Électricité
Fin de l’ARENH : un tournant décisif pour les entreprises
Depuis plus d’une décennie, l’ARENH (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique) a joué un rôle central dans la formation des prix de l’électricité en France. Ce mécanisme, instauré en 2011, permettait aux fournisseurs alternatifs d’acheter à EDF une partie de l’électricité nucléaire à prix régulé (42 €/MWh). Mais à partir du 1er janvier 2026, cette page se tourne définitivement — et le marché de l’électricité entre dans une nouvelle ère.
Image : « Centrale nucléaire : fin de l’ARENH et impacts sur le prix de l’électricité » distelAPPArath – Pixabay – 5 octobre 2019
Ce qui change au 1er janvier 2026
À compter de janvier 2026, tous les fournisseurs (alternatifs comme EDF) devront s’approvisionner sur le marché de gros sans accès réservé à l’énergie nucléaire à prix régulé. À terme, ce sont des coûts d’approvisionnement majoritairement indexés sur les marchés EPEX Spot ou à long terme, eux-mêmes soumis à la volatilité internationale (pétrole, gaz, météo, tensions géopolitiques), qui serviront de référence pour les contrats d’électricité.
Les autorités françaises et la CRE annoncent, dans les grandes lignes, un nouveau dispositif appelé VNU (Volume Nucléaire Unique) censé mieux rémunérer EDF et protéger les consommateurs finaux, mais le fonctionnement précis et l’articulation de ce modèle restent en discussion à cette date. Un mécanisme de redistribution partielle des excédents tarifaires aux consommateurs est évoqué, mais sans plus de garanties aujourd’hui sur son ampleur et sa régularité.
La chute d'un pilier historique du marché français
L’ARENH permettait aux fournisseurs alternatifs d’acheter jusqu’à 100 TWh d’électricité issue du parc nucléaire d’EDF chaque année, à un prix régulé fixé par la CRE (42 €/MWh). Ce quota était réparti entre les fournisseurs (EDF compris), permettant à ces derniers de composer des offres compétitives pour leurs clients professionnels et de limiter l’exposition à la volatilité des marchés internationaux.
Le plafond de 100 TWh, atteint voire largement dépassé ces dernières années (par exemple 134,93 TWh de demandes en 2025), ainsi que l’explosion du phénomène d’écrêtement (25,88% des volumes demandés non attribués en 2025), témoignent des limites structurelles de l’ARENH. De plus, le contexte européen changeant et les nouveaux besoins de financement d’EDF pour ses investissements dans le nucléaire rendent ce mécanisme obsolète.
Ce marché “gros volume” détermine en grande partie le prix auquel les fournisseurs achètent l’énergie qu’ils revendent ensuite aux ménages et aux entreprises. Il est par nature volatile : une centrale à l’arrêt, une vague de froid ou une flambée du gaz peuvent faire augmenter les prix ; à l’inverse, le vent, le soleil ou une baisse de consommation peuvent faire chuter les cours. C’est ce fonctionnement boursier qui explique l’instabilité que l’on observe parfois dans les prix de l’électricité en Europe.
Image : « Quel est alors l’impact sur votre facture ? » – ARENH – EDF Entreprises
Le VNU : une logique de marché corrigée par la redistribution
Le Versement Nucléaire Universel repose sur une philosophie radicalement différente de celle de l’ARENH. Désormais, l’électricité nucléaire sera vendue au prix du marché, sans intervention sur le prix de départ. Lorsque ces prix atteindront des niveaux jugés excessifs, une partie des revenus générés par la production nucléaire sera redistribuée aux consommateurs finaux sous forme de compensation financière. Cette approche vise à préserver les signaux économiques du marché tout en limitant les effets des hausses les plus extrêmes. Toutefois, pour les entreprises, cela signifie que la protection ne s’exerce plus avant la facturation, mais après coup, avec des modalités et des calendriers qui restent encore à préciser.
Une exposition accrue à la volatilité dans un contexte géopolitique tendu
L’entrée en vigueur du VNU intervient dans un environnement énergétique marqué par une instabilité durable. Les tensions géopolitiques, les conflits armés, les enjeux de souveraineté énergétique et la dépendance européenne aux marchés internationaux continuent de peser fortement sur les prix de l’électricité. Dans ce contexte, la disparition de l’ARENH supprime un amortisseur historique au moment même où la volatilité est appelée à s’inscrire dans la durée, comme le souligne régulièrement la Commission de Régulation de l’Énergie. Les entreprises devront ainsi composer avec des variations de prix plus fréquentes et parfois plus brutales, directement répercutées sur leurs contrats.
Des conséquences directes pour les professionnels
Pour les PME, industriels et collectivités, la disparition de l’ARENH arrive dans un contexte où de nombreux contrats arrivent à échéance fin 2025. Les volumes disponibles jusqu’ici à tarif régulé disparaissent, et les prix proposés pour 2026 reflètent déjà ces nouvelles réalités.
Plusieurs experts du secteur recommandent aux responsables énergie de se positionner dès ce trimestre sur les renouvellements afin de sécuriser leurs prix avant la bascule. Les signaux venant des marchés à terme montrent une tension persistante sur les prix de gros pour l’hiver 2025-2026, alimentée par la demande et les incertitudes liées à la nouvelle régulation.
- Une volatilité accrue des prix d’électricité : les offres commerciales ne bénéficieront plus de la « sécurité ARENH ». Les entreprises seront directement exposées aux variations des marchés européens, ce qui rendra le budget énergie moins prévisible d’une année sur l’autre.
- Hausse potentielle des coûts : sur la base des exemples concrets, une PME consommant 1 000 MWh par an et bénéficiant pour 60% de volumes ARENH voyait un prix moyen autour de 60,8 €/MWh ; sans ARENH, il grimpera autour de 90 €/MWh, soit près de 50% de hausse selon la part achetée sur le marché.
- Une pression sur la compétitivité industrielle : en particulier pour les électro-intensifs (chimie, aluminium, papeterie, etc.), déjà soumis à une concurrence européenne où certains pays conservent des mécanismes de stabilisation ou des subventions spécifiques.
- Renégociation impérative des contrats : d’ores et déjà, nombre de contrats d’électricité arrivent à échéance fin 2025. Il devient crucial pour les acheteurs de se positionner en avance sur les renouvellements afin de sécuriser leurs prix et d’adapter leur stratégie d’achat à la nouvelle donne.
La fin de l’ARENH, souvent critiqué pour sa complexité et ses effets d’aubaine, remet la logique de marché au centre du jeu. Elle pourrait, selon les autorités, encourager les investissements dans la production et la flexibilité énergétique. Mais à court terme, l’impact se fera surtout sentir sur la facture des entreprises.
La fin de l’ARENH signe le retour d’une logique de vraie concurrence et d’investissement sur le marché français de l’énergie, où chaque acteur – producteur, fournisseur, consommateur – assume davantage son exposition au marché. Les prochains mois seront donc déterminants pour les entreprises, et la gestion du poste énergie deviendra plus stratégique que jamais.
Il devient donc essentiel de suivre l’évolution des marchés et des nouvelles offres proposées par les fournisseurs dans les prochains mois. La capacité à anticiper et à choisir le bon moment pour contractualiser sera un atout stratégique pour maîtriser son budget énergie en 2026.
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