2.2. Evolution en niveau
 Le mouvement tarifaire envisagé correspond à une augmentation moyenne des tarifs réglementés de vente (4) de 4,9 €/MWh pour les tarifs bleus résidentiels et non résidentiels, 2,3 €/MWh pour les tarifs jaunes et aucune augmentation pour les tarifs verts.
Tableau 2. ― Tarifs réglementés de vente moyens à ce jour, après le mouvement envisagé en €/MWh
EN VIGUEUR
ENVISAGÉ
Bleus résidentiels
96,7
101,6
Bleus non résidentiels
97,4
102,3
Jaunes
86,0
88,3
Verts
65,0
65,0
 Source : calculs CRE sur la base de données EDF  
 L'évolution du TURPE envisagée au 1er août 2013 entraînera une baisse du niveau moyen du tarif d'acheminement pour l'ensemble des clients aux tarifs réglementés de vente. En conséquence, cette diminution vient en déduction de l'impact à la hausse des coûts de production et des coûts commerciaux dans l'étude de la couverture des coûts par les tarifs réglementés réalisée par la CRE (5).
Tableau 3. ― Evolution envisagée des tarifs réglementés et évolution du TURPE au 1er août 2013 en €/MWh
BLEUS
résidentiel
BLEUS
non résidentiel
JAUNES
VERTS
Hausse moyenne du tarif réglementé de vente proposée par le Gouvernement pour le 1er août 2013
4,8
4,9
2,3
0,0
Part attribuable à l'évolution des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (transport et distribution)
― 0,2
― 0,2
― 0,2
― 0,1
 Source : calculs CRE sur la base de données EDF  
 (4) Les tarifs réglementés de vente s'entendent hors toutes taxes.
 (5) Le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité en vigueur depuis le 1er août 2011 (TURPE 3) évolue au 1er août 2013. La CRE a rendu publique sur son site internet sa délibération du 24 mai 2012, qui prévoit une augmentation moyenne de ce tarif au 1er août 2012 : + 1,8 % pour les sites raccordés au réseau public de distribution d'électricité, + 2,79 % pour les sites raccordés au réseau public de transport d'électricité.
3. Analyse de l'évolution en structure des tarifs réglementés de vente
3.1. Généralités
 L'analyse de l'évolution en structure des tarifs réglementés de vente porte sur la part énergie, évaluée en retranchant au tarif réglementé de vente intégré :
 ― la part acheminement des tarifs réglementés de vente envisagés, qui correspond au TURPE en vigueur au 1er août 2013 (TURPE dans le domaine de tension HTA ou BT pour la période du 1er août au 31 décembre 2013, pour les clients raccordés au réseau de distribution, et TURPE HTB), dans ses composantes fixes et variables (abonnement et part variable) ;
 ― les coûts commerciaux, répartis à égalité entre abonnement et part variable (6).
 Les tarifs réglementés de vente doivent être construits de façon à refléter la « structure tarifaire cible », établie selon la méthode du parc adapté décrite dans la section 2 du rapport sur les coûts de production et de commercialisation d'EDF, publié par la CRE le 4 juin 2013.
 Pour chaque tarif, option et puissance, il est possible de décomposer la part énergie en un « ruban implicite » (correspondant au coût de la puissance moyenne si celle-ci était uniformément appelée sur l'année) et un « facteur de forme » traduisant la déformation de la courbe de charge par rapport au ruban. Théoriquement, le ruban implicite se calcule en divisant la part production par 1 + ff, où ff est le coefficient de forme (7), qui dépend du tarif, de l'option et de la puissance considérés. Le facteur de forme se déduit ensuite en retranchant à la part production la valeur du ruban. Le facteur de forme est généralement positif mais, dans certains cas particuliers (comme l'option EJP ou l'éclairage public), il peut être négatif.
 L'analyse de la valeur du ruban implicite permet d'apprécier la qualité et l'homogénéité de la structure tarifaire. En effet, lorsque la cible tarifaire est atteinte, tous les rubans implicites sont par construction égaux entre eux. L'écart de coût entre les différents tarifs/options/puissances est alors uniquement porté par les différents facteurs de forme.
 L'analyse du mouvement tarifaire en structure envisagé dans le cadre du projet d'arrêté montre que la structure tarifaire cible est atteinte pour certains tarifs/options, alors que pour d'autres une partie seulement de l'évolution nécessaire est réalisée ; elle devra donc se poursuivre lors d'un prochain mouvement. Dans l'ensemble, la part production des tarifs se rapproche néanmoins significativement de la structure cible.
 L'évolution spécifique en structure envisagée sur les tarifs bleus résidentiels de petite puissance (3 kVA et 6 kVA) intègre d'autres contraintes et ne répond pas directement à la logique de convergence vers la structure cible. Dans le cas particulier de ces tarifs, l'évolution en structure affecte la part commercialisation en plus de la part énergie, avec des conséquences étudiées dans le paragraphe 3.3 ci-après.
 (6) Dans le cas du mouvement tarifaire étudié, le calcul de soustraction des coûts commerciaux est spécifique aux tarifs résidentiels de petite puissance (3 kVA et 6 kVA) conformément aux dispositions précisées au paragraphe 3.2 du présent avis.
 (7) Le coefficient de forme est directement issu de la structure tarifaire cible calculée par la méthode du parc adapté. Il reflète le coût théorique de la forme d'un client dans une structure tarifaire optimale.