Fin 2025, les fournisseurs alternatifs pesaient 41,0 % des clients non résidentiels en électricité et 53,3 % des volumes consommés par ce segment, selon l’observatoire des marchés de détail publié par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) le 18 mars 2026. Trente ans plus tôt, un consommateur professionnel n’avait qu’un seul choix de fournisseur. Il devait souscrire chez EDF, le fournisseur historique d’électricité. L’ouverture du marché de l’électricité à la concurrence a transformé la façon dont chaque site professionnel achète son énergie. La disparition de l’ARENH au 31 décembre 2025 continue dans la voie de la libéralisation. Et justement, comment cette libéralisation s’est-elle construite ? Que change-t-elle pour le contrat d’électricité d’un professionnel en 2026 ?
Pourquoi le marché de l’électricité a-t-il été ouvert à la concurrence ?
L’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité a été impulsée par l’Union européenne. Elle a mis fin à la situation de monopole d’EDF qui prévalait jusque-là. Quels ont été les étapes et objectifs ?
Un monopole intégré jusqu’à la fin des années 1990
A la fin de la Seconde Guerre Mondiale, le Général de Gaulle décide de lancer un service public de l’énergie via la loi de nationalisation de 1946. Dès cette date, le marché français de l’électricité se structure autour d’un opérateur unique : EDF. Le fournisseur historique est chargé de produire, de transporter, de distribuer et de commercialiser l’énergie.
De ce fait, un industriel implanté à Lille et un commerce installé à Marseille achetaient au même opérateur. Ce modèle intégré excluait toute mise en concurrence sur la partie fourniture.
Quels objectifs poursuivent les directives européennes ?
Il faut attendre les années 1990 pour que le monopole soit remis en cause. En effet, la directive 96/92/CE du 19 décembre 1996 pose le principe fondateur de la libéralisation des marché de l’énergie.
L’idée consiste à séparer :
- ce qui peut être mis en concurrence, à savoir la production et la fourniture,
- de ce qui doit rester régulé, le transport et la distribution.
Le but est de faire baisser les prix par le jeu des offres concurrentes mais harmoniser les règles à l’échelle du continent européen. Les institutions communautaires veulent en effet construire un socle commun pour développer davantage le marché intérieur de l’énergie. C’est ce principe de séparation qui structure encore aujourd’hui le marché de l’énergie français.
Quelles sont les grandes étapes de l’ouverture du marché de l’électricité ?
La libéralisation du marché de l’électricité s’est faite par paliers, en commençant par les plus gros consommateurs. On peut la segmenter en plusieurs grandes étapes phares.
1996-2000 : la transposition française et la création de la CRE
La loi n° 2000-108 du 10 février 2000 transpose la première directive en droit français. Elle crée la Commission de régulation de l’énergie (CRE), autorité indépendante chargée de veiller au bon fonctionnement du marché. Elle pose également les bases de la séparation des activités sur le marché (production, fourniture, transport et distribution).
L’ouverture du marché reste alors très limitée. Le décret d’application réserve l’éligibilité aux sites consommant plus de 16 GWh par an, c’est-à-dire aux très gros industriels.
2004-2007 : l’éligibilité étendue à tous les consommateurs
Le décret n° 2004-597 du 23 juin 2004 franchit ensuite une étape décisive. Dès le 1er juillet 2004, tout site dont l’électricité est destinée à un usage non résidentiel devient éligible aux offres de marchés. Entreprises et collectivités peuvent quitter le fournisseur historique, quelle que soit leur volume de consommation.
La loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie va plus loin. Elle ouvre le marché aux particuliers à partir du 1er juillet 2007. À cette date, l’ensemble des consommateurs français peut choisir librement son fournisseur d’électricité et de gaz.
2010-2015 : Loi NOME, ARENH et la fin des tarifs jaune et vert
La loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant sur la nouvelle organisation du marché de l’électricité (NOME) instaure l’ARENH (Accès régulé à l’énergie nucléaire historique). Cette mesure vise à partager la rente nucléaire.
Le dispositif permet aux fournisseurs alternatifs d’acheter jusqu’à 100 TWh par an d’électricité issue du parc nucléaire historique, à 40 €/MWh à l’origine puis à 42 €/MWh depuis le 1er janvier 2012. Ce volume correspond à environ 25% de la production nucléaire d’EDF.
La loi NOME instaure également des tarifs réglementés, à savoir :
- Le Tarif Bleu, pour les professionnels et entreprises dont la puissance de compteur est inférieure ou égale à 36 kVA ;
- Le Tarif Jaune, entre 37 kVA et 250 kVA,
- Le Tarif vert, au-delà de 250 kVA.
Pour les professionnels moyens et gros consommateurs, au-delà de 36 kVA de puissance souscrite, les tarifs réglementés ont été supprimés le 31 décembre 2015. Les sites concernés ont alors du basculer en offre de marché. En février 2025, les autorités ont rétropédalé sur la fin des tarifs réglementés d’électricité pour les entreprises. Les Tarifs Vert et Jaune ont été partiellement réintroduits.
2020-2025 : les années de crise énergétique
La crise énergétique de 2021-2023 constitue un tournant pour les acheteurs professionnels. Elle montre à quel point les conditions de marché au moment de la contractualisation peuvent influencer le coût d’approvisionnement.
Le prix moyen « day-ahead » de l’électricité en France atteint ainsi environ 276 €/MWh en 2022, contre une moyenne de 48 €/MWh sur la période 2014-2019. La détente est ensuite rapide : le prix moyen retombe à 97 €/MWh en 2023, puis à 58 €/MWh en 2024.
Le mouvement est encore plus marqué sur les produits à terme. Le prix moyen du produit annuel pour livraison l’année suivante (CAL+1) passe de 369 €/MWh en 2022 à 163 €/MWh en 2023, puis 77 €/MWh en 2024.
Fin 2025, les fournisseurs alternatifs commercialisent plus de la moitié des volumes professionnels
Près de vingt ans après l’ouverture complète du marché, la concurrence est solidement installée auprès des professionnels. Au 31 décembre 2025, les fournisseurs alternatifs détiennent 41,0 % des sites non résidentiels, mais surtout 53,3 % des volumes d’électricité consommés par ce segment.
La progression se poursuit : les fournisseurs alternatifs ont gagné 191 000 sites professionnels en 2025, après 216 000 en 2024. Dans le même temps, les fournisseurs historiques ont perdu 101 000 clients professionnels en offre de marché en 2025.
Où en est l’ouverture du marché de l’électricité en 2026 ?
Que change la fin de l’ARENH au 31 décembre 2025 ?
L’ARENH a pris fin le 31 décembre 2025. Avec lui disparaît l’accès des fournisseurs à un volume pouvant atteindre 100 TWh par an d’électricité nucléaire historique au prix réglementé de 42 €/MWh.
Les fournisseurs doivent plus que jamais construire leur approvisionnement à partir des marchés de gros. Le changement est important pour les entreprises. La construction du prix de fourniture dépend davantage des conditions de marché et de la stratégie d’approvisionnement du fournisseur.
Comment fonctionne le versement nucléaire universel (VNU) ?
Suite à la fin de l’ARENH, c’est versement nucléaire universel prend le relais depuis le 1er janvier 2026. Institué par l’article 17 de la loi n° 2025-127 de finances pour 2025 et précisé par le décret n° 2026-55 du 4 février 2026, il repose sur une logique de redistribution plutôt que sur un accès à un volume d’énergie.
Le mécanisme prévoit deux niveaux de prélèvement sur les revenus tirés par EDF de la vente de son électricité nucléaire :
- 50 % des revenus au-delà de 78 €/MWh ;
- 90 % des revenus au-delà de 110 €/MWh.
Les sommes ainsi prélevées ont vocation à être reversées aux consommateurs finals sous la forme d’une minoration de facture. Pour 2026, l’arrêté du 27 mars fixe toutefois cette minoration à 0 €/MWh. En effet, il faut savoir que la CRE a estimé le revenu de l’électricité nucléaire à 66,08 €/MWh, à savoir en dessous du premier seuil de 78 €/MWh. Il n’y a donc pas de redistribution cette année.
Quels sont les enjeux de l’ouverture du marché pour les entreprises ?
Pour les entreprises, l’ouverture du marché transforme surtout la manière d’acheter l’électricité. La concurrence permet de consulter plusieurs fournisseurs et de négocier le prix, la durée, la formule tarifaire et les modalités contractuelles. Elle permet de :
- mettre les fournisseurs en concurrence,
- d’opter pour de l’électricité verte,
- négocier les conditions contractuelles,
- choisir entre différentes structures de prix (fixes, indexés sur les marchés, bloc+spot, a clics, etc.)
- de profiter des périodes de détente du marché pour sécuriser son budget.
En contrepartie, l’acheteur doit davantage suivre le marché et anticiper ses échéances.
Les données récentes montrent l’intérêt de suivre les évolutions du prix de l’électricité. En 2025, le prix moyen de l’électricité payé par les entreprises françaises, hors TVA, s’établit à 148,8 €/MWh, soit une baisse de 9,6 % en un an. Cette diminution s’explique par un recul de 20,5 % des coûts de fourniture. Le prix payé par les entreprises françaises est par ailleurs 16 % inférieur à la moyenne de l’Union européenne.
Bon à savoir : Les perspectives tarifaires de cette année sont détaillées dans notre dossier sur la hausse des prix de l’électricité en 2026.
Ouverture à la concurrence : qui sont les grands acteurs du marché ?
EDF, producteur et fournisseur historique
Fournisseur historique d’électricité et créé après guerre, EDF conserve la propriété du parc nucléaire historique, socle de la production française d’électricité. L’entreprise intervient comme producteur, comme vendeur sur les marchés de gros et comme fournisseur au détail, y compris au titre des tarifs réglementés de vente qu’elle est tenue de proposer aux clients éligibles.
L’entreprise est également soumise au VNU. Le versement nucléaire universel est calculé à partir des revenus tirés par EDF de la vente de sa production nucléaire et donne lieu, lorsque les seuils prévus sont dépassés, au prélèvement défini par le dispositif.
RTE et Enedis, les gestionnaires de réseau
Une fois l’électricité produite, elle doit être acheminée jusqu’au consommateur. RTE exploite le réseau de transport en haute et très haute tension : il fait circuler l’électricité sur les grands axes du système électrique et veille en permanence à l’équilibre entre production et consommation.
L’électricité passe ensuite vers les réseaux de distribution. Enedis gère environ 95 % de ces réseaux en France métropolitaine et achemine l’électricité jusqu’aux sites raccordés en basse tension ou en HTA. Les 5 % restants relèvent d’entreprises locales de distribution (ELD). Elles sont présentes sur certains territoires comme Metz, Strasbourg ou encore Grenoble.
Ces gestionnaires sont des monopoles régulés. Ils ne vendent pas l’énergie. Leur mission est d’exploiter, entretenir et développer les réseaux, tandis que le fournisseur facture au client l’électricité achetée.
Les fournisseurs
Les fournisseurs achètent l’électricité, sur les marchés de gros ou auprès de producteurs, puis la revendent aux consommateurs finals. Leur nombre a fortement progressé depuis 2007, ce qui rend la comparaison des offres plus complexe. Le panorama complet figure dans notre liste des fournisseurs d’électricité.
Les courtiers en énergie
Le courtier en énergie, comme Opéra Energie occupe une position distincte. Il ne vend pas d’électricité et ne détient pas de portefeuille de production. Son rôle consiste à représenter l’acheteur, puis à mettre les fournisseurs en concurrence sur un cahier des charges précis. Ces acteurs sont apparus au moment de l’ouverture à la concurrence des marchés de l’électricité et du gaz.
Comment Opéra Energie accompagne les entreprises sur le marché ouvert ?
Pionnier du courtage en énergie en France selon une étude Xerfi, Opéra Energie intervient comme courtier auprès des professionnels. Avec plus de 15 000 entreprises accompagnées et plus de 200 collaborateurs, nos courtiers négocient chaque année plus de 15 TWh d’énergie. Ils permettent aux entreprises de trouver le meilleur fournisseur et de réduire le budget énergie.
Diplômée d’un Master 2 du CELSA-Paris Sorbonne, Caroline s’est lancée comme rédactrice et chargée de communication éditoriale indépendante en 2017. Intéressée par les problématiques liées à la transition énergétique et à la mobilité, elle travaille avec Opéra Énergie depuis 2019.
Experte sur les problématiques liées à l'énergie et la rénovation énergétique, elle ambitionne à travers ses articles de faire de la pédagogie sur le marché du gaz et de l’électricité, en constante évolution.
