ARENH : prix, impact pour EDF, écrêtement et fin en 2025
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L'ARENH est un mécanisme qui permet aux fournisseurs de se fournir en électricité en provenance des centrales nucléaires d'EDF à un prix fixe et avantageux. Le prix de l'ARENH en 2024 est de 42€ du MWh pour un volume total de 100 TWh. Pour 2024, la Commission de Régulation de l'Énergie a reçu une demande totale de 130,41 TWh de la part de 102 fournisseurs. L'ARENH est un dispositif transitoire. Sa fin est prévue pour le 31 décembre 2025.
Qu'est-que l'ARENH ?
L'ARENH signifie Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique. Il s'agit d'un dispositif qui permet aux concurrents d'EDF de se fournir en électricité en provenance des centrales nucléaires du fournisseur historique.
Encadré par la Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 (Loi NOME), l'objectif de l'ARENH est de créer les conditions favorables pour développer la concurrence sur le marché de l'électricité et favoriser l'émergence de fournisseurs alternatifs.
Les conditions de l'ARENH (prix et volume) sont fixés par le ministère de l'Économie, après avis de la Commission de Régulation de l'Énergie.
La fin du dispositif de l'ARENH est prévue pour le 31 décembre 2025 pour laisser placer à des contrats à long terme entre EDF et les fournisseurs.
Prix de l'ARENH en 2024
Le montant de l'ARENH est calculé chaque année par la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE) puis est soumis au ministère de l'Économie. Le prix de l'ARENH en 2024 est de 42 €/MWh pour un volume total d'électricité disponible de 100 TWh. Lors de son lancement en 2011, le prix de l'ARENH était situé à 40 €/MWh.
En 2022, comme mesure d'urgence suite de la hausse du prix de l'électricité sur les marchés de gros, le Gouvernement a mis en place le dispositif ARENH+ avec pour but d'augmenter la quantité d'ARENH disponible, passant de 100 TWh à 120 TWh. Ces 20 TWh supplémentaires étaient fixés à 46,2 € du MWh.
Critères considérés dans le calcul du prix de l'ARENH
Le prix de l'ARENH est fixé par le ministère en charge de l'énergie selon quatre critères définis par l'Article L337-14 du Code de l'Énergie :
- Rémunération des capitaux prenant en compte la nature de l’activité : dans le contexte de l’ARENH, cela signifie que le prix doit tenir compte du retour sur investissement qu'EDF obtient de ses centrales nucléaires. Cela comprend les coûts de construction et de financement des installations nucléaires.
- Coûts d’exploitation : ce sont les coûts associés à l’exploitation des centrales nucléaires d’EDF. Cela comprend tout, des coûts de personnel pour le fonctionnement, aux coûts de l’énergie nécessaire pour faire fonctionner les centrales, en passant par les coûts des matières premières nécessaires pour produire de l’électricité.
- Coûts des investissements de maintenance ou nécessaires à l’extension de la durée de l’autorisation d’exploitation : ces coûts sont liés à la maintenance des centrales nucléaires d’EDF et aux investissements nécessaires pour prolonger la durée de vie de ces centrales. Cela peut inclure des choses comme les mises à niveau des équipements, les réparations et les inspections de sécurité.
- Coûts prévisionnels liés aux charges pesant à long terme sur les exploitants d’installations nucléaires de base mentionnées à l’article L594-1 du Code de l’environnement : ces coûts sont liés aux obligations à long terme d’EDF en tant qu’exploitant d’installations nucléaires. Cela peut inclure les coûts de démantèlement des centrales nucléaires à la fin de leur durée de vie, et les coûts de gestion et de stockage des déchets nucléaires produits par ces centrales.
Ces quatre critères sont ensuite additionnés et permettent ainsi de fixer le prix final de l'ARENH. Pour le calcul, la CRE peut exiger à EDF toute la documentation nécessaire afin de refléter au mieux le vrai coût de la production d'électricité d'origine nucléaire.
Volume maximal d'ARENH disponible
Le volume maximal d'ARENH mis à disposition aux fournisseurs alternatifs est situé actuellement à 100 TWh par an, ce qui équivaut à 25% de la production d'électricité nucléaire totale d'EDF, normalement aux alentours de 400 TWh par an.
Ce volume maximal est fixé par arrêté ministériel. Parmi ces 100 TWh, chaque fournisseur alternatif reçoit le volume d'électricité au titre de l'ARENH dont il a besoin en fonction principalement de la consommation de ses clients. Plus le portefeuille de clients d'un fournisseur alternatif est gros et plus ce fournisseur recevra de l'électricité au titre de l'ARENH.
En 2022, ce volume maximal a été exceptionnellement relevé à 120 TWh, compte tenu de l'augmentation exponentielle des prix sur les marchés de gros. Cette hausse du volume disponible d'ARENH a permis de freiner partiellement l'escalade des prix de l'électricité.
Demande d'ARENH de la part des fournisseurs alternatifs
Selon les chiffres communiqués par la CRE, pour 2024, la demande d'ARENH de la part des fournisseurs alternatifs a atteint 130,41 TWh, dépassant ainsi le volume maximal disponible de 100 TWh. En 2023, la demande corrigée était très similaire et avait atteint 129,84 TWh (148,30 TWh selon l’ancienne valeur du coefficient de bouclage).
Graphique : Selectra
Depuis 2019, la demande d'ARENH dépasse systématiquement le plafond autorisé de 100 TWh du fait de la hausse des prix sur les marchés de gros. En effet, malgré l'essor des énergies renouvelables, la grande majorité de l'électricité produite en France provient des centrales nucléaires d'EDF. Pour pouvoir vendre de leurs offres, les fournisseurs doivent donc acheter de l'électricité. Il existe deux solutions :
- Acheter de l'électricité au titre de l'ARENH : le prix actuel est de 42€ /MWh ;
- Acheter de l'électricité sur les marchés de gros : Le prix du MWh d'électricité en France sur le marché futur est de 90.27 €/MWh pour le contrat CAL 2025, alors qu'il s'élevait à 226.89 €/MWh le 14/06/2023 pour le même contrat futur.
Chaque année, les fournisseurs alternatifs peuvent donc acheter un maximum de 100 TWh d'électricité en provenance des centrales nucléaires d'EDF à un prix de 42€ du MWh grâce à l'ARENH, ce qui est avantageux par rapport au prix de l'électricité sur le marché de gros. C'est pourquoi le volume d'ARENH disponible ne parvient pas à couvrir la demande totale des fournisseurs d'électricité, créant ainsi un phénomène appelé écrêtement des droits ARENH.
Écrêtement de l'ARENH
Le volume d'ARENH maximal disponible est établi à 100 TWh. Si la somme des demandes d'ARENH de la part des fournisseurs alternatifs dépasse le volume maximal disponible, le mécanisme de l'écrêtement est alors appliqué.
Pour 2024, la demande d'ARENH ayant atteint 130,41 TWh, le taux d'attribution d'ARENH pour les fournisseurs s'élève alors à 76,68% (100/130,41). L'écrêtement d'ARENH pour 2024 s'élève alors à 23,32% (100-76,68). Cela signifie que les fournisseurs vont se fournir en électricité ARENH à 76,68% et devront acheter en moyenne 23,32% de leur électricité sur le marché de gros.
Comment est calculé le volume d'ARENH attribué pour chaque fournisseur en cas d'écrêtement ?
Si la quantité d'ARENH demandé par l'ensemble des fournisseurs est supérieur au plafond de 100 TWh, un écrêtement est alors appliqué. Chaque fournisseur recevra un volume d'ARENH inférieur au volume initialement demandé à la CRE. Dans le but d'assurer une répartition juste et transparente, cette quantité est alors distribuée à chaque fournisseur en fonction de deux critères :
- La quantité d'ARENH demandé par un fournisseur : chaque année en novembre, les fournisseurs alternatifs sont invités à formuler leur demande d'ARENH auprès de la CRE.
- La quantité d'ARENH théorique que peut demander un fournisseur : ce volume théorique varie en fonction de la consommation des clients du fournisseur. Plus un fournisseur dispose de clients, et plus son volume théorique devrait être élevé. La consommation prévisionnelle des clients d'un fournisseur est calculé au 30 septembre de chaque année. Les fournisseurs ont donc intérêt à obtenir un maximum de clients avant cette date afin d'obtenir plus de volumes d'ARENH.
En vertu de l'article R. 336-14 du Code de l’Énergie, la CRE a le droit de corriger le volume théorique demandé par chaque fournisseur si des cas manifestes de surestimations sont détectés. Ce fut d'ailleurs le cas en 2023 avec 4 fournisseurs épinglés par la CRE.
Évolution du taux d'écrêtement de l'ARENH de 2012 à 2024
De 2012 à 2018, le taux d'écrêtement a été systématiquement à 0% car la demande était systématiquement en dessous des 100 TWh.
Le taux d'écrêtement a atteint son niveau le plus haut en 2022 (37,6%), correspondant avec une demande record (160,39 TWh) alors que le prix de l'électricité sur les marchés de gros atteignait des records.
Enfin, pour 2024, le taux d'écrêtement s'est considérablement réduit (9 points de moins par rapport à 2023) grâce à un retour au calme sur les marchés.
| 2012 à 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Plafond de l'ARENH | 100 TWh | 100 TWh | 100 TWh | 100 TWh | 100 TWh | 120 TWh | 100 TWh |
| Nombre total de demandes d'ARENH | 100 TWh | 133 TWh | 147 TWh | 146,2 TWh | 160,39 TWh | 148,3 TWh | 130,41 TWh |
| Taux d'écrêtement | 0% | 24,80% | 32% | 31,6% | 37,6% | 32,57% | 23,32% |
| Volume alloué suite à l'écrêtement | 100% | 75,20% | 68% | 68,39% | 62,4% | 67,43% | 76,68% |
Conséquences de la fin de l'ARENH en 2025
Depuis sa création, l'ARENH a toujours été conçu comme un dispositif transitoire. Sa fin est prévue pour le 31 décembre 2025.
Avec la fin programmée du dispositif ARENH, une nouvelle structure tarifaire est mise en place. La disparition de ce dispositif qui permettait aux fournisseurs alternatifs d'acheter de l'électricité nucléaire à un tarif avantageux de 42 euros/MWh laisse la place à un système plus aligné sur les investissements actuels et futurs dans le parc nucléaire français.
Le nouveau prix de vente de référence est annoncé à 70 euros par MWh et devrait s'appliquer à partir du 1ᵉʳ janvier 2026 afin de garantir une transition en douceur pour le marché et les consommateurs.
Protection des consommateurs face aux hausses de prix
Un nouveau mécanisme de plafonnement des prix a été élaboré pour préserver le pouvoir d'achat des consommateurs en cas de fluctuations haussières du marché.
Ce dispositif de régulation permet d'assurer que les consommateurs bénéficieront de retombées lorsque les prix dépasseront le seuil fixé à 70 €/MWh :
- Si le prix de vente moyen atteint 78,5 euros/MWh, le mécanisme de redistribution se mettra en place, permettant aux consommateurs de récupérer 50% de la marge réalisée par EDF au-delà de ce niveau.
- À un seuil encore supérieur de 110 euros/MWh, la part reversement passe à 90%, maximisant ainsi les bénéfices pour les consommateurs dans un contexte de prix élevés.
Ce système a pour but de lisser les pics de prix sur le marché et de répartir les bénéfices issus des situations où les prix du marché excèdent largement les coûts de production.
Conséquences sur les prix de l'électricité pour le consommateur
Le passage de l'ARENH à un nouveau système de fixation des prix soulève des interrogations quant à l'impact sur la facture énergétique du consommateur.
Bien que la fin de l'ARENH signifie une hausse du prix de vente de référence d'environ 28 €/MWh, les autorités assurent que cela ne se traduirait pas inévitablement par une augmentation du prix de l'électricité.
L'ambition affichée pour les années suivant l'introduction du nouveau prix de référence est une stabilisation des prix, assez pour absorber les fluctuations sans impact majeur pour le consommateur.
Conséquences de la fin de l'ARENH pour EDF
La fin de l'ARENH en 2025 est une bonne nouvelle pour les finances d'EDF. En effet, le fournisseur historique a souvent dénoncé ce dispositif qu'il a toujours considéré comme injuste.
Le producteur historique d'électricité EDF prévoit d'ailleurs une augmentation significative de la production d'énergie nucléaire, avec un objectif porté à 400 TWh par an à partir de 2026. Une telle hausse de production est nécessaire pour l'entreprise afin d'améliorer sa rentabilité qui a été mise à mal par la vente à perte imposée par le dispositif de l'ARENH mais également par les problèmes de corrosion de ses centrales.
De plus, l'entreprise se doit de financer de lourds investissements pour la maintenance du parc existant et la construction de nouveaux réacteurs EPR2.
Avec la fin de l'ARENH, EDF envisage notamment la création de contrats de long terme pour sécuriser ces investissements et garantir une prévisibilité de ses revenus.
Qui est concerné par ces contrats de long terme post-ARENH ? Les contrats de long terme concernent en particulier les grands consommateurs industriels qui bénéficieront ainsi de prix plus stables et planifiables. Ces contrats, qui incluraient des engagements sur plusieurs années, permettront à EDF de s'assurer des sources de revenus pérennes en même temps qu'ils garantiront aux industries concernées une visibilité sur leurs dépenses énergétiques.
Le dispositif ARENH+
Avec la très forte augmentation des prix observés sur les marchés fin 2021, le Gouvernement a mis en place une série de mesures afin d'aider à contenir les prix supportés par les consommateurs finals. C'est dans ce contexte que le dispositif ARENH+ a été lancé.
L'ARENH+ consiste à la mise à disposition de 20 TWh supplémentaires d'électricité nucléaire d'EDF aux fournisseurs alternatifs à un prix de 46,5€ /MWh. Ces 20 TWh se rajoutent alors au 100 TWh d'ARENH déjà concédés pour l'année 2022.
Les fournisseurs ont demandé un total de 19,5 TWh de l'ARENH supplémentaire, sur les 20 TWh disponibles. Quelques fournisseurs n'ont réclamé qu'une partie des volumes auxquels ils étaient éligibles, et six autres ont préféré de ne pas recourir à l'ARENH+, dont Greenyellow, Iberdrola et Mega Energie. Ces trois fournisseurs ont d'ailleurs cessé leurs activités entre 2022 et 2023.
L'ARENH+, un dispositif efficace ?
Selon la CRE, 99,2% des 4,1 milliards d'euros de l'ARENH supplémentaire ont été judicieusement utilisés par les fournisseurs alternatifs. Seulement 34 millions d'euros attribués à trois fournisseurs (0,8%) restent avec une répercussion incertaine.
Sur les 4 129 millions d'euros d'ARENH additionnel alloués, 97% ont été répercutés aux consommateurs, soit 4 007 millions d'euros. Cette somme se compose de 3 681 millions d'euros répercutés directement sur les factures des consommateurs et de 325 millions d'euros pour couvrir les surcoûts des fournisseurs liés aux contrats d'électricité à prix fixe.
Quant aux 122 millions d'euros d'ARENH supplémentaire non répercutés, ils se décomposent en 69 millions d'euros pour le complément de prix sur les volumes excédentaires, 19 millions d'euros pour les frais de gestion, et 34 millions d'euros dont la répercussion n'a pas été assurée par trois fournisseurs.
Des cas d'abus d'ARENH+ constaté ?
Parmi les 91 fournisseurs soumis à l'obligation de répercuter l'ARENH additionnel, trois d'entre eux, à savoir Elmy, Mint Energie et Chez Switch (groupe Sagiterre), n'ont pas transmis à la CRE les informations suffisantes permettant de confirmer la correcte utilisation de l'ARENH+.
Ces trois fournisseurs représentent une valeur de 34 millions d'euros d'ARENH supplémentaire, ce qui correspond à 0,8% des 4 129 millions d'euros alloués au total pour l'ARENH additionnel.
Ces trois fournisseurs n'ont pas été fichus de justifier qu'ils avaient rendu cet argent aux consommateurs
Le cas d'Elmy
Selon le communiqué de presse de la CRE, le fournisseur Elmy a augmenté ses tarifs en 2022, malgré le recours à de l'ARENH supplémentaire. Elmy n'a pas été en mesure de prouver que cet ARENH supplémentaire avait bien été intégré dans leurs grilles tarifaires.
Le fournisseur Elmy indique avoir eu des échanges répétés avec la CRE de septembre 2022 à février 2023 pour démontrer que l'ARENH additionnel a bien été inclus dans ses tarifs pour les consommateurs particuliers. Depuis février 2023, il n'y a eu aucune demande supplémentaire de la part de la CRE concernant des informations manquantes.
Malgré cela, Elmy a appris par une communication presse liée à une délibération de la CRE du 14 septembre que le régulateur soulevait la question d’une répercussion adéquate de l'ARENH+ par Elmy. Le fournisseur a exprimé sa surprise face à cette information publique, n'ayant reçu aucune indication d'insuffisance de la part de la CRE.
Elmy souligne que l'absence de preuve de répercussion correcte de l'ARENH +, selon la CRE, ne signifie pas nécessairement que cette répercussion n'a pas eu lieu. Elmy affirme que la répercussion a effectivement été réalisée dans les tarifs proposés aux clients et se dit prêt à fournir tous les éléments nécessaires à la CRE afin de clarifier rapidement la situation.
Le cas de Mint Energie
Selon le communiqué de presse de la CRE, Mint Energie a augmenté ses tarifs en 2022 sans pour autant prouver l'utilisation effective de l'ARENH additionnel.
Selon son directeur général délégué de Mint Energie Gaël Joly, Mint Energie a acheté 11,01 MW d'ARENH supplémentaire au prix de 46,5€ /MWh entre le 1er avril 2022 et le 31 décembre 2022 pour le revendre à EDF au prix fort de 257 €/MWh.
Selon Mint Energie, ce bénéfice financier a permis de minimiser les augmentations tarifaires.
Le cas de Chez Switch
Sagiterre, sous la marque Chez Switch, n'a fourni aucun élément chiffré attestant de la répercussion et l'attestation de ses commissaires aux comptes ne mentionne pas de montant spécifique répercuté.
Chez Switch n'a pas souhaité réagir face à ces accusations d'abus d'ARENH de la part de la CRE.
ARENH : avis des fournisseurs
Dans un rapport sénatorial datant de juillet 2023, les principaux fournisseurs d'électricité de France ont été amenés à donner leur point de vue à propos du dispositif de l'ARENH.
L'avis d'EDF concernant l'ARENH
L'avis d'EDF concernant l'ARENH est nuancé, soulignant une exposition importante au dispositif avec un total de 248 TWh pour 2022. Cette exposition se décompose en :
- 146,4 TWh fournis sous l'ARENH dont 120 TWh pour les consommateurs finaux et 26,4 TWh pour les gestionnaires de réseaux ;
- 70 TWh intégrés au prix de l'ARENH dans les offres de marché ;
- 50 TWh évalués au tarif de l'ARENH dans le cadre des Tarifs Réglementés de Vente d’Électricité ;
- 3 TWh vendus au même tarif à ses propres filiales.
EDF a également relevé des défis liés à certains fournisseurs alternatifs, notamment des changements dans les choix d'achat entre le marché et l'ARENH en 2015, l'utilisation de la clause de force majeure lors de la crise de la Covid-19 en 2020, et des comportements fluctuants ou des faillites en 2021 et 2022. EDF cite spécifiquement la faillite de plusieurs fournisseurs, dont Hydroption, Hydroption Collectivités, Oui Energy, et E-Pango.
D'un point de vue juridique, EDF considère l'ARENH comme présentant des lacunes, telles que le non-répercussion d'une partie de l'ARENH aux consommateurs finaux, mais plutôt aux fournisseurs alternatifs, ce qui pourrait engendrer un effet d'aubaine.
EDF évoque également des changements réguliers et parfois tardifs du volume de l'ARENH, impactant les conditions d'achat ou de maintien des volumes sur les marchés, ainsi que l'insuffisance des renforcements des obligations des fournisseurs d'électricité, avec des garanties financières se limitant aux factures des livraisons sans couvrir les compléments de prix.
Enfin, EDF estime que les sanctions prévues en cas d'abus d'ARENH n'ont pas toujours été appliquées avec efficacité.
L'avis des fournisseurs alternatifs concernant l'ARENH
Différents fournisseurs d'électricité alternatifs ont présenté leurs vues sur le dispositif de l'ARENH.
Engie considère l'ARENH comme une source de stabilité et de compétitivité, ayant permis aux consommateurs de bénéficier de prix inférieurs au marché dans la moitié des cas, mais pointe du doigt un manque de visibilité post-2025.
Eni juge le calcul de l'ARENH, selon le portefeuille clients de l'année n-1 pour l'année n, comme dénué de sens, tout en estimant suffisants les compléments de prix et les contrôles en place.
Mint Énergie met en avant que le tarif réglementé de vente (TRVE) pourrait être maintenu grâce au "bouclier tarifaire", malgré la situation actuelle de crise énergétique, et suggère de poursuivre l'ARENH après 2025.
Ohm Énergie valorise la contribution des fournisseurs alternatifs et plaide pour des règles de régulation claires par la CRE.
TotalEnergies critique les "effets de bord" du calcul actuel entre avril et octobre et le plafonnement du prix complémentaire à 20€/MWh, perdant ainsi son aspect dissuasif, et appelle à un remplacement de l'ARENH après 2025.
Enfin, Vattenfall voit le niveau et le prix actuels de l'ARENH comme insuffisants et considère que les contrôles de la CRE ont été renforcés, tandis que les offres à tarification dynamique peuvent encore être améliorées.
Quels fournisseurs ont profité de l'ARENH en 2023 ?
L'ensemble des fournisseurs ont profité de l'ARENH pour l'année 2023. Étant donné l'augmentation vertigineuse des prix sur les marchés, même les fournisseurs ouvertement anti-nucléaire comme Enercoop ont recouru à l'ARENH. C'est le cas également d'Ilek et Ekwateur qui se présentent comme des fournisseurs totalement engagés dans la transition énergétique.
Deux filiales d'EDF ont également profité de l'ARENH en 2023 : Sowee et ES Strasbourg.
Voici la liste complète des 91 fournisseurs d'électricité bénéficiaires de l'ARENH en 2023 :
- Actelios Solutions
- Allego France
- Alpiq Énergie France
- Alpiq Retail France SAS
- Alpiq Solutions France SAS
- Alsen
- Alterna
- Antargaz
- Arcelormittal Energy SCA
- Auchan Énergies
- Axpo France SAS
- Axpo Solutions AG
- Bcm Energy
- Blanka
- Compagnie Nationale du Rhône
- Comparelec
- Dream Energy
- Dynamo
- Dyneff
- Ebm Elektra Birseck
- Edsb L'agence
- Ekwateur Pro
- Ekwateur SA
- Elecocité
- Électricité de Savoie
- Elmy Fourniture
- Elsan Services
- Enalp
- Enargia
- Endesa Energía SA
- Enercoop
- Énergem
- Energia Énergie Catalane (Llum)
- Énergie et Services de Seyssel
- Énergies du Santerre
- Energis
- Engie
- Eni Gas & Power France SA
- Enovos Énergie SA
- Enovos Luxembourg SA
- Flash
- Gaz de Barr
- Gaz de Bordeaux
- Gaz de Paris
- Gaz et Électricité de Grenoble
- Gazelec de Péronne
- GazelEnergie Solutions
- Gazena
- Gedia Énergies et Services
- Gedia SAEML
- GEG Source d'Énergies
- GreenYellow Énergie Pro
- Hellio Solutions
- Hunélec
- Hydronext
- Iberdrola Énergie France
- Ilek
- Illico
- La BelleÉnergie
- Lucia
- Mega Énergie
- Mint Énergie
- Nlg
- Ohm Énergie
- Omega (Énergies & Services)
- Plum Énergie
- Plum Entreprises et Collectivités
- Primeo Énergie France
- Primeo Énergie Grands Comptes
- Primeo Énergie Solutions
- Proxelia
- Régie du Syndicat Intercommunal d'Électricité de la Vallée de Thônes
- Régie Gaz Électricité Bonneville
- Régie Gaz Électricité Sallanches
- Régie Intercommunale d'Électricité et Téléservices de Niederbronn-Reichshoffen
- Régie Municipale d'Électricité de Loos
- Régie Municipale d'Électricité La Bresse
- Régie Services Énergie (RSE)
- Sagiterre (Chez Switch)
- Save Énergies Vertes
- Selfee
- Selia
- Seolis
- Siplec
- Sncf Énergie
- Société d'Approvisionnement et de Ventes d'Énergie
- Solvay Energy Services
- Sonepp
- Soregies
- Synelva Collectivités SEML
- Synelva SAS
- Synergie Maurienne
- TotalEnergies Électricité et Gaz France
- TotalEnergies Gas & Power Limited, London, succursale de Meyrin - Genève
- UEM Metz
- Ume
- Union des Producteurs Locaux d'Électricité
- Valoris Énergie
- Vattenfall Énergies
- Vattenfall Europe Sales GmbH
- Vialis
- Volterres
- Wekiwi SAS
