Fin de l’ARENH : comprendre le nouveau cadre du nucléaire français et ses impacts sur le marché de l’électricité

La disparition programmée de l’ARENH au 31 décembre 2025 marque une rupture majeure dans l’organisation du marché électrique français. Après quinze années de prix régulé sur une partie de la production nucléaire, la France s’engage dans un nouveau cadre fondé sur une référence économique centrale : le coût complet du nucléaire.

À partir de 2026, ce changement modifiera en profondeur la formation des prix de l’électricité et les stratégies des acteurs économiques, en particulier celles des entreprises consommatrices d’énergie.

Les notions clés pour comprendre la réforme

ARENH – Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique

Mis en place en 2011 par la loi NOME, l’ARENH obligeait EDF à céder jusqu’à 100 TWh par an de sa production nucléaire à un prix administré de 42 €/MWh, fixé par l’État.
Son objectif était de :

• favoriser la concurrence entre fournisseurs,

• offrir un accès stable et prévisible à l’électricité nucléaire.

Ce mécanisme a longtemps servi de référence implicite de prix pour le marché français, notamment pour les contrats industriels.

Le coût complet du nucléaire

Le coût complet correspond au coût réel et soutenable de production d’un mégawattheure nucléaire sur le long terme. Il inclut :

• l’exploitation et la maintenance des centrales,

• le combustible,

• les investissements de sûreté, de modernisation et de prolongation de durée de vie,

• la rémunération du capital,

• les charges futures (démantèlement, gestion des déchets).

Pour la période 2026–2028, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a évalué ce coût à 60,3 €/MWh (valeur de référence, en euros constants).

⚠️ Il s’agit d’une référence économique, et non d’un prix de vente garanti.

VNU – Versement Nucléaire Universel

Le VNU est un mécanisme de prélèvement qui remplacera l’ARENH à partir de 2026.
Il vise à capter une partie des revenus excédentaires générés par le parc nucléaire historique lorsque les prix de vente dépassent certains seuils liés aux coûts complets.

Son objectif est double :

• éviter des rentes excessives,

• permettre une redistribution indirecte au bénéfice des consommateurs.

Les modalités précises de redistribution (montants, mécanismes de répercussion sur les factures) feront l’objet de textes d’application complémentaires.

Un changement structurel : du prix administré à une logique de marché encadrée

La fin de l’ARENH ne signifie pas un abandon total de la régulation, mais un changement de logique.

À partir de 2026 :

• l’électricité nucléaire sera vendue aux conditions de marché (contrats bilatéraux, marchés de gros),

• le coût complet servira de repère économique et réglementaire, sans constituer un prix automatique,

• les mécanismes de prélèvement (VNU) viendront limiter les excédents en période de prix élevés.

Ce cadre vise à assurer le financement durable du parc nucléaire existant, tout en conservant une forme de protection collective contre des hausses excessives.

Un tournant majeur pour les entreprises consommatrices d’électricité

La disparition d’un repère historique

Pendant plus d’une décennie, le prix ARENH a structuré les stratégies d’achat et les prévisions budgétaires. Sa disparition rend les arbitrages plus complexes et accroît l’incertitude.

Une exposition accrue à la volatilité

Les prix de l’électricité dépendront davantage :

• de la disponibilité du parc nucléaire,

• des conditions climatiques,

• des marchés du gaz et du carbone,

• du contexte géopolitique et financier.

Cette volatilité sera plus directement transmise aux consommateurs finaux, même si le VNU joue un rôle amortisseur.

Un enjeu financier significatif

Pour un industriel électro-intensif consommant plusieurs centaines de GWh par an, une variation de quelques euros par MWh peut représenter des écarts annuels de plusieurs centaines de milliers d’euros.

L’électricité devient ainsi un facteur clé de compétitivité.

Vers une nouvelle génération de stratégies d’achat d’énergie

1. Renforcer la vision long terme

Les entreprises devront davantage recourir à :

• des contrats pluriannuels,

• des stratégies d’achats progressifs,

• des mécanismes de couverture.

Objectif : réduire l’exposition aux chocs de marché.

2. Développer les PPA (Power Purchase Agreements)

Les contrats de gré à gré, notamment avec des producteurs renouvelables, offrent :

• une visibilité de prix sur 10 à 20 ans,

• une réduction de l’exposition au marché spot,

• un levier concret de décarbonation.

Ils deviennent un outil stratégique majeur.

3. Mieux coordonner achats, finance et RSE

L’électricité n’est plus un simple poste technique.
Elle devient :

• un enjeu financier,

• un levier de compétitivité,

• un pilier de la stratégie climatique.

La gouvernance interne doit évoluer en conséquence.

Conclusion : un marché plus cohérent, mais plus exigeant

La fin de l’ARENH et l’introduction d’un cadre fondé sur le coût complet du nucléaire ouvrent un nouveau chapitre du marché électrique français.
Ce modèle vise davantage de cohérence économique et de soutenabilité industrielle, mais il impose aux entreprises une montée en maturité stratégique.

Pour les acheteurs d’énergie, le temps de la gestion passive est révolu.
L’enjeu est désormais clair : anticiper, couvrir les risques et diversifier les sources d’approvisionnement.