La loi NOME, instaurée en 2010, par l’Autorité de la concurrence avait pour objectif d’ouvrir à la concurrence le marché de l’électricité, en imposant à EDF de fournir 100 TWh de la production nucléaire à 42 € /MWh (sans révision du prix pendant 15 ans). Le dispositif ARENH (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique) a favorisé les fournisseurs alternatifs, mais a largement participé à l’endettement d’EDF.
L’ARENH prend donc fin au 31 décembre 2025 : c’est une victoire pour EDF.
Dans ce contexte, l’article 4 du PLF 2025 proposait un partage des revenus de l’électricité nucléaire historique avec les consommateurs, dès le 1er janvier 2026.
Le rapport de la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie) du 22 septembre 2025 [1], précise que le nouveau dispositif s’articulera autour de deux mécanismes :
- Une taxe sur les recettes issues de la vente d’électricité nucléaire d’EDF : 50 % des revenus générés au-delà du premier seuil dit « de taxation » et 90 % des revenus générés au-delà d’un second seuil dit « d’écrêtement »,
- Une redistribution aux consommateurs des montants issus de la taxe à travers une minoration des prix de l’électricité.
Les deux seuils seront fixés conjointement par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie :
- Seuil de « taxation » = coût complet de production nucléaire + [5 €/MWh à 25 €/MWh],
- Seuil « d'écrêtement » = coût complet de production nucléaire + [35 €/MWh à 55 €/MWh].
Le coût complet de production nucléaire sera évalué par la CRE, au moins tous les trois ans.
EDF a chiffré le coût de production de son parc nucléaire historique à 64,40 €/MWh pour la période 2026-2028. Toutefois la CRE n’a pas retenu tel quel le chiffrage d’EDF et propose un coût complet de production nucléaire de 60,30 €/MWh pour une production moyenne de 362 TWh sur la période 2026-2028.
En 2024, avec une puissance installée de 61,37 GW, les centrales nucléaire ont produit 360 TWh d’électricité (taux de charge de 67%). En 2025 la puissance installée n’a pas changé selon RTE, par conséquent l’objectif de production choisi par la CRE de 362 TWh est réalisable en 2026.
A partir du 1er janvier 2026, les fournisseurs alternatifs et les gros consommateurs d’électricité ne pourront plus bénéficier des volumes ARENH, mais devront s’approvisionner sur le marché de l’électricité ou à partir de leur propre production, notamment pour la construction des offres de fourniture.
Ainsi EDF valorisera intégralement sa production d’électricité nucléaire sur la base des prix de gros.
Dès novembre 2023, un bras de fer avait été engagé entre le PDG d’EDF, Luc Rémont, le ministre de l’Economie, Bruno Le Maire, et la ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher, pour mettre en place les premières bases du nouveau modèle de régulation des prix de l’électricité, au 1er janvier 2026. Pour plus de détail voir mon article « Prix de l’électricité nucléaire : 70 €/MWh à partir de 2026 ».
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Prix du marché européen de l’électricité
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En fonction des disponibilités en électricité de chaque pays, il y a des échanges en temps réel pour garantir l’équilibre production / consommation. Selon RTE [2], le prix moyen mensuel du marché Spot 2025 pour la France, l’Espagne et l’Allemagne sont les suivants :
Agrandissement : Illustration 1
Le prix du marché Spot de l’Allemagne est toujours au dessus de celui de la France. Sur la période hivernal (janvier - avril) le prix de marché Spot de l’Espagne est toujours inférieur à celui de la France, et sur la période estival (juin-octobre) c’est l’inverse.
Stratégiquement la France a donc intérêt à exporter sur l’Allemagne où le prix est plus élevé, et à importer de l’Espagne où le prix est plus bas pendant la période hivernal.
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Analyse des échanges d’électricité le 22 octobre 2025
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Ce 22 octobre 2025, la production d’électricité (1 410 GWh) assurée à 74% par le nucléaire, permet de couvrir la consommation (1 126 GWh), le pompage (18 GWh) et l’exportation de 265 GWh, dont 86 GWh vers l’Allemagne.
Agrandissement : Illustration 2
La France exporte vers l’Espagne uniquement entre 20h45 et 22h45. Pendant toute la journée du 22 octobre 2025, la France exporte vers l’Angleterre, l’Espagne, l’Italie, la Suisse et l’Allemagne.
Agrandissement : Illustration 3
Le prix du marché Spot est en moyenne au environ de 100 €/MWh, sauf entre 17h et 21 h avec un prix plafond à 18h45 de :
- 350 €/MWh en Allemagne,
- 135 €/MWh en France,
- 50 €/MWh en Espagne.
Agrandissement : Illustration 4
En choisissant un seuil de « taxation » de 75,30 €/MWh et un seuil « d’écrêtement » de 105,30 €/MWh, le montant des taxes au-delà des seuils de « taxation » (50%) et « d’écrêtement » (90%) seront respectivement de 0,4 millions d’euros et 2,4 millions d’euros pour l’exportation d’électricité vers l’Allemagne dans la journée du 22 octobre 2025. Ainsi le cumul annuel des ces taxes seront intégrés dans le calcul du TRVE (Tarif Réglementé de Vente d’Électricité), pour en minorer le montant.
Agrandissement : Illustration 5
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Sources
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[1] : Evaluation des coûts complets de production de l’électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques pour la période 2026-2028
[2] : Prix 2025 du marché européen de l’électricité - RTE
https://analysesetdonnees.rte-france.com/prix/evolution-prix