Après la suppression des tarifs jaune et vert fin 2025, puis leur réintroduction partielle en février 2025 pour certaines catégories d’entreprises, le système tarifaire français se complexifie. Cette reconfiguration s’accompagne de la fin de l’ARENH au 31 décembre 2025, bouleversant l’équilibre économique du marché électrique. Les consommateurs, particuliers comme professionnels, doivent désormais choisir entre tarifs EDF Vert et nouvelles offres de marché.
Des tarifs réglementés EDF Bleu, Jaune et Vert
Le tarif Bleu : option Base, Heures Pleines/Heures Creuses ou Tempo
Le Tarif Bleu d’EDF est destiné aux particuliers en France, avec des prix fixés par les pouvoirs publics.
En février 2026, cette offre propose plusieurs options tarifaires :
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Base
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Heures Pleines/Heures Creuses (HPHC)
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Tempo.
Cette offre s’adresse aux clients résidentiels dont la puissance de compteur est inférieure ou égale à 36 kVA. Les puissances entre 9 et 36 kVA pour l’option Base ne sont plus disponibles à la souscription depuis 2026.
Le Tarif Bleu garantit la sécurité du fournisseur, des tarifs encadrés par l’État et un service client basé en France. Cependant, l’absence de compteur Linky peut entraîner une majoration de l’abonnement, et l’option Tempo, bien qu’économique certains jours, peut devenir très coûteuse lors des jours rouges.
Le tarif Bleu EDF Pro est quant à lui destiné aux petits professionnels, qui peuvent eux aussi choisir entre la formule de Base ou HPCH.
Tarification progressive du tarif Jaune pour les puissances 36 à 250 kVA
Réintroduit en février 2025 après sa suppression fin 2015, le tarif Jaune s’adresse aux entreprises dont la puissance souscrite s’échelonne entre 37 et 250 kVA. Cette catégorie tarifaire concerne principalement les PME, les commerces de moyenne envergure et certaines installations industrielles légères. L’éligibilité est conditionnée au respect de plusieurs critères : moins de 10 salariés et un chiffre d’affaires inférieur à 2 millions d’euros annuels.
La tarif Jaune comprend une composante fixe d’abonnement et des prix du kWh différenciés selon les périodes. Les entreprises éligibles peuvent ainsi bénéficier d’une régulation tarifaire sans perdre la possibilité de migrer vers des offres de marché plus compétitives. Plus la puissance souscrite est élevée, plus la part fixe augmente, mais le prix unitaire de l’énergie, lui, peut être légèrement plus intéressant. Cette logique incite les entreprises à évaluer leur puissance pour éviter les dépassements.
Conditions d’éligibilité et barème du tarif Vert pour les gros consommateurs industriels
Le tarif Vert d’EDF s’adresse aux grands sites industriels, aux plateformes logistiques de grande taille et aux grandes collectivités dont la puissance de compteur est supérieure à 250 kVA. Ces clients sont généralement raccordés en haute tension (entre 1 kV et 50 kV) et disposent de compteurs de type SAPHIR ou ICE. Depuis la réintroduction partielle du tarif Vert au 1er février 2025, seules les structures de moins de 10 salariés et dont le total de bilan ou le chiffre d’affaires n’excède pas 2 millions d’euros peuvent bénéficier de ce retour au tarif réglementé.
Le barème du tarif Vert se décline en plusieurs sous-profils (A5, A8, B, C) en fonction de la plage de puissance contractuelle : de 250 à 3 000 kVA, puis jusqu’à plus de 40 000 kVA pour les très grands sites électro-intensifs. À chaque profil correspondent un abonnement élevé, souvent de plusieurs dizaines de milliers d’euros par an, et un prix du kWh plus compétitif que pour les segments Bleu ou Jaune. Comme pour les autres segments, la facture se compose d’une part fixe (abonnement et puissance) et d’une part variable (énergie consommée), auxquelles s’ajoutent les composantes d’acheminement et de taxes.
Pour ces profils, la moindre variation de quelques dixièmes de centimes sur le prix du kWh provoque par des écarts budgétaires très importants à l’échelle annuelle. C’est pourquoi de nombreux industriels comparent de près les tarifs EDF Vert et les offres de marché dédiées aux grands comptes, en cherchant à optimiser leur coût complet d’approvisionnement et à minimiser le risque prix.
Évolution réglementaire et suppression programmée des tarifs réglementés de vente
Calendrier de suppression du tarif jaune au 31 décembre 2025
Le tarif Jaune avait été supprimé fin 2015 dans le cadre de la libéralisation progressive du marché de l’électricité. La réintroduction de ce segment en février 2025, dans un contexte de crise énergétique et de forte volatilité, a agi comme une mesure ciblée de protection pour certaines petites entreprises exposées. Toutefois, cette réintroduction s’est accompagnée d’un calendrier de sortie clair : la suppression programmée du tarif Jaune au 31 décembre 2025 pour la plupart des profils ne répondant plus aux critères d’éligibilité renforcés. Concrètement, cela signifie que les entreprises de taille intermédiaire, déjà sorties du périmètre réglementé en 2015, restent durablement orientées vers les offres de marché.
Fin du tarif Vert et transition vers les offres de marché en 2026
Le tarif Vert suit une logique similaire. Après sa disparition initiale en 2015, son retour partiel en 2025 a été justifié par la nécessité de sécuriser l’approvisionnement des très gros consommateurs dans une période de turbulences. Mais, là encore, le dispositif reste transitoire : les nouveaux contrats Vert conclus ou renouvelés en 2025 sont pensés comme une passerelle vers le marché libre à horizon 2026.
Maintien du tarif réglementé Bleu pour les particuliers et TPE jusqu’à 36 kVA
Le tarif Bleu, quant à lui, reste pleinement en vigueur pour les particuliers et les petites entreprises jusqu’à 36 kVA. Contrairement au gaz naturel, dont le tarif réglementé pour les particuliers a disparu en 2023, les pouvoirs publics ont choisi de conserver un tarif régulé pour l’électricité afin de garantir une protection minimale et une lisibilité des prix. Dans la même veine, le tarif Bleu EDF Pro permet aux TPE de conserver un repère stable. Ils ont aussi la possibilité de basculer vers des offres de marché si ces dernières s’avèrent plus avantageuses.
Ce maintien s’accompagne cependant d’ajustements réguliers, parfois marqués, comme l’ont montré les hausses successives de 2022-2024 puis la baisse de 15 % en février 2025. Les ménages et TPE au tarif Bleu restent donc exposés à l’évolution du prix de l’électricité décidée par l’État sur avis de la CRE, même si le TRV demeure encadré et transparent.
Loi NOME et libéralisation du marché énergétique français
La loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité), entrée en vigueur au début des années 2010, a acté l’ouverture complète à la concurrence, la fin programmée des anciens tarifs réglementés Jaune et Vert, et la mise en place de l’ARENH, qui obligeait EDF à céder une partie de sa production nucléaire à ses concurrents à 42 €/MWh. L’objectif : créer une concurrence effective sur la fourniture, mais aussi protéger les consommateurs de hausses brutales.
Avec la fin de l’ARENH au 31 décembre 2025, le compromis imaginé par la loi NOME a lui aussi atteint son terme. EDF peut désormais valoriser sa production nucléaire sur le marché ou via des contrats de gré à gré, tandis qu’un nouveau mécanisme de régulation (Versement nucléaire universel) doit protéger les consommateurs en cas de flambée des prix. Pour les entreprises comme pour les particuliers, cela signifie un lien plus direct entre les tarifs finaux et la réalité des marchés de gros : les gains potentiels sont plus importants en cas de prix bas, mais l’exposition au risque l’est aussi si les marchés se tendent à nouveau.
Mécanismes de révision tarifaire et projections budgétaires 2026
Des tarifs déterminés par la Commission de Régulation de l’Énergie
Chaque année ou deux fois par an, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) propose au gouvernement une évolution du TRV sur la base d’une méthodologie dite « d’empilement des coûts ». Sont pris en compte :
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les coûts d’approvisionnement (production ou achat d’électricité sur les marchés),
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les coûts d’acheminement (TURPE),
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les coûts de commercialisation,
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une rémunération normale de l’activité.
Les ministères de l’Économie et de la Transition énergétique arbitrent ensuite ces propositions, qui sont entérinées par arrêté et publiées au Journal officiel. En 2026, la CRE poursuit ce rôle d’arbitre technique, en intégrant dans ses calculs la fin de l’ARENH, la nouvelle régulation nucléaire et les trajectoires d’investissement des réseaux. Les évolutions tarifaires se font généralement au 1er février et au 1er août, à surveiller pour anticiper vos budgets énergie.
Méthodologie TURPE 6 et répercussion sur les coûts d’acheminement
Le TURPE 6 (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité), en vigueur sur la période 2021‑2025, puis prolongé et ajusté, représente la part de la facture destinée à financer les réseaux Enedis (distribution) et RTE (transport). Il couvre l’entretien des lignes, les investissements de modernisation et les coûts d’exploitation. Il est fixé également sous le contrôle de la CRE, indépendamment du fournisseur choisi.
Pour les entreprises au tarif Jaune ou Vert, la composante « acheminement » pèse particulièrement lourd, car les puissances appelées et les contraintes de réseau sont plus importantes. Une hausse de TURPE, même modérée, peut ainsi représenter plusieurs centaines de milliers d’euros de surcoût annuel pour un site industriel. À l’inverse, un résidentiel en 6 kVA verra cette hausse ne coûter que quelques euros par an. C’est un peu comme la différence entre le budget entretien d’une petite voiture de ville et celui d’une flotte de camions : la structure de coût est la même, mais l’ordre de grandeur change complètement.