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FICHE · ARENH FIN 2025 · MAJ MAI 2026

ARENH — fin du dispositif

↳ quinze ans, et puis voilà

Fonctionnement de l'ARENH (Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique), calendrier annuel, écrêtement, fin officielle au 31 décembre 2025 et bascule vers VNU et CAPN. À date de mai 2026.

L'ARENH (Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique) a structuré le marché B2B français pendant quinze ans, de 2011 à 2025. Ce mécanisme imposait à EDF de céder à prix régulé une partie de sa production nucléaire aux fournisseurs alternatifs. Le dispositif a pris fin le 31 décembre 2025. À date de mai 2026, il est remplacé par deux briques distinctes : le versement nucléaire universel (VNU) et les contrats d'allocation de production nucléaire (CAPN).

Cette fiche revient sur le fonctionnement du dispositif jusqu'à sa fin, son impact sur les contrats B2B et les points d'attention pour le courtier énergie en 2026.

Définition

L'ARENH est né de la loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l'Électricité) du 7 décembre 2010, et appliqué à compter du 1er juillet 2011. Son objectif : faire profiter les fournisseurs alternatifs (et donc leurs clients) de la compétitivité du parc nucléaire historique d'EDF, largement amorti à l'époque où le marché de la fourniture a été ouvert à la concurrence.

Le mot « historique » dans l'acronyme renvoie au parc construit entre 1977 et 1999. Ses coûts d'investissement étaient largement absorbés au moment du vote de la loi NOME, ce qui justifiait politiquement le partage de la rente. Sans ce dispositif, EDF aurait conservé un avantage structurel impossible à concurrencer pour TotalEnergies, Engie, Eni, Alpiq, Vattenfall et les nombreux acteurs régionaux du marché B2B.

Le principe était simple à énoncer. EDF était obligée de céder jusqu'à 100 TWh/an de production nucléaire à un prix régulé. Ce prix, initialement fixé à 40 €/MWh en 2011, est passé à 42 €/MWh en 2012 et n'a plus bougé jusqu'à la fin du dispositif.

Comment ça marchait

Le calendrier ARENH était annuel et rythmé en quatre temps réguliers.

  • Septembre / octobre. Les fournisseurs alternatifs déposaient à la CRE leur demande de volume pour l'année suivante, sur la base de la prévision de leur portefeuille B2B et B2C.
  • Décembre. La CRE arbitrait. Si la demande totale dépassait les 100 TWh disponibles, elle appliquait un écrêtement proportionnel : chaque fournisseur recevait moins que demandé.
  • 1er janvier. Démarrage de la livraison ARENH, en bandes de baseload (puissance constante 24h/24, 7j/7).
  • Juillet. Possibilité de demande complémentaire à mi-année si le portefeuille avait sensiblement évolué.

Pour le client B2B final, l'ARENH n'apparaissait pas sur la facture. Il était intégré en amont dans la formule de prix des offres indexées et fixes. Une offre type « 50 % ARENH + 50 % marché » alignait ainsi la moitié du prix sur les 42 €/MWh ARENH et l'autre moitié sur l'EEX Cal+1 du moment.

Pourquoi le dispositif s'arrête au 31 décembre 2025

Plusieurs raisons convergentes ont conduit à l'extinction du dispositif à cette date :

  • Durée prévue épuisée. La loi NOME prévoyait dès l'origine une durée de quinze ans, calée sur la prolongation du parc nucléaire alors envisagée. La fin au 31 décembre 2025 était inscrite dans le texte initial.
  • Prix régulé devenu inadapté. Le tarif de 42 €/MWh, fixé en 2012, ne couvrait plus les coûts complets du parc nucléaire dans un contexte de dépenses de prolongation (programme « grand carénage »), de coûts du démantèlement et d'investissements EPR2 à venir.
  • Crise énergie 2022-2023. Les écrêtements répétés et les répercussions massives sur le marché B2B ont fragilisé la confiance dans le mécanisme, qui était devenu une source de litiges plutôt qu'un facteur de stabilité.
  • Accord de novembre 2023. EDF et l'État ont conclu un accord de principe sur l'avenir économique du nucléaire : prix de référence cible autour de 70 €/MWh, mécanisme de partage des revenus en cas de prix élevés, contrats long terme avec les gros consommateurs. Cet accord a posé le cadre des dispositifs successeurs.

Cas pratique pour le courtier énergie

L'extinction de l'ARENH au 31 décembre 2025 a trois conséquences directes sur le quotidien d'un courtier énergie B2B en 2026.

Audit des anciens contrats. Les contrats signés avant 2026 et toujours actifs contiennent souvent une clause ARENH qui prévoyait la répercussion sur le client final des écarts entre allocation demandée et allocation reçue. Ces clauses deviennent caduques au 31 décembre 2025. Un passage en revue des contrats est nécessaire pour identifier celles qui se reportent automatiquement vers les nouveaux dispositifs et celles qui appellent un avenant explicite.

Cotations 2026 et au-delà. Les formules indexées ne référencent plus l'ARENH. Les fournisseurs construisent désormais leurs prix sur la base de l'EEX Cal+1 ajusté des CAPN qu'ils ont signés et des projections de VNU. Le courtier doit comprendre la position spécifique de chaque fournisseur (volumes CAPN sécurisés, exposition marché résiduel, poids du VNU dans la formule) pour comparer correctement les offres et expliquer sa commission dans une cotation transparente.

Communication client. Les clients qui ont vécu la crise 2022-2023 connaissent l'ARENH par son côté douloureux (l'écrêtement). Expliquer que ce risque structurel disparaît, sans pour autant promettre des prix bas, est un travail pédagogique nécessaire en 2026. Volto met à disposition de ses utilisateurs une fiche client type sur la transition ARENH → VNU + CAPN.

FAQ

L'ARENH existe-t-il encore en 2026 ?

Non. Le dispositif a pris fin le 31 décembre 2025. Plus aucune livraison ARENH depuis le 1er janvier 2026. Les références à l'ARENH dans les contrats antérieurs deviennent caduques ou s'interprètent au regard des dispositifs remplaçants.

Quel était le prix de l'ARENH ?

42 €/MWh, fixé en 2012 et inchangé jusqu'à la fin du dispositif. Initialement 40 €/MWh en 2011.

Pourquoi parlait-on d'écrêtement de l'ARENH ?

Quand la demande totale des fournisseurs alternatifs dépassait les 100 TWh disponibles, la CRE appliquait une réduction proportionnelle des allocations. Chaque fournisseur recevait moins que demandé, et la différence devait être compensée par des achats marché souvent à des prix sensiblement plus élevés.

Faut-il renégocier tous les contrats B2B en 2026 ?

Pas systématiquement. Les contrats correctement rédigés prévoient la bascule automatique vers le mécanisme successeur. C'est sur les contrats silencieux ou rédigés vaguement qu'un avenant peut être nécessaire. L'audit préalable est l'étape clé.

Voir aussi

Piloter la transition avec Volto

Volto aide les courtiers énergie à gérer la transition ARENH → VNU + CAPN sur leurs portefeuilles : détection des contrats avec clause ARENH active, recalcul des formules indexées pour 2026 et au-delà, lecture comparée des offres VNU et CAPN, mise en avant claire de la commission dans chaque cotation. Découvrir le produit ou voir les tarifs.