La situation post ARENH en 2026

Fin de l'ARENH : quels impacts pour les acteurs ?

Dans un contexte de libéralisation du marché de l’électricité européen, il a été décidé de créer une concurrence artificielle sur le marché français par l’entremise de la loi NOME (2010). Cette loi, qui vise à réallouer une partie de la production d’EDF à ses concurrents à un prix plancher, est à l’origine du mécanisme de l’ARENH (Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique). Ce dernier doit ainsi leur permettre de créer une marge à la revente et d’allouer lesdits profits à la création de capacités de production propre. Ce mécanisme initialement voulu comme protecteur des consommateurs et vecteur d’innovation (libéralisation), a permis l’émergence de fournisseurs verts et d’investissement dans des capacités ENR (énergies renouvelables). L’ARENH prendra fin au 31/12/2025 après 14 ans d’existence, aura-il porté ses fruits et permis de libéraliser réellement le marché électrique français ?

Le passage de l’ARENH au VNU s'inscrit dans un principe de continuité; au sens que le VNU vise à protéger les consommateurs, notamment des variations excessives du marché de l’électricité. En effet, le nouveau mécanisme veut pour élément central, la redistribution des marges excessives d’EDF au regard des prix du marché à tous les consommateurs finaux, peu importe leur fournisseur. D’une façon similaire aux tranches d’imposition, EDF et l'État ont fixé un barème progressif de taxe sur le profit d’EDF en fonction du prix du marché; plus ce dernier est élevé, plus le bénéfice d’EDF est grand et plus la facture des foyers est élevé, appelant alors une compensation via le VNU. A l’opposé, lorsque les prix de marché se situent dans la moyenne, EDF ne fait pas de surprofit et n’a pas de redistribution à faire.

Qui des industriels et électro-intensifs ? Un système similaire à l’ARENH est prévu spécifiquement pour les électro-intensifs; le CAPN (Contrat d’Allocation de Production Nucléaire). Ces contrats visent à s’établir sur le long terme, pour des durées de 10 à 15 ans. Sur une volumétrie autrement plus restreinte que les volumes garantis au titre de l’ARENH, à hauteur de 10 TWH (au lieu de 100 pour l’ARENH). A date, nous savons seulement que le prix des volumes vendus au titre des CAPN refléteront les coûts de production du parc nucléaire et seront donc décorrélés des prix de gros. Cela consiste en un premier pas en avant de la part d’EDF, mais reste éloigné des conditions originelles de l’ARENH, offrant donc moins de stabilité et de visions à des industriels qui en ont pourtant grand besoin pour rester compétitifs.

Les fournisseurs alternatifs auront eux aussi bénéficié du dispositif, mais certains en ont abusé et ont été sanctionnés pour ces agissements. Lorsque le prix de l’électricité atteignait des sommets, il est arrivé que des fournisseurs alternatifs revendent sur les marchés l’énergie initialement achetée à EDF à prix préférentiels. Ce mécanisme leur permettait ainsi de générer des profits, au détriment des consommateurs et d’EDF. 
La fin de l’ARENH les contraindra à s’adapter. En période de hausse des prix, ils seront privés de tarifs avantageux. Ils devront donc se réinventer et innover; il est probable que de nouvelles offres, plus flexibles, voient le jour. Cette évolution devrait également rétablir un certain équilibre au bénéfice d’EDF, notamment lorsque les prix de marché étaient inférieurs au tarif ARENH, permettant à aux fournisseurs alternatifs de gagner des parts de marché. 

Enfin, le mécanisme ARENH aurait été un manque à gagner pour EDF ces dernières années et peut être perçu comme un dispositif de “non-sens” pour l’entreprise. Le nouveau mécanisme appelé à le remplacer prévoit un prélèvement sur les revenus du producteur, calculé en fonction des revenus générés et des coûts de production. Cette mesure, encadrée par l’Etat, permettra de redistribuer les ressources issues de cette taxe aux consommateurs sous forme de réductions sur leurs factures, quel que soit leur fournisseur. L’objectif principal étant de limiter l'impact de la hausse des prix et de protéger les consommateurs.

Quelles sont les contraintes et qu'attend-t-on d'EDF ?

Aujourd’hui, le sujet consiste à concilier les importants  besoins de financement d’EDF pour la construction de nouvelles centrales et la maintenance du parc existant. Ce, tout en garantissant des prix raisonnables et compétitifs pour permettre aux électro-intensifs de se projeter sur leur production et leur équilibre, on en veut  pour preuve la récente diatribe du PDG de Saint-Gobain. Le nouveau CEO d’EDF, M. Fontana, nommé pour faire face à cette crise, doit apporter sa vision industrielle lui venant de Framatome, tout en garantissant la pérennité de sa nouvelle maison. Certes, le VNU et les CAPN sont un pas en avant, mais les industriels sont en droit d’en attendre davantage. D’autant plus que l’ARENH prendra fin en 2025 et qu’il reste peu de temps pour éclaircir les nombreuses zones de flou qui subsistent.

En plus de 10 ans d’application, les prix de l’ARENH ont très peu évolué, malgré des contextes économiques et géopolitiques changeants. Le dispositif a joué un rôle essentiel dans la stabilité des prix et la protection du consommateur français. Toutefois, il demeurait imparfait et plusieurs défauts ont été mis en évidence, notamment dans le débat public, tant au niveau national qu’européen : rationnement, manque de transparence, complexité du modèle…
Pour autant, sans l’ARENH, le risque de fluctuation des prix s'accroît, rendant l’avenir plus incertain, pour l’ensemble des acteurs. La fin du dispositif ouvre la porte à une refonte plus large du cadre Européen de régulation de l’électricité, dans laquelle la France pourra promouvoir un mécanisme plus adapté aux enjeux long terme et à la transition énergétique.