Tout savoir sur l’ARENH

L’ARENH : à quoi il servait et comment il fonctionnait ?

L’ARENH, ça ne vous dit peut-être pas grand-chose. Pourtant, derrière cet acronyme un peu barbare se cachait un dispositif dont ont bénéficié pendant plus de dix ans un grand nombre de consommateurs d’électricité. Sans lui, l’offre disponible pour les particuliers comme pour les entreprises aurait été moins vaste et moins variée durant cette période de transition du marché de l’électricité.

Concrètement, l’ARENH permettait aux fournisseurs alternatifs d’énergie d’acheter de l’électricité issue des centrales nucléaires historiques d’EDF, dont les coûts étaient déjà amortis, afin de la revendre ensuite à leurs clients à un tarif plus compétitif. Ce mécanisme, mis en place pour favoriser la concurrence sur le marché de l’électricité, a pris fin le 31 décembre 2025.

On vous explique dans quel cadre il a été mis en place, comment il fonctionnait et pourquoi il a aujourd’hui laissé place à un nouveau mode de régulation du marché. Suivez le guide !

Qu’est-ce que l’ARENH ?

Entré en vigueur le 1^er juillet 2011, l’ARENH, pour « Accès régulé à l’électricité nucléaire historique », a été mis en place dans le cadre de la loi NOME. Ce dispositif a permis de favoriser l’apparition de nouveaux acteurs indépendants sur le marché de la fourniture d’électricité afin que chaque consommateur puisse profiter d’une offre adaptée à ses besoins au meilleur tarif possible.

L’ARENH donnait en effet la possibilité aux fournisseurs alternatifs d’énergie d’acheter de l’électricité à EDF à un prix régulé, correspondant aux coûts de production du parc nucléaire historique, pour la revendre ensuite à leurs clients (particuliers, professionnels ou entreprises).

Voilà pour les grandes lignes. Entrons maintenant dans le détail pour bien comprendre comment fonctionnait l’ARENH.

Le contexte : la libéralisation du secteur de l’électricité 

Pour faire la lumière sur l’ARENH et comprendre pourquoi il a été créé, il faut remonter dans le temps. À la fin de la 2^nde guerre mondiale, l’ensemble du secteur de l’électricité a été nationalisé et confié à un unique acteur : Électricité de France (EDF). Créé en 1946, cet établissement public a été chargé de produire, de commercialiser et de distribuer l’électricité jusqu’au compteur de chaque abonné, en situation de monopole pendant plus de cinquante ans.

Cette situation a progressivement pris fin à partir de 1999, avec l’ouverture du secteur de l’énergie à la concurrence à la suite de l’adoption de directives européennes. À compter de cette date, les clients industriels ont été les premiers à pouvoir choisir un autre fournisseur qu’EDF pour leurs approvisionnements en électricité. Cette ouverture s’est ensuite étendue aux professionnels en 2004, puis aux particuliers en 2007. C’est dans ce contexte de libéralisation progressive du marché de l’électricité qu’ont émergé les premiers fournisseurs alternatifs.

Cette mise en concurrence avait pour objectif premier de servir les intérêts du consommateurs en entraînant une baisse des prix.

L’ARENH, un outil de la libre concurrence

Un problème de taille a longtemps freiné le développement de nouveaux acteurs sur le marché de l’électricité. EDF possédait en effet l’immense majorité des moyens de production du pays, notamment de nombreux barrages hydrauliques et surtout des centrales nucléaires, dont les coûts de construction, financés par le contribuable, étaient déjà amortis au moment de l’ouverture à la concurrence.

Avec un parc de production déjà financé, le fournisseur historique conservait donc un avantage structurel face aux nouveaux entrants, qui ne disposaient pas de leurs propres moyens de production d’électricité.

Concrètement, les conditions d’une libre concurrence n’étaient pas réunies. Se posait alors la question suivante : comment permettre aux fournisseurs alternatifs d’exister aux côtés d’EDF et de proposer des tarifs attractifs, sans qu’ils aient à investir des sommes considérables pour se doter de capacités de production équivalentes, sans bénéficier du soutien de fonds publics ?

C’est précisément dans ce contexte que l’ARENH est intervenu. En donnant la possibilité aux nouveaux entrants d’acheter de l’électricité à un prix régulé, issue d’un parc de production déjà amorti – et financé par la collectivité – le fournisseur historique et les fournisseurs alternatifs ont pu évoluer dans un cadre plus équitable. Pour les consommateurs, ce dispositif a contribué à garantir des tarifs plus compétitifs et à diversifier les offres disponibles sur le marché de l’électricité.

Comment fonctionnait l’ARENH ?

Le dispositif de l’ARENH était géré par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Cet organisme public était chargé de fixer le prix auquel les fournisseurs alternatifs pouvaient acheter de l’électricité à EDF, dans un objectif d’équilibre entre les intérêts du fournisseur historique et ceux du consommateur final.
La CRE avait également pour mission de déterminer le volume total d’électricité concerné par ce dispositif et de fixer des plafonds pour chaque fournisseur souhaitant en bénéficier.

Comment était fixé le prix de vente de l’ARENH ?

Le premier rôle de la CRE consistait à calculer le prix auquel EDF devait revendre son électricité aux fournisseurs alternatifs. Afin de ne léser ni EDF ni les fournisseurs alternatifs, ce prix de vente devait correspondre au coût complet de production de l’électricité nucléaire historique.

Ce coût de production, et donc le prix de vente de l’ARENH, a été fixé par décret à 42€/MWh à compter du 1^er juillet 2012, et est resté inchangé jusqu’à la fin du dispositif, hors ajustements exceptionnels décidés par les pouvoirs publics.

En réalité, le coût de production de l’électricité d’origine nucléaire était estimé légèrement inférieur à ce montant, compris entre 36 et 39€/MWh selon les évaluations disponibles. L’écart avec le prix de vente de l’ARENH visait à anticiper les investissements nécessaires à la sûreté, à la maintenance et à la modernisation du parc nucléaire d’EDF. Il s’agissait ainsi de faire contribuer l’ensemble des fournisseurs à l’entretien des installations dont ils bénéficiaient indirectement.

Un rapport de la cour des comptes publié en juillet 2022 estime que, sur la période 2011-2021, l’ARENH a non seulement couvert l’intégralité des coûts de production, mais a également généré un excédent cumulé pour EDF de l’ordre de 1,75 milliard d’euros.

Quel était le volume d’électricité concerné par ce dispositif ?

Le plafond de l’ARENH avait été fixé à 100 TWh par l’arrêté du 28 avril 2011. Ce volume représentait environ un quart de l’électricité produite chaque année par EDF (soit 431 TWh en 2022).
À titre exceptionnel, le plafond de l’ARENH a été porté à 120 TWh en 2022, afin de limiter partiellement les effets de la hausse brutale des prix de gros de l’électricité sur les tarifs de vente au détail, avant de revenir à son niveau initial en 2023.

Toutefois, ce plafond n’était pas réparti mécaniquement entre les fournisseurs : un coefficient de bouclage était appliqué afin d’ajuster les quantités effectivement allouées, en fonction de la part réelle de l’électricité nucléaire dans la consommation nationale.

Ainsi, à compter du 1^er janvier 2024, ce coefficient a été abaissé de 0,964 à 0,844, conformément à un arrêté publié le 24 août 2023. Cette réduction de 12,45% traduisait une baisse de la disponibilité du parc nucléaire, liée notamment à des opérations de maintenance et à des contraintes techniques sur certaines centrales.

La diminution du coefficient de bouclage entraînait une réduction du volume d’ARENH effectivement attribué aux fournisseurs. Ces derniers devaient alors se tourner davantage vers les marchés de gros pour compléter leurs approvisionnements.

Les demandes d’ARENH : Processus de distribution entre fournisseurs

Pour répartir le volume d’électricité concerné par ce dispositif entre les différents acteurs, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) recueillait auprès des fournisseurs des demandes d’ARENH. Ces demandes étaient basées sur une estimation des besoins de leurs clients pour l’année à venir.

Afin d’éviter les comportements opportunistes, les fournisseurs devaient formuler des demandes aussi proches que possible de leurs besoins réels, sous peine de s’exposer à des pénalités financières en cas d’écarts significatifs.

Retrouvez dans le tableau ci-dessous l’historique des demandes d’ARENH déposées par l’ensemble des fournisseurs alternatifs ayant signé un accord cadre avec EDF :

Depuis 2019, le total des demandes d’ARENH a dépassé de manière récurrente le plafond des 100 TWh alloué au dispositif. Chaque fournisseur ne recevait donc qu’une fraction de son droit à l’ARENH, proportionnelle à ses besoins déclarés.

Quel avenir pour le dispositif de l’ARENH ?

Après plus d’une décennie d’existence, l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) a pris fin le 31 décembre 2025, conformément au cadre prévu lors de sa création. Conçu dès l’origine comme un mécanisme transitoire, l’ARENH avait vocation à accompagner l’ouverture du marché de l’électricité à la concurrence, et non à s’inscrire durablement dans le paysage énergétique français.

Au fil des années, le dispositif est apparu de moins en moins adapté à l’évolution du marché de l’électricité. Fixé à un prix administré (42 €/MWh), il ne reflétait plus suffisamment les coûts réels d’exploitation, de maintenance et d’investissement du parc nucléaire, ni la volatilité croissante des prix sur les marchés de gros. Cette situation a pesé sur l’équilibre économique d’EDF et a mis en lumière les limites d’un mécanisme reposant sur un prix unique, indépendamment des conditions de marché.

Face à ces constats, le Gouvernement et la Commission de régulation de l’énergie ont étudié plusieurs scénarios de remplacement. Les contrats pour différence (CFD), utilisés pour certaines filières renouvelables afin de stabiliser les revenus des producteurs, ont été envisagés mais finalement écartés. Ils ont laissé place à un nouveau mécanisme, le Versement Nucléaire Universel (VNU), entré en vigueur au 1^er janvier 2026, qui repose sur une logique différente : la vente de l’électricité nucléaire au prix du marché, accompagnée d’un mécanisme de redistribution des revenus en faveur des consommateurs lorsque les prix sont élevés.

Le Versement Nucléaire Universel : une nouvelle logique de marché

Acté dans la Loi de finances pour 2025, le Versement Nucléaire Universel (VNU) est entré en vigueur le 1^er janvier 2026. Il permet désormais à EDF de vendre l’intégralité de sa production nucléaire sur le marché de gros, mettant fin au mécanisme de prix administré qui prévalait avec l’ARENH.

Afin de limiter les effets d’une exposition totale aux prix de marché, un mécanisme de prélèvement progressif s’applique lorsque les revenus issus de la vente d’électricité nucléaire dépassent certains seuils.

Les recettes issues de ce prélèvement sont redistribuées aux consommateurs sous la forme du versement nucléaire universel. Ce mécanisme vise à atténuer l’impact des hausses importantes des prix de l’électricité sur les ménages et les entreprises, tout en laissant le marché jouer un rôle central dans la formation des prix.

Pour en savoir plus, découvrez notre article dédié.

Une régulation et une surveillance renforcées

La fin de l’ARENH marque également une transition vers un modèle où le marché de gros de l’électricité joue un rôle prépondérant dans la formation des prix. C’est dans ce contexte que la CRE a renforcé sa surveillance du marché. Le bulletin trimestriel publié en avril 2025 souligne l’amélioration de la liquidité du marché à terme, notamment après la fin de l’ARENH, avec suffisamment d’offres et de volumes pour que les fournisseurs puissent s’approvisionner et se couvrir sur plusieurs années à des prix relativement compétitifs.

Cependant, la question reste entière : comment le marché va-t-il réagir lorsque les prix de gros deviendront la référence pour les consommateurs ? Si, pour l’instant, les prix sont plutôt favorables (autour de 60€/MWh pour les années 2026-2028), il demeure un risque de volatilité importante. La CRE surveille de près l’évolution des prix, notamment sur les échéances longues, pour garantir une couverture adéquate des besoins des consommateurs et éviter toute manipulation des prix.

Et la bellenergie dans tout ça ?

Jusqu’au 31 décembre 2025, la bellenergie s’est appuyée, comme l’ensemble des fournisseurs alternatifs d’électricité, sur le dispositif de l’ARENH pour couvrir une partie des besoins de ses clients et leur proposer des offres à des conditions tarifaires compétitives.

Depuis la fin de l’ARENH, la bellenergie s’approvisionne sur les marchés de gros de l’électricité et met en place des stratégies de couverture afin de sécuriser ses approvisionnements et de proposer à ses clients des offres adaptées aux conditions de marché.

En parallèle, nous achetons des Garanties d’Origine (GO). Cela nous permet de nous assurer que pour chaque kWh consommé par nos clients, un kWh d’électricité renouvelable produit en France est injecté dans le réseau électrique. 

Nous soutenons ainsi des producteurs d’énergie renouvelable et permettons d’entretenir et de développer leurs structures pour encourager le secteur des énergies vertes. C’est notre engagement pour le respect de l’environnement et de la planète que nous partageons tous.

En souscrivant une offre d’électricité verte chez la bellenergie, vous participez activement à cette transition. Vous bénéficiez d’une électricité d’origine renouvelable et 100% produite en France, tout en profitant de tarifs compétitifs, comparés aux tarifs réglementés de vente proposés par le fournisseur historique.

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