Pour une entreprise gourmande en énergie, l’enjeu n’est pas seulement de surveiller le prix de l’électricité, mais de sécuriser un niveau acceptable dans la durée, de limiter les à-coups du marché et, surtout, de garder la main sur des coûts qui grignotent parfois la marge. Or les règles bougent en même temps que le marché. Résultat : reconduire “comme l’an dernier” devient rarement une bonne idée.
Ce n’est pas un sujet réservé aux achats. La direction financière y voit un risque, l’exploitation y voit des contraintes, et la direction générale y voit une question de continuité. Et quand tout le monde s’en mêle, une chose saute aux yeux : sans données propres et sans scénario, la discussion tourne vite au ressenti. Or le ressenti, sur l’électricité, coûte cher.
2026, pourquoi on en parle maintenant ?
Parce que la fin de la loi arenh vient refermer une parenthèse que beaucoup d’entreprises avaient intégrée, parfois sans le savoir. L’arenh (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique) servait de repère : il structurait le marché, influençait le prix, et rassurait certains consommateurs grâce à un dispositif perçu comme un filet. Quand ce dispositif s’arrête, il ne disparaît pas gentiment : il laisse des arbitrages, donc des zones d’incertitude.
Les fournisseurs ajustent déjà leurs grilles, les contrats se lisent avec davantage d’attention, et les directions doivent trancher avant d’être coincées par une échéance. S’ajoutent des inconnues sur la production nucléaire, la disponibilité des réacteurs nucléaires, la tension possible sur le réseau et l’humeur du marché européen : 2026 devient un sujet de pilotage, pas un simple sujet d’achat. Une nuance ? Non. Un changement de posture.
Êtes-vous vraiment une entreprise « gourmande en énergie » ?
Le terme fait sourire. Parfois, il agace. Pourtant, il renvoie à des indicateurs très concrets : volumes, profil, et poids de l’électricité dans les coûts. Une entreprise peut consommer “peu”, mais être très exposée si l’énergie pèse lourd dans le prix de revient. À l’inverse, certains sites avalent énormément d’énergie mais disposent d’une flexibilité utile face au marché.
Quelques repères : consommation annuelle en mwh, répartition jour/nuit, saisonnalité (froid, chauffage, process), et sensibilité aux pics. C’est souvent là que les surprises se cachent. Anecdote vécue : une courbe de charge mal interprétée a déjà coûté plus cher qu’un “mauvais” prix, simplement parce que les pénalités et options n’avaient pas été anticipées. On avait “négocié”, oui. On avait surtout mal lu le profil.
- Quelle part du prix de revient dépend de l’électricité (directement, ou via ventilation, compression, chaîne du froid) ?
- Le site consomme-t-il en continu, surtout en journée, ou surtout la nuit ?
- Quels usages sont déplaçables sans dégrader la production ?
- Les compteurs sont-ils bien cartographiés (un site, plusieurs sites, multi-compteurs) ?
- Qui pilote vraiment : achats, finance, exploitation, un courtier… ou personne ?
L’ARENH, en clair : à quoi ça servait, et pourquoi ça s’arrête ?
L’arenh (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique) est un mécanisme qui permettait aux fournisseurs d’acheter une partie de l’électricité issue du nucléaire d’edf à un prix encadré. L’objectif ? Donner de la visibilité aux consommateurs, soutenir la concurrence (en donnant accès à une base nucléaire), et éviter que tout le marche ne se résume à des variations brutales.
Concrètement, l’arenh pouvait amortir une hausse de prix et limiter certaines flambées sur les factures. Toutefois, il a aussi créé de la complexité : volumes, règles d’allocation, écarts entre prix de marche et prix arenh. Et c’est là que tout se joue : ce dispositif arrive à sa fin, et la suite ne sera pas un copier-coller. Beaucoup d’acteurs le savent, peu le traduisent déjà en décisions.
Ce qui arrive après : VNU, versement, régulation… et mots qui font peur
Après l’arenh, l’architecture change. Le terme le plus cité est le vnu (Versement Nucléaire Universel), un mécanisme de redistribution : quand la production nucléaire génère un avantage économique, une partie peut faire l’objet d’un versement selon des règles. On parle d’un cadre plus universel, donc plus large, et davantage régule dans ses principes.
Trois notions s’emmêlent vite, et c’est souvent là que les dossiers se compliquent en réunion. D’abord, le prix de marché reste la référence qui bouge (offre, demande, interconnexions, état du parc, disponibilité nucléaire). Ensuite, certaines briques de tarif peuvent exister selon les catégories de clients. Enfin, le vnu vise une redistribution plus large entre consommateurs. La lecture d’une offre sans comprendre ces couches revient à faire un calcul avec des chiffres manquants. Et personne n’aime piloter un budget dans le brouillard, n’est-ce pas ?
Dans le paysage, la cre (Commission de régulation de l’énergie) est mentionnée dès qu’il est question de cadre, de transparence, et d’arbitrage entre marché et protection. Cela ne remplace pas une stratégie, mais cela fixe des repères. Et ces repères, justement, seront scrutés par les fournisseurs comme par les grands consommateurs.
La question qui fâche : est-ce que vos prix d’électricité vont monter ?
Personne ne peut annoncer un prix unique. Et c’est précisément ce qui rend les discussions nerveuses. Plusieurs scénarios existent : si la production nucléaire tient, si le marché se détend, si l’état du système est favorable, les prix peuvent se stabiliser. Mais si la disponibilité nucléaire se tend et si les règles de redistribution modifient le partage de l’avantage, une hausse redevient plausible, donc des factures plus lourdes aussi.
Dans la pratique, ce qui bouge dans un contrat, ce n’est pas seulement “le prix du mwh”. Ce sont les indexations sur le marché, les clauses, la part fixe, la part variable, et les conditions de révision. Erreur fréquente : comparer deux propositions en regardant un prix d’appel, sans vérifier sur quels indices il repose. Résultat : un prix “bas” au départ, puis une révision qui rattrape tout. Sec. Et, surtout, évitable quand la comparaison est cadrée.
Ce que les fournisseurs vont (probablement) changer dans leurs offres
Avec la fin de l’arenh, les fournisseurs vont affiner leur segmentation. Les profils lisses seront mieux valorisés que les profils à pics. Certains proposeront des briques de flexibilité : effacement, pilotage, options de couverture du marche. D’autres renforceront les clauses autour du risque, en particulier pour les entreprises et les industriels très exposés. Rien de surprenant : quand le cadre change, la gestion du risque remonte dans le devis.
Pour les clients, cela implique une comparaison différente. Le bon réflexe consiste à regarder le couple “prix + exposition” sur un même terme : même durée, mêmes hypothèses, mêmes volumes. Une proposition plus chère peut, en réalité, réduire l’exposition à une hausse si le marche se retourne. C’est frustrant, oui. Mais c’est la lecture utile, celle qui tient devant un comité de direction.
Contrats : les points à relire avant de signer
Un point trop souvent minimisé : les contrats d’électricité deviennent des outils de gestion du risque. Durée, reconduction, pénalités, volumes, tolérances… tout compte autant que le prix. Et quand l’activité varie, le contrat peut devenir un problème si le mécanisme est trop rigide. D’où l’intérêt de relire, ligne par ligne, même si c’est long, même si ça semble “technique”. C’est précisément là que se cache la facture de demain.
- Modalités de révision du prix : indexations, fréquence, bornes éventuelles, liens au marché.
- Engagements de volumes : pénalités en cas d’écart, et conditions d’ajustement.
- Règles multi-sites : ajout/retrait de sites, transfert de contrats, notion de place de livraison.
- Conditions de paiement : garanties, calendriers, et impacts sur la trésorerie.
Situations concrètes : selon l’activité, 2026 ne se vivra pas de la même façon
Une industrie en continu est très exposée : la stabilité du prix de l’électricité et la continuité priment, surtout quand le process ne peut pas s’arrêter. Le tertiaire, lui, a souvent plus de leviers (horaires, GTB, consignes), mais peut subir des pics si la gestion technique est approximative. Une chaîne de froid, enfin, vit avec une contrainte dure : impossible de “faire sans”, mais certains ajustements (pilotage, stockage thermique) lissent le profil. On parle ici de gestes concrets, pas d’un slogan.
Autre piège classique : les sites multi-compteurs. Sans vision consolidée, le marché devient illisible et les fournisseurs font “au mieux” avec l’information fournie, ce qui n’avantage pas toujours l’entreprise. Relier ces réalités à la courbe de charge change la discussion : on ne négocie plus seulement un prix, on négocie un profil, donc des coûts et des risques. Et ça, sur une année entière, pèse lourd.
Réduire la dépendance : et si l’entreprise produisait une partie de son électricité ?
Face aux incertitudes du marché et à la fin de l’arenh, une piste revient souvent : réduire la dépendance en produisant une part de son électricité. L’autoconsommation en entreprise peut apporter une forme de stabilité, à condition d’être dimensionnée selon le site (surface, horaires, courbe de charge, contraintes). L’idée n’est pas de “remplacer” tout, mais de reprendre un levier, même partiel, et de le piloter dans le temps.
Le solaire photovoltaïque, par exemple, ne produit pas la nuit et varie selon les saisons. Mais il peut couvrir une base diurne, sécuriser une partie du prix, et peser dans la négociation avec un fournisseur. Sur le moyen terme, l’enjeu est simple : réduire l’exposition au marché, donc lisser les factures. Et parfois, oui, obtenir une réduction du coût unitaire réellement payée, pas seulement espérée dans un tableur.
La transition énergétique, ce n’est pas qu’une affaire d’image
Dans beaucoup d’entreprises, la question de l’énergie est montée au comité de direction pour une raison : elle touche le cash, le risque, et la continuité d’activité. La transition énergétique n’est plus uniquement un sujet de communication. Elle influence les décisions d’achat, la trajectoire des coûts, les attentes des clients et, en France, la place du nucléaire dans le mix et dans les règles de marché.
Progressivement, les consommateurs attendent moins des promesses et davantage des plans : mesures, calendrier, gouvernance. Concrètement, quand l’électricité pèse lourd, la compétitivité se joue aussi là-dessus. Et ça se voit vite : capacité à tenir des devis, à absorber une hausse, à sécuriser des marges sans bricoler en urgence.
Erreurs fréquentes (et évitables, si on se parle franchement)
Première erreur : attendre le dernier moment pour renégocier. Quand tout le monde appelle les fournisseurs en même temps, le prix et les conditions se durcissent. Deuxième erreur : comparer des propositions non comparables (fixe vs indexé marche, volumes rigides vs flexibles, services inclus vs facturés). Troisième erreur, plus sournoise : sous-estimer l’impact d’un changement d’usage. Décaler un nettoyage, modifier une consigne de froid, lisser un démarrage… ces détails valent parfois une réduction plus solide qu’une négociation “au meilleur prix”.
Et puis il y a la confusion classique : attribuer toutes les variations au marché, alors qu’une part vient du profil, des pénalités, ou d’un ajustement lié à l’arenh et aux règles post-arenh. Diagnostic faux, décision bancale. C’est courant, y compris dans des structures bien organisées. Le remède ? Revenir aux données, puis reposer les hypothèses, calmement.
Une feuille de route simple pour se préparer, sans jargon
À 30 jours : récupérer les données, qualifier la consommation en mwh, clarifier le périmètre, et comprendre le profil. Lister les contrats, leurs échéances, leurs clauses. Mettre noir sur blanc qui décide. Dans une année charnière, l’organisation compte autant que le prix. Sans pilote identifié, les arbitrages s’évaporent.
À 90 jours : consulter plusieurs fournisseurs avec un cahier des charges identique, challenger le mécanisme de révision, et simuler des scénarios de prix selon le marche. Tester des options de flexibilité et, si besoin, s’appuyer sur un courtier pour cadrer les comparaisons. L’objectif : mesurer l’exposition au nucléaire, au post-arenh, et au vnu, sans prétendre tout prédire.
À 6 à 12 mois : arbitrer une stratégie : part sécurisée, part exposée au marché si c’est cohérent, et plan de baisse (efficacité, pilotage, autoconsommation). Formaliser une gouvernance interne, car les entreprises qui s’en sortent le mieux sont celles qui pilotent l’énergie comme un risque. Pas comme une ligne de dépense. Et ça change tout, y compris les discussions internes.
La question à poser à votre fournisseur (celle qui change la discussion)
La question tient en une phrase : “Sur quelles hypothèses de marché et quelles règles de révision ce prix repose-t-il, et comment le risque est-il géré si ces hypothèses bougent ?” Posée ainsi, elle oblige à parler du mécanisme, pas seulement du chiffre. Elle force aussi à clarifier les liens entre arenh, post-arenh, vnu, versement, tarif, et redistribution.
Pour ne pas subir 2026, il faut un trio minimum. Achats pour négocier le prix, finance pour mesurer l’exposition, exploitation pour agir sur le profil. Sans ce trio, les consommateurs restent dépendants des variations du marché, et les factures montent… parfois sans que personne ne sache vraiment pourquoi.
Sources :
- cre.fr
- https://www.lemonde.fr/economie-francaise/article/2026/01/01/fin-de-l-arenh-les-associations-de-consommateurs-redoutent-un-alourdissement-des-factures-d-electricite_6660247_1656968.html
- https://www.senat.fr/travaux-parlementaires/commissions/commission-des-affaires-economiques/controle-en-clair/acces-regule-a-lelectricite-nucleaire-historique-arenh.html
