En 2026, l’Arenh est morte : voici VNU son remplaçant !
Le Versement nucléaire universel, annoncé au cours d’une conférence de presse fin 2023 en présence du ministre de l’économie d’alors (Bruno Le Maire), de la ministre de l’écologie (Agnès Pannier-Runacher) et de Roland Lescure – ministre de l’Industrie devenu depuis le ministre de l’Économie –, est officiellement entré en vigueur au 1er janvier 2026.
Mais la mise en place du VNU pose des questions structurelles dans l’achat d’énergie, avec l’enjeu de maintenir une part de visibilité quant à son budget énergétique pour les années à venir. Face aux enjeux de décarbonation, d’électrification et de concurrence internationale, la question du prix de l’énergie devient primordiale. Le VNU va-t-il permettre à la France de remplir ses objectifs de neutralité carbone tout en préservant son tissu industriel et ses entreprises ?
Car avec le VNU, le marché de détails de l’électricité français s’apprête à vivre une petite révolution, un changement en profondeur de son fonctionnement. Désormais, il est entièrement défini par les marchés de gros. Plus aucun système d’encadrement des tarifs n’est à l’œuvre. Même le tarif réglementé ne pourra plus s’appuyer sur une part de prix défini par l’État. Mais alors, dans ce nouveau marché, quelle protection existe encore pour les consommateurs ? Comment le marché sera-t-il régulé ? Les industriels risquent-ils de voir fondre leur compétitivité ?
Qu’est-ce que le Versement nucléaire universel et pourquoi remplace-t-il l’Arenh ?
Origine et contexte de l’Arenh
Avec la libéralisation du marché de l’énergie, le France s’est retrouvé confrontée à une difficulté particulière : il fallait offrir de la place à cette concurrence tout en préservant un cadre protecteur pour les consommateurs… ainsi que la spécificité du parc nucléaire, ultra majoritaire dans le mix énergétique et opéré par EDF.
Dès lors, pour permettre aux fournisseurs alternatifs de se faire une place sur le marché français alors qu’ils ne bénéficient pas des infrastructures de production d’EDF et notamment le parc nucléaire – dont l’investissement a déjà été amorti –, un prix a été décidé et figé dans le marbre : 42 €/MWh. C’est pour cela qu’on parle d’accès réglementé à l’énergie nucléaire historique. De 2012 à 2025, ce sera 42 et pas autrement pour 100 TWh de la production annuelle d’EDF, à destination des fournisseurs alternatifs.
Ce produit permettait ainsi aux fournisseurs de se garantir un prix fixe pour un volume de consommation, revendu ensuite à leurs clients. Pour des industriels électro-intensifs, c’était aussi un gage de compétitivité et de régularité dans les prix pour plusieurs années.
Les limites de l’Arenh au cœur de la crise de l’énergie
Dès sa mise en place sur les recommandations de la commission Champsaur, l’Arenh n’était prévu que pour un temps. Cela risquait d’exposer trop fortement EDF à terme, d’autant plus que son prix n’a pas évolué au fil des années en fonction de l’inflation. Or, le géant de l’électricité doit désormais investir dans de nouveaux réacteurs et préserver les anciens – via le grand carénage.
Le prix de 42 €/MWh est devenu intenable et le volume d’Arenh a également connu un écueil : l’écrêtement. Face à la demande de plus en plus forte des fournisseurs alternatifs, seule une partie pouvait être couverte par le guichet Arenh de 100 TWh. Le reste devait être acheté en fin d’année, sur des périodes où les prix sont habituellement beaucoup plus hauts. Le bouclier sur les prix devenait alors inefficace pour les consommateurs.
Pour EDF, le compte n’y était pas non plus en cas de flambée des prix, comme dans le cas de la crise de l’énergie de 2022. Sans évolution, l’Arenh est devenu sous-évalué, avec des coûts de production qui dépassait les 42 €/MWh, et beaucoup trop profitable aux fournisseurs alternatifs, tandis qu’EDF ne pouvait plus dégager de marge pour investir dans un renouvellement de son parc nucléaire.
Des différences clés avec l’ancien système : plus de marge pour EDF au détriment des consommateurs ?
Le VNU a été imaginé et mis en place dans un contexte de prix hauts sur les marchés de l’électricité. La négociation avec le gouvernement reposait donc principalement sur l’enjeu de couvrir le consommateur face à la flambée des prix, mais aussi pour EDF de préserver ses marges afin de financer son modèle économique et ses investissements dans de nouveaux actifs de production.
En particulier, l’enjeu du financement des 6 nouveaux EPR2 souhaités par l’État a incité EDF à refuser le principe d’un encadrement en amont (ex ante), avec des prix proches des coûts de production actuels. Pour cela, l’idée d’un CfD (contrat sur la différence) avec un prix plancher a été écartée, bien que l’Union européenne semblait favorable à l’étendre aux centrales nucléaires dans le cadre de la réforme du marché européen. À la place, ce sont des prix plafonds progressifs qui ont été choisis.
Comment fonctionne le Versement nucléaire universel en pratique ?
Avec le VNU, il n’y a plus d’encadrement en amont de la vente de l’électricité. EDF est libre de vendre l’ensemble de sa production nucléaire au prix de marché. Cependant, l’État pourra intervenir avec une captation des surprofits potentiels d’EDF, pour ensuite les redistribuer aux consommateurs. Concrètement, cela doit garantir et limiter les prix de l’électricité en France.
Le VNU : la garantie d’un prix moyen de 70 €/MWh ?
Officiellement, lors de son annonce à la fin de l’année 2023, le VNU devait permettre « d’établir un prix moyen de 70 €/MWh » pour la production d’électricité nucléaire par EDF, selon le ministre Bruno Le Maire.
Cependant, dans le détail, ce prix était théorique. Il dépend de la réalité de l’évolution des marchés de gros. Il s’appuie en fait sur un mélange de seuils de redistribution (le VNU) et de contrats négociés directement avec les principaux consommateurs d’électricité en France : les Contrats d’allocation de la production nucléaire (CAPN).
Techniquement, les CAPN permettent de réserver une partie de la production nucléaire d’EDF à ces consommateurs, avec un prix fixe sur le long terme (10 ans au minimum). En parallèle, le VNU fonctionne avec un système de plusieurs plafonds de prix et une redistribution progressive vers le consommateur en cas de flambée.
Une taxation progressive avec deux seuils de déclenchement
Deux seuils de déclenchement ont finalement été retenus après les négociations entre EDF et le gouvernement. Ils tiennent compte de l’évaluation des coûts complets de production du nucléaire par la CRE. En septembre 2025, la Commission de régulation de l’énergie publiait son chiffrage, à 60,3 €/MWh pour la période 2026-2028.
Dès lors s’applique un premier seuil, dit de taxation, au-delà duquel les revenus générés par la production nucléaire d’EDF sont prélevés à hauteur de 50 %. Ce seuil doit se situer entre 5 € et 25 €/MWh en plus des coûts complets du nucléaire. Fin 2025, le seuil de taxation du VNU a été établi par la CRE à 78 €/MWh.
Le seuil d’écrêtement se situe ensuite à un montant compris entre 35 et 55 €/MWh de plus que les coûts complets de production. La CRE a retenu un montant de 110 €/MWh pour celui-ci. Au-dessus, 90 % de la rente d’EDF sera captée afin de revenir vers les consommateurs.
Qui bénéficie du Versement nucléaire universel et quelles sont les implications pour chaque profil ?
Impacts sur les offres marché et tarifs réglementés
EDF conserve une place prédominante dans la production d’électricité français, qui reste par ailleurs dépendante du nucléaire (environ 65 % de la production électrique totale). Or, cet avantage pourrait se traduire par moins d’informations pour les autres fournisseurs. La prime de risque pourrait donc augmenter sur les marchés de gros, alors qu’ils vont couvrir des volumes plus importants.
Pour les tarifs réglementés, étendus à l’ensemble des très petites entreprises, ce changement s’applique aussi à leur formule de calcul. Il n’y aura plus la part fixe de l’Arenh qui permettait de les encadrer partiellement. Ils seront déterminés par une moyenne des prix sur les marchés de gros au cours des deux dernières années. Cela pourrait représenter un risque de forte augmentation de la facture des plus petits consommateurs. Cependant, grâce aux prix bas actuels, la CRE a annoncé que l’évolution des tarifs réglementés sera stable au 1er février 2026, avec même une légère baisse de 0,86 % en moyenne.
Entreprises et collectivités : quelles conséquences directes ?
Avec le VNU, le principal changement est donc le cadre de protection des consommateurs. Désormais, il n’y a pas de cadre défini à l’avance, avant l’achat. Le système est conçu pour redistribuer une partie de la rente d’EDF directement aux consommateurs, dans un second temps.
Par conséquent, pour les entreprises, les collectivités ou les industries, c’est un manque de visibilité et de sécurisation de leur budget énergie qui se présente. Tout l’enjeu est donc de se fournir les moyens de retrouver cette part de stabilité avec les produits disponibles sur le marché, en changeant de stratégie d’achat. Pour cela, les plus grands consommateurs font le choix de diversifier leurs achats en s’appuyant sur un mélange de contrats long terme avec les producteurs renouvelables (PPA), mais aussi des fixations progressives sur les marchés à terme.
Une redistribution sur les factures des consommateurs
Les revenus captés dans le cadre du VNU ont vocation à alléger la facture des consommateurs a posteriori. Ce sera donc aux fournisseurs d’appliquer la minoration, en la faisant apparaître explicitement sur la facture finale.
Cependant, en 2026, le coût de vente du nucléaire a été estimé à 66,08 €/MWh, un montant nettement inférieur au seuil de taxation de 78 €/MWh. Par conséquent, le VNU ne captera pas de rente. Aucune redistribution ne sera applicable.
Quels sont les enjeux, limites et perspectives du VNU pour l’énergie en France ?
Effets attendus sur EDF et la filière nucléaire
Avec les prix bas du marché, le risque pour EDF est de ne pas couvrir son seuil de rentabilité. Cela pourrait donc pousser à un nouvel arbitrage quant à l’investissement dans un grand carénage afin de prolonger la durée de vie de son parc nucléaire actuel, à un coût potentiellement trop élevé.
En fait, le système du VNU a été conçu dans une perspective de prix hauts. Or, avec des coûts de l’électricité situé actuellement aux alentours de 50 €/MWh, cela pourrait à l’inverse déstabiliser durablement EDF. Sans prix plancher, c’est à l’énergéticien de gérer ce nouveau risque et de trouver des pistes de financement solides pour maintenir sa capacité de production.
Interactions avec la transition énergétique et les énergies renouvelables
Cependant, la sortie du cadre d’un tarif bas encadré par l’État a l’avantage de valoriser certains projets de sobriété et d’efficacité énergétique. Les investissements dans des travaux pour faire baisser la consommation auront un ROI plus rapide si les marchés sont plus hauts, puisqu’ils feront économiser davantage à chaque mégawattheure.
En parallèle, la recherche de nouveaux systèmes de protection par rapport au marché et de garantie sur les prix à long terme pourrait inciter à promouvoir les PPA et donc les installations renouvelables. En effet, les Power purchase agreement sont des contrats de gré à gré entre un producteur éolien ou photovoltaïque avec un consommateur sur le long terme, de 15 à 20 ans. Dans le cadre de la sortie de l’Arenh, pour un industriel avec des besoins constants et importants, le PPA apportera une diminution du risque face à la volatilité du marché.
Les fournisseurs alternatifs vont également être davantage portés vers des investissements dans des actifs renouvelables pour gagner en puissance de production, pour maîtriser leur capacité et leur tarif de vente, sans avoir l’attrait d’un tarif bas disponible pour la revente vers le consommateur.
L’option du CfD pourrait-elle remettre en cause le VNU dans les prochaines années ?
Le VNU a été officiellement mis en place le 1er janvier 2026, même si son fonctionnement fait qu’il n’aura pas d’effet sur les prix dans l’immédiat. Pour autant, il est déjà décrié quant au manque de protection qu’il apporte aux consommateurs d’énergie. Ainsi, lors d’une mission d’enquête parlementaire, le VNU a été comparé à un parapluie inutile, « placé trop haut et percé de toutes parts ».
De plus, il fait porter le principal risque sur les finances d’un acteur détenu par l’État, EDF, et stratégique pour la sécurité d’approvisionnement électrique. D’après le journal La Tribune, avec des prix de marché aux alentours de 60 €/MWh et avec un investissement d’EDF d’environ 10 milliards par an pour son nouveau nucléaire, la dette du géant de l’électricité atteindrait… 107 milliards dès 2030, contre 53 aujourd’hui.
L’option du CfD, refusé fermement par Luc Rémont, pourrait-être revenir avec Bernard Fontana ? Si l’exécutif continue d’assumer la décision de 2023, la crainte de voir le dispositif devenir trop risqué pèse lourd dans les discussions. Pour un proche observateur cité par La Tribune, « l’iceberg se profile » et il serait temps de changer d’option.
En attendant, pour les acheteurs, l’ouverture de cette période sans Arenh est propice à une refonte de sa stratégie d’achat pour minimiser son exposition aux marchés de l’énergie.
Article rédigé par Côme Tessier
Rédacteur web pour Collectif Énergie, je m’évertue à glisser des touches sportives ou des notes sucrées pour rendre plus accessibles les sujets liés à l’énergie. Sans jamais oublier de traquer les doubles espaces qui perturbent la lecture.
En 2026, l’Arenh est morte : voici VNU son remplaçant !
Le Versement nucléaire universel, annoncé au cours d’une conférence de presse fin 2023 en présence du ministre de l’économie d’alors (Bruno Le Maire), de la ministre de l’écologie (Agnès Pannier-Runacher) et de Roland Lescure – ministre de l’Industrie devenu depuis le ministre de l’Économie –, est officiellement entré en vigueur au 1er janvier 2026.
Mais la mise en place du VNU pose des questions structurelles dans l’achat d’énergie, avec l’enjeu de maintenir une part de visibilité quant à son budget énergétique pour les années à venir. Face aux enjeux de décarbonation, d’électrification et de concurrence internationale, la question du prix de l’énergie devient primordiale. Le VNU va-t-il permettre à la France de remplir ses objectifs de neutralité carbone tout en préservant son tissu industriel et ses entreprises ?
Car avec le VNU, le marché de détails de l’électricité français s’apprête à vivre une petite révolution, un changement en profondeur de son fonctionnement. Désormais, il est entièrement défini par les marchés de gros. Plus aucun système d’encadrement des tarifs n’est à l’œuvre. Même le tarif réglementé ne pourra plus s’appuyer sur une part de prix défini par l’État. Mais alors, dans ce nouveau marché, quelle protection existe encore pour les consommateurs ? Comment le marché sera-t-il régulé ? Les industriels risquent-ils de voir fondre leur compétitivité ?
Qu’est-ce que le Versement nucléaire universel et pourquoi remplace-t-il l’Arenh ?
Origine et contexte de l’Arenh
Avec la libéralisation du marché de l’énergie, le France s’est retrouvé confrontée à une difficulté particulière : il fallait offrir de la place à cette concurrence tout en préservant un cadre protecteur pour les consommateurs… ainsi que la spécificité du parc nucléaire, ultra majoritaire dans le mix énergétique et opéré par EDF.
Dès lors, pour permettre aux fournisseurs alternatifs de se faire une place sur le marché français alors qu’ils ne bénéficient pas des infrastructures de production d’EDF et notamment le parc nucléaire – dont l’investissement a déjà été amorti –, un prix a été décidé et figé dans le marbre : 42 €/MWh. C’est pour cela qu’on parle d’accès réglementé à l’énergie nucléaire historique. De 2012 à 2025, ce sera 42 et pas autrement pour 100 TWh de la production annuelle d’EDF, à destination des fournisseurs alternatifs.
Ce produit permettait ainsi aux fournisseurs de se garantir un prix fixe pour un volume de consommation, revendu ensuite à leurs clients. Pour des industriels électro-intensifs, c’était aussi un gage de compétitivité et de régularité dans les prix pour plusieurs années.
Les limites de l’Arenh au cœur de la crise de l’énergie
Dès sa mise en place sur les recommandations de la commission Champsaur, l’Arenh n’était prévu que pour un temps. Cela risquait d’exposer trop fortement EDF à terme, d’autant plus que son prix n’a pas évolué au fil des années en fonction de l’inflation. Or, le géant de l’électricité doit désormais investir dans de nouveaux réacteurs et préserver les anciens – via le grand carénage.
Le prix de 42 €/MWh est devenu intenable et le volume d’Arenh a également connu un écueil : l’écrêtement. Face à la demande de plus en plus forte des fournisseurs alternatifs, seule une partie pouvait être couverte par le guichet Arenh de 100 TWh. Le reste devait être acheté en fin d’année, sur des périodes où les prix sont habituellement beaucoup plus hauts. Le bouclier sur les prix devenait alors inefficace pour les consommateurs.
Pour EDF, le compte n’y était pas non plus en cas de flambée des prix, comme dans le cas de la crise de l’énergie de 2022. Sans évolution, l’Arenh est devenu sous-évalué, avec des coûts de production qui dépassait les 42 €/MWh, et beaucoup trop profitable aux fournisseurs alternatifs, tandis qu’EDF ne pouvait plus dégager de marge pour investir dans un renouvellement de son parc nucléaire.
Des différences clés avec l’ancien système : plus de marge pour EDF au détriment des consommateurs ?
Le VNU a été imaginé et mis en place dans un contexte de prix hauts sur les marchés de l’électricité. La négociation avec le gouvernement reposait donc principalement sur l’enjeu de couvrir le consommateur face à la flambée des prix, mais aussi pour EDF de préserver ses marges afin de financer son modèle économique et ses investissements dans de nouveaux actifs de production.
En particulier, l’enjeu du financement des 6 nouveaux EPR2 souhaités par l’État a incité EDF à refuser le principe d’un encadrement en amont (ex ante), avec des prix proches des coûts de production actuels. Pour cela, l’idée d’un CfD (contrat sur la différence) avec un prix plancher a été écartée, bien que l’Union européenne semblait favorable à l’étendre aux centrales nucléaires dans le cadre de la réforme du marché européen. À la place, ce sont des prix plafonds progressifs qui ont été choisis.
Comment fonctionne le Versement nucléaire universel en pratique ?
Avec le VNU, il n’y a plus d’encadrement en amont de la vente de l’électricité. EDF est libre de vendre l’ensemble de sa production nucléaire au prix de marché. Cependant, l’État pourra intervenir avec une captation des surprofits potentiels d’EDF, pour ensuite les redistribuer aux consommateurs. Concrètement, cela doit garantir et limiter les prix de l’électricité en France.
Le VNU : la garantie d’un prix moyen de 70 €/MWh ?
Officiellement, lors de son annonce à la fin de l’année 2023, le VNU devait permettre « d’établir un prix moyen de 70 €/MWh » pour la production d’électricité nucléaire par EDF, selon le ministre Bruno Le Maire.
Cependant, dans le détail, ce prix était théorique. Il dépend de la réalité de l’évolution des marchés de gros. Il s’appuie en fait sur un mélange de seuils de redistribution (le VNU) et de contrats négociés directement avec les principaux consommateurs d’électricité en France : les Contrats d’allocation de la production nucléaire (CAPN).
Techniquement, les CAPN permettent de réserver une partie de la production nucléaire d’EDF à ces consommateurs, avec un prix fixe sur le long terme (10 ans au minimum). En parallèle, le VNU fonctionne avec un système de plusieurs plafonds de prix et une redistribution progressive vers le consommateur en cas de flambée.
Une taxation progressive avec deux seuils de déclenchement
Deux seuils de déclenchement ont finalement été retenus après les négociations entre EDF et le gouvernement. Ils tiennent compte de l’évaluation des coûts complets de production du nucléaire par la CRE. En septembre 2025, la Commission de régulation de l’énergie publiait son chiffrage, à 60,3 €/MWh pour la période 2026-2028.
Dès lors s’applique un premier seuil, dit de taxation, au-delà duquel les revenus générés par la production nucléaire d’EDF sont prélevés à hauteur de 50 %. Ce seuil doit se situer entre 5 € et 25 €/MWh en plus des coûts complets du nucléaire. Fin 2025, le seuil de taxation du VNU a été établi par la CRE à 78 €/MWh.
Le seuil d’écrêtement se situe ensuite à un montant compris entre 35 et 55 €/MWh de plus que les coûts complets de production. La CRE a retenu un montant de 110 €/MWh pour celui-ci. Au-dessus, 90 % de la rente d’EDF sera captée afin de revenir vers les consommateurs.
Qui bénéficie du Versement nucléaire universel et quelles sont les implications pour chaque profil ?
Impacts sur les offres marché et tarifs réglementés
EDF conserve une place prédominante dans la production d’électricité français, qui reste par ailleurs dépendante du nucléaire (environ 65 % de la production électrique totale). Or, cet avantage pourrait se traduire par moins d’informations pour les autres fournisseurs. La prime de risque pourrait donc augmenter sur les marchés de gros, alors qu’ils vont couvrir des volumes plus importants.
Pour les tarifs réglementés, étendus à l’ensemble des très petites entreprises, ce changement s’applique aussi à leur formule de calcul. Il n’y aura plus la part fixe de l’Arenh qui permettait de les encadrer partiellement. Ils seront déterminés par une moyenne des prix sur les marchés de gros au cours des deux dernières années. Cela pourrait représenter un risque de forte augmentation de la facture des plus petits consommateurs. Cependant, grâce aux prix bas actuels, la CRE a annoncé que l’évolution des tarifs réglementés sera stable au 1er février 2026, avec même une légère baisse de 0,86 % en moyenne.
Entreprises et collectivités : quelles conséquences directes ?
Avec le VNU, le principal changement est donc le cadre de protection des consommateurs. Désormais, il n’y a pas de cadre défini à l’avance, avant l’achat. Le système est conçu pour redistribuer une partie de la rente d’EDF directement aux consommateurs, dans un second temps.
Par conséquent, pour les entreprises, les collectivités ou les industries, c’est un manque de visibilité et de sécurisation de leur budget énergie qui se présente. Tout l’enjeu est donc de se fournir les moyens de retrouver cette part de stabilité avec les produits disponibles sur le marché, en changeant de stratégie d’achat. Pour cela, les plus grands consommateurs font le choix de diversifier leurs achats en s’appuyant sur un mélange de contrats long terme avec les producteurs renouvelables (PPA), mais aussi des fixations progressives sur les marchés à terme.
Une redistribution sur les factures des consommateurs
Les revenus captés dans le cadre du VNU ont vocation à alléger la facture des consommateurs a posteriori. Ce sera donc aux fournisseurs d’appliquer la minoration, en la faisant apparaître explicitement sur la facture finale.
Cependant, en 2026, le coût de vente du nucléaire a été estimé à 66,08 €/MWh, un montant nettement inférieur au seuil de taxation de 78 €/MWh. Par conséquent, le VNU ne captera pas de rente. Aucune redistribution ne sera applicable.
Quels sont les enjeux, limites et perspectives du VNU pour l’énergie en France ?
Effets attendus sur EDF et la filière nucléaire
Avec les prix bas du marché, le risque pour EDF est de ne pas couvrir son seuil de rentabilité. Cela pourrait donc pousser à un nouvel arbitrage quant à l’investissement dans un grand carénage afin de prolonger la durée de vie de son parc nucléaire actuel, à un coût potentiellement trop élevé.
En fait, le système du VNU a été conçu dans une perspective de prix hauts. Or, avec des coûts de l’électricité situé actuellement aux alentours de 50 €/MWh, cela pourrait à l’inverse déstabiliser durablement EDF. Sans prix plancher, c’est à l’énergéticien de gérer ce nouveau risque et de trouver des pistes de financement solides pour maintenir sa capacité de production.
Interactions avec la transition énergétique et les énergies renouvelables
Cependant, la sortie du cadre d’un tarif bas encadré par l’État a l’avantage de valoriser certains projets de sobriété et d’efficacité énergétique. Les investissements dans des travaux pour faire baisser la consommation auront un ROI plus rapide si les marchés sont plus hauts, puisqu’ils feront économiser davantage à chaque mégawattheure.
En parallèle, la recherche de nouveaux systèmes de protection par rapport au marché et de garantie sur les prix à long terme pourrait inciter à promouvoir les PPA et donc les installations renouvelables. En effet, les Power purchase agreement sont des contrats de gré à gré entre un producteur éolien ou photovoltaïque avec un consommateur sur le long terme, de 15 à 20 ans. Dans le cadre de la sortie de l’Arenh, pour un industriel avec des besoins constants et importants, le PPA apportera une diminution du risque face à la volatilité du marché.
Les fournisseurs alternatifs vont également être davantage portés vers des investissements dans des actifs renouvelables pour gagner en puissance de production, pour maîtriser leur capacité et leur tarif de vente, sans avoir l’attrait d’un tarif bas disponible pour la revente vers le consommateur.
L’option du CfD pourrait-elle remettre en cause le VNU dans les prochaines années ?
Le VNU a été officiellement mis en place le 1er janvier 2026, même si son fonctionnement fait qu’il n’aura pas d’effet sur les prix dans l’immédiat. Pour autant, il est déjà décrié quant au manque de protection qu’il apporte aux consommateurs d’énergie. Ainsi, lors d’une mission d’enquête parlementaire, le VNU a été comparé à un parapluie inutile, « placé trop haut et percé de toutes parts ».
De plus, il fait porter le principal risque sur les finances d’un acteur détenu par l’État, EDF, et stratégique pour la sécurité d’approvisionnement électrique. D’après le journal La Tribune, avec des prix de marché aux alentours de 60 €/MWh et avec un investissement d’EDF d’environ 10 milliards par an pour son nouveau nucléaire, la dette du géant de l’électricité atteindrait… 107 milliards dès 2030, contre 53 aujourd’hui.
L’option du CfD, refusé fermement par Luc Rémont, pourrait-être revenir avec Bernard Fontana ? Si l’exécutif continue d’assumer la décision de 2023, la crainte de voir le dispositif devenir trop risqué pèse lourd dans les discussions. Pour un proche observateur cité par La Tribune, « l’iceberg se profile » et il serait temps de changer d’option.
En attendant, pour les acheteurs, l’ouverture de cette période sans Arenh est propice à une refonte de sa stratégie d’achat pour minimiser son exposition aux marchés de l’énergie.
Article rédigé par Côme Tessier
Rédacteur web pour Collectif Énergie, je m’évertue à glisser des touches sportives ou des notes sucrées pour rendre plus accessibles les sujets liés à l’énergie. Sans jamais oublier de traquer les doubles espaces qui perturbent la lecture.
