L’ARENH, un mécanisme au cœur du marché de l’électricité

Article mis à jour le : 10 décembre

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Au 31 décembre 2025 signe la fin de l’ARENH . 

Pendant quinze ans, ce mécanisme a joué un rôle central dans l’ouverture du marché de l’électricité, façonnant la concurrence et les stratégies d’achat. 

La disparition de l’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique marque la fin d’un modèle de régulation "à la française". 

Imaginé pour accompagner la libéralisation du marché, l’ARENH a permis de concilier des enjeux parfois contradictoires : absorber la volatilité des prix et soutenir la concurrence, tout en tenant compte du poids du nucléaire en France. 

Quelles avancées l’ARENH a-t-il permises ? Quelles limites ce mécanisme a-t-il révélées ? 

À quoi ressemblera l’après-ARENH ? 

À l’aube d’une nouvelle régulation,l’histoire de l’ARENH nous éclaire sur les transformations à venir. 

La libéralisation du secteur de l’électricité en France

La libéralisation du marché de l’électricité commence en 1999, en application de la directive européenne de 1996. 

L’ouverture à la concurrence est progressive. 

L’objectif ? Faire disparaître les tarifs réglementés de vente de l’électricité (TRVE) au profit du jeu concurrentiel. 

Ils subsistent uniquement pour les sites avec une puissance inférieure à 36 kVA.

Les étapes de la libéralisation du marché de l’électricité

Trois étapes jalonnent l’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité en France : 

• 1999 : les clients qui consomment plus de 100 GWh d’électricité ont la possibilité de sortir du prix régulé. Ils ont alors le choix entre rester aux tarifs réglementés de vente (Tarif Vert) ou souscrire à une offre de marché. Progressivement, les industriels se tournent vers cette alternative pour bénéficier de prix sur les marchés de gros bien inférieurs aux tarifs réglementés.
• 2004 : l’ouverture à la concurrence est étendue à toutes les entreprises et collectivités. 
• 2007 : les consommateurs particuliers ont le droit de souscrire à une offre concurrente à celle d’EDF. Le nombre de fournisseurs alternatifs explose pour se stabiliser en 2025 autour d’une vingtaine.  

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Les limites de l’ouverture à la concurrence en France

Deux limites freinent l’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité en France. 

Le monopole d’EDF

La production d’électricité nationale est à 67 % d’origine nucléaire. 

Au début du XXIe siècle, EDF occupe une position dominante. Sa situation quasi monopolistique rend difficile l’arrivée de nouveaux entrants sur le marché. 

Le fournisseur historique bénéficie aussi d’un accès privilégié à l’électricité nucléaire, à des tarifs compétitifs. 

La volatilité des prix du marché

Jusqu’en 2004, les tarifs proposés par les fournisseurs alternatifs – inférieurs aux tarifs réglementés de vente – séduisent les grands consommateurs. 

Mais, à partir de 2004, les prix de gros de l’électricité s’envolent, sous l’effet de la hausse des prix des matières premières (gaz et charbon). 

Les tarifs réglementés de vente d’électricité redeviennent alors plus intéressants que les offres concurrentes. 

Or, le retour aux tarifs réglementés est impossible pour les professionnels ayant souscrit des contrats avec des fournisseurs alternatifs. 

L’ARENH, un mécanisme pour rééquilibrer la concurrence

L’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH) naît dans ce contexte difficile. Ce mécanisme vise à rééquilibrer le jeu concurrentiel entre EDF et les fournisseurs alternatifs, tout en maintenant des tarifs accessibles et équitables pour les consommateurs. 

Le TarTam

Face à la hausse des prix de l’électricité, les consommateurs industriels font appel aux autorités afin de pouvoir revenir aux tarifs régulés. 

En 2006, ils obtiennent du Sénat le vote du TarTam (Tarif Réglementé Transitoire d’Ajustement du Marché). Ce tarif permet aux clients professionnels de bénéficier d’un tarif de l’électricité encadré, légèrement au-dessus du Tarif Vert, mais moins cher que les offres de marché. 

Cependant, les instances européennes estiment que ce le TarTam représente un frein à l’ouverture de la concurrence. 

En 2010, la France, sous l’impulsion de Bruxelles, fait le choix de se conformer au droit européen.

La loi NOME : Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité

La loi NOME est promulguée le 7 décembre 2010. 

Elle reprend les conclusions de la commission Champsaur. Le rapport Champsaur met en évidence la position de monopole d’EDF et son avantage concurrentiel, grâce aux centrales nucléaires « amorties », financées par l’ensemble des contribuables français.

Cette « rente » nucléaire doit être partagée avec les nouveaux entrants sur ce secteur. Pour rendre le marché plus juste et ainsi favoriser la concurrence, l’ARENH est mis en place en 2011. 

Ce mécanisme permet aux concurrents d’EDF de lui acheter de l’électricité nucléaire au prix régulé de 42 €/MWh. Chaque fournisseur alternatif peut prétendre à ce droit ARENH. Le volume total vendu par EDF est plafonné à 100 TWh.

L’ARENH : comprendre son fonctionnement et son impact sur la facture

Pendant quinze ans, le mécanisme de l’ARENH rythme les achats d’électricité des fournisseurs, sous le contrôle de la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE). 

Le guichet ARENH

Chaque année, à l’automne, les fournisseurs alternatifs déposent leur demande au guichet ARENH pour l’année N+1. 

Le volume d’ARENH demandé est déterminé sur la base des prévisions de consommation de leurs clients sur les heures creuses en période basse (l’été). Il fluctue fortement en fonction des prix sur le marché de gros : 

• Si les tarifs de marché sont au-dessus de 42 €/MWh, les fournisseurs alternatifs affluent au guichet ARENH. 
• Sil les tarifs de marché sont inférieurs à 42 €/MWh, les fournisseurs alternatifs privilégient l’achat d’électricité sur le marché.   

Cela explique les fortes variations de volume ARENH demandé d’une année sur l’autre.

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L’écrêtement ARENH et l’impact sur les factures

La limite des volumes ARENH cédés par EDF ne peut dépasser 100 TWh.

Que se passe-t-il si la demande atteint 148,3 TWh comme en 2023 ?
Dans ce cas, le volume alloué à chaque fournisseur est diminué de manière proportionnelle.

Le risque de cette incertitude : l’augmentation des factures pour les consommateurs. En effet, les fournisseurs alternatifs achètent de l’ARENH lorsque les prix de marché sont supérieurs à 42 €/MWh. Si le montant d’ARENH alloué au départ est revu à la baisse, ils doivent compléter leur approvisionnement sur le marché de gros, à des tarifs moins compétitifs. La différence de prix est répercutée à la hausse sur les factures. 

En savoir plus ? : ARENH : Qu’est-ce que l’écrêtement ?

L’ARENH : une disparition annoncée

La fin de l’ARENH au 31 décembre 2025 couvait déjà depuis plusieurs années, sous le feu de critiques récurrentes : 

• Un obstacle à la rentabilité du groupe EDF, contraint de céder une part de sa production d’électricité à un prix régulé, parfois inférieur aux prix du marché et aux coûts de production. 
• Un contournement des règles de la concurrence : d’un côté, les fournisseurs alternatifs bénéficiaient d’une électricité bon marché, sans subir les risques liés à la production ; d’un autre côté, les producteurs d’électricité renouvelables, aux tarifs plus élevés, peinaient à se faire une place sur le marché. 

Le remplacement de l’ARENH s’est cependant révélé un exercice délicat, avec un double enjeu : réduire la dette d’EDF tout en garantissant une concurrence plus importante.

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Pour conclure

En 2025, les discussions ont abouti au remplacement de l’ARENH par deux nouveaux mécanismes de régulation : le Versement Nucléaire Universel (VNU) et les Contrats d’Allocation de Production Nucléaire à long terme (CAPN). Basée sur les prix de marché, la transition post-ARENH laisse encore planer des incertitudes, notamment sur l’évolution des factures d’électricité.

Pour les entreprises, professionnels et collectivités, anticiper ce changement est crucial. Dans un marché désormais exposé à la volatilité des prix, Sirenergies vous accompagne pour adapter votre stratégie énergétique. 

Renégociation des contrats, diversification des sources d’approvisionnement, Power Purchase Agreement (PPA) et pilotage énergétique sont autant de leviers pour ne pas subir la fin de l’ARENH et la transformer en opportunité financière. 

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