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Mis en place en 2011 dans le cadre de la loi NOME, l'ARENH a été conçu pour permettre aux fournisseurs alternatifs d'acheter de l'électricité nucléaire produite par EDF à un tarif régulé. Bien qu'il ait favorisé la concurrence entre ces fournisseurs, le dispositif présente aujourd'hui plusieurs limites, en raison des évolutions du marché de l’électricité.
Depuis sa mise en place, le volume d’électricité à fournir aux fournisseurs alternatifs est limité à 100 TWh. Ce plafond a été modifié une seule fois : en 2022, lors de la crise énergétique, il a été temporairement porté à 120 TWh, avec une augmentation du prix des 20 TWh supplémentaires à 46€/MWh, contre 42€/MWh pour les volumes habituels.
Lorsque la demande des fournisseurs dépasse ce plafond, l’électricité est répartie proportionnellement entre les demandeurs. Les fournisseurs doivent alors se tourner vers le marché de gros pour compléter leurs besoins, souvent à des prix bien supérieurs à celui de l’ARENH. Cette situation les expose à une forte volatilité des prix et complique la proposition d’offres avantageuses pour leurs clients. Elle limite également la concurrence sur le marché français de l’électricité, car les fournisseurs alternatifs ne peuvent pas être sûrs d’obtenir de l’électricité à un tarif fixe et compétitif.
Le prix de l’ARENH, bien qu’avantageux pour les fournisseurs alternatifs et, par extension, les consommateurs, est devenu désavantageux pour EDF. En période de baisse des prix de l’électricité sur le marché de gros, EDF a dû vendre une partie de sa production à un tarif inférieur à son coût de production, ce qui a entraîné des pertes financières et limité sa capacité d’investissement dans la modernisation de son parc nucléaire.
Pour EDF, l’ARENH est devenu une source de pertes financières, surtout lorsque le prix de l’électricité sur le marché de gros était plus bas que le prix fixé par l’ARENH. Cela a obligé l'entreprise à vendre à perte une partie de son énergie, réduisant ainsi ses marges et ses investissements. La crise énergétique a exacerbé cette situation : en 2022, les 20 TWh supplémentaires du plafond ont dû être achetés par EDF à des prix du marché de gros (200€/MWh en moyenne), pour être revendus à 46€/MWh, générant de lourdes pertes.
Du côté des fournisseurs alternatifs, l’incertitude sur les volumes d’électricité disponibles a créé des difficultés de prévision et d’approvisionnement. Lorsque les volumes obtenus via l’ARENH sont inférieurs aux prévisions, ces fournisseurs doivent se tourner vers le marché de gros, souvent à des prix bien plus élevés, ce qui affecte leur rentabilité et complique la fixation de prix compétitifs pour leurs clients.
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