On critique beaucoup, on comprend peu. Le mécanisme de revente de l’électricité nucléaire française est devenu un sujet de comptoir, instrumentalisé par tous les camps, où chacun trouve de quoi alimenter sa colère sans jamais remonter le fil. EDF spolié par Bruxelles, fournisseurs alternatifs parasites, État pyromane : les raccourcis se bousculent, mais personne ne prend le temps de reconstituer la séquence.

Cet article tente autre chose : retracer la logique initiale du dispositif, comprendre pourquoi elle a fini par dérailler, et regarder ce qui la remplace aujourd’hui avec un regard aussi objectif que possible, quitte à pointer les incohérences des deux côtés.

Avant l’ARENH : pourquoi la France a accepté d’ouvrir son marché

Jusqu’à la fin des années 1990, EDF fonctionnait comme un bloc monolithique où production, transport, distribution et fourniture étaient intégrés au sein d’une même entité. Le parc nucléaire, financé par les contribuables français via des décennies d’investissement public, produisait environ 70 % de l’électricité nationale à un coût parmi les plus bas d’Europe, grâce à des centrales largement amorties. Pour le consommateur français, le système fonctionnait.

Mais pour le droit européen, il posait un problème fondamental qui n’avait rien à voir avec l’énergie : c’était une question de concurrence. Le traité de Rome de 1957, puis l’Acte unique de 1986, posent le principe du marché intérieur, c’est-à-dire la libre circulation des marchandises et des services. Aux yeux du droit communautaire, l’électricité est un bien comme un autre, et un monopole national intégré verticalement, comme EDF, constitue par définition une barrière à l’entrée incompatible avec ces principes. Un industriel allemand, espagnol ou néerlandais qui aurait voulu vendre de l’électricité en France ne le pouvait tout simplement pas, parce qu’EDF contrôlait toute la chaîne.

En 1996, l’Union européenne adopte la directive 96/92/CE, premier acte concret de la libéralisation du secteur électrique. L’objectif affiché est de mettre fin aux monopoles nationaux en ouvrant la production et la fourniture à la concurrence, tout en maintenant un accès non discriminatoire aux réseaux de transport et de distribution. RTE et la Commission de régulation de l’énergie (CRE) sont créés en 2000 pour structurer cette séparation, qui n’existe alors que sur le papier. En 2003, la directive 2003/54/CE approfondit le mouvement en imposant la séparation juridique entre les activités de réseau et celles de fourniture, et en fixant un calendrier d’ouverture totale : les entreprises et collectivités en 2004, les particuliers en 2007.

La France transpose ces textes, mais elle le fait à reculons, au point que le Sénat le reconnaît lui-même dans un rapport de 2001 : la transposition a été réalisée avec retard et a minima. La Commission européenne finit par traduire la France devant la Cour de justice pour défaut de transposition.

Mais il serait inexact de présenter la France comme une simple victime de Bruxelles, et c’est un point rarement dit dans le débat public. Au sommet de Lisbonne en mars 2000, les chefs d’État européens, dont la France, s’engagent collectivement à accélérer la libéralisation du gaz et de l’électricité. Paris signe. Et Paris signe parce qu’il y a un calcul derrière. Le Sénat l’écrit d’ailleurs très explicitement dans son rapport : le pari d’EDF, c’est que les parts de marché perdues en France auraient pour contrepartie des gains, peut-être même plus importants, sur les marchés des autres États membres. EDF voulait devenir un champion européen. Pour conquérir les marchés allemand, italien, britannique, il fallait accepter que d’autres entrent sur le marché français. C’était le deal implicite.

Le problème, c’est que le marché s’ouvre formellement mais que dans les faits, EDF détient encore 86 % du marché de l’électricité en 2005 et la concurrence ne prend pas. Les fournisseurs alternatifs n’ont aucun moyen de production propre et doivent s’approvisionner sur les marchés de gros européens, dont les prix sont alignés sur les centrales marginales, souvent au gaz. Face au nucléaire amorti d’EDF, le combat est perdu d’avance. L’ouverture du marché français ne produit pas de concurrence réelle, tandis que les marchés voisins ne s’ouvrent pas davantage dans les faits : en Allemagne, quatre groupes contrôlent encore les quatre cinquièmes de la production, et en Espagne aucun nouvel opérateur n’a pénétré le marché. L’échange promis n’a jamais été équitable.

Le piège du TaRTAM : quand le marché fait mal

Entre 2004 et 2007, les prix de gros de l’électricité explosent en Europe, et les entreprises françaises qui avaient quitté le tarif réglementé pour des offres de marché se retrouvent piégées, car le choix de l’éligibilité était alors irréversible. Impossible de revenir au tarif régulé, et certains industriels voient leur facture doubler, voire davantage pour les électro-intensifs.

Le Parlement adopte en urgence, fin 2006, le TaRTAM (Tarif réglementé transitoire d’ajustement du marché), un dispositif qui permet aux professionnels de revenir temporairement à un tarif plafonné, fixé par l’arrêté du 3 janvier 2007 à un niveau supérieur d’environ 23 % au tarif réglementé classique. C’est un pansement, pas un traitement, et le TaRTAM ne fait que rendre visible une contradiction fondamentale.

Car au même moment, la Commission européenne engage simultanément une procédure d’infraction contre la France pour maintien de ses tarifs réglementés, qu’elle considère incompatibles avec le droit communautaire, et ouvre une enquête au titre des aides d’État. Paris se retrouve pris en tenaille entre la protection de ses consommateurs et les exigences de Bruxelles, dans une impasse que le TaRTAM ne peut résoudre à lui seul.

C’est dans ce contexte tendu que le gouvernement Fillon confie en 2008 à Paul Champsaur, haut fonctionnaire et ancien président de l’ARCEP, la présidence d’une commission chargée de proposer une sortie par le haut.

2010 : la loi NOME et la naissance de l’ARENH

La commission Champsaur pose le diagnostic de manière assez nette. EDF dispose d’un avantage structurel lié à son parc nucléaire amorti, et cette “rente nucléaire”, collectivement financée par les contribuables, doit être partagée si l’on veut qu’une concurrence effective puisse exister sur le marché français.

Le 7 décembre 2010, la loi NOME (Nouvelle organisation du marché de l’électricité, loi n° 2010-1488) est promulguée et entre en vigueur le 1er juillet 2011. Elle crée trois dispositifs complémentaires : le principe de réversibilité, qui permet aux consommateurs de revenir au tarif réglementé, le mécanisme de capacité, qui oblige les fournisseurs à disposer de moyens de production ou d’effacement, et surtout l’ARENH.

L’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique oblige EDF à céder chaque année jusqu’à 100 TWh d’électricité nucléaire, soit environ un quart de sa production, aux fournisseurs alternatifs qui en font la demande, à un prix régulé censé couvrir les coûts de production. Ce prix est fixé initialement à 40 €/MWh, puis porté à 42 €/MWh au 1er janvier 2012, après l’accident de Fukushima et la révision des exigences de sûreté qui en a découlé. La CRE gère l’ensemble du processus, de l’identification des fournisseurs au calcul des droits, tandis que la Caisse des dépôts centralise les flux financiers.

Un point souvent oublié dans le débat public mérite d’être souligné : l’ARENH n’a pas été imposé par Bruxelles. Le dispositif a été proposé par le gouvernement français à la Commission européenne en 2009, comme une solution nationale à un problème de concurrence, précisément conçue pour éviter des mesures plus radicales comme le démantèlement pur et simple d’EDF.

Le mécanisme est prévu pour une durée limitée, jusqu’au 31 décembre 2025, avec l’objectif affiché de laisser aux fournisseurs alternatifs le temps d’investir dans leurs propres moyens de production avant l’extinction du dispositif.

Les vices de conception : un prix figé, un mécanisme asymétrique

Sur le papier, l’ARENH devait être transitoire et servir de rampe de lancement pour des fournisseurs capables, à terme, de voler de leurs propres ailes. En pratique, aucun de ces deux objectifs n’a été atteint, et les failles du mécanisme se sont aggravées avec le temps.

Un prix gelé pendant treize ans. Fixé à 42 €/MWh en 2012, le tarif n’a jamais été révisé. La loi prévoyait pourtant un mécanisme de révision fondé sur un décret de méthodologie des coûts du nucléaire, qui devait être validé par la Commission européenne. Ce décret, attendu depuis fin 2013, n’a jamais été publié, faute d’accord entre l’État, EDF et Bruxelles sur la méthode de comptabilisation. Les coûts réels de production du nucléaire, eux, ont continué d’évoluer : la CRE les évalue entre 55 et 63 €/MWh à partir de 2019, en intégrant la maintenance, le grand carénage, les provisions pour démantèlement et la gestion des déchets. À 42 €/MWh, EDF vendait à perte une partie significative de sa production, un paradoxe que personne n’est parvenu à résoudre administrativement.

Une asymétrie structurelle au détriment d’EDF. Quand les prix de marché sont bas, comme en 2015-2016 où ils sont tombés autour de 30 €/MWh, les fournisseurs alternatifs n’ont aucun intérêt à acheter de l’ARENH et se fournissent directement sur le marché de gros. Quand les prix remontent, ils reviennent massivement vers EDF pour capter le différentiel. Le mécanisme fonctionne en réalité comme une option gratuite : le fournisseur alternatif est gagnant dans tous les cas, tandis qu’EDF supporte l’intégralité du risque.

L’absence d’investissement dans la production. La CRE elle-même le reconnaît, et c’est sans doute la critique la plus sévère : l’ARENH n’a pas incité les fournisseurs alternatifs à investir dans leurs propres moyens de production, qu’il s’agisse de nucléaire ou de renouvelable. Pourquoi construire des centrales quand on peut acheter du nucléaire à 42 €/MWh sans en supporter les coûts d’exploitation ni les investissements ? L’un des objectifs fondamentaux de la loi NOME est resté lettre morte pendant toute la durée du dispositif.

2022 : la crise qui a tout révélé

La crise énergétique de 2021-2022 a mis le mécanisme sous tension maximale, en révélant de manière brutale ses limites structurelles. Les prix de gros dépassent 200 €/MWh, parfois 400, et tous les fournisseurs se précipitent sur l’ARENH. Le plafond de 100 TWh est pulvérisé par la demande : 147 TWh demandés dès 2020, davantage encore en 2022. Le gouvernement relève le plafond à 120 TWh par décret en mars 2022, en portant le prix à 46,2 €/MWh pour les 20 TWh supplémentaires.

Au même moment, EDF fait face à une indisponibilité historique de son parc, la découverte de problèmes de corrosion sous contrainte immobilisant une partie des réacteurs et faisant chuter la production à des niveaux inédits. EDF doit alors racheter sur le marché, à des prix stratosphériques, l’électricité qu’il est contraint de céder à 42 €/MWh à ses concurrents, une situation que L’Usine Nouvelle qualifiera de “cauchemar” pour le groupe.

La Cour des comptes, dans son rapport de septembre 2025 sur le modèle économique d’EDF, a chiffré le préjudice de manière implacable : 5,3 milliards d’euros de manque à gagner entre 2011 et 2020 par rapport à une vente au prix de marché, et jusqu’à 26,5 milliards en 2022 quand EDF a dû racheter du courant à des prix extrêmes. L’ancien PDG Jean-Bernard Lévy avait qualifié l’ARENH de “poison” pour le groupe, un mot qui résume assez bien le sentiment de l’énergéticien historique tout au long de la période.

Janvier 2026 : le Versement nucléaire universel, un changement de paradigme

Le 31 décembre 2025, l’ARENH disparaît comme prévu dès l’origine, et il est remplacé par le Versement nucléaire universel (VNU), inscrit dans la loi de finances 2025 (loi n° 2025-127 du 14 février 2025) et précisé par le décret n° 2026-55 du 4 février 2026.

Le changement de logique est radical, et il faut prendre le temps de l’expliquer car les raccourcis abondent sur ce sujet.

Avec l’ARENH, on fixait un prix et un volume avant la vente : les fournisseurs achetaient à 42 €/MWh, et EDF n’avait pas voix au chapitre. Avec le VNU, EDF vend désormais l’intégralité de sa production nucléaire au prix du marché, et l’intervention de l’État n’intervient qu’après la vente, sous forme de taxation progressive des revenus jugés excessifs.

Concrètement, deux seuils de déclenchement ont été définis pour la période 2026-2028. Le premier, fixé autour de 78 €/MWh, déclenche un prélèvement de 50 % des revenus excédentaires d’EDF. Le second, autour de 110 €/MWh, porte le prélèvement à 90 %. Ces seuils sont fondés sur l’évaluation par la CRE du coût complet de production du nucléaire historique, estimé à 60,3 €/MWh pour la période triennale en cours.

Le produit de cette taxe, baptisée TUCN (taxe sur l’utilisation du combustible nucléaire), est intégralement redistribué aux consommateurs via une ligne dédiée sur leur facture d’électricité, quel que soit leur fournisseur. C’est une différence majeure avec l’ARENH, qui ne bénéficiait qu’aux clients des fournisseurs alternatifs ayant exercé leur droit.

Les incohérences du nouveau système

Le VNU est indéniablement plus logique que l’ARENH sur plusieurs points : EDF n’est plus contraint de vendre à perte, la redistribution est universelle et pas réservée aux seuls clients des fournisseurs alternatifs, et les seuils sont révisables tous les trois ans sur la base d’une évaluation transparente des coûts par la CRE.

Mais le nouveau dispositif porte ses propres contradictions, que ni l’État ni EDF ne semblent pressés de lever.

Un filet de sécurité accroché trop haut. La CRE estime les prix de marché autour de 60 à 65 €/MWh pour 2026, c’est-à-dire bien en dessous du premier seuil de 78 €/MWh. Le VNU pourrait rester en sommeil au moins jusqu’en 2028, ce qui signifie, concrètement, que le mécanisme de protection des consommateurs existe en théorie mais ne se déclenche pas en pratique. Un rapport parlementaire d’octobre 2025 dénonçait d’ailleurs des seuils “placés à un niveau trop élevé” et un mécanisme “complexe et peu lisible”. Selon les calculs de Hello Watt, relayés par L’Usine Nouvelle, le maintien de l’ARENH aurait permis une baisse d’environ 9 % du tarif réglementé, ce qui pose la question du coût réel de cette transition pour le consommateur final.

Les fournisseurs alternatifs perdent leur coussin. Sans l’ARENH, ils doivent sécuriser leurs achats à terme directement sur les marchés ou via des contrats bilatéraux de long terme avec EDF, notamment les fameux CAPN (contrats d’allocation de production nucléaire) destinés aux électro-intensifs. Mais mi-novembre 2025, seuls onze contrats fermes avaient été signés, pour un volume de 14 TWh, très loin de l’objectif de 40 TWh inscrit dans l’accord de novembre 2023 entre l’État et EDF. Ceux qui n’ont jamais investi dans la production se retrouvent exposés, et une consolidation du marché de la fourniture est prévisible dans les années qui viennent.

L’État garde la main sur les curseurs. La possibilité de modifier les seuils par décret ministériel, à tout moment, crée une incertitude structurelle pour EDF et compromet potentiellement le financement de son programme de renouvellement nucléaire. Avec 14 EPR2 prévus pour un investissement estimé entre 115 et 200 milliards d’euros selon les sources, et une dette nette de 53 milliards fin 2024, EDF a besoin d’une visibilité que le VNU ne lui garantit pas pleinement.

Un dispositif élaboré sans réelle concertation. L’accord entre l’État et EDF a été négocié à l’automne 2023, sans consultation préalable des parties prenantes. Le cadre a ensuite été entériné par la loi de finances 2025, adoptée via l’article 49.3 de la Constitution. Fin 2025, seuls 2 des 11 textes d’application nécessaires avaient été publiés, ce qui en dit long sur le degré de préparation du dispositif au moment de sa mise en vigueur.

À qui profite le mécanisme ? La question européenne qu’on n’ose pas poser

Il existe un angle de lecture de toute cette séquence que le débat franco-français esquive souvent, mais qui mérite d’être posé sans détour : la structuration du marché européen de l’électricité a-t-elle mécaniquement désavantagé la France au profit de ses voisins, et en particulier de l’Allemagne ?

Pour comprendre le problème, il faut revenir au fonctionnement du marché de gros européen. Le prix de l’électricité n’y est pas fixé selon un coût moyen de production, mais selon le coût marginal, c’est-à-dire le coût de la dernière centrale appelée pour satisfaire la demande à un instant donné. Comme l’explique RTE sur son site, on empile les moyens de production en appelant d’abord ceux dont les coûts d’exploitation sont les plus faibles (renouvelables, nucléaire), puis en dernier lieu les centrales aux coûts les plus élevés, en l’occurrence celles au gaz et au charbon. Et c’est cette dernière centrale, même si elle ne fournit qu’une fraction marginale de la production totale, qui fixe le prix pour l’ensemble du marché. Carole Mathieu, chercheuse à l’IFRI, résume la situation dans un article de Toute l’Europe en parlant d’un “effet de contamination” du prix du gaz sur celui de l’électricité.

Les conséquences pour la France sont considérables. Avec un parc nucléaire qui produit environ 70 % de son électricité à un coût stable et relativement bas, le consommateur français devrait logiquement bénéficier d’un prix bien inférieur à celui de ses voisins allemands, dont le mix repose encore largement sur le gaz et le charbon. Or le marché européen unifié produit l’effet inverse : il aligne le prix français sur celui de la centrale marginale européenne, souvent une centrale à gaz. En d’autres termes, la France paie son électricité au prix du gaz allemand alors qu’elle produit du nucléaire.

Lors de la négociation de la réforme du marché européen de l’électricité en 2023, cette tension a éclaté au grand jour. La France et ses alliés de l’Alliance pour le nucléaire ont poussé pour que les contrats pour différence (CfD) soient applicables au nucléaire historique comme au nouveau nucléaire, un mécanisme qui aurait permis de stabiliser le prix du nucléaire indépendamment des fluctuations du marché de gros. L’Allemagne s’y est opposée, selon la Fondation IFRAP, car elle craignait que les industriels français ne bénéficient d’un prix de l’électricité trop compétitif. Berlin a en revanche obtenu le maintien de l’ordre de mérite actuel, qui favorise les renouvelables intermittents sans obligation d’équilibre du réseau, et surtout le maintien du principe du prix marginal au gaz comme référence. L’IFRAP l’a formulé avec une certaine franchise : l’Allemagne est surtout contre le nucléaire vendu en dessous du prix du marché, autrement dit contre le nucléaire compétitif.

Le paradoxe est saisissant quand on regarde les chiffres des échanges physiques. Selon RTE, la France a exporté un solde net de 89 TWh d’électricité en 2024, puis 92,3 TWh en 2025, deux records historiques consécutifs. L’Allemagne et la Belgique figurent parmi les premiers bénéficiaires de ces flux, avec 27,2 TWh en 2024 et 23,1 TWh en 2025. Thomas Veyrenc, directeur général économie de RTE, le rappelle : 92 TWh, c’est plus que la consommation annuelle d’un pays comme la Belgique. Ces exportations ont rapporté 5,4 milliards d’euros de recettes en 2025.

Mais le point crucial est le suivant : la France exporte massivement vers des pays qui, par le mécanisme du prix marginal, contribuent à tirer vers le haut le prix que les consommateurs français paient pour leur propre électricité. La production nucléaire française est intrinsèquement compétitive, ses coûts variables sont faibles, et pourtant le prix de marché auquel elle est vendue est déterminé par des centrales à gaz que la France n’utilise quasiment plus. L’Allemagne, qui a choisi de sortir du nucléaire en 2023 et dont le mix électrique reste exposé au gaz, bénéficie ainsi d’un accès aux surplus français tout en contribuant, via sa dépendance aux fossiles, à fixer un prix européen supérieur à ce que justifierait le coût réel de la production française.

Il serait caricatural d’en conclure que tout le système a été conçu “pour les Allemands”, comme certains le proclament sur les réseaux sociaux. La libéralisation du marché électrique européen a été portée collectivement par les institutions communautaires depuis 1996, et la France a elle-même contribué à en dessiner les contours, y compris en proposant l’ARENH. Mais il est factuel que le mécanisme de prix marginal, couplé aux interconnexions croissantes et aux choix de mix énergétique divergents entre Paris et Berlin, a créé une situation où l’avantage compétitif du nucléaire français est largement neutralisé au niveau du prix de gros. La France produit de l’électricité décarbonée et bon marché, l’exporte en masse, mais en paie le prix dicté par les centrales à gaz de ses voisins.

C’est peut-être l’incohérence la plus profonde de toute cette histoire, et elle n’est ni dans l’ARENH ni dans le VNU : elle est dans l’architecture même du marché européen, que personne ne semble vouloir remettre en cause de manière structurelle.

Ce que cette histoire dit du modèle français

Trente ans de politique énergétique européenne et française se résument, au fond, à une séquence d’ajustements tactiques autour d’une question jamais véritablement tranchée : le nucléaire français est-il un bien public dont les bénéfices doivent être partagés entre tous les citoyens, ou un actif industriel dont la valeur doit revenir à son exploitant pour financer les investissements à venir ?

La directive de 1996 a ouvert le marché sans que la France dispose de concurrents crédibles face à EDF. La loi NOME a créé artificiellement une concurrence en obligeant l’opérateur historique à subventionner ses propres compétiteurs, via un tarif qui n’a jamais reflété les coûts réels. L’ARENH a fonctionné de manière à peu près supportable tant que les prix de marché restaient proches de 42 €/MWh, mais dès qu’ils s’en sont éloignés, dans un sens ou dans l’autre, le système a produit des effets absurdes que personne n’a su corriger à temps.

Le VNU corrige certaines de ces absurdités en laissant EDF vendre au prix de marché et en instaurant un mécanisme de redistribution universel. Mais il en crée d’autres en exposant les consommateurs à la volatilité européenne, atténuée seulement par un écrêtement que les prix actuels ne déclenchent pas. Et surtout, ni l’ARENH ni le VNU ne s’attaquent au problème de fond : un marché européen dont le mécanisme de prix marginal neutralise structurellement l’avantage compétitif du nucléaire français, au bénéfice d’un alignement sur le coût des centrales à gaz dont la France n’a pratiquement plus besoin.

La Cour des comptes, dans son rapport de 2025, demande une clarification du partage des coûts entre l’État, l’entreprise et les consommateurs. Cette clarification n’a toujours pas eu lieu, alors qu’EDF fait face à 460 milliards d’euros d’investissements d’ici 2040. Et pendant ce temps, la France bat chaque année ses records d’exportation d’électricité vers des voisins dont les choix énergétiques contribuent à gonfler la facture de ses propres citoyens.

On a beaucoup réformé la tuyauterie au fil des décennies, sans jamais vraiment décider qui paie le plombier, ni même se demander pourquoi l’eau coule chez le voisin à un prix fixé par le robinet du fond du couloir.

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Sources

• Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (loi NOME)
• Commission de régulation de l’énergie (CRE), page ARENH : cre.fr
• Directive 96/92/CE du 19 décembre 1996, Parlement européen et Conseil
• Directive 2003/54/CE du 26 juin 2003, EUR-Lex : eur-lex.europa.eu
• Rapport du Sénat sur la politique européenne de l’énergie : senat.fr
• Assemblée nationale, rapport n° 4217 sur l’ouverture du marché de l’électricité : assemblee-nationale.fr
• Projet de loi NOME, exposé des motifs : assemblee-nationale.fr
• Loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie (création du TaRTAM)
• Autorité de la concurrence, décision n° 07-MC-01 du 25 avril 2007
• Loi n° 2025-127 du 14 février 2025, loi de finances pour 2025 (création du VNU)
• Décret n° 2026-55 du 4 février 2026 relatif au versement nucléaire universel
• Cour des comptes, rapport sur le modèle économique d’EDF, septembre 2025
• SFEN, “VNU : quatre questions pour comprendre le mécanisme qui remplace l’ARENH”, janvier 2026 : sfen.org
• EDF, “De l’ARENH au Versement Nucléaire Universel”, décembre 2025 : edf.fr
• L’Usine Nouvelle, articles sur l’ARENH et le VNU (2020-2026) : usinenouvelle.com
• Parlement européen, fiche thématique “Marché intérieur de l’énergie” : europarl.europa.eu
• Dalloz Actualité, “Décret relatif au versement nucléaire universel”, mars 2026
• AFIEG, “L’accès régulé au nucléaire historique (ARENH)” : afieg.fr
• RTE, “Prix de l’électricité : ce qui les fait fluctuer, du marché à la facture” : rte-france.com
• RTE, “La France a battu son record d’exports nets d’électricité en 2024”, 2 janvier 2025 : rte-france.com
• RTE, Bilan électrique 2025, février 2026
• Toute l’Europe, “Comment fonctionne le marché européen de l’électricité ?”, novembre 2024 : touteleurope.eu
• Fondation IFRAP, “Quid de l’accord européen sur le prix de l’électricité ?” : ifrap.org
• Institut Avant-garde, “Convergence ou fragmentation ? Réflexions sur la réforme du marché européen de l’électricité”, janvier 2026 : institutavantgarde.fr
• Observatoire de l’industrie électrique, “Le couplage des marchés européens de l’électricité”, février 2023 : observatoire-electricite.fr
• Connaissances des énergies, “Pourquoi la France importe et exporte-t-elle de l’électricité ?” : connaissancedesenergies.org