Fin de l’ARENH : le Versement Nucléaire Universel (VNU) change le marché de l’électricité en 2026

Sommaire

1.L'ARENH : un dispositif transitoire en fin de vie

L’ARENH obligeait EDF à vendre jusqu’à 100 TWh par an de sa production nucléaire à un tarif régulé de 42 €/MWh aux fournisseurs alternatifs. Ce système, voulu par Bruxelles, visait à ouvrir le marché à la "concurrence" tout en garantissant un accès équitable à l’électricité nucléaire historique.

Mais ce mécanisme a rapidement montré ses limites :

• le prix de 42 €/MWh est resté figé depuis 2012, très en dessous des coûts réels de production nucléaire ;
• EDF y perdait plusieurs milliards d’euros par an ;
• les fournisseurs alternatifs dépendaient de ce tarif artificiel, sans développer d’investissements de production ;
• les consommateurs ne bénéficiaient pas durablement de tarifs plus justes.

Dans un marché désormais interconnecté avec le reste de l’Europe, l’ARENH apparaissait comme une anomalie difficilement justifiable à long terme.

2. Pourquoi un nouveau dispositif : le Versement Nucléaire Universel

Le gouvernement français, (en la personne de Bruno Le maire alors ministre de l’Économie et des Finances...) sous pression de la Commission européenne, a négocié avec EDF un nouveau cadre applicable dès le 1er janvier 2026.

Le Versement Nucléaire Universel (VNU) remplacera donc l’ARENH. Son principe est simple : EDF vendra toute sa production nucléaire sur le marché libre, mais reversera à la collectivité une partie de ses revenus si les prix dépassent certains seuils.

L’objectif était de concilier 3 impératifs contradictoires :

1. Garantir à EDF un financement stable pour relancer le parc nucléaire et investir dans les futurs réacteurs EPR2.
2. Répondre aux exigences de Bruxelles, qui refuse toute distorsion de concurrence entre fournisseurs d’électricité.
3. Protéger les consommateurs français contre une envolée des prix sur le marché européen.

L’objectif du VNU est double :

1. garantir un revenu stable à EDF pour financer la maintenance et les investissements du parc nucléaire ;
2. protéger les consommateurs contre les excès du marché de gros en redistribuant une partie des profits d’EDF lorsque les prix flambent.

Ce qu'en dit la commission d’enquête parlementaire​

En juillet 2024, la commission d’enquête parlementaire a publié un rapport sur « la production, la consommation et le prix de l’électricité aux horizons 2035 et 2050 » est formelle : « L’accord de novembre 2023 ressemble à un accord “perdant-perdant” pour les consommateurs et les contribuables français, dont l’issue dépendra uniquement des fluctuations imprévisibles des marchés ».

3. Les seuils et modalités du VNU

Selon la Commission de régulation de l’énergie (CRE), le coût complet du nucléaire historique est évalué à 60,3 €/MWh pour la période 2026-2028. Le mécanisme de redistribution fonctionnera par paliers :

• au-dessus de 70 €/MWh, EDF reversera 50 % des revenus supplémentaires à un fonds de compensation ;
• au-delà de 110 €/MWh, la redistribution atteindra jusqu’à 90 %.

Ce fonds servira à amortir les factures des consommateurs via une modulation tarifaire.
En revanche, si les prix du marché chutent en dessous du coût de production, EDF ne bénéficiera d’aucune compensation.
Le système se veut universel, applicable à tous les consommateurs, quel que soit leur fournisseur.

4. Les impacts du VNU sur les différents acteurs

Les bénéfices

• Pour EDF : Le VNU offre une meilleure visibilité financière et supprime la contrainte de vendre à perte une partie de sa production.
  Mais il impose une redistribution automatique des revenus excédentaires, ce qui limite ses marges en cas de prix élevés.
• Pour les fournisseurs alternatifs : Ils perdent l’accès garanti à un volume d’électricité à tarif régulé.
  Dès 2026, ils devront s’approvisionner entièrement sur le marché ou via des contrats de long terme (PPA ou CAPN).
  Cela pourrait fragiliser les plus petits acteurs et accélérer la concentration du secteur.
• Pour les industriels : Les gros consommateurs devront renégocier leurs contrats et seront plus exposés à la volatilité des marchés.
  Certains envisagent même déjà des contrats directs avec EDF ou des producteurs indépendants pour sécuriser leurs prix sur plusieurs années.
  Pour les particuliers : Le changement sera moins visible au départ, mais la disparition de l’ARENH entraînera une plus forte dépendance aux prix de marché. Le VNU devrait en théorie limiter les hausses excessives, mais rien ne garantit un maintien durable des tarifs bas. Les factures pourraient devenir plus variables selon les périodes de tension du réseau ou les conditions météorologiques.

5. Dépendance aux cours boursiers s’amplifiant

Selon la Commission de régulation de l’énergie (CRE) 20,18 millions de ménages étaient affiliés tarifs réglementés de vente (TRV) de l’électricité au 31 décembre 2024. L’énergie nucléaire d’EDF sert également de bouclier tarifaire aux dérapages des marchés.

Fabien Gay sénateur de la Seine-Saint-Denis a indiqué que si les prix n'explosent pas en 2026, les surprises viendront dès 2017. En effet, 40 % de la facture électrique est constituée à partir du coût d’approvisionnement en électricité, c’est-à-dire du prix de l’électron calculé sur la moyenne des cours boursiers constatés sur les 2 dernières années. En 2027, ce seront les années 2025 et 2026 prises en compte qui impacteront les Tarifs Régulés de Vente de l'électricité qui subiront mécaniquement une majoration.

6. Les risques de la tarification dynamique

Les leçons appremment non tirées des expériences malheureuses de l’Espagne et du Texas

Avec la fin des tarifs régulés et l’ouverture complète du marché, Bruxelles encourage la mise en place d’offres à tarification dynamique.
Le principe : le prix de l’électricité payé par le consommateur varie chaque heure, en fonction du marché de gros.
En théorie, cela incite à consommer quand l’électricité est abondante (nuit, vent, soleil).
En pratique, les expériences étrangères ont montré des dérives préoccupantes.

En Espagne : la volatilité devenue ingérable

Depuis 2021, la plupart des foyers espagnols sont soumis à un tarif indexé sur le marché horaire.
Les prix ont parfois été multipliés par 4 ou 5 selon l’heure ou la météo.
Résultat : des factures imprévisibles, une défiance massive des ménages et une intervention du gouvernement pour plafonner les prix.
Les foyers les plus modestes, incapables de décaler leur consommation, ont été les plus pénalisés.

Au Texas : le chaos du marché totalement libre

Le marché texan est encore plus dérégulé. Les prix peuvent passer de quelques centimes à plusieurs milliers de dollars par MWh en quelques heures.
Lors de la vague de froid de février 2021, les coupures massives ont provoqué une crise humanitaire et économique.
Certains consommateurs ont reçu des factures dépassant 5 000 dollars pour une seule semaine.
L’absence de régulation et la dépendance à des signaux de prix extrêmes ont révélé les dangers d’un marché totalement libéralisé.

Offres à prix horaire indexées sur le marché de gros ?

En France : un risque de transfert de charge sur le consommateur

Le passage progressif à la tarification dynamique pourrait accroître :

• la complexité des factures ;
• les inégalités entre ménages (impossible de déplacer certaines consommations) ;
• l’exposition directe aux fluctuations du marché européen
• Une augmentation de 250 à 300 euros annuels pour un ménage moyen à consommation équivalente.

Certains experts estiment que ce système transfère la volatilité du marché sur les ménages, sous couvert “d’incitation à la sobriété”. Sans garde-fous, il risque d’augmenter les inégalités énergétiques.

7. Enjeux européens et équilibre à trouver

La réforme du marché français de l’électricité ne s’inscrit pas isolément : elle répond aux règles européennes de concurrence et d’intégration des marchés.

Mais ce mouvement vers la transparence et la libéralisation ne doit pas faire oublier la mission première du service public de l’énergie : la sécurité d’approvisionnement et la protection des consommateurs.

Le Versement Nucléaire Universel tente de concilier ces objectifs, mais il introduit une complexité supplémentaire et une exposition accrue aux signaux de marché.

8. Comment se préparer à ces changements

Pour les particuliers et entreprises, il est essentiel de :

• surveiller l’évolution des offres d’électricité en 2026 ;
• comparer les contrats à prix fixe et à prix indexé ; Envisager des contrats longs ou des dispositifs de couverture (par exemple, les CAPN d’EDF).
• éviter les offres à tarification horaire sans en comprendre les risques ;
• envisager l’autoconsommation solaire pour réduire la dépendance au marché ;
• renforcer l’efficacité énergétique du logement ou du site industriel.
• Les fournisseurs, eux, devront repenser leurs stratégies d’achat et de couverture à long terme.

​Opportunités pour les énergies "renouvelables" ou pas : Dans ce contexte de hausse et d’instabilité, l’autoconsommation photovoltaïque, le solaire thermique, les solutions alternatives comme la diversification des approvisionnements en énergie, l'isolation et l'optimisation de l'efficience globale se présentent comme des leviers indispensables pour maîtriser les coûts énergétiques.

Conclusion
Le 1er janvier 2026 marquera une rupture historique dans le marché français de l’électricité.
La fin de l’ARENH et l’instauration du Versement Nucléaire Universel traduisent la volonté d’adapter le modèle français aux exigences européennes.
Mais cette réforme soulève des questions de stabilité et de justice tarifaire.
L’expérience d’autres pays montre qu’un marché trop exposé aux prix instantanés peut vite devenir socialement explosif.
Pour que cette évolution serve réellement les consommateurs, il faudra garantir un encadrement public fort, une transparence totale et des mécanismes de protection efficaces.

Pour aller plus loin

Un article de L'association UFC Que Choisir sur le VNU​