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Depuis le 1er janvier 2026, les fournisseurs d’électricité n’achètent plus une partie de leur approvisionnement à un prix garanti par l’État. Le bulletin trimestriel que la Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de publier montre que cette bascule s’accompagne d’un recours de plus en plus marqué aux achats de dernière minute sur le marché de gros, un mouvement qui pourrait, à terme, rendre les prix de l’électricité plus sensibles aux à-coups du marché.
Ce bulletin, daté du 1er juillet 2026, s’appuie sur les données que les acteurs du marché déclarent à la CRE au titre du règlement européen REMIT. Il s’agit du premier rapport trimestriel complet couvrant une période entièrement postérieure à la fin de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique, l’Arenh, ce dispositif qui, pendant quatorze ans, avait permis aux fournisseurs alternatifs d’acheter jusqu’à 100 térawattheures d’électricité nucléaire d’EDF chaque année à un tarif fixe de 42 euros le mégawattheure.
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Ce que change concrètement la fin de l’Arenh pour votre facture
L’Arenh a pris fin le 31 décembre 2025, comme cela était prévu dès sa création par la loi Nome de 2010. Depuis le 1er janvier 2026, EDF commercialise l’intégralité de sa production nucléaire directement sur le marché, sans plus être tenue de céder un volume fixe à ses concurrents à prix administré. Un nouveau mécanisme la remplace : le Versement nucléaire universel, construit autour d’un prix de référence proche de 70 euros le mégawattheure, contre 42 euros auparavant.
Ce nouveau dispositif fonctionne différemment de l’ancien. Il n’offre plus aux fournisseurs un volume garanti à prix fixe en amont, mais prévoit une redistribution a posteriori si les revenus d’EDF s’envolent. Concrètement, si le prix moyen de vente de l’électricité nucléaire dépasse 78 à 80 euros le mégawattheure, la moitié des revenus supplémentaires perçus par EDF est reversée à l’ensemble des consommateurs, quel que soit leur fournisseur, et cette part grimpe à 90 % au-delà de 110 euros le mégawattheure. Pour l’heure, les prix de marché évoluent plutôt autour de 50 à 55 euros le mégawattheure, un niveau qui n’active pas ce mécanisme de redistribution, ce qui explique pourquoi le gouvernement et la CRE tablent sur une stabilité des tarifs réglementés en 2026.
| Arenh (jusqu’au 31/12/2025) | Nouveau régime (depuis le 01/01/2026) | |
|---|---|---|
| Prix de référence | 42 €/MWh, fixe et garanti | Environ 70 €/MWh, indicatif |
| Volume couvert | 100 TWh/an maximum, soit environ un quart de la production nucléaire | Totalité de la production nucléaire vendue au marché |
| Protection du consommateur | Prix bloqué en amont | Redistribution a posteriori si le prix dépasse 78-80 €/MWh, puis 90 % au-delà de 110 €/MWh |
| Exposition à la volatilité du marché | Limitée pour la part couverte | Plus directe, sauf déclenchement du mécanisme de redistribution |
C’est précisément cette bascule vers une exposition plus directe au marché que le bulletin de la CRE permet d’objectiver, à travers l’évolution des volumes échangés.
Un marché de gros en léger repli, mais un recours croissant aux achats express
Sur l’ensemble du deuxième trimestre 2026, 476 térawattheures d’électricité ont été échangés sur les marchés de gros français, un volume en baisse de 21 % par rapport aux 597 térawattheures du premier trimestre, qui avait connu une activité particulièrement soutenue. La baisse concerne surtout les produits annuels et trimestriels échangés en avril et en mai. Rapporté au deuxième trimestre 2025, le volume reste toutefois en hausse de 4 %, soit 18 térawattheures supplémentaires, ce qui confirme que l’activité globale du marché continue de progresser sur une base annuelle.
L’élément le plus révélateur pour comprendre l’après-Arenh se trouve ailleurs, dans la répartition par type de transaction. Les volumes échangés directement sur les bourses ont chuté de 31 % entre le premier et le deuxième trimestre 2026, et les volumes financiers enregistrés hors bourse ont reculé de 17 % sur la même période. À l’inverse, les achats au comptant, c’est-à-dire ceux réalisés au jour le jour ou quasiment en temps réel, ont fortement progressé : ils atteignent en moyenne 216 térawattheures par mois sur le premier semestre 2026, contre 161 térawattheures par mois en 2025, soit une hausse de près de 34 % en un an.
Ce basculement traduit un changement de comportement des fournisseurs. Sans l’Arenh pour sécuriser une part de leur approvisionnement plusieurs mois à l’avance à prix fixe, davantage d’acteurs semblent arbitrer une partie de leurs achats au dernier moment, en fonction du prix du marché au moment où ils en ont réellement besoin. Une stratégie qui peut s’avérer avantageuse quand les prix sont bas, comme c’est le cas actuellement, mais qui expose mécaniquement les fournisseurs, et donc potentiellement leurs clients, à une plus grande volatilité si les prix venaient à remonter brutalement, par exemple lors d’une vague de froid ou d’un arrêt imprévu de plusieurs réacteurs nucléaires.
Les acteurs financiers renforcent leurs positions sur le long terme
Le bulletin de la CRE apporte un second éclairage, sur les positions ouvertes, c’est-à-dire les engagements d’achat ou de vente pris par les différents acteurs sur les produits à terme. Au 1er juillet 2026, le produit calendaire 2027 concentre de loin les positions les plus importantes, avec 20,5 gigawatts de positions ouvertes, suivi par les produits trimestriels à échéance proche. Le calendaire 2028 atteint 7 gigawatts, et le calendaire 2029, plus lointain, s’établit à 1,9 gigawatt.
Sur ces produits de long terme, la CRE observe une dynamique où la grande majorité des positions vendeuses est assurée par les producteurs intégrés, EDF en tête, tandis que les positions acheteuses se répartissent davantage entre fournisseurs, gestionnaires de réseaux et acteurs financiers. Sur le calendaire 2029, ce sont même les acteurs financiers, sans actif de production ni de consommation en France, qui portent l’essentiel des positions vendeuses, un signe que ces intervenants anticipent déjà les prix de l’électricité plusieurs années à l’avance et prennent des paris sur leur évolution.
Fact-checking : ce qui est confirmé et ce qui reste à surveiller
Faits vérifiés, issus directement du bulletin CRE du 1er juillet 2026 : les volumes trimestriels échangés (476 TWh au T2 2026, 597 TWh au T1 2026), les évolutions en pourcentage (-21 % en trimestriel, +4 % en glissement annuel), la hausse des achats au comptant (216 TWh/mois en moyenne au premier semestre 2026 contre 161 TWh/mois en 2025), la baisse des volumes sur bourse (-31 %) et des volumes financiers enregistrés (-17 %), ainsi que les positions ouvertes sur les produits calendaires 2027, 2028 et 2029.
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Éléments attribués, issus de sources spécialisées et non du bulletin CRE lui-même : le niveau du prix de référence du nouveau dispositif post-Arenh, autour de 70 euros le mégawattheure, ainsi que les seuils de redistribution du Versement nucléaire universel, fixés à 78-80 euros puis 110 euros le mégawattheure, sont documentés de manière convergente par plusieurs sources spécialisées, dont une interview de la directrice générale de GP conseil pour le réseau Cler et plusieurs analyses de fournisseurs alternatifs. Ces montants n’apparaissent pas dans le bulletin de la CRE consulté, qui se concentre sur les volumes et les positions de marché, pas sur les paramètres tarifaires du nouveau dispositif.
Point de vigilance : le bulletin CRE ne fait pas de lien explicite entre la hausse des achats au comptant et la fin de l’Arenh. Ce rapprochement est une mise en perspective de la rédaction, fondée sur la concordance temporelle entre l’entrée en vigueur du nouveau régime au 1er janvier 2026 et l’évolution des volumes observée sur les deux premiers trimestres de l’année. D’autres facteurs, comme les conditions météorologiques ou la disponibilité du parc nucléaire, peuvent également influencer ces volumes.
