Observatoire de l'Industrie Électrique (OIE)

Chiffres des marchés de l'électromobilité - Avril 2026

Athénaïs Pasteau — 2026-05-04T13:22:31Z

En avril 2026, la part de marché des voitures électriques se stabilise à 26 % des ventes totales. Avec près de 45 000 nouveaux véhicules immatriculés, les ventes sont en forte hausse de 27 % par rapport à avril 2025. Renault écrase la concurrence ce mois-ci avec près de 18 % de part de marché et a vendu deux fois plus de voitures électriques que Peugeot qui occupe la deuxième place sur le podium. Enfin, plus de 4 000 véhicules utilitaires légers électriques ont également été immatriculés ce mois-ci, soit une hausse de 32 % par rapport à mars 2025, tandis que pour les véhicules industriels la part de l'électrique reste stable à 2,8 %.

Chiffres des marchés de l'électromobilité - 1er trimestre 2026

Athénaïs Pasteau — 2026-04-08T12:02:44Z

Au premier trimestre 2026, les ventes de voitures électriques neuves augmentent de 40 % par rapport au premier trimestre 2025. Sur le marché de l'occasion, la progression est plus modérée (+15 %), mais l'écart continue de se réduire avec le neuf, avec 92 500 véhicules vendus contre 131 667. Sur les segments des véhicules utilitaires légers et des véhicules industriels, la variation trimestrielle est de +36 % par rapport au premier trimestre 2025.

Chiffres des marchés de l'électromobilité - Mars 2026

Athénaïs Pasteau — 2026-04-08T12:00:26Z

En mars 2026, les ventes de véhicules électriques battent un nouveau record ! Les voitures électriques représentent 29 % des ventes totales, les véhicules utilitaires légers 14 %. Avec 57 514 voitures et 5 276 véhicules utilitaires légers ont été immatriculés, soit une hausse de 53 % et 65 % par rapport à mars 2025. Renault et Tesla dominent le marché des voitures électriques, avec près de 17 % des ventes chacun. Enfin, pour les véhicules industriels, la part de l'électrique reste stable à 2,8 %, avec une croissance annuelle limitée à +0,8 %.

Le numérique : état des lieux & intégration dans le système électrique

Jules — 2026-03-17T13:41:08Z

Encore émergent il y a deux décennies, l'usage du numérique dans nos sociétés ne cesse de croître pour répondre à des besoins toujours plus importants de partage d'informations, de communication, d'archivage, de simplification et d'automatisation des tâches, de sécurité informatique, de flux financiers, etc. Omniprésent dans notre vie quotidienne, le numérique est aujourd'hui plus que jamais au cœur d'un mouvement de transformation de notre société et de notre économie.

Dans cette note, l'OIE dresse un état des lieux du numérique et son impact sur le système électrique.

1. LE NUMÉRIQUE EN FRANCE : DE QUOI PARLE-T-ON ?

La transmission d'informations en temps réel est devenue la norme en matière d'échanges d'information. Cette adoption massive du numérique se traduit, d'un côté, par des quantités d'informations générées plus importantes, notamment grâce au développement du cloud computing [1] et l'internet des objets (ou IoT en anglais) et, de l'autre, par des échanges de plus en plus rapides grâce à la fibre et la 5G. De même, l'évolution des modalités de travail avec le développement des visioconférences sont un exemple de ces évolutions. Plus récemment, l'Intelligence Artificielle (IA) et en particulier l'IA générative, a connu un développement sans précédent, devenant ainsi le nouveau fer de lance du numérique. Les réseaux d'échanges de données viennent également compléter les réseaux physiques (réseaux routiers, d'eau, d'électricité, de gaz, etc.) afin d'assurer par exemple le comptage des flux en temps réel.

Le numérique, qui peut être défini comme l'ensemble des technologies de l'information et de la communication, regroupe des concepts larges comme l'informatique, l'électronique et les télécommunications. Pour évaluer l'importance de cet objet, notamment d'un point de vue énergétique, il est nécessaire de considérer les infrastructures et les matériels physiques suivants :

Biens d'utilisateurs finaux : ordinateurs, appareils connectés, etc.
Biens de réseaux : réseaux filaires ou mobiles, télécommunication par satellite, y compris les activités d'exploitation et de maintenance, etc.
Datacenters [2]

L'édition 2025 du Baromètre du numérique, publié par l'Autorité de régulation des communications électroniques, des postes et de la distribution de la presse (l'Arcep), illustre ainsi l'importance du numérique dans nos sociétés :

L'empreinte carbone liée à la consommation de biens et services numériques représente en France l'équivalent de 4,4 % de l'empreinte carbone nationale en 2022, soit un niveau proche de celui du secteur des poids lourds [3].

Face au fort développement de ces usages, le numérique est de plus en plus confronté à la maîtrise de son empreinte carbone. Selon l'étude ADEME‑Arcep précitée, l'impact carbone du numérique est imputable à 50 % aux terminaux (télévisions, ordinateurs, téléphones, etc.), 46 % aux datacenters et 4 % aux réseaux. Dans un scénario tendanciel, cette croissance pourrait induire une augmentation des émissions de gaz à effet de serre de +60 % à l'horizon 2040, pour représenter 7 % de l'empreinte carbone nationale actuelle [4].

2. QUELLES CONSOMMATIONS ÉLECTRIQUES POUR LE NUMÉRIQUE ?

Dans le monde

À l'échelle mondiale, 4 % de l'électricité est consommée par le secteur du numérique (hors cryptomonnaie) [5], soit environ 1 000 TWh en 2023, dont un tiers par les datacenters (environ 360 TWh [6]).

Dans le détail, les consommations d'électricité allouées à la cryptomonnaie et aux datacenters ont fortement augmenté depuis 2020 (respectivement, +66 % et +33 %), tandis que celles des réseaux de télécommunications et des appareils progressent modérément (respectivement, +10 % et +2 %).

Demande mondiale en électricité dans le secteur du numérique sur la période 2015 à 2030

En France

La consommation en électricité du numérique en France pourrait doubler dans les prochaines décennies, passant d'environ 45 TWh en 2022 (soit 11 % de la consommation nationale) à 93 TWh en 2050. En tenant compte des datacenters situés à l'étranger qui hébergent des usages français, la part des émissions de gaz à effet de serre liée à la consommation d'électricité représente 40 % de l'empreinte carbone du numérique, le reste de l'empreinte provenant de la fabrication, de la distribution et de la fin de vie des équipements.

L'électricité très majoritairement bas-carbone de la France (95 % en 2025 [7]) constitue un atout certain pour répondre aux besoins croissants d'énergie du numérique, y compris dans une logique de relocalisation des moyens et des infrastructures dédiés aux usages français.

Une requête sur ChatGPT consomme en moyenne 2,9 Wh [8] (hors entrainement de l'IA, soit l'équivalent d'une pile AA-LR6) alors qu'une recherche sur Google demande en moyenne 0,3 Wh d'électricité, soit 10 fois moins d'électricité [9].

3. QUELLES SONT LES PRINCIPAUX VECTEURS DE CROISSANCE DU NUMÉRIQUE À L'AVENIR ?

La montée en puissance du numérique et de l'IA s'appuie sur les datacenters et pose désormais la question de leur impact sur la consommation d'électricité. À titre d'exemple, la croissance attendue du trafic de données pour la période 2022-2030 en France est estimée à +20 % par an [10].

Les vecteurs actuels de croissance du secteur du numérique sont multiples [11] :

Un nombre d'utilisateurs d'internet ainsi que des appareils et objets connectés en augmentation continue (entre +6 % et +10 % par an entre 2018 et 2023) ;
Une couverture internet en hausse, avec +30 % par an du nombre de points d'accès Wi-Fi publics ;
Des performances réseau accrues avec le déploiement de la 5G (plus de 10 % des appareils en 2023), un doublement du débit moyen mondial du haut débit entre 2018 et 2023 (passant de 46 Mbit/s à 110 Mbit/s) ;
De nouvelles perspectives de marché à horizon 2030-2050 comme l'e-santé, la digitalisation de l'industrie, les bâtiments intelligents (ou smart buildings ), les véhicules autonomes, etc. ;
De nouveaux usages du numérique avec la communication entre machines (ou M2M en anglais) [12], l'internet des objets, la « blockchain [13] » et récemment l'explosion de l'IA à travers des outils d'IA grand public.

Ces croissances à venir, corollaires d'une évolution de nos sociétés, renforcent l'enjeu, déjà engagé, en matière d'efficacité énergétique des infrastructures qui supportent le numérique et de leur localisation afin de privilégier des consommations électriques les moins carbonées.

[1] Le cloud computing désigne la fourniture de services informatiques via Internet (« le cloud ») plutôt que via des ressources physiques locales.

[2] Pour plus d'informations, voir OIE « Les datacenters : état des lieux et intégration dans le système électrique », mai 2026

[3] ADEME, Évaluation de l'impact environnemental du numérique en France, mise à jour de l'étude ADEME-Arcep, janvier 2025

[4] Sénat, note de synthèse « Pour une transition numérique écologique », 2020

[5] L'IEA exclut la cryptomonnaie mais aussi le secteur des médias et du divertissement du numérique suivant la norme ITU-T L.1450.

[6] IEA, Energy and AI, World Energy Outlook Special Report, 2025

[7] RTE, Bilan électrique 2025 - Premières tendances, janvier 2026

[8] Josh You, « How much energy does ChatGPT use ? », Epoch AI, 7 février 2025

[9] IEA, Electricity 2024, Analysis and forecast to 2026

[10] ADEME, Évaluation de l'impact environnemental du numérique en France et analyse prospective, janvier 2023

[11] Cisco, Annual Internet Report, 2018-2023

[12] Technologie utilisée par les machines afin de communiquer entre elles sans intervention humaine directe et issu de l'anglais Machine-to-Machine (M2M)

[13] Technologie de stockage et de transmission d'information partagée avec tous ses utilisateurs

Chiffres des marchés de l'électromobilité - Février 2026

Athénaïs Pasteau — 2026-03-02T15:00:54Z

En février les ventes de véhicules 100 % électriques restent solides et atteignent près de 27 % de part de marché. En incluant les véhicules hybrides rechargeables, les immatriculations de véhicules électrifiés sont en hausse de 4 000 unités par rapport au mois dernier. Alors que ces derniers mois cette dynamique était portée par les particuliers, l'électrification des flottes représente désormais 58 % des achats. Enfin, Tesla remplace Citroën sur la troisième marche du podium des constructeurs, derrière Renault et Peugeot.

Chiffres des marchés de l'électromobilité - Janvier 2026

Athénaïs Pasteau — 2026-02-02T09:53:19Z

Pour ce premier mois de l'année 2026, les ventes de véhicules 100 % électriques ont battu un nouveau record, notamment grâce aux livraisons de véhicules commandés dans le cadre du leasing social. Elles représentent plus de 28 % des ventes.

En incluant les véhicules hybrides rechargeables, les immatriculations de véhicules électrifiés dépassent 35 000 unités, soit une hausse de 42 % par rapport à janvier 2025. Les trois constructeurs français trustent le podium et totalisent près de 44 % des parts de marché.

Chiffres des marchés de l'électromobilité - 4e trimestre 2025

Athénaïs Pasteau — 2026-01-05T09:49:35Z

Les ventes de véhicules électriques, sur les marchés du neuf et de l'occasion, ont connu une embellie au dernier trimestre 2025 par rapport aux mois précédents, avec une augmentation des ventes de 21 % par rapport à la même période en 2024. Le leasing social, relancé à l'automne, a contribué à soutenir la demande avec une hausse des ventes de 60 % entre le T3 et le T4 2025 contre 44 % en 2024. Pour les véhicules utilitaires, les hausses sont également significatives, atteignant respectivement 73 % et 40 % en glissement annuel. Dans ce contexte, Renault s'impose comme le leader de l'électromobilité en France détenant 20 % de parts de marché pour les voitures électriques et près de 25 % sur le segment des véhicules utilitaires.

Chiffres des marchés de l'électromobilité - Décembre 2025

Athénaïs Pasteau — 2025-12-31T09:46:00Z

En décembre 2025, les véhicules électriques ont représenté 24 % des ventes, soit près de 59 500 immatriculations, en hausse de 10 % sur un an mais légèrement en retrait par rapport aux pics observés plus tôt en 2025. La part des acheteurs particuliers était légèrement supérieure à celle des entreprises (51 % contre 48 %). Renault et Peugeot ont concentré environ un tiers des ventes.

Qu'est-ce que le Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Électricité (TURPE) ?

Athénaïs Pasteau — 2025-12-17T05:00:00Z

Le TURPE rémunère le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité, RTE, et les gestionnaires des réseaux publics de distribution d'électricité, Enedis ainsi que les Entreprises locales de distribution (ELD). Ce tarif, payé par tous les consommateurs, correspond à la part acheminement de la facture d'électricité, soit environ 29 % de celle-ci pour les ménages en 2025. Fixé par la Commission de régulation de l'énergie (CRE), ce tarif vise à répartir, équitablement et sans discrimination, les coûts pour le réseau engendrés par les utilisateurs.

L'OIE revient dans cette note sur les enjeux relatifs aux caractéristiques du TURPE et les évolutions introduites dans la septième période tarifaire 2025-2028. Cette période sera marquée par le renouvellement des réseaux et leur adaptation au changement climatique, mais également par l'accélération de l'électrification des usages, ainsi que le raccordement de nouveaux sites de consommation et de production.

1. POURQUOI ÉLABORER DES TARIFS DE RÉSEAUX

Par nature, les réseaux de transport et de distribution d'électricité constituent à la fois :

Des monopoles naturels locaux : les réseaux ne peuvent être répliqués industriellement à un coût raisonnable, du fait d'économies d'échelle extrêmement importantes. Pour cette raison, il est plus efficace économiquement de mutualiser, plutôt que de juxtaposer plusieurs réseaux en concurrence ;

Des infrastructures essentielles : les réseaux jouent un rôle crucial car ils assurent la liaison entre les producteurs, les fournisseurs et les consommateurs d'électricité. La CRE a ainsi pour mission de s'assurer de l'absence de discrimination entre les utilisateurs du réseau, et supervise pour ce faire les activités des gestionnaires de réseaux.

Dans ce contexte, le TURPE a été institué en 2000 [1] lors de la séparation comptable des activités de production et de fourniture, avec celles d'acheminement, issues du monopole historique.

Le TURPE répond ainsi à un double objectif :

Garantir un accès non-discriminatoire au réseau : à catégorie de consommateur équivalente, le tarif est identique pour l'ensemble des utilisateurs ;

Rémunérer les gestionnaires de réseaux  : à travers une rémunération stable, équitable, en évitant une sur ou sous-rémunération de l'activité, tout en encourageant la performance et l'investissement.

La CRE a pour mission d'établir ce tarif [2], après consultation des acteurs du marché. Pour cela, la CRE doit prendre en compte les orientations de la politique énergétique du gouvernement, qu'elle informe régulièrement de l'avancement de ses travaux.

Le TURPE a été appliqué pour la première fois en 2001. Il est prévu pour des périodes tarifaires pluriannuelles d'environ 4 années (démarrant généralement un 1^er août), afin de répondre aux enjeux tarifaires des périodes successives tout en préparant les réseaux publics d'électricité aux défis de moyen-long terme du système électrique.

La période actuelle, du 1^er août 2025 au 31 juillet 2029 [3], est encadrée par deux délibérations de la CRE [4]. Pour chaque période tarifaire, il n'existe en effet pas un, mais deux tarifs :

TURPE dit « HTB »  : acquitté par les utilisateurs du réseau raccordés en Haute Tension B [5] et indirectement par les utilisateurs finaux [6] raccordés en « HTA » ou « BT ». Il est destiné à couvrir les coûts de RTE.

TURPE dit « HTA-BT »  : acquitté par les utilisateurs du réseau raccordés en Haute Tension A [7] et Basse Tension [8]. Il est destiné à couvrir les coûts des gestionnaires de réseaux de distribution (GRD), c'est-à-dire Enedis et les ELD ;

2. COMMENT LE TURPE EST-IL CALCULÉ ?

Le TURPE repose sur trois éléments clés :

1 - La définition d'une trajectoire de revenu autorisé et de recettes prévisionnelles, à percevoir par les gestionnaires de réseaux, Enedis, les ELD [9] et RTE ;

2 - Le cadre de régulation incitative pluriannuelle, destiné à encourager la performance économique et technique des gestionnaires de réseaux.

3 - Le compte de régularisation des charges et produits (CRCP), qui permet d'ajuster a posteriori les écarts entre prévisions et réalisations de certaines charges (par exemple les aléas climatiques) et recettes (par exemple les recettes d'interconnexions), considérés comme non maîtrisables ;

La régulation incitative élaborée par la CRE, adaptée pour les ELD, vise notamment la qualité de service électrique, la limitation de la durée et de la fréquence des coupures, ou encore la maîtrise des coûts d'investissement, par un système de bonus/malus. Pour les projets structurants, une régulation incitative peut aussi être mise en place :

C'est le cas pour RTE et les projets d'interconnexion Golfe de Gascogne avec l'Espagne et Celtic avec l'Irlande (montants respectifs de 1,75 et 1,62 milliard d'euros) dont les mises en service interviendront pendant la période tarifaire 2025-2028 ;
Le programme de déploiement du compteur communiquant Linky d'Enedis a fait l'objet d'une régulation incitative jusqu'à son achèvement fin 2021 [10].

Répartition des coûts

Les coûts de réseaux sont répartis entre les utilisateurs du réseau via une structure tarifaire élaborée par la CRE, que chaque utilisateur paie selon les coûts qu'il génère. Cette structure tarifaire doit respecter quatre principes juridiques fondamentaux, issus du droit français ou européen :

Péréquation tarifaire : Le tarif de réseau est identique pour chaque catégorie d'utilisateur sur l'ensemble du territoire national. (Article L. 121-1 du code de l'énergie)

Timbre-poste : La tarification des réseaux est indépendante de la distance entre le site d'injection et le site de soutirage. (Article 14 du règlement (CE) n°714/2009)

Non-discrimination : Le tarif payé par les utilisateurs n'est pas lié à leur typologie ou à leur usage final de l'électricité mais aux coûts qu'ils engendrent sur le réseau. (Article L. 341-2 du code de l'énergie)

Horo-saisonnalité : Une différenciation du tarif selon les heures, les jours et les saisons incite les utilisateurs à limiter leur consommation lors des périodes de pointes du réseau. (Article L. 341-4 du code de l'énergie)

La CRE cherche en outre à concilier d'autres critères dans la fixation du tarif pour prendre en compte les attentes des parties prenantes :

Efficacité : Le tarif doit transmettre aux utilisateurs un signal tarifaire qui reflète les coûts qu'ils engendrent sur le réseau, pour inciter ces derniers à adapter leurs comportements. Par exemple : éviter de consommer lors des périodes de pics

Lisibilité : Le tarif doit disposer d'un niveau de complexité adapté au type d'utilisateur considéré.

Faisabilité :
Le tarif doit être construit de manière à pouvoir être mis en œuvre au niveau technique et opérationnel. Par exemple : les caractéristiques techniques des compteurs

Acceptabilité : Les évolutions tarifaires doivent être progressives pour laisser une visibilité aux parties prenantes et ne pas engendrer d'évolutions brutales de facture.

Calcul du revenu autorisé des gestionnaires de réseaux

En pratique, la CRE établit un montant total qui correspondant au revenu total autorisé des gestionnaires de réseaux (RA) :

RA Enedis [11] = CNE + CCN + CRCP + CRL + LIS

RA RTE = CNE + CCN + CRCP– RI + LIS

CNE (Charges Nettes d'Exploitation) : coûts de fonctionnement prévisionnels – recettes extratarifaires (prestations annexes, raccordements)
CCN (Charges de Capital Normatives) : amortissements des actifs existants + rémunération des investissements, via la Base d'Actifs Régulés (BAR) [12]
CRCP  (Compte de régularisation des Charges et Produits) : ajustement a posteriori des écarts entre charges/réalisations et prévisions
CRL (Enedis uniquement) : Compte Régulé de Lissage du projet Linky
RI (RTE uniquement) : Recettes Issues des interconnexions
LIS (terme de lissage) : l'évolution du RA prévisionnel est lissée sur la période tarifaire. Ce terme a une valeur nulle sur la durée du tarif, mais évite les évolutions importantes dans des sens opposés d'une année sur l'autre

Grilles et composantes tarifaires

Une fois le montant total du revenu autorisé déterminé par la CRE, il doit être ventilé entre utilisateurs en fonction des coûts qu'ils engendrent sur le réseau. La CRE définit pour cela des grilles tarifaires [13] adaptées aux différents profils d'utilisateurs (ménages, entreprises, industriels, producteurs…). Ces grilles tarifaires se déclinent en composantes qui traduisent les différents coûts supportés par les gestionnaires de réseaux :

Composantes fixes payées par l'ensemble des utilisateurs :

Composante annuelle de gestion (CG) : rémunération des services de gestion de clientèle réalisés par le gestionnaire de réseau, comme l'accueil physique et téléphonique, la gestion des factures, le recouvrement et les impayés, etc. Le montant de cette composante dépend du contrat entre l'utilisateur et le gestionnaire de réseau ;

Composante annuelle de comptage (CC) : couverture des coûts créés par le comptage, la relève, la transmission des données de facturation, de reconstitution des flux, ainsi que la couverture des coûts de location et d'entretien des dispositifs de comptage.

Composantes spécifiques à certains utilisateurs et certains services annexes :

Composante annuelle d'injection (CI) ;
Composante annuelle d'énergie réactive (CER) ;
Composante additionnelle pour comptage non communiquant ;
Composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours ;
Composante de regroupement de points de connexion.

Composantes variables selon les quantités d'énergie consommées par les utilisateurs :

Composante annuelle de soutirage (CS) : couverture des charges d'exploitation et de capital liées aux infrastructures de réseau ainsi que le coût d'achat des pertes. Elle se décompose en deux parts :
- Une part incitant sur la puissance souscrite (€/kW ou €/kVA/an), qui permet de réduire les pics de consommation et ainsi de limiter les investissements réseau ;
- Une part incitant sur l'énergie effectivement consommée (€/kWh), qui favorise un usage adapté aux périodes creuses ou moins sollicitées et permet de limiter les congestions aux heures contraintes.

Composante mensuelle de dépassement de puissance souscrite (CMDPS) : elle incite les utilisateurs à souscrire le niveau de puissance correspondant à leur utilisation.

Chaque utilisateur est ainsi rattaché à une offre tarifaire, selon son niveau de tension de raccordement (BT, HTA, HTB), sa puissance souscrite et son contrat avec le gestionnaire de réseau [14]. Les modalités d'acquittement du TURPE par le consommateur final dépendent du type de contrat :

Une majorité des clients, raccordés au réseau de distribution, bénéficient d'un Contrat Unique permettant au fournisseur d'électricité du client d'être l'intermédiaire avec le gestionnaire de réseau et ainsi de répercuter l'acheminement dans la facture d'électricité ;

Les grands consommateurs et producteurs de plus fortes puissances signent quant à eux un Contrat d'Accès au Réseau de Distribution ou de Transport, directement avec le gestionnaire de réseau concerné.

Cette structuration du tarif permet de répercuter de manière équitable les coûts du réseau, tout en envoyant des signaux incitatifs aux utilisateurs.

3. QUELLES ÉVOLUTIONS POUR LE TURPE 7 (2025-2028) ?

Dans un contexte de vieillissement des infrastructures du réseau et de leur exposition accrue aux aléas climatiques, le TURPE 7 fait du renouvellement et de l'adaptation des réseaux une priorité stratégique, afin de renforcer leur résilience et leur capacité à accompagner l'électrification croissante des usages dans la mobilité, le bâtiment et l'industrie. Cette période sera également marquée par le développement des énergies renouvelables et de nouveaux usages électriques (électrification des procédés, data-centers) qui nécessitent des nouveaux raccordements (ou renforcements).

Ces changements structurants nécessitent des investissements croissants lors de cette période tarifaire, tant sur les réseaux de transport que de distribution :

De 2,1 milliards d'euros en 2023 à 6,2 milliards d'euros en 2028 pour RTE dans une perspective d'investissements totaux inclus dans le schéma décennal de développement des réseaux sur la période 2025 et 2040 ;

De 5 milliards d'euros en 2023 à 7 milliards d'euros en 2028 pour Enedis, dans une perspective d'investissements totaux prévus d'environ 81 milliards d'euros.

Évolution du tarif

Le TURPE 7 HTA-BT a ainsi intégré une évolution tarifaire de +7,7 %, anticipée exceptionnellement dès le TURPE 6 (février 2025), suivie d'une évolution de -1,92 % au 1^er août 2025. Le TURPE HTB a intégré une évolution tarifaire de +9,6 %, anticipée exceptionnellement dès le TURPE 6 (février 2025 également). Le niveau moyen du TURPE HTA-BT et HTB doit ensuite rester stable sur le reste de la période du TURPE 7.

L'augmentation des consommations prévue sur la période 2026‑2028 permettrait de financer une partie de l'augmentation des charges des gestionnaires de réseau. Selon la CRE, la consommation en HTA-BT et HTB augmenterait respectivement de +1,1 % et +3,1 % par an lors de la période du TURPE 7

Les tarifs devraient ensuite évoluer de manière maitrisée au cours des périodes tarifaires suivantes : la CRE envisage une hausse du TURPE hors inflation de + 1 % par an jusqu'à 2040 pour les clients résidentiels [15], correspondant à une augmentation de +0,3 % par an sur la facture d'électricité [16].

Évolution de la régulation incitative

La période tarifaire TURPE 7 prévoit un cadre incitatif portant en priorité sur trois axes :

Réduire les délais des raccordements :
- Enedis : Accompagner l'arrivée de nouveaux usages, tels que l'électrification des process industriels et la mobilité électrique. Une régulation incitative dédiée aux installations de recharge de véhicules électriques (IRVE) en habitat collectif est notamment prévue.
- RTE : Répondre à une très forte croissance des demandes de raccordement de nouveaux consommateurs industriels et de nouvelles capacités de production.

Investir dans le réseau tout en maîtrisant les coûts :
- Enedis : Répondre aux enjeux de raccordement et de modernisation des réseaux pour les rendre plus résilients aux aléas climatiques (inondations, canicules, incendies, etc.).
- RTE : Répondre à une très forte croissance des demandes de raccordement ainsi que d'une accélération du renouvellement du réseau afin d'en limiter le vieillissement.

Recourir de façon croissante aux flexibilités au service du réseau :
- Enedis : Optimiser le réseau pour l'intégration des énergies renouvelables, proposer des offres de raccordement flexibles, etc.
- RTE : Standardiser le raccordement de stockage, moduler la demande et la production via des automates, etc.

Évolution de la structure

La CRE reconduit globalement pour le TURPE 7 la structure tarifaire du TURPE 6, mais prévoit une évolution significative pour l'équilibre du système électrique : la généralisation progressive des heures creuses l'après-midi en été [17]. Deux autres évolutions sont à noter :

L'introduction d'une tarification transitoire pour les sites en injection-soutirage : Les sites de stockage d'électricité, dits « d'injection-soutirage », puisque capables de soutirer de l'électricité en période d'abondance de production et d'injecter lors de pics de consommation, bénéficieront durant la période du TURPE 7 d'une tarification optionnelle et transitoire. Ce tarif doit permettre de favoriser un fonctionnement de ces actifs aligné sur les besoins locaux du réseau. Selon leur localisation, ces sites pourront bénéficier d'incitations économiques encourageant le soutirage en période d'abondance de production et l'injection lors des pics de consommation ;

Des frais pour les clients sans compteur Linky : Le déploiement du compteur Linky sur la zone de desserte Enedis étant achevé depuis 2021, la CRE a délibéré qu'à partir du 1^er août 2025, les utilisateurs sans compteur communicant [18] (hors contraintes techniques indépendantes de leur volonté) se verraient appliquer des frais supplémentaires reflétant les coûts des opérations de relèves pour ces clients. [19].

[1] Loi n°2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité

[2] Articles L. 341-1 à L. 341-5 du code de l'énergie

[3] Si le TURPE 7 s'applique bien jusqu'à fin juillet 2029, on parle ici d'une période tarifaire pour les années 2025 à 2028

[4] Délibération de la CRE du 13 mars 2025 portant décision sur le TURPE 7 HTA-BT et délibération du 13 mars 2025 portant décision sur le TURPE 7 HTB

[5] Tension de 63 000 Volts (V) ou plus, ce qui correspond à l'alimentation des industries lourdes, aux grands consommateurs électriques, aux grands producteurs et aux gestionnaires de réseau de distribution

[6] Les utilisateurs connectés au réseau de distribution ayant également besoin du réseau de transport pour l'acheminement de l'électricité, ils acquittent le TURPE HTB par l'intermédiaire du TURPE HTA-BT. En effet, les GRD constituent les premiers clients du réseau de transport et le TURPE HTB, qu'ils payent, est lui-même inclus dans leurs coûts. Celui-ci est donc reflété à son tour dans le TURPE HTA-BT

[7] Tension comprise entre 15 000 V et 30 000 V, ce qui correspond à l'alimentation de petits industriels, les PME et les commerces

[8] Tension de 230 V ou 400 V, ce qui correspond à l'alimentation des ménages

[9] Les modalités de calcul et de suivi sont en pratique adaptées aux ELD pour tenir compte des caractéristiques locales et sont formalisées par délibérations de la CRE

[10] Au 31 août 2024, 37,3 millions d'utilisateurs sont équipés d'un compteur Linky sur la zone de desserte d'Enedis

[11] La logique tarifaire est similaire pour les ELD, avec des adaptations des composantes

[12] La BAR représente la valeur comptable des actifs possédés par Enedis et RTE (déduction faite des subventions d'investissement).

[13] Consultables dans les délibérations de la CRE sur le TURPE

[14] Articles L. 111-91 à L. 111-94 du code de l'énergie

[15] CRE, « Débats sur l'énergie - Démêler le vrai du faux », septembre 2025

[16] Pour un client domestique moyen, hors inflation et hors évolution des autres composantes de fourniture et de fiscalité, dans le scénario A (+8,3€/MWh entre 2025 et 2040). CRE, Consultation publique du 18 septembre 2025 relative au schéma décennal de développement du réseau de RTE élaboré en 2025

[17] Pour plus d'informations voir OIE, « Heures pleines - Heures creuses : Pourquoi réadapter ce dispositif historique ? », octobre 2025

[18] Au 31 août 2024, 2,1 millions d'utilisateurs disposent d'un compteur ancienne génération sur la zone de desserte d'Enedis

[19] 38,90€/an pour les clients en auto-relève et 63,74€/an pour les clients sans auto-relève, dits « silencieux »

Chiffres des marchés de l'électromobilité - Novembre 2025

Athénaïs Pasteau — 2025-12-01T08:58:36Z

Pour le troisième mois consécutif, les ventes de véhicules électriques ont atteint un nouveau niveau record ! En novembre 2025, avec 43 788 véhicules vendus, 26 % des nouvelles immatriculations étaient électriques, en hausse de 25 % par rapport à novembre 2024. Le succès du leasing social, relancé au mois d'octobre, a grandement contribué à ce que les particuliers représentent désormais la majorité des acheteurs, inversant la tendance habituelle. Cette dynamique profite aux marques françaises : Renault et Peugeot représentent toujours un tiers des ventes.