Fin de l’ARENH : un tournant majeur pour le marché de l’électricité

La fin de l’ARENH a conduit les pouvoirs publics à instaurer un nouveau mécanisme de régulation : le Versement Nucléaire Universel (VNU¹), jugé globalement moins protecteur pour le consommateur que le système précédent. Désormais, toute l’électricité nucléaire est vendue au prix du marché de gros. En contrepartie, lorsque ces prix deviennent trop élevés, une partie des revenus supplémentaires générés par le nucléaire est prélevée puis redistribuée aux consommateurs sous forme d’une réduction sur leur facture.

Dans les faits, ce mécanisme repose sur un prix de référence du nucléaire, correspondant à son coût de production, estimé par la CRE à environ 60 €/MWh, auquel l’État ajoute une marge qui correspond à la rémunération jugée nécessaire pour assurer la pérennité du parc nucléaire. Lorsque le prix moyen de vente de l’électricité nucléaire vendue par EDF sur le marché de gros dépasse ce niveau, une partie des revenus supplémentaires perçus par EDF est prélevée par l’État. Ce prélèvement est progressif : 50 % des revenus au-delà d’un premier seuil, puis 90 % au-delà d’un second seuil plus élevé, destiné à limiter les hausses de prix les plus importantes. Les montants collectés sont ensuite redistribués à l’ensemble des consommateurs sous forme d’une minoration de facture, appliquée par les fournisseurs, sans distinction de catégorie (ménages, entreprises, industriels).

Concrètement, le nouveau dispositif commence à s’activer lorsque les prix de marché dépassent environ 70 à 80 €/MWh, et devient fortement écrêté au-delà d’environ 110 €/MWh. Entre ces deux niveaux, les consommateurs restent exposés à la volatilité des prix, avec une compensation éventuelle qui n’intervient qu’a postériori. Autrement dit, malgré ce filet de sécurité, une partie de la facture reste imprévisible et les entreprises restent exposées aux fluctuations du marché. C’est dans ce contexte que produire et consommer localement son électricité solaire prend tout son sens : elle permet de sécuriser un coût stable, autour de 90 €/MWh dans de bonnes conditions, indépendamment des variations du marché. À cela s’ajoutent des économies supplémentaires sur les coûts liés à l’utilisation du réseau, qui peuvent représenter 30 à 50 €/MWh selon la puissance et le profil de consommation du site. Ensemble, ces deux effets – stabilité du prix de l’électricité et réduction des coûts réseau – permettent de réaliser des économies significatives par rapport au marché, tout en sécurisant un coût global maîtrisé pour l’entreprise.

Avec la disparition de l’ARENH et son remplacement par ce nouveau cadre, les fournisseurs d’électricité sont désormais pleinement exposés aux marchés de gros, par nature volatils et sensibles aux tensions géopolitiques, aux conditions climatiques et aux équilibres offre-demande à l’échelle européenne. Le nouveau dispositif agit comme une protection partielle contre les envolées de prix, mais uniquement après coup et de manière mutualisée.

Il ne garantit ni prix stable en amont, ni volume d’électricité à prix régulé, contrairement à l’ARENH, et son efficacité dépend directement du niveau de production nucléaire : en cas de baisse de production, les montants redistribués seraient mécaniquement plus faibles. Cette protection est en outre limitée dans le temps, la minoration de facture n’étant appliquée que sur une partie de l’année, ce qui laisse les consommateurs plus exposés en période hivernale, lorsque les prix sont généralement les plus élevés. Même si les prix ont récemment reculé par rapport aux niveaux extrêmes de la crise énergétique de 2022, le rôle amortisseur structurel de l’ARENH n’existe plus sous la même forme.

Dans ce nouveau contexte, la question n’est plus seulement de savoir à quel prix acheter son électricité, mais aussi comment sécuriser son approvisionnement et maîtriser ses coûts sur le long terme.