Dans un contexte de volatilité des prix de l’énergie et de sécurisation de l’approvisionnement, les pouvoirs publics adaptent les mécanismes de régulation économique du secteur. En parallèle, l’Union européenne encourage le recours à des instruments contractuels permettant de soutenir le développement des énergies renouvelables et d’assurer une stabilité pour les acteurs du marché. C’est dans cette logique que se développement les contrats d’achat direct d’énergie renouvelable (ci-après « CADER »), ou aussi appelés « Power Purchase Agreements ».
Remarque : Les tarifs réglementés et les contrats directs sont deux instruments distincts de sécurisation de l’approvisionnement et du financement des EnR.
Deux axes peuvent être envisagés :
1) Le risque de volatilité des marchés de l’énergie justifie une intervention des pouvoirs publics sur les tarifs de vente d’électricité
2) La recherche de stabilité contractuelle à travers le choix de contrats directs entre producteurs et consommateurs finaux
I. Les propositions de la CRE relatives aux tarifs réglementés de vente d’électricité
En vertu de l’article L. 337-4 du Code de l’énergie, la Commission de régulation de l’énergie (ci-après « CRE ») a pour rôle de préparer et suggérer des propositions auprès des ministres de l’énergie et de l’économie relatives aux tarifs réglementés de vente d’électricité (ci-après « TRVE »). Cette intervention publique de fixation de TRVE est une dérogation au principe de libre détermination du prix de fourniture de l’électricité au consommateur prévue à l’article 5 de la directive n°2019/944 du 5 juin 2019. Elle doit ainsi respecter les conditions qui lui sont imputées et répondre à un objectif d’intérêt économique général (CE, ass., 18 mai 2018, n°413688 et 414656, Sté Engie et Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE) ), à un objectif de stabilité des prix, ou à un objectif de contribution à la sécurité d’approvisionnement.
Depuis l’extinction du dispositif d’accès régulé au nucléaire historique (ci-après « ARENH ») le 31 décembre 2025, les fournisseurs d’électricité s’approvisionnent sur les marchés ou via leurs propres moyens de production. La loi de finances pour 2025 a instauré un dispositif de protection des consommateurs en cas de hausse des prix de gros : le versement nucléaire universel (ci-après « VNU »). Toutefois, ce dispositif n’est pas intégré dans les parts hors taxes des TRVE. Le champ d’éligibilité aux TRVE est restreint.
Les propositions de la CRE émises en début 2026 illustre une réelle volonté d’inciter à l’adaptation des consommations à un signal tarifaire :
1. Tarifs réglementés de vente au 1er février 2026 :
Le tarif réglementé de vente d’électricité (TRVE) est en moyenne déterminé selon la méthode de « l’empilement des coûts » conformément à l’article L. 337-6 du Code de l’énergie. Cet empilement intègre des coûts d’approvisionnement en énergie et garanties de capacité sur le marché (ou coûts de fourniture), des coûts d’acheminement, le coût de commercialisation et le coût de la rémunération normale de l’activité de fourniture.
Cette méthodologie est répartie en trois axes :
(i) Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE)
(ii) L’approvisionnement en électricité
(iii) Les taxes (accise, CTA et TVA)
La CRE suggère de maintenir les TRVE stables au 1er février 2026 : ce qui signifie de les maintenir à – 0,83% TTC. La CRE a transmis cette proposition au Conseil supérieur de l’énergie afin qu’il émette un avis à ce sujet.
Cette stabilité résulte des approvisionnements suivants qui se sont compensés :
– La baisse du coût de l’approvisionnement en énergie par rapport au niveau de 2025 (délibération n°2023-355 en date du 13 décembre 2023 rendue par la CRE) ;
– La baisse du coût de l’approvisionnement en garanties de capacité ;
– L’augmentation des coûts de commercialisation d’EDF ;
– La hausse de la composante des rattrapages incluses dans les TRVE.
La part d’acheminement d’électricité est également stable.
La fiscalité applicable à la date du 1er février 2026 évolue au regard de l’augmentation du pourcentage de la CTA et de l’augmentation mécanique annuelle de l’accise.
Ces trois éléments résultent en une diminution des tarifs réglementés de vente : une diminution nette de la facture d’environ 9 € TTC par an.
2. Tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) :
Sur le territoire de la France métropolitaine, les TRVE sont proposés aux consommateurs listés à l’article L. 337-7 du Code de l’énergie. En zones non interconnectées au réseau métropolitain continental (ci-après « ZNI »), les TRVE sont proposés à tout client final en vertu de l’article L. 337-8 du Code de l’énergie.
En France métropolitaine, 19 ,75 millions de clients résidentiels avaient souscrit à un contrat de TRVE en septembre 2025.
La CRE propose :
– La suppression de l’option base de TRVE pour les puissances souscrites entre 18 et 36 kVa pour les consommateurs résidentiels au 1e février 2026 ;
– La mise en extinction de l’option base des TRVE en ZNI pour les puissances inscrites entre 9 et 15 kVa à compter du 1er février 2026.
3. A suivre dans ce domaine :
La CRE souhaite développer deux autres axes dans ce domaine :
– Une nouvelle option pour les TRVE pour les consommateurs résidentiels de puissance souscrite entre 3 et 6 kVa sur tout territoire français ;
– Une nouvelle option pour les consommateurs disposant d’une puissance souscrite entre 9 et 36 kVa en ZNI.
II. L’instrument contractuel de sécurisation d’approvisionnement en EnR : les contrats d’achat direct d’énergie renouvelable (CADER)
Les contrats d’achat direct d’énergie renouvelable sont cités au sein des directives RED II et RED III sous l’intitulé « accord d’achat d’électricité renouvelable ».
La notion de contrats d’achat direct d’énergie renouvelable est introduite par l’article 86 de la loi n°2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables (loi APER) et définie à l’article L. 333-1, I, 2° du Code de l’énergie :
« Pour l’application du 2° du I de l’article L. 333-1, on entend par « contrat de vente directe d’électricité » tout contrat ayant pour objet la vente d’électricité, d’un producteur raccordé au réseau métropolitain continental à un consommateur final à des fins de consommation finale ou à un gestionnaire de réseaux pour ses pertes, sans cession ultérieure ».
Au regard de ces textes et de la pratique des PPA, le contrat de vente directe d’électricité est défini comme un contrat portant sur la vente d’électricité, qui doit avoir été librement négocié entre les parties – le producteur et le consommateur final – pour une période donnée. Le prix est également négocié par les parties au jour du contrat. Aucune cession ultérieure ne pourra être faite, à défaut, le contrat est requalifié de contrat de fourniture d’électricité et les parties devront respecter ce régime plus strict. Il est exigé que les parties identifient l’installation de production d’électricité pour le réseau ou le gestionnaire de réseaux pour ses pertes.
Remarque : Les dispositions précédemment évoquées ne peuvent pas s’appliquer aux ZNI.
Depuis 2021, maintenir une stabilité des prix est un objectif fragile pour différentes raisons :
– La volatilité des marchés de l’électricité ;
– Les impacts durables de la crise énergétique ;
– La perte des tarifs réglementés pour certains consommateurs (hors particuliers) ;
– La fin du bouclier tarifaire ;
– La fin de l’ARENH ;
Les consommateurs finaux font face à ces diverses obstacles. Ils doivent modifier leur mode d’achat de l’électricité, appréhender et anticiper les risques énergétiques sur le long terme.
C’est dans ce contexte que les CADER sont devenus une solution en ce qu’ils permettent de déconnecter le prix de l’électricité des prix du marché. Cet instrument contractuel permet au consommateur final d’assurer un approvisionnement en électricité protégé de la forte volatilité des prix du marché de l’électricité.