Qu'est-ce que la loi NOME ?
La loi NOME n°2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité a été adoptée pour répondre à une demande répétée de la Commission européenne. Bruxelles reprochait à la France de maintenir un quasi-monopole d'EDF sur la production d'électricité nucléaire malgré l'ouverture théorique du marché à la concurrence depuis 2007. La concurrence ne pouvait pas s'installer durablement tant que les fournisseurs alternatifs étaient contraints d'acheter leur électricité sur le marché de gros, beaucoup plus cher que le coût de production du nucléaire d'EDF.
Les trois grands objectifs de la loi NOME
La loi poursuivait trois objectifs articulés. Premier objectif, garantir une concurrence effective sur le segment des particuliers en donnant aux fournisseurs alternatifs un accès au parc nucléaire historique d'EDF, payé par les consommateurs depuis des décennies via les tarifs réglementés. Deuxième objectif, préserver le pouvoir d'achat des ménages français en maintenant des tarifs réglementés modérés, contrairement à ce qui s'était passé dans d'autres pays européens après la libéralisation. Troisième objectif, financer les investissements de prolongation du parc nucléaire en garantissant à EDF des revenus prévisibles.
Si la loi NOME comporte d'autres dispositions (création des certificats de capacité, renforcement des missions de la CRE, etc.), son mécanisme central est l'ARENH (Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique). C'est ce dispositif qui a réellement permis aux fournisseurs alternatifs de concurrencer EDF sur les prix, et c'est sa fin programmée en décembre 2025 qui remet aujourd'hui en question l'équilibre du marché français.
Comment fonctionnait l'ARENH ?
L'ARENH permettait aux fournisseurs alternatifs d'acheter chaque année à EDF un volume d'électricité nucléaire à un prix régulé, indépendant des prix de marché. Concrètement, chaque fournisseur estimait ses besoins en début d'année, faisait une demande à la CRE, et recevait son quota proportionnellement à son portefeuille de clients. Le mécanisme garantissait donc à EDF des revenus prévisibles sur une partie de sa production, et aux fournisseurs alternatifs un accès à une électricité bon marché qu'ils n'auraient pu obtenir autrement.
Les paramètres clés du dispositif
Le prix de l'ARENH a été fixé à 40 € par MWh en 2011, puis relevé à 42 € en 2012 et maintenu à ce niveau jusqu'à la fin du dispositif. Le volume maximal vendu était plafonné à 100 TWh par an, soit environ un quart de la production nucléaire totale d'EDF (415 TWh en moyenne). Quand les demandes des fournisseurs dépassaient ce plafond — situation appelée « écrêtement » — les volumes étaient répartis au prorata et les fournisseurs achetaient le reste sur le marché de gros au prix spot.
Qui bénéficiait de l'ARENH ?
Tous les fournisseurs alternatifs livrant de l'électricité en France métropolitaine continentale pouvaient demander l'ARENH : TotalEnergies, Engie, Eni, OHM Énergie, Mint Énergie, Plenitude, Octopus et tous les autres entrants. Indirectement, ce sont les consommateurs qui bénéficiaient du dispositif : à pleine demande, l'ARENH représentait environ 35 €/MWh d'économies sur le marché de gros, ce qui se retrouvait dans des offres alternatives jusqu'à 15 % moins chères que les tarifs réglementés d'EDF.
Pendant la crise énergétique de 2022, les demandes des fournisseurs ont largement dépassé les 100 TWh autorisés : l'écrêtement a atteint 40 % des volumes demandés. Les fournisseurs ont dû acheter la différence sur le marché spot, à des prix dépassant parfois 1 000 €/MWh ; conséquence directe, plusieurs ont fait faillite (E.Leclerc Énergies, Hydroption) ou ont gelé leurs nouvelles souscriptions. Le dispositif ARENH s'est révélé insuffisant pour absorber les chocs externes brutaux.
Quinze ans d'ARENH : les dates clés
De son adoption en décembre 2010 à son extinction le 31 décembre 2025, l'ARENH a accompagné toute la décennie 2010 et le début des années 2020. Voici les jalons à retenir.
Publication au Journal Officiel de la loi n°2010-1488 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité.
Premier accès des fournisseurs alternatifs à l'électricité nucléaire d'EDF, au prix initial de 40 €/MWh.
Le prix est révisé à la hausse de 2 € pour mieux refléter les coûts de production. Il restera gelé à ce niveau pendant 13 ans.
Les demandes annuelles dépassent les 100 TWh disponibles, déclenchant les premiers écrêtements partiels pour les fournisseurs alternatifs.
Pendant la crise énergétique, le gouvernement impose à EDF de céder 20 TWh supplémentaires à 46,2 €/MWh pour limiter l'impact sur les consommateurs.
Le gouvernement et EDF s'accordent sur un prix moyen cible de 70 €/MWh pour la période 2026-2035, via un nouveau mécanisme de redistribution.
Dernier jour d'application du dispositif après 14 ans et demi de fonctionnement. Plus de 850 TWh ont été cédés via l'ARENH sur cette période.
Mise en place du Versement Nucléaire Universel (VNU), mécanisme de redistribution qui remplace l'ARENH avec un prix cible moyen de 70 €/MWh.
Que se passe-t-il après la fin de l'ARENH en 2026 ?
La fin de l'ARENH au 31 décembre 2025 n'a pas signifié la fin de l'intervention publique sur le prix de l'électricité. Un nouveau mécanisme, négocié pendant deux ans entre EDF et le gouvernement, est entré en vigueur en janvier 2026 : le Versement Nucléaire Universel (VNU). Son principe diffère sensiblement de l'ARENH.
Le principe du Versement Nucléaire Universel
EDF vend désormais sa production nucléaire au prix du marché libre, comme tout autre producteur. Si ce prix dépasse 78 €/MWh, EDF reverse 50 % des revenus supplémentaires à l'État, qui les redistribue aux consommateurs et industriels via une baisse des taxes ou des subventions. Si le prix dépasse 110 €/MWh, le taux de reversement passe à 90 %. Symétriquement, si les prix sont trop bas pour couvrir les coûts d'EDF, l'État peut intervenir.
Impact sur les prix pour les consommateurs
L'effet immédiat sur les tarifs réglementés et les offres alternatives dépend de l'évolution des prix de marché. Si les prix restent élevés (au-dessus de 78 €/MWh), le mécanisme déclenche des reversements qui financent une baisse de la fiscalité sur l'électricité (accise ou TVA). Si les prix de gros baissent significativement, les consommateurs bénéficient directement via les offres indexées sur le marché. Globalement, le VNU vise un prix moyen cible de 70 €/MWh sur la décennie 2026-2035, soit nettement plus élevé que les 42 €/MWh de l'ARENH historique.
Questions fréquentes sur la loi NOME et l'ARENH
NOME signifie « Nouvelle Organisation du Marché de l'Électricité ». ARENH signifie « Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique » : c'est le mécanisme central créé par la loi NOME, qui obligeait EDF à vendre une partie de sa production nucléaire à ses concurrents à un prix régulé.
Non. L'ARENH a pris fin le 31 décembre 2025, après 14 ans et demi d'application. Elle a été remplacée le 1er janvier 2026 par le Versement Nucléaire Universel (VNU), un nouveau mécanisme négocié entre EDF et l'État. Le VNU repose sur la vente au prix de marché avec un système de reversement quand les prix dépassent certains seuils.
Trois raisons principales. Le prix gelé à 42 €/MWh depuis 2012 ne couvrait plus les coûts de production et d'investissement d'EDF, compromettant le financement du renouvellement du parc nucléaire. L'écrêtement répété pendant la crise de 2022 a montré les limites du plafond à 100 TWh. Bruxelles demandait une réforme structurelle pour mettre fin à un mécanisme qu'elle jugeait être une aide d'État déguisée.
L'impact dépend du niveau des prix de marché. Avec un prix moyen cible de 70 €/MWh dans le nouveau VNU contre 42 €/MWh dans l'ARENH, les fournisseurs alternatifs ont mécaniquement moins de marge pour proposer des tarifs très inférieurs à EDF. Néanmoins, le mécanisme de reversement quand les prix dépassent 78 €/MWh peut financer une baisse de la fiscalité qui compense partiellement.
Pour l'ARENH, le prix était fixé par arrêté ministériel, sur proposition de la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE). Pour le VNU, les seuils de déclenchement (78 € et 110 €/MWh) sont fixés par décret et révisables tous les 5 ans. La CRE conserve un rôle de surveillance et de propositions techniques.
Sur les 14 ans et demi d'application (juillet 2011 — décembre 2025), plus de 850 TWh ont été cédés par EDF via le dispositif ARENH, dont environ 100 TWh chaque année à pleine sollicitation. C'est l'équivalent de la consommation électrique totale de la France sur près de 2 ans.
