Réglementation des marchés de l’énergie 2026 : quels changements ?

Comme chaque nouvelle année, 2026 intègre elle aussi des changements dans la réglementation des marchés de l’énergie en France. Entre nouvelles obligations et évolutions tarifaires habituelles, les entreprises et collectivités doivent anticiper ces changements pour optimiser leur stratégie énergétique.

Versement Nucléaire Universel (VNU) : le nouveau mécanisme qui remplace l’ARENH

Le 31 décembre 2025 a marqué la fin de l’ARENH (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique). À compter du 1er janvier 2026, ce dispositif est remplacé par le Versement Nucléaire Universel (VNU) :

• EDF vendra 100% de sa production nucléaire au prix du marché, sans prix administré
• Le VNU intervient en aval, sous forme de redistribution sur facture, uniquement si les prix de marchéh dépassent des seuils réglementaires
• Le système repose sur une taxation progressive des revenus nucléaires d’EDF

La CRE a publié en septembre 2025 son évaluation des coûts complets du nucléaire à 60,3 €/MWh pour la période 2026-2028. Deux seuils ont été retenus :

1. Seuil de taxation : environ 78 €/MWh
   • Au-delà : 50% des revenus excédentaires sont prélevés

2. Seuil d’écrêtement : environ 110 €/MWh
   • Au-delà : 90% des revenus excédentaires sont prélevés

La CRE estime les revenus nucléaires d’EDF à 65,86 €/MWh pour 2026, soit en dessous du premier seuil de déclenchement. Aucune redistribution VNU ne sera donc appliquée en 2026, sauf évolution significative des prix de marché.

Le nouveau mécanisme de capacité, centralisation et transparence

L’actuel mécanisme de capacité, autorisé par la Commission européenne en 2016, prendra fin en novembre 2026. Un nouveau dispositif entrera en vigueur pour la période de livraison 2026-2027. Le changement le plus significatif est la désignation de RTE comme acheteur unique de toutes les capacités. Cette centralisation marque la fin du rôle d’« acteurs obligés » pour les fournisseurs d’électricité.

Le mécanisme sera financé par une taxe de répartition payée par :

• Les fournisseurs d’électricité pour leurs clients finaux
• Les grands consommateurs s’approvisionnant directement sur le marché
• Les gestionnaires de réseau pour leurs pertes techniques

Cette taxe sera répercutée dans les contrats d’électricité des entreprises, souvent sous la forme d’une ligne identifiable dédiée au mécanisme de capacité, apportant ainsi plus de transparence.

CEE : une hausse massive des obligations

La sixième période des CEE a débuté le 1er janvier 2026. Le décret du 4 novembre 2025 fixe un objectif global de 1 050 TWh cumac par an, contre 825 TWh en période 5, soit une hausse de 27 % des obligations pour les fournisseurs d’énergie. Parmi ces volumes, 280 TWh cumac sont fléchés vers les ménages en situation de précarité énergétique. L’enveloppe financière associée dépasse 8 milliards d’euros en 2026, contre environ 6 milliards en 2025. 

Cette augmentation intervient dans un marché déjà déséquilibré entre offre et demande de certificats, laissant présager de fortes tensions sur les prix.

Selon nos estimations, le poids des CEE pourrait atteindre environ 10,7 €/MWh sur la facture d’électricité et 12,1 €/MWh sur celle de gaz, avec un effet mécanique à la hausse sur les factures d’énergie des consommateurs tertiaires et résidentiels.

Les CPB : nouveaux certificats obligatoires pour tracer le biogaz

À partir de 2026, un nouveau dispositif fait son entrée : les Certificats de Production de Biogaz (CPB), prévus par la loi Climat et Résilience de 2021. Leur objectif est de soutenir la production de biométhane injecté dans les réseaux, sans recours au budget de l’État.

Les fournisseurs de gaz naturel devront restituer à l’État des CPB en proportion des volumes livrés à leurs clients résidentiels et tertiaires. Les consommations industrielles sont exclues du périmètre. Le dispositif montera en puissance progressivement : 0,8 TWh d’obligation en 2026, 3,1 TWh en 2027 et 6,5 TWh en 2028.

Le coût des certificats n’est pas encore stabilisé, mais l’impact sur les factures est déjà estimé : environ 0,41 €/MWh en 2026, entre 1,36 et 1,82 €/MWh en 2027, et jusqu’à 3,11 à 4,15 €/MWh en 2028 pour les consommateurs tertiaires et résidentiels.

Accise sur l’électricité : augmentation de 3,06 % en février 2026

Au 1er février 2026, l’accise sur l’électricité augmente mécaniquement avec l’inflation, passant de 29,98 €/MWh à 30,85 €/MWh pour les ménages et assimilés, et de 25,79 €/MWh à 26,58 €/MWh pour les PME et sites de haute puissance.

De plus, la grille des tarifs réduits d’accise passe de sept à quatre catégories, avec l’introduction d’un nouveau seuil d’électro-sensibilité pour les industriels. Cette mesure vise à mieux cibler le soutien aux secteurs les plus consommateurs d’électricité.

Contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA) : une baisse au 1er février

Le taux de la CTA électricité sera réduit de 21,93% à 15%, soit une baisse de près de 7 points de pourcentage. À compter du 1er février 2026, cette réduction s’appliquera sur la partie fixe du TURPE distribution, tandis que le taux transport (RTE) restera stable à 10,11%.

Concrètement, cela représente une baisse d’environ 10 euros par an pour chaque ménage, et jusqu’à 200 euros par an pour certains professionnels fortement électro-intensifs, comme les boulangers équipés de fours électriques.

TRVE : repli de 0,83% au 1er février

Fin septembre 2025, près de 20 millions de clients résidentiels restent aux tarifs réglementés de l’électricité en France métropolitaine, selon la CRE. Une baisse moyenne de 0,83% TTC est attendue dès le 1er février 2026.

Accise sur le gaz : en hausse au 1er février

L’accise sur le gaz naturel augmente de 6,2 % au 1er février 2026, passant de 15,43 €/MWh à 16,39 €/MWh. La CTA gaz reste inchangée

ATRD7 : attention au Terme de Débit Normalisé dès juillet 2026

Le 1er juillet 2026, le tarif ATRD7 introduit un Terme de Débit Normalisé (TDN). Il vise à mieux refléter les coûts de dimensionnement du réseau de distribution de gaz, en tenant compte du débit maximal du compteur, et non plus uniquement des volumes consommés.

Sont concernés les clients T1, T2 et T3 disposant d’un débit normalisé supérieur ou égal à 40 Nm³/h. Les clients résidentiels, ainsi que les clients T4 et TP, ne sont pas concernés. Le tarif prévu est de 5,52 €/an par Nm³/h de débit normalisé.

Ce nouveau terme impactera les compteurs surdimensionnés ou les usages très ponctuels à forte puissance, comme certains équipements agricoles ou de secours. À l’inverse, les sites à consommation stable pourraient voir leur facture rester inchangée, voire baisser. Les entreprises disposent de six mois pour analyser et, si besoin, ajuster le dimensionnement de leur compteur.

TURPE en hausse au 1er août 2026

Le TURPE 7 a connu une mise en œuvre progressive en 2025. Après une première hausse anticipée au 1er février 2025 (+7,7% en distribution et +9,6% en transport),  le tarif a été ajusté à la baisse au 1er août 2025. Pour la suite de la période, la CRE a annoncé que les évolutions du TURPE aux 1er août 2026, 2027 et 2028 seront proches de l’inflation, soit + 2 à 3 % en 2026.

Charlotte Martin Responsable Communication

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Sophie-Charlotte MARTIN, Conceptrice-Rédactrice spécialisée

Titulaire d'un master 2 en Lettres Classiques, complété d'un master 2 en Communication et d'un cycle web marketing à la CCI de Lyon, Sophie-Charlotte est intervenue sur des sujets aussi B2C que B2B, on et off line.

Régulièrement confrontée aux problématiques tertiaires et industrielles, elle s'est spécialisée en énergie. Aujourd'hui, elle garantit au quotidien la direction et la production éditoriale de l'entreprise. Sophie-Charlotte MARTIN est Responsable éditoriale d'Opéra Energie.