Fin de l'ARENH : ce qui change pour les professionnels depuis le 1er janvier 2026

La fin de l’ARENH est effective.

Le 31 décembre 2025, l’ARENH a tiré sa révérence, quinze ans après sa création. Depuis le 1er janvier 2026, les règles du jeu ont changé. 100 % de l’électricité doit être achetée au prix du marché, avec les risques de volatilité associés.

Pour les entreprises, collectivités et professionnels, l’enjeu est clair : anticiper, agir et ne pas subir. Ce virage se prépare dès maintenant !

Pourquoi la fin de l’ARENH ? Quelles conséquences sur les prix de l’électricité ? Par quoi est-il remplacé ? Découvrez notre décryptage complet pour prendre les bonnes décisions, sécuriser votre budget et éviter les mauvaises surprises en 2026.

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1. Pourquoi l’ARENH a pris fin en 2025 ?

Sa durée de vie, fixée à quinze ans, a été confirmée dès 2015 par la Loi de Transition Énergétique pour la Croissance Verte (LTECV).

La fin de l'ARENH a été fixée au 31 décembre 2025. Depuis le 1er janvier 2026, les fournisseurs d’énergie doivent acheter leur électricité sur les marchés de gros (ou bien s’approvisionner par PPA et détenir leurs moyens de production).

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1.1 Les principes fondateurs de l’ARENH : équité et accessibilité

A sa création, l’ARENH était guidé par deux principes :

• Garantir une concurrence équitable entre EDF et les fournisseurs alternatifs, en autorisant ces derniers à acheter une part d’électricité nucléaire à un tarif régulé.
• Maîtriser les tarifs de l’électricité, grâce à l’achat d’électricité nucléaire à un prix fixe de 42 € par MWh, inférieur aux prix du marché de gros.

Plafonné à 100 TWh, le volume ARENH a couvert chaque année environ 25 % de la production du parc nucléaire d’EDF¹.

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1.2 ARENH : un dispositif utile mais controversé

Malgré ses imperfections et fragilités, l’ARENH a aidé à contenir la hausse des prix de l’électricité pour les consommateurs.

Il a aussi donné de la visibilité budgétaire aux entreprises et professionnels.

Ce dispositif n’a cependant jamais fait l’unanimité.

Ses détracteurs (dont EDF), n’ont cessé de souligner ses limites :

• Une rentabilité dégradée pour EDF : la vente d’une part de son électricité nucléaire à un prix fixe, inférieur aux prix du marché et aux coûts de production, réduit les marges d’EDF et limite ses capacités d’investissement.
• Une concurrence biaisée : avec leurs coûts de production plus élevés, les petits producteurs d’électricité peinent à rivaliser avec le tarif régulé de l’électricité nucléaire, ce qui freine le développement des énergies renouvelables.
• Un équilibre concurrentiel discuté : le dispositif permettait aux fournisseurs alternatifs de concurrencer EDF, mais faisait peser sur ce dernier une part des risques et des coûts de production.

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1.3 Zoom sur l’écrêtement

Le volume de l’ARENH était plafonné à 100 TWh au total, à répartir entre l’ensemble des fournisseurs alternatifs. Chacun avait droit à un volume calculé en fonction de la consommation de son portefeuille de clients.

Lorsque les demandes cumulées dépassaient le plafond, la CRE réduisait les droits de chacun au prorata : c’est ce qu’on appelle l’écrêtement. Ce phénomène s’est répété chaque année depuis 2019.

En 2025, dernière année du dispositif, la demande cumulée des fournisseurs a atteint 134,93 TWh pour un plafond de 100 TWh. Les fournisseurs ont donc obtenu 74,12 % de leur demande, soit un taux d’écrêtement de 25,88 %.²

Résultat ? Le volume manquant devait être acheté sur les marchés de gros, souvent plus cher, ce qui pesait sur les contrats.

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2. Fin de l’ARENH : quelles conséquences sur les prix de l’électricité en 2026 ?

Depuis le 1er janvier 2026, les entreprises sont plus exposées aux prix de marché. Faute d’ARENH, les fournisseurs doivent désormais acheter leur électricité sur les marchés de gros (ou disposer de leurs propres moyens de production).

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2.2 Hausse ou stabilité des prix après l’ARENH ?

Neuf mois après la fin de l’ARENH, les tarifs réglementés d’électricité (TRV) sont restés globalement stables :

• Professionnels (tarif bleu non résidentiel jusqu’à 36 kVA) : d’après les propositions de la CRE, les tarifs ont baissé de 1,58% TTC en moyenne au 1er février 2026³ puis ont augmenté de 2,35 % TTC en moyenne au 1er août 2026, notamment avec l’intégration du nouveau mécanisme de capacité⁴
• Particuliers et copropriétés (tarif bleu résidentiel) : baisse de 0,74% TTC au 1er février 2026 puis hausse de 2,5 % TTC des TRV au 1er août 2026^{5 6} sous l’effet notamment de la hausse du TURPE⁷.

Ce repère permet de comparer les évolutions, mais avec prudence. En effet, les TRV intègrent un coût d’approvisionnement lissé sur deux ans. Ils réagissent donc avec retard aux variations des prix de gros !

Pour une entreprise en offre de marché, l’évolution de la facture dépend donc de son contrat, échéance et du moment de l’achat.

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2.3 Quels professionnels sont les plus impactés par la fin de l’ARENH ?

La fin de l’ARENH ne pèse pas de la même manière sur toutes les entreprises.

• Les industries électro-intensives (sidérurgie, métallurgie, chimie) sont en première ligne. L’électricité pèse lourd dans leurs coûts de production. Toute variation du prix de marché affecte donc directement leur compétitivité
• Les grandes entreprises, ETI et grandes collectivités, écartées des tarifs réglementés, pourraient aussi subir de plein fouet la volatilité des prix. Adopter une stratégie d’achats proactive n’est plus une option, mais une nécessité, sous peine de subir des hausses brutales.
• Les petites collectivités, PME, TPE, artisans et commerçants ont accès aux tarifs réglementés de vente (TRV) élargis depuis le 1er février 2025 avec la suppression du critère de puissance. Deux conditions doivent être réunies : moins de dix salariés et un chiffre d’affaires (ou des recettes) inférieur à 2 millions d’euros.

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3. Quels nouveaux mécanismes pour l’électricité après l’ARENH ?

Deux nouveaux mécanismes de régulation remplacent l’ARENH depuis le 1er janvier 2026.

3.1 Le Versement Nucléaire Universel : un mécanisme de redistribution

Le Versement Nucléaire Universel (VNU) s’applique à tous les consommateurs depuis janvier 2026. Le VNU repose sur un mécanisme de taxation – redistribution. Il est issu de l’article 17 de la loi de finances pour 2025.

Il doit limiter l’envolée des prix pour les consommateurs, tout en assurant à EDF des revenus suffisants pour développer le parc nucléaire.

Le VNU est donc en vigueur depuis le 1er janvier 2026 mais il ne redistribue de l’argent que si les revenus moyens d’EDF dépassent 78 €/MWh. En dessous de ce seuil, il n’y a ni prélèvement ni minoration sur la facture. C’est le cas en 2026 !

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Comment fonctionne la taxation et redistribution ?

Concrètement, EDF vend la totalité de sa production nucléaire au prix du marché.

Si les revenus du parc nucléaire dépassent certains seuils, calculés à partir du coût de production (estimé à 60,3 €/MWh pour 2026-2028 par la CRE), EDF doit reverser une part de ses revenus excédentaires à l’État.

Deux seuils ont été fixés par arrêté en février 2026 pour la période 2026-2028 :

• à partir de 78 €/MWh (tarif de taxation), 50 % des revenus excédentaires d’EDF sont prélevés
• à partir de 110 €/MWh (tarif d’écrêtement), le taux de prélèvement passe à 90 %

Le montant est ensuite redistribué aux consommateurs, sous forme de réductions automatiques sur la facture, calculées en euros par MWh. Le fournisseur applique un tarif unitaire à la consommation de chaque client (particulier ou entreprise).

La minoration apparaît sur la facture lorsque le mécanisme est activé (en principe entre le 1er avril et le 31 octobre).

Où en est-on en 2026 ?

Les dernières données de la CRE (maj du 1er juillet 2026) estiment les revenus du parc nucléaire pour 2027 à 63,82 €/MWh, soit 22,975 milliards d’euros, pour une production de 360 TWh⁹. Le tarif unitaire de la minoration pour 2026 est fixé à 0 €/MWh par arrêté du 27 mars 2026 et sur proposition de la CRE.

Ces estimations restent donc inférieures au premier seuil de 78 €/MWh. Comme la CRE tient compte des ventes déjà réalisées par EDF, ses mises à jour mensuelles, à partir d’octobre 2026 pour l’année 2027, nous diront si ce seuil se rapproche !

Des limites qui demeurent

La machine administrative est désormais en marche.

En témoigne un premier décret paru en septembre 2025 portant sur la comptabilité d’EDF (décret n° 2025-909 du 5 septembre 2025)⁹.

Mais quelques limites subsistent :

• Un mécanisme ni contractuel, ni garanti : versée a posteriori, la réduction varie en fonction des prix du marché et des volumes de production. Résultat : une visibilité budgétaire réduite pour les entreprises et les ménages.
• Un tarif unitaire fixé à partir d’estimations de la CRE (pour 2026, il est nul)
• Des seuils élevés par rapport au coût de production : aucune redistribution tant que les revenus du parc restent sous les 78 €/MWh…. alors que l’ARENH garantissait 42 €/MWh sur une partie du volume.

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3.2 Les CAPN : des contrats long terme pour les grands industriels

Les Contrats d’Allocation de Production Nucléaire (CAPN) concernent une minorité de clients, dont la consommation d’électricité dépasse 7 GWh par an.

Signé avec EDF, le CAPN est un contrat de long terme (10 à 15 ans) qui garantit aux gros consommateurs :

• Un approvisionnement sécurisé en électricité décarbonée d’origine nucléaire, avec un volume limité à 10 TWh par an.
• Un prix plus stable, basé sur les coûts réels de production, et non sur les marchés volatils.

En contrepartie, les consommateurs industriels acceptent de partager une part des coûts et des risques, via le versement d’un acompte en début de contrat et une part variable, indexée sur les coûts d’exploitation et de combustible.

Malgré ces promesses séduisantes, le CAPN a tardé à décoller, faute de visibilité et en raison du partage des risques.

Mais depuis l’été 2025, les signatures s’accélèrent, signe que les industriels cherchent à sécuriser leurs coûts sur le long terme^{18 19 20}.

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3.3 Quel impact sur la facture d’une PME ? Exemple chiffré

Prenons une PME qui consomme 500 MWh par an et dont l’ARENH représentait environ 40 % de la consommation après écrètement, soit 200 MWh à 42 euros.

Les calculs portent sur le seul prix de l’énergie, hors marge du fournisseur, avec des cours de marché donnés à titre d’illustration.

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Même avec un marché modéré, la facture finale est plus élevée qu’à l’époque de l’ARENH, sans aucune protection. L’impact varie toutefois selon le profil de consommation. Le droit de l’ARENH dépendait en effet de la courbe de charge de chaque site.

4. Quelles stratégies après la fin de l’ARENH ?

Prix volatils, factures imprévisibles, mécanismes de régulation incertains : la disparition de l’ARENH en France sonne la fin d’un modèle protecteur pour les entreprises.

Une transformation profonde est en cours. La clé pour ne pas la subir ?

Objectif : agir dès maintenant en adoptant une stratégie proactive d’achats et d’approvisionnement.

4.1 Adopter une stratégie d’achat proactive

Renégocier dès maintenant vos contrats d’électricité

Acheter au bon moment le produit adapté est le socle d’une stratégie d’achats d’énergie efficace. 

Selon le niveau des cours du moment, à suivre sur la plateforme Pilott, cela peut être le bon moment pour comparer les offres et renégocier vos contrats de fourniture.

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La vigilance s’impose néanmoins. Un retour de marché est toujours possible, au vu de l’instabilité géopolitique mondiale.

L’étape suivante est la comparaison des offres :

• le prix fixe pour assurer la visibilité budgétaire,
• ou bien une offre indexée sur le marché ;
• ou encore une formule hybride associant une base sécurisée et une part variable.

Privilégier des contrats à long terme ou à prix fixe

Et si vous sécurisiez vos prix sur le long terme pour préserver votre visibilité budgétaire et vous protéger des fluctuations du marché ?

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Les contrats long terme de 3 à 5 ans se multiplient aujourd’hui. C’est une chance à saisir. Leurs prix moins volatils reflètent davantage les fondamentaux du marché que les événements externes et conjoncturels.

Mutualiser vos achats via un achat groupé d’énergie

Les achats groupés d’énergie permettent aux entreprises, professionnels et collectivités de mutualiser leurs volumes, et donc de bénéficier de meilleures conditions tarifaires et contractuelles.

Cette stratégie gagnante simplifie les démarches en déléguant à un intermédiaire la négociation et l’analyse des offres. Elle rend toutefois impossible la conception d’une offre personnalisée.

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4.2 Diversifier vos sources d’approvisionnement

Choisir l’autoconsommation solaire

Produire et consommer une partie de son électricité réduit la dépendance au marché. Grâce aux installations photovoltaïques, l’autoconsommation est aujourd’hui accessible à toutes les entreprises et professionnels. 

Déjà garanti aujourd’hui, le retour sur investissement pourrait s’accélérer avec la hausse des prix de l’électricité sur les marchés.

Opter pour un PPA

Autre option durable et sécurisée à étudier : les Power Purchase Agreements (PPA). Ces contrats d’approvisionnement en électricité verte sont conclus directement avec des producteurs d’énergies renouvelables. Pour un guide pratique, voir Comment mettre en place un PPA pour votre entreprise ?

De long terme, les PPA offrent de nombreux avantages :

• Une stabilité des prix sur le long terme, de 10 à 30 ans. 
• Une sécurisation des approvisionnements.
• Une réduction de la vulnérabilité au marché de gros. 
• Une électricité décarbonée, valorisable dans votre politique RSE et de transition énergétique.

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Miser sur l’efficacité énergétique pour réduire vos consommations

L’électricité la moins chère est celle qu’on ne consomme pas. Cette formule souvent citée rappelle une vérité simple : la meilleure façon de résister à l’instabilité des prix, c’est de réduire sa consommation.

L’adoption d’éco-gestes par vos collaborateurs est un premier pas. Mais cette évidence exige de repenser globalement toute la consommation énergétique de votre entreprise, via :

• Des investissements ciblés dans l’efficacité énergétique (isolation thermique des bâtiments, choix d’équipements plus performants…)
• Une intégration de l’impératif de performance écologique aux processus de production. 
• Une structuration de votre gestion énergétique

Se faire accompagner par un expert en énergie

Technique, complexe et mouvant, l’environnement du secteur de l’électricité (réglementation, marchés, taxes) vous inquiète ? Ne restez pas seul.

Un expert vous aide à négocier vos contrats, analyser les marchés, bien acheter votre électricité ou piloter efficacement votre stratégie énergétique. 

À la clé, un gain de temps, des achats optimisés, des approvisionnements sécurisés, des risques évités et une facture d’électricité réduite.

Chez Sirenergies, c’est notre métier.

Cabinet de conseil et de sourcing en énergies, nous accompagnons chaque jour les entreprises, professionnels et collectivités dans leurs décisions énergétiques.

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5. Pour conclure…

La disparition de l’ARENH marque un changement profond pour les entreprises, collectivités et professionnels. Les tarifs régulés laissent la place à un marché 100 % exposé à la volatilité des prix. À cela s’ajoute un VNU qui ne se déclenche pas en 2026 et n’offre qu’une protection conditionnelle.

Mais ce bouleversement n’est pas une fatalité. Il offre l’opportunité de repenser votre stratégie énergétique. Entre renégociation des contrats, diversification des approvisionnements, achats groupés ou autoconsommation, les leviers sont nombreux pour sécuriser vos coûts et regagner en visibilité.

À une condition : agir dès aujourd’hui.

Avec Sirenergies, anticipez et structurez votre stratégie énergétique dès aujourd’hui pour mieux maîtriser demain.

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Sources

1. CRE, « Accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH) » : dispositif du 1er juillet 2011 au 31 décembre 2025, plafond de 100 TWh (environ 25 % de la production du parc nucléaire historique), calcul des droits, demandes supérieures au plafond depuis 2019.
2. CRE, délibération n° 2025-11 du 15 janvier 2025 (demande ARENH 2025 : 134,93 TWh, taux d'attribution de 74,12 %).
3. CRE, délibération n° 2026-06 du 14 janvier 2026 (TRVE au 1er février 2026 : − 0,74 % TTC résidentiels, − 1,58 % TTC bleus professionnels).
4. EDF Entreprises, « TRV août 2026 » (délibération CRE n° 2026-147 : tarif bleu non résidentiel + 2,35 % TTC, intégration du nouveau mécanisme de capacité).
5. CRE, communiqué du 16 juillet 2026 (TRVE + 2,5 % TTC au 1er août 2026).
6. EDF Particulier, « Pourquoi les prix de l'électricité augmentent au 1er août 2026 ? ».
7. CRE, évolution annuelle du TURPE au 1er août 2026.
8. CRE, communiqué du 20 janvier 2026 (TRVE stables au 1er février 2026 ; part marché lissée sur deux ans).
9. CRE, « VNU – Estimation des revenus nucléaires d'EDF » (mise à jour du 18/09/2026) : article 17 de la loi de finances pour 2025, décret n° 2025-909, revenus estimés 2027, calendrier des estimations.
10. Légifrance, arrêté du 27 mars 2026 fixant le tarif unitaire de minoration applicable au titre du VNU pour l'année 2026 (0 €/MWh).
11. CRE, délibération n° 2024-207 du 21 novembre 2024 (éligibilité aux TRVE : moins de dix personnes, 2 millions d'euros, suppression du plafond de 36 kVA au 1er février 2025).
12. EDF Entreprises, « Versement nucléaire universel : les clés pour tout comprendre » (article 17 de la loi de finances 2025, seuils de 78 et 110 €/MWh).
13. Connaissance des énergies, « Versement nucléaire universel (VNU) : forces et faiblesses du mécanisme post-Arenh » (coût complet estimé à 60,3 €/MWh ; redistribution en principe entre avril et octobre).
14. CRE, délibération du 26 février 2026 portant proposition de tarif unitaire de minoration du VNU pour 2026 (seuils fixés par arrêtés de février 2026).
15. Sénat, bilan annuel de l'application des lois au 31 mars 2026 (arrêté du 4 février 2026 relatif à la mention du VNU sur les factures d'électricité).
16. Assemblée nationale, rapport d'information n° 1902 de MM. Philippe Bolo et Maxime Laisney (enregistré le 10 octobre 2025).
17. EDF, « Souscription CAPN » (10 ou 15 ans ; consommateurs finals de plus de 7 GWh/an ; avance en tête et partage des coûts et des risques).
18. EDF, communiqué « ArcelorMittal et EDF signent un contrat de long terme » (CAPN de 18 ans signé le 26 décembre 2025).
19. TotalEnergies et EDF, communiqué du 27 mars 2026 (CAPN de 12 ans à partir du 1er janvier 2028).
20. Sfen, « Les CAPN de plus en plus séduisants pour l'industrie » (contrats Tessenderlo, Vicat, Data4, Lafarge).