Électricité : les fournisseurs alternatifs face à la fin de l’Arenh

Le dispositif Arenh a pris fin le 31 décembre 2025. Entré en vigueur en 2011, l’Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (Arenh) permet aux fournisseurs alternatifs d’accéder à prix coûtant (42 €/MWh) à 100 TWh de la production d’électricité nucléaire d’EDF. L’objectif de sa suppression ? Permettre à l’énergéticien de mieux couvrir les coûts du nucléaire historique et financer ses futurs EPR2. Le nouveau cadre réglementaire post-Arenh modifie en profondeur les stratégies d’approvisionnement des fournisseurs alternatifs.

Depuis le 1er janvier 2026, l’Arenh n’est plus et les fournisseurs doivent s’approvisionner sur les marchés de gros, via leurs propres moyens de production ou au moyen de contrats d’achat de long terme (PPA) conclus avec des producteurs d’électricité, notamment renouvelable. Ils peuvent aussi conclure des contrats de long terme à prix fixe (CAPN) avec EDF. Mais les volumes disponibles sont moins importants que dans le cadre de l’Arenh et les prix bien moins avantageux. Par conséquent, les fournisseurs alternatifs sont plus exposés à la volatilité des prix de gros et doivent à l’évidence revoir leurs stratégies d’approvisionnement, par exemple en développant leurs capacités de production en propre ou en signant des PPA (power purchase agreement) avec des producteurs.

Le modèle du fournisseur-producteur gagne en attractivité

À l'exception des grands fournisseurs (les « énergéticiens ») tels qu’EDF, TotalEnergies et Engie, la plupart des fournisseurs d'électricité verte n’ont pas de capacités de production en propre. Il s’agit pourtant d’un levier clé pour se prémunir contre les éventuelles variations erratiques du marché de gros. Certains spécialistes de l’électricité verte cherchent aussi à se renforcer dans l’amont de la filière, à l’image d’Ilek et d’Enercoop. En septembre 2025, Enercoop était déjà propriétaire de 55 sites de production d’EnR en France et près d’une centaine de sites étaient en développement ou en cours de construction. La coopérative détient actuellement en propre une cinquantaine de sites de production, qui représentent environ 6% de son approvisionnement en électricité. Son objectif est de porter cette part à 25% en 2030.

Ces stratégies sont toutefois très coûteuses. La construction des centrales (ou le rachat de producteurs) nécessite en effet des moyens financiers considérables. La détention de capacités de production en propre entraîne par ailleurs d’importants coûts fixes pour leurs exploitants.

Les spécialistes de l’électricité verte relèvent la tête

Grands perdants de la crise de l’énergie qui a fait fondre leurs portefeuilles clients, les fournisseurs spécialisés ont peu à peu relancé leurs activités commerciales à partir de 2023 : reprise du démarchage téléphonique, lancement de nouvelles campagnes de communication, participation à des achats groupés, etc. Enercoop en offre une illustration significative. Face à la flambée des prix de gros, la coopérative a interrompu ses souscriptions pendant quinze mois, avant de rouvrir son offre en mars 2023. Depuis cette reprise, son portefeuille est passé de 95 500 clients en 2023 à 112 000 en 2025.

Le marché français de la fourniture d’électricité verte a, en outre, été marqué par la montée en puissance de deux fournisseurs spécialisés qui ont enregistré des taux de croissance de leurs portefeuilles très importants ces dernières années : Octopus Energy et La Bellenergie. Le premier a multiplié par 10 son portefeuille de clients entre 2023 et 2025 pour dépasser la barre des 600 000 clients. La Bellenergie a, pour sa part, franchi le cap des 100 000 clients mi-2025 alors qu’elle n’en comptait qu’environ 10 000 début 2023. Ces deux fournisseurs partagent plusieurs points communs qui expliquent leur succès fulgurant sur le marché français. Ils bénéficient tous les deux d’un actionnariat étranger disposant de solides moyens financiers qui leur ont permis de résister aux tensions extrêmes sur les prix de gros durant la crise de l’énergie. Cette assise financière a en effet facilité le maintien des offres à prix fixes et la sécurisation de leurs approvisionnements. Un avantage décisif alors que de nombreux fournisseurs alternatifs ont dû suspendre temporairement leurs offres. Par ailleurs, Octopus Energy et La Bellenergie se distinguent par une transparence importante sur l’origine de l’électricité fournie. Ils font en effet partie des rares fournisseurs labellisés « VertVolt » par l’Ademe. Ce label garantit que le fournisseur s’engage à acheter 100% d’électricité renouvelable, et les garanties d’origine correspondantes, à des producteurs français.

FAQ - La suppression de l’Arenh rebat les cartes du marché de l’électricité en France

Pourquoi le dispositif Arenh a-t-il pris fin en 2025 ?

L’Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (Arenh) a été supprimé le 31 décembre 2025 pour permettre à EDF de mieux couvrir les coûts du parc nucléaire existant et de financer les investissements nécessaires au renouvellement du parc, notamment les futurs réacteurs EPR2. Ce dispositif, qui permettait aux fournisseurs alternatifs d’acheter de l’électricité nucléaire à prix régulé, était considéré comme insuffisant pour assurer l’équilibre économique du nucléaire historique.

Comment les fournisseurs alternatifs s’approvisionnent-ils en électricité après la fin de l’Arenh ?

Depuis la disparition de l’Arenh, les fournisseurs alternatifs doivent diversifier leurs sources d’approvisionnement. Ils peuvent acheter de l’électricité sur les marchés de gros, conclure des contrats d’achat de long terme (PPA) avec des producteurs d’électricité ou signer des contrats à prix fixe avec EDF. Certains cherchent également à développer leurs propres capacités de production pour sécuriser leurs approvisionnements.

Quel impact la fin de l’Arenh a-t-elle sur les fournisseurs d’électricité verte ?

La fin de l’Arenh expose davantage les fournisseurs d’électricité verte à la volatilité des prix du marché de gros. Pour limiter ce risque, certains acteurs renforcent leur présence dans la production d’énergies renouvelables ou multiplient les contrats d’achat d’électricité à long terme avec des producteurs. Cette stratégie vise à stabiliser leurs coûts d’approvisionnement.

Pourquoi le modèle du fournisseur-producteur d’électricité devient-il plus attractif ?

Détenir des capacités de production permet aux fournisseurs d’électricité de réduire leur dépendance aux marchés de gros et de mieux maîtriser leurs coûts d’approvisionnement. Ce modèle, qui combine fourniture et production d’électricité, devient plus pertinent dans un contexte de forte volatilité des prix de l’énergie.

Quels fournisseurs d’électricité verte connaissent la plus forte croissance en France ?

Plusieurs fournisseurs spécialisés dans l’électricité verte ont enregistré une forte croissance ces dernières années. Octopus Energy et La Bellenergie ont notamment vu leurs portefeuilles clients progresser rapidement. Leur développement repose sur des capacités financières solides, des offres à prix fixes et une transparence accrue sur l’origine de l’électricité fournie, notamment via le label VertVolt.

Damien Callet analyse depuis plusieurs années les transformations des marchés de l’énergie, de la santé et de nombreuses filières industrielles confrontées aux enjeux de transition technologique et environnementale. Il intervient plus particulièrement sur les marchés liés à l’efficacité énergétique, aux énergies renouvelables, aux équipements thermiques, au traitement de l’eau et de l’air, ainsi qu’aux industries de santé, de biologie et de diagnostic.

Ses travaux combinent analyses sectorielles approfondies, études de marché, exercices de prospective et évaluations des dynamiques concurrentielles. Il mobilise des approches quantitatives rigoureuses - sizing de marché, analyse des données économiques et financières, modélisation de scénarios - pour éclairer les décisions d’investissement, de positionnement ou de développement des acteurs industriels, énergétiques et de santé. Il intervient également sur des études sur mesure, en accompagnant entreprises, fédérations et acteurs publics dans l’analyse de leurs marchés, l’évaluation des impacts réglementaires ou la structuration de feuilles de route stratégiques.

En interne, Damien Callet contribue à la réflexion stratégique sur les dynamiques industrielles de long terme et participe à l’encadrement méthodologique des analystes juniors. Titulaire d’un master en management des PME et ETI et d’une licence AES, il développe une approche analytique pragmatique, attentive aux contraintes économiques, industrielles et opérationnelles des filières qu’il étudie.