dépenses des fournisseurs d’électricité liées à la gestion des clients, à la facturation, au service client et aux activités de vente et de gestion des contrats.
Calculés à partir des coûts comptables d’EDF, validés et ajustés par la CRE (dans la délibération n°2025-155 à la page 8 pour les TRVE de 2025), ils sont intégrés aux TRVE et répartis de manière équitable entre la part fixe (abonnement) et la part variable (prix du kWh).
Pour les TRVE annoncés au premier semestre d'une année (février), le montant des coûts commerciaux est déclaré par EDF et basé sur les prévisions faites par rapport à ce qu'ils estiment être le montant final de ces coûts sur l'année à venir. Pour 2025, ces informations ont été rendues publiques dans la délibération n°2025-10 à la page 15.
Un ajustement est donc appliqué lors de la publication des TRVE du deuxième semestre pour corriger l’écart entre prévisions et coûts réels. Ainsi, le TRVE d’une année donnée inclut à la fois une estimation des coûts commerciaux de l’année et les régularisations de l’année précédente dans la composante rattrapage.
Intégration des coûts commerciaux dans notre modèle prédictifAfin d'estimer le niveau des coûts commerciaux pour le TRVE 2026, nous avons procédé à une régression linéaire à partir des données communiquées depuis août 2019.
La rémunération normale
La rémunération normale dans les TRVE correspond à la marge accordée aux fournisseurs d’électricité pour couvrir leurs coûts et risques liés à l’approvisionnement et à la fourniture d’électricité. Fixée par la CRE, cette rémunération assure l’équilibre entre équité pour les consommateurs et viabilité pour les fournisseurs : elle doit être suffisante pour garantir la viabilité économique des fournisseurs, sans excès de profit.
Elle intègre notamment :
- les coûts d’approvisionnement en électricité ;
- les coûts commerciaux (gestion clients, facturation, service client) ;
- les risques liés aux marchés et à la consommation ;
- ainsi que, de manière indirecte, certains coûts d’acheminement.
En 2025, elle s’élève à 2,5 % du TRVE hors taxes et hors rattrapage selon l'annexe A de la méthode de calcul des TRVE publiée par la CRE à la page 17.
Le TURPE
Le TURPE, ou Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité, couvre les coûts liés à l’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité. Il est organisé en plusieurs composantes reflétant les différents coûts associés à l’utilisation des réseaux :
- une part fixe, ou abonnement, qui dépend de la puissance souscrite par le consommateur ;
- une part variable, qui dépend de l’énergie consommée (en kWh).
Le montant du TURPE est communiqué par la CRE et révisé à chaque second semestre de l'année pour tenir compte des évolutions des coûts des gestionnaires de réseaux, des investissements nécessaires à la modernisation et au développement des infrastructures, ainsi que des objectifs de transition énergétique.
Intégration du TURPE dans notre modèle prédictifLe montant du TURPE à prendre en compte pour les TRVE de février 2026 est celui qui a été communiqué par la CRE pour le second semestre de 2025 dans la délibération n°2025-156. Nous avons donc intégré ce montant à notre modèle.
Fiabilité de notre modèle confirmée par une application de la méthode au TRVE 2025
En utilisant la méthode détaillée ci-dessus pour chacun des composants, nous avons construit le modèle de calcul des TRVE. Afin d’en vérifier la fiabilité nous avons appliqué ce modèle aux TRVE 2025.
Le tableau ci-dessous indique les écarts que nous obtenons par rapport aux publications de la CRE pour chaque composant (sans prendre en compte le rattrapage) et les place au regard de leurs poids respectifs dans les TRVE 2025 hors taxes à l'issue de l'empilement.
| Fiabilité de notre modèle au regard du poids de chaque composant dans les TRVE 2025 hors taxes à l'issue de l'empilement |
|---|
| Composant | Poids dans le calcul des TRVE | Écart de nos résultats vs la CRE |
| Approvisionnement en énergie | 48,54% | Entre -0,54% et 0,47% selon les profils de consommation |
| Garanties de capacité | 1,58% | 1,72% |
| Coûts commerciaux | 8,90% | 2% |
| Rémunération normale | 2,52% | Montant donné par la CRE |
| TURPE | 41,65% | Montant donné par la CRE |
| Estimation TRVE | 0,49% sur le Tarif Bleu résidentiel |
L'écart final que nous obtenons par rapport au Tarif Bleu résidentiel de 2025 n'étant que de 0,49%, cela confirme la fiabilité de notre modèle.
Pourquoi avoir voulu estimer le montant du TRVE 2026 ?
Pour redonner du pouvoir décisionnel aux consommateurs
Notre outil permet d'informer les consommateurs en amont des publications officielles sur les évolutions à prévoir en matière de tarifs réglementés. Cela leur permet d'anticiper leurs factures d'énergie plusieurs mois à l'avance et de se renseigner sur l'intérêt qu'ils auraient à changer d'offres ou bien de fournisseur. Ceci d'autant plus que suite à l'annonce de la fin de l'ARENH en 2026, mécanisme clé dans la construction des TRVE jusqu'ici, les consommateurs ont besoin d'être rassurés sur le niveau qu'atteindront les TRVE de février 2026.
Qu'est-ce que papernest ?
papernest est une plateforme de gestion des abonnements : nous accompagnons les particuliers et les professionnels dans toutes les démarches administratives du quotidien et particulièrement celles liées aux contrats d'énergie.
En tant qu'acteur du secteur de l'énergie, nous nous devons donc d'avoir une bonne compréhension des mécanismes tarifaires et, pour accompagner au mieux nos clients et leur fournir des conseils adaptés, nous souhaitions pouvoir anticiper les évolutions des TRVE qui influencent grandement le secteur.
L'équipe dédiée
Pour ce faire, Jules Chouvin, Data Analyst chez papernest depuis près de 4 ans, s'est spécialisé pendant 6 mois sur la méthode de calcul des TRVE en étudiant les documentations publiées par la CRE pour répliquer le modèle de calcul et construire le modèle prédictif permettant d'en estimer les montants sur les années à venir.
Philippe de la Chevasnerie, CEO et fondateur de papernest, a également participé à l'enrichissement de ce modèle grâce à sa connaissance approfondie du marché de l’énergie acquise au cours de ses 10 années d’expérience et de collaboration avec les acteurs du secteur ainsi qu’à sa connaissance accrue de l’ensemble des procédures liées aux contrats et aux tarifs énergétiques.
Vous avez des questions sur notre modèle et nos prédictions ? Peut-être y avons nous déjà répondu dans notre
page dédiée. Si ce n'est pas le cas, écrivez-nous à trve@papernest.com.
