C’est un fait : le paysage des offres énergétiques françaises va changer de tempo avec l’exit de l’ARENH le 31 décembre 2025.
Cette fin marquera un tournant majeur, avec des règles de jeu redéfinies par l’apparition de deux nouveaux mécanismes : le Versement Nucléaire Universel (VNU) et les Contrats d’Allocation de Production Nucléaire (CAPN). Une nouvelle ère qui s’ouvre pour le marché de l’électricité, avec des enjeux forts pour les entreprises.
Jusqu’ici, les fournisseurs bénéficiaient de 100 TWh d’électricité nucléaire à 42 €/MWh : c’était ça, l’ARENH. Mais en 2026, là où le VNU vise à contenir les envolées de prix par un filet de sécurité pour tous les consommateurs, les CAPN offrent aux industries électro-intensives une meilleure lisibilité sur les coûts à long terme.
Comprendre les dessous de ces nouvelles mécaniques devient essentiel : quel est leur rôle, pour quels profils, quels sont les bons fonctionnements ?
Parce que dans un marché en pleine évolution, l’anticipation fait toute la différence : décryptons ces nouveaux dispositifs.
🔦 Lumière sur les thèmes abordés dans cet article
C'est quoi, le dispositif ARENH ?
L’ARENH, pour Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique, c’est un mécanisme lancé en 2011 pour permettre à tous les fournisseurs alternatifs d’acheter de l’électricité nucléaire à EDF à un tarif fixé par l’État.
Quel est l’objectif de l’ARENH ?
L’objectif de l’ARENH : garantir une concurrence équitable face à EDF, producteur historique, en position de quasi-monopole.
Comment ça fonctionne ? Quel était le prix de vente avec l’ARENH ?
Concrètement, EDF donnait accès à un volume d’électricité nucléaire, jusqu’à 100 TWh par an, à un prix fixe de 42 €/MWh, aux fournisseurs alternatifs… Un tarif bien en dessous des prix de marché ces dernières années.
Qui bénéficie de ce tarif ?
Ce sont les fournisseurs d’électricité, alternatifs ou non, qui bénéficient de l’ARENH à l’achat. Mais indirectement, ce sont surtout leurs clients professionnels ou résidentiels qui en profitent, via des offres commerciales intégrant cette électricité à prix régulé.
En clair : pas d’accès direct pour les entreprises, mais des effets concrets sur les prix proposés dans les contrats d’électricité.
Quelle était la limite de l’ARENH ?
Si plus de 100 TWh par an étaient achetés, alors un « rattrapage » avait lieu : c’est l’écrêtement. L’écart était racheté au prix réel par les fournisseurs alternatifs.
Mais, pour EDF, c’est un problème de rentabilité qui est relevé depuis des années : en effet, un delta entre le coût de production et le prix de revente (42€/MWh donc) était trop élevé. Protestant de nombreuses fois, la fin de l’ARENH est donc désormais vue comme une petite « libération » pour le producteur.
Pourquoi ce changement apparait-il maintenant ? Pourquoi l’ARENH prend-il fin ?
Inscrit dans une logique de réforme structurelle du marché de l’électricité français, ce tournant se fait sous l’impulsion des autorités françaises et européennes.
L’objectif : mettre fin à une régulation qui n’était plus alignée avec les réalités économiques pour garantir une meilleure rémunération du parc nucléaire existant, tout en préservant l’équité entre les acteurs du marché.
La fin de l’ARENH en décembre 2025 : les impacts
Le 31 décembre 2025, rideau sur l’ARENH. Et avec lui, finie la régulation à 42 €/MWh. Ce retrait du mécanisme entraîne une réorganisation complète du marché.
Les prix ne seront plus régulés à bas coût. Le tarif de référence remonte à 70 €/MWh, ce qui laisse présager des hausses sur les factures d’électricité, en particulier pour les entreprises grandes consommatrices, dites électro-intensives.
Place à une nouvelle architecture pilotée par EDF et l’État, et ce dès 2026 : prix de référence à 70 €/MWh, dispositifs de redistribution, nouveaux outils de contractualisation.
Le résultat est protesté par les différentes parties prenantes du marché :
- Moins de visibilité pour les fournisseurs alternatifs,
- Plus d’incertitude pour les clients,
- Et donc, une nécessité d’adapter rapidement sa stratégie d’achat.
Il devient crucial d’anticiper, de comparer les offres, de revoir sa stratégie d’achat et d’intégrer, si besoin, des solutions de couverture ou de long terme via les CAPN EDF.
Les CAPN, menés par EDF
Définition : Contrats d’Allocation de Production Nucléaire (CAPN)
Les CAPN sont des contrats de long terme, d’une durée de 10 à 15 ans, proposés par EDF à partir du 1er janvier 2026. Ils visent à allouer une part définie de la production nucléaire française à certains consommateurs industriels. Le volume initial prévu s’élève à 1800 MW, soit environ 10 TWh d’électricité bas carbone par an.
Qui est concerné ?
Le dispositif s’adresse aux industriels électro-intensifs, c’est-à-dire ceux dont la consommation annuelle dépasse 7 GWh. Ces acteurs représentent à eux seuls près de 20 % de la consommation nationale d’électricité.
À l’automne 2024, cinq premiers contrats CAPN avaient été conclus pour un total de 10 TWh, et une vingtaine d’autres étaient en cours de discussion. Le déploiement se fera progressivement à partir de 2025, pour une entrée en vigueur officielle au 1er janvier 2026.
Pourquoi un tel dispositif ? Quel est son objectif ?
Trois enjeux principaux expliquent la création des CAPN :
Pour EDF : sécuriser des revenus sur le long terme afin de financer les opérations de maintenance et de modernisation du parc nucléaire.
Pour l’État : se conformer aux exigences de la Commission européenne en sortant du cadre administré de l’ARENH, au profit d’un mécanisme plus aligné sur les règles de marché.
Pour les industriels : accéder à une électricité décarbonée à un prix compétitif, sur une base contractuelle stable, avec une visibilité budgétaire renforcée.
Pour rappel, les CAPN — ou Contrats d’Allocation de la Production Nucléaire — sont définis plus en détail dans notre article dédié.
Quelles sont les caractéristiques des CAPN ?
Les CAPN se distinguent d’abord par leur durée, bien plus longue que celle de l’ARENH : ils s’étendent sur 10 à 15 ans, contre une reconduction annuelle dans le dispositif précédent. Le volume disponible est également revu à la baisse : environ 10 TWh par an, contre 100 TWh auparavant.
L’accès est réservé à un cercle restreint de grands consommateurs industriels, soumis à des critères d’éligibilité rigoureux.
Autre différence majeure : le partage des risques. Là où EDF assumait seul l’ensemble des aléas techniques et économiques dans le cadre de l’ARENH, les CAPN instaurent une logique de co-responsabilité. Les industriels s’engagent à supporter une part des coûts et des incertitudes liées à la production.
Les contrats intègrent également plusieurs volets techniques : des garanties de capacité, avec un partage des revenus et des charges associées ; des garanties d’origine, transférées aux cocontractants moyennant un coût de gestion ; et enfin, un volet “services au réseau” permettant à EDF de mobiliser une partie des volumes en cas de besoin pour la stabilité du système, avec répercussion des gains ou des coûts engendrés.
Le Versement Nucléaire Universel (VNU)
C’est quoi, le Versement Nucléaire Universel (VNU) ?
Le VNU, c’est le mécanisme de redistribution imaginé pour compenser les écarts de prix sur le marché.
Comment fonctionne le VNU ?
EDF mettra en vente la totalité de sa production nucléaire sur le marché, au prix du marché, sans limitation de volume.
Concrètement, si EDF vend de l’électricité nucléaire à un prix supérieur au prix de référence (70 €/MWh), elle reverse une partie de la différence aux consommateurs. Inversement, si les prix sont plus bas, les fournisseurs versent la différence à EDF.
Quel est son objectif ?
Lisser les prix, éviter les pics déraisonnables et garantir une certaine équité d’accès à la production nucléaire, quel que soit son fournisseur.
En résumé :
| Prix moyen de vente de l’électricité nucléaire | Part des revenus excédentaires reversée aux consommateurs | Objectif |
|---|---|---|
| ≤ 78–80 €/MWh | 0 % | EDF conserve l’intégralité des revenus, aucun reversement |
| Entre 78–80 € et 100 €/MWh | 50 % | Amortir les hausses modérées de prix et assurer une certaine stabilité |
| > 100 €/MWh | 90 % | Limiter fortement l’impact des prix élevés sur les factures des consommateurs |
Conclusion : quelles sont les différences entre les mécanismes ARENH, VNU, CAPN ?
| Dispositif | Rôle principal | Bénéficiaires directs | Prix de référence | Durée / horizon |
|---|---|---|---|---|
| ARENH | Accès régulé au nucléaire historique | Fournisseurs | 42 €/MWh | Jusqu’au 31 déc. 2025 |
| CAPN | Contrat long terme de fourniture nucléaire avec EDF | Fournisseurs / clients EI | Prix indexé | Pluriannuel (contractuel) |
| VNU | Mécanisme de redistribution tarifaire | Tous les consommateurs | 70 €/MWh (référence) | Continu, dès 2026 |
Le calendrier des prochaines étapes
- Fin 2024 : lancement des premiers tests de marché et annonces sur les volumes CAPN
- Mi-2025 : précisions réglementaires, contractualisation CAPN en cours
- 31 décembre 2025 : extinction définitive de l’ARENH
- Janvier 2026 : mise en œuvre officielle du VNU et des CAPN
Néamoins, quelques inquiétudes se soulèvent
Un risque de hausse durable des prix
Selon l’UFC-Que Choisir, le nouveau cadre de régulation pourrait entraîner une hausse significative et durable des prix de l’électricité, au bénéfice d’EDF. Les prix de marché pourraient rester largement au-dessus des coûts de production, sans que la redistribution prévue ne compense pleinement cet écart. Si cette dynamique se confirme, les entreprises, notamment les PME et les industries électro-intensives, pourraient voir leurs factures s’alourdir de manière sensible.
Des modalités de redistribution encore imprécises
Les mécanismes de redistribution des revenus excédentaires issus du VNU n’ont pas encore été définis dans le détail. Cette incertitude pose question sur la transparence du dispositif et sur les garanties réelles apportées aux consommateurs professionnels, qui restent en attente de visibilité budgétaire.
Des engagements contraignants pour accéder à des tarifs stables
Pour bénéficier d’un prix régulé, les entreprises devront s’engager sur des contrats de long terme (CAPN), d’une durée de 7 à 15 ans. Ces contrats impliquent une participation directe aux risques liés à la production nucléaire. Ce type d’engagement représente un verrou stratégique et financier important, qui peut restreindre la flexibilité des entreprises, notamment dans un contexte de transformation industrielle ou de transition énergétique.
Un rôle central pour la CRE, sous surveillance
La Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) sera chargée d’évaluer les coûts de production nucléaire et de superviser l’application du dispositif. Mais certains acteurs du marché s’interrogent sur la capacité réelle de la CRE à garantir une régulation équitable et efficace, compte tenu de la complexité et de la sensibilité du nouveau cadre.
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FAQ : quel mécanisme remplacera l'ARENH après 2025 ?
Quel est l'avenir de l'ARENH ? Comment le système ARENH va-t-il évoluer au 1er janvier 2026 ?
La transformation majeure du marché de l’électricité marque une nouvelle ère pour EDF et les fournisseurs alternatifs. Malgré des négociations lourdes, le nouveau cadre réglementaire, défini par la loi de finances 2025 et validé par la Commission européenne, remplace l’ancien système de l’ARENH par deux dispositifs complémentaires :
- Le VNU pour l’ensemble des consommateurs
- Les CAPN pour le secteur industriel
Quels sont les montants et revenus en jeu ?
Le coût initial de référence passe de 42€/MWh (ancien plafond de l’ARENH) à 70€/MWh, impactant directement les tarifs réglementés. Les montants redistribués via le VNU dépendront du seuil de taxation et des revenus générés par la production nucléaire.
Comment cette évolution s'inscrit-elle dans la transition énergétique ?
Ce changement s’inscrit dans une vision plus large de transition énergétique du parc nucléaire français. Les nouveaux mécanismes visent à :
- Moderniser les infrastructures existantes
- Soutenir les investissements d’EDF
- Accompagner les fournisseurs alternatifs vers un marché plus équilibré
Quel était le taux d'écretement de l'ARENH en 2024 ?
Pour l’année 2024, le volume total d’ARENH demandé par les fournisseurs alternatifs s’est établi à 130,41 TWh, après corrections de la Commission de régulation de l’énergie. Face au plafond réglementaire maintenu à 100 TWh, le taux d’écrêtement s’est fixé à 23,32%.
Cette baisse significative par rapport au taux de 32,57% enregistré en 2023 s’explique principalement par la modification du coefficient de bouclage, passé de 0,964 à 0,844 au 1er janvier 2024. Cette réduction de 12% des droits ARENH des consommateurs a mécaniquement diminué le volume global demandé.
Les entreprises ayant souscrit des contrats ARENH classiques ont vu leur prix du MWh augmenter modérément à partir de février 2024, tandis que celles disposant de contrats sans plafond ont conservé des tarifs stables, l’écrêtement étant déjà intégré dans leur facturation.
Autrice de cet article
Natalia Stanatchkov
Natalia a rejoint Capitole Énergie en octobre 2024 dans le cadre de son Mastère en Marketing Digital. Depuis, elle prête sa plume pour contribuer activement au blog de l’entreprise. Elle suit de près l’actualité du secteur, des tendances marché aux évolutions de l’entreprise, et s’attache à rendre l’information accessible, utile et synthétique pour vous, les professionnels qui nous lisent au quotidien.
