La fin de l’ARENH change la manière dont votre facture d’électricité est calculée en 2026. Ce guide explique le nouveau cadre qui succède au dispositif historique, la méthode de construction du tarif réglementé, et ce que cela signifie concrètement pour votre budget énergie.
Comprendre la fin de l’ARENH et le cadre qui lui succède depuis 2026
Le dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, plus connu sous son acronyme ARENH, a structuré le marché français de l’électricité pendant près de quinze ans. Depuis le 1er juillet 2011 et jusqu’au 31 décembre 2025, il permettait aux fournisseurs alternatifs d’accéder à un prix régulé sur l’électricité produite par les centrales nucléaires historiques d’EDF, à un tarif fixé à 42 €/MWh depuis 2012. Les volumes accessibles n’étaient pas illimités : les fournisseurs alternatifs ne pouvaient souscrire plus de 100 TWh par an, soit environ 25 % de la production du parc nucléaire historique. Ce plafond, couplé au prix fixe, offrait une visibilité que le marché de gros, plus volatil, ne permettait pas. Le dispositif a pris fin au 31 décembre 2025, comme le prévoyait son cadre légal d’origine.
Depuis cette date, les fournisseurs d’électricité s’approvisionnent intégralement sur les marchés ou avec leurs propres moyens de production, ce qui modifie en profondeur la manière dont se forme le prix de l’énergie facturé aux consommateurs. Ce basculement n’est pas un vide juridique : la loi de finances pour 2025 a introduit un nouveau dispositif applicable à partir du 1er janvier 2026 pour organiser le partage des revenus tirés de l’exploitation du parc nucléaire historique. Concrètement, l’article 17 de cette loi entre en vigueur le 1er janvier 2026 et s’applique à l’ensemble des livraisons d’électricité intervenant physiquement à compter de cette date, comme le précise le texte consolidé publié sur Légifrance.
La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a donné un nom à ce nouveau mécanisme dans sa communication : elle désigne ce dispositif comme le mécanisme du « versement nucléaire universel (VNU) ». Cette appellation n’est toutefois pas reprise telle quelle dans le texte consolidé du code de l’énergie : celui-ci organise le partage des revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques dans un nouveau chapitre VI, articles L.336-1 à L.336-16. Nous employons donc « VNU » dans ce guide comme raccourci de communication de la CRE, et non comme un intitulé légal. Les anciens articles L.337-13 à L.337-16, propres à l’ARENH, ont été abrogés, tout en restant applicables aux fournitures livrées jusqu’au 31 décembre 2025.
Sur le plan financier, le montant de la taxe résulte de la comparaison des revenus du parc nucléaire à deux taux : 50 % au titre de la taxation, 90 % au titre de l’écrêtement. Cette base de calcul s’appuie sur une comptabilité dédiée : le décret n° 2025-909 du 5 septembre 2025 encadre la comptabilité des transactions de vente et d’achat d’électricité de l’exploitant des centrales nucléaires historiques. Pour approfondir la mécanique de marché sous-jacente, notre rapport de surveillance 2025 de la CRE détaille l’évolution des prix de gros observée sur la période.
ARENH et cadre post-ARENH : le comparatif
Pour visualiser ce qui change concrètement, voici une comparaison synthétique entre l’ancien dispositif et le cadre applicable depuis 2026. Notre analyse du rapport CRE 2025 sur les prix et la protection des consommateurs revient plus largement sur ces évolutions.
| Critère | ARENH (dispositif clos) | Cadre post-ARENH |
|---|---|---|
| Prix de référence | 42 €/MWh, fixé depuis 2012 | Approvisionnement au prix de marché de gros |
| Volume | Plafonné à 100 TWh/an, environ 25 % de la production nucléaire historique | Approvisionnement libre, sans plafond équivalent identifié |
| Mécanisme | Accès direct et régulé à l’électricité nucléaire historique d’EDF | Taxe sur les revenus du parc nucléaire, que la CRE nomme « versement nucléaire universel (VNU) » |
| Taux de prélèvement | Non applicable | 50 % (taxation) et 90 % (écrêtement) |
| Bénéficiaires directs | Fournisseurs alternatifs | Partage des revenus de l’exploitation nucléaire, encadré par la loi de finances |
| Base légale | Articles L.337-13 à L.337-16 du code de l’énergie (abrogés) | Chapitre VI « Partage des revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques », articles L.336-1 à L.336-16 |
Ce basculement s’inscrit dans un contexte plus large de recomposition du secteur électrique, que nous avons détaillé dans notre article sur la nationalisation d’EDF et les coûts du nucléaire.
Comment se construit le prix de l’électricité en 2026
La méthode de fixation du tarif réglementé de vente d’électricité (TRVE) hors taxes repose sur la méthode dite par « empilement des coûts », prévue à l’article L.337-6 du code de l’énergie. Cet empilement intègre les coûts d’approvisionnement en énergie, les coûts d’acheminement, le coût de commercialisation et la rémunération normale de l’activité de fourniture. Le TTC ajoute encore un étage : le TRVE facturé par les fournisseurs historiques intègre également une contribution, la contribution tarifaire d’acheminement (CTA), et deux taxes. La nouveauté de 2026 porte sur le premier étage de cet empilement : la totalité de l’approvisionnement en énergie du TRVE est désormais réalisée à un coût représentatif des marchés de gros, contre environ 56,2 % auparavant sous ARENH. Cette méthode, initialement établie par la CRE en 2016 après consultation publique, a donc été ajustée pour intégrer la disparition du prix régulé.
| Composante | Rôle | Élément chiffré 2026 |
|---|---|---|
| Coût de fourniture (achat d’énergie) | Rémunère l’approvisionnement en électricité sur le marché de gros | la totalité de l’approvisionnement du TRVE au prix de marché de gros depuis 2026, contre environ 56,2 % auparavant |
| Coût d’acheminement (TURPE) | Rémunère le transport et la distribution de l’électricité | +3,04 % pour les réseaux de distribution HTA-BT et +3,34 % pour les réseaux de transport HTB au 1er août 2026 |
| Commercialisation et rémunération du fournisseur | Coûts de gestion clientèle et marge normale du fournisseur | Composante de l’empilement des coûts prévu à l’article L.337-6 du code de l’énergie |
| Contribution et taxes (CTA + accise) | Financent le service public de l’énergie et le budget de l’État | Accise fixée à 30,85 €/MWh pour les particuliers depuis le 1er février 2026 |
| Évolution globale du TRVE | Résultante de l’ensemble des composantes | -0,83 % TTC en moyenne au 1er février 2026 (tarif proposé stable par la CRE) |
Sur la partie taxes, l’accise sur l’électricité est fixée à 30,85 €/MWh pour les particuliers et assimilés depuis le 1er février 2026. Côté acheminement, les tarifs TURPE évoluent au 1er août 2026 en moyenne de +3,04 % pour les réseaux de distribution HTA-BT et +3,34 % pour les réseaux de transport HTB, comme le détaille le communiqué de la CRE, une évolution que nous avions anticipée dans notre article la revalorisation du TURPE 2026 confirmée par la CRE sur votre facture. Cette hausse du TURPE se répercute par une augmentation d’environ 1 % TTC sur le TRVE. Au global, la CRE a proposé de maintenir les TRVE stables au 1er février 2026, avec une évolution moyenne de -0,83 % TTC — le barème détaillé figure dans notre guide du tarif réglementé de l’électricité 2026.
Ce que la fin de l’ARENH change concrètement pour vous
Si vous êtes au tarif réglementé, votre fournisseur historique répercute directement les évolutions décrites ci-dessus : la stabilité annoncée en février 2026, puis la hausse liée au TURPE en août. Environ sept consommateurs résidentiels sur dix ont souscrit une offre au TRVE ou indexée sur celui-ci, ce qui signifie que ce mécanisme reste la référence de marché pour la majorité des ménages. Notre bilan CRE 2025 sur la protection des consommateurs détaille les mesures d’accompagnement associées.
Si vous êtes en offre de marché, votre facture dépend davantage des prix observés sur les marchés de gros, dont l’évolution est désormais suivie trimestriellement par la CRE depuis la fin de l’ARENH. En pratique, il devient utile de surveiller ces publications pour anticiper vos propres échéances contractuelles, notamment lorsque des épisodes de prix négatifs de l’électricité viennent perturber la lecture du marché.
Pour les TPE/PME, l’éligibilité au tarif réglementé reste conditionnée à des critères précis : seuls les consommateurs non domestiques employant moins de dix personnes et dont le chiffre d’affaires n’excède pas 2 millions d’euros peuvent y souscrire. En pratique, nous recommandons aux structures proches de ce seuil de vérifier leur éligibilité avant chaque renouvellement de contrat, car un dépassement bascule automatiquement l’entreprise vers une offre de marché, potentiellement plus sensible aux variations de prix de gros décrites plus haut.
Mise en œuvre : vérifier son contrat et anticiper les échéances
- Identifiez votre type de contrat (tarif réglementé ou offre de marché) sur votre dernière facture d’électricité.
- Si vous êtes au TRVE, repérez les dates de révision de février et août pour anticiper l’impact sur votre budget.
- Comparez le barème en vigueur avec notre guide du tarif réglementé 2026 avant toute décision.
- Si vous envisagez une offre de marché, consultez le bulletin trimestriel CRE du marché de gros pour situer le niveau des prix à terme.
- Pour les TPE/PME proches du seuil d’éligibilité, nous vous recommandons de faire vérifier votre statut par votre fournisseur avant chaque échéance contractuelle.
- Conservez une trace écrite de toute simulation ou offre reçue, pour comparer objectivement plusieurs devis.
Perspectives : ce que le nouveau cadre implique à moyen terme
À moyen terme, la formation du prix de l’électricité dépendra davantage de la disponibilité du parc nucléaire et du niveau des marchés de gros. En 2025, la production nucléaire française a atteint 373,0 TWh, en hausse pour la troisième année consécutive (+11,3 TWh, soit +3 % par rapport à 2024). Sur les marchés, les prix à terme de l’électricité française pour 2026-2028 se situent la plupart du temps entre 60 et 70 €/MWh, et sont actuellement plutôt bas, autour de 60 €/MWh, une tendance que nous suivons dans notre bulletin trimestriel des marchés de gros. Côté redistribution, l’estimation CRE actualisée le 13 janvier 2026 projette les revenus 2027 du parc nucléaire historique à 63,82 €/MWh, soit 22,975 milliards d’euros au total, pour une production nucléaire 2027 estimée à 360 TWh. Pour l’année 2026 elle-même, le tarif unitaire de la minoration du VNU a été fixé à 0 €/MWh par la délibération CRE n° 2026-70 du 27 mars 2026.
Nous assumons plusieurs limites dans ce guide. D’abord, l’appellation « versement nucléaire universel » reste un raccourci de communication de la CRE : elle n’a pas été retrouvée telle quelle dans le texte consolidé du code de l’énergie, qui parle de « partage des revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques ». Ensuite, aucune source primaire consultée ne permet d’affirmer un pourcentage précis de la part du nucléaire dans le mix électrique français, ni une répartition chiffrée exacte entre fourniture, acheminement et taxes dans une facture type : nous nous en tenons donc aux composantes qualitatives documentées. Enfin, le montant total du VNU pour l’année 2026 elle-même n’a pas été retrouvé littéralement ; seule l’estimation 2027 est sourcée.
Questions fréquentes
Qu’est-ce que l’ARENH et pourquoi a-t-il pris fin ?
L’ARENH permettait, du 1er juillet 2011 au 31 décembre 2025, aux fournisseurs alternatifs d’acheter de l’électricité nucléaire historique d’EDF à un prix régulé. Le dispositif a pris fin au 31 décembre 2025, conformément à son cadre légal d’origine.
Par quoi l’ARENH est-il remplacé depuis 2026 ?
Depuis le 1er janvier 2026, les fournisseurs s’approvisionnent intégralement sur les marchés de gros ou avec leurs propres moyens de production. La loi de finances pour 2025 a introduit un nouveau dispositif de partage des revenus du nucléaire applicable à partir de cette date.
Qu’est-ce que le « versement nucléaire universel » (VNU) ?
La CRE désigne sous ce nom le mécanisme qui organise le partage des revenus du parc nucléaire historique. Son montant résulte de la comparaison des revenus du parc nucléaire à deux taux, 50 % et 90 %.
Le nom « VNU » figure-t-il dans la loi ?
Non : le texte consolidé du code de l’énergie organise ce mécanisme dans un chapitre intitulé « Partage des revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques ». « VNU » reste un terme de communication employé par la CRE.
Comment est calculé le tarif réglementé de l’électricité en 2026 ?
Le TRVE hors taxes suit la méthode par empilement des coûts prévue à l’article L.337-6 du code de l’énergie, à laquelle s’ajoutent une contribution et deux taxes pour obtenir le tarif TTC.
Le tarif réglementé va-t-il augmenter en 2026 ?
La CRE a proposé de maintenir les TRVE stables au 1er février 2026, avec une évolution moyenne de -0,83 % TTC, mais la hausse du TURPE au 1er août 2026 se répercute par environ 1 % TTC supplémentaire.
Qui est éligible au tarif réglementé de l’électricité ?
Tous les ménages, ainsi que les professionnels employant moins de dix personnes et dont le chiffre d’affaires n’excède pas 2 millions d’euros.
Le prix de l’électricité va-t-il baisser avec la fin de l’ARENH ?
Rien ne le garantit mécaniquement : les prix à terme 2026-2028 se situent la plupart du temps entre 60 et 70 €/MWh. L’évolution dépendra surtout du niveau des marchés de gros et de la disponibilité du parc nucléaire.
Sources officielles
- CRE — Rapport de surveillance des marchés de gros 2025
- CRE — VNU : estimation des revenus nucléaires d’EDF
- Légifrance — loi de finances pour 2025, article 17
- CRE — Comprendre les tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE)
