Quand l’électricité devient imprévisible, c’est toute l’économie du quotidien qui vacille
Pour un ménage, la vraie question est simple : pourra-t-il payer sa facture à la fin du mois ? Pour une petite entreprise, elle change à peine : pourra-t-elle absorber une hausse brutale sans rogner sur les salaires, les investissements ou les prix ?
En France, cette inquiétude ne tombe pas du ciel. Le prix de l’électricité dépend encore d’un empilement de coûts, avec une part liée au marché de gros, une part liée au réseau, des taxes, et des mécanismes de régulation publics. Le dispositif historique d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, dit ARENH, a longtemps joué un rôle d’amortisseur. Il a permis à des fournisseurs d’acheter une partie de l’électricité nucléaire d’EDF à 42 € le MWh. Mais ce mécanisme doit s’éteindre au 31 décembre 2025, ce qui renforce encore le poids des marchés dans la formation des prix.
Une facture qui dépend de plus en plus du marché
Le débat est donc moins technique qu’il en a l’air. Quand les prix de gros montent, la hausse finit par se répercuter, plus ou moins vite, sur les offres commerciales et parfois sur les tarifs réglementés. La CRE l’a rappelé en 2025 : avec la fin de l’ARENH, le marché de gros devient prépondérant dans le prix payé par les consommateurs. Autrement dit, plus l’électricité est exposée aux soubresauts du marché, plus la facture devient difficile à prévoir.
Ce point est crucial pour comprendre les tensions actuelles. En 2022, la crise énergétique a déjà montré que la protection publique pouvait amortir une partie du choc, mais pas l’effacer. Le rapport de la CRE sur la période 2020-2022 souligne qu’environ 50 % de la facture finale des consommateurs avait été approvisionnée à prix régulé en 2022 grâce à l’ARENH. Depuis, le contexte a changé : les volumes demandés au titre de ce mécanisme restent élevés, et les fournisseurs préparent l’après-ARENH, avec davantage d’exposition aux prix de marché.
Dans ce cadre, l’interview d’Anne Debregeas s’inscrit dans une critique plus large de la libéralisation du secteur. Elle défend l’idée qu’un bien essentiel ne devrait pas être traité comme une marchandise ordinaire. Son argument est politique autant qu’économique : si l’électricité est indispensable pour se chauffer, cuisiner, se déplacer ou produire, alors la logique de concurrence ne suffit pas à garantir des prix stables. Cette opposition entre marché et régulation structure le débat depuis des années.
Ce que change la fin de l’ARENH
Le cœur du sujet est là. L’ARENH a été conçu par la loi NOME pour ouvrir le marché tout en donnant aux fournisseurs alternatifs un accès à une électricité nucléaire à prix régulé. Ce compromis avait une logique : éviter qu’EDF, détenteur d’un parc nucléaire historique, ne soit le seul à bénéficier de ses propres coûts de production. Mais ce système a aussi créé des tensions récurrentes, car les volumes disponibles sont restés limités et la demande est souvent supérieure à l’offre.
Avec sa disparition programmée, le prix final dépendra davantage des achats sur les marchés à terme. La CRE le dit clairement dans ses travaux : ce marché à terme prendra une importance accrue à partir de 2026. Concrètement, cela veut dire qu’une hausse des prix de gros, provoquée par une crise géopolitique, une tension sur le gaz ou une baisse de production, pèsera plus directement sur les contrats proposés aux clients.
Pour les ménages modestes, le risque est évident : une facture trop lourde peut se traduire par des impayés, puis par une spirale de dettes et de restrictions. Pour les entreprises, surtout les petites et moyennes, la volatilité complique les budgets et peut freiner les embauches ou les investissements. L’État a déjà dû intervenir massivement pendant la crise récente. Le ministère de la transition écologique estime à 48,3 milliards d’euros le coût total des mesures de soutien aux consommateurs entre 2021 et 2024. Cela montre l’ampleur du problème : quand le marché déraille, la puissance publique finit par payer la note.
Entre stabilité tarifaire et logique de marché, deux visions s’affrontent
Les défenseurs du système actuel répondent qu’il faut conserver des signaux de prix pour encourager l’efficacité, l’investissement et l’entrée de nouveaux acteurs. Ils rappellent aussi que la France reste, à ce stade, dans une situation relativement favorable par rapport à plusieurs voisins européens, avec des prix de détail parmi les plus bas du continent selon la CRE. Le marché ne produit donc pas seulement de la hausse ; il organise aussi l’approvisionnement et la concurrence entre fournisseurs.
En face, les critiques jugent ce modèle trop fragile. Leur reproche est constant : un marché de l’électricité ne fonctionne pas comme un marché classique, car l’électricité ne se stocke pas facilement, doit être disponible à tout instant et relève d’un besoin de base. Dans cette lecture, exposer les factures aux prix de gros revient à importer dans les foyers les soubresauts d’un marché international par nature instable. Les épisodes de crise de 2021 et 2022 ont renforcé cet argument.
Le vrai enjeu, désormais, n’est pas seulement le niveau des prix. C’est la manière de répartir le risque. Soit il repose d’abord sur les consommateurs, via les factures. Soit il est davantage absorbé par la régulation publique, au prix d’un coût budgétaire plus lourd. La fin de l’ARENH oblige l’État à trancher plus nettement entre ces deux logiques.
Ce qu’il faudra surveiller dans les prochains mois
La séquence clé sera celle de 2026. À partir du 1er janvier, l’ARENH disparaîtra et un nouveau cadre de régulation devra prendre le relais. La CRE travaille déjà sur ce basculement, tandis que les fournisseurs, les industriels et les associations de consommateurs cherchent à mesurer l’impact réel sur les prix. C’est là que se jouera l’essentiel : savoir si la France parvient à conserver des factures lisibles et stables, ou si elle entre dans une ère de tarifs plus volatils, plus difficiles à anticiper et plus sensibles aux crises internationales.
