Tarif vert EDF professionnel : à qui était-il destiné et comment est-il remplacé aujourd’hui ?

Longtemps réservé aux grands consommateurs d’électricité en France, le tarif vert EDF professionnel était une offre réglementée à destination des sites raccordés en haute tension (HTA ou HTB). Supprimé en 2016, il a laissé place à des contrats de marché sur mesure, construits en fonction du profil de consommation de chaque structure. Alors que la fin du dispositif ARENH approche à grands pas (31 décembre 2025), il devient essentiel pour les entreprises concernées de repenser leur stratégie d’achat.

À quoi correspondait le tarif vert EDF ?

Le tarif vert s’adressait aux clients professionnels dont la puissance souscrite était supérieure à 250 kVA, et dont le site était raccordé en haute tension. Il s’agissait principalement :

• de grands sites industriels (sidérurgie, chimie, agroalimentaire, etc.),
• de plateformes logistiques, data centers ou bâtiments très énergivores,
• de groupes multisites centralisant leur achat d’électricité.

Ces profils se distinguaient par leur besoin de fortes puissances continues, parfois 24h/24, 7j/7, nécessitant une qualité d’alimentation optimisée.

Fin du tarif vert : quel impact ?

Le 1^er janvier 2016, le tarif vert EDF a été officiellement supprimé pour les professionnels, conformément à la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte et aux directives européennes de libéralisation du marché. Tous les sites concernés sont désormais obligés de souscrire des offres de marché, négociées directement avec les fournisseurs d’énergie. Ces offres peuvent être construites en fonction de :

• la puissance appelée (souvent > 250 kVA, jusqu’à plusieurs MW),
• la courbe de charge (profil journalier, hebdomadaire, saisonnier…),
• les impératifs de production, d’arrêt technique, ou de flexibilité,
• la capacité d’intégration à des stratégies globales (PPA, CEE, effacement…).

Les contrats qui remplacent aujourd’hui le tarif vert

Les entreprises anciennement en tarif vert doivent aujourd’hui souscrire des contrats de marché, adaptés à leurs profils de consommation et à leurs exigences de pilotage. Ces contrats sont souvent :

• à prix fixes : garantissent une stabilité budgétaire sur 1 à 3 ans,
• à prix indexés : suivent le marché de gros (PEG, EEX, prix spot),
• structurés : comprennent des volumes fixes et variables, selon une stratégie de couverture.

Des services complémentaires peuvent être intégrés : suivi de consommation, audit énergétique, outils de flexibilité, ou encore clauses de valorisation du dépassement ou d’effacement.

Des contrats à valeur ajoutée pour aller au-delà de la simple fourniture

Dans un contexte de transformation énergétique, les grandes entreprises ne se contentent plus de sécuriser un prix. Elles cherchent désormais à intégrer leur stratégie d’achat d’énergie dans une trajectoire environnementale plus large, alliant performance, visibilité et engagement climatique. Plusieurs options dites à « valeur ajoutée » répondent à ces objectifs.

Contrats à énergie verte avec garanties d’origine (GO)

Il s’agit de contrats classiques de fourniture d’électricité auxquels est adossée une garantie d’origine, un certificat prouvant que l’électricité injectée sur le réseau a bien été produite à partir de sources renouvelables (éolien, solaire, hydraulique, biomasse…). Ces contrats permettent aux entreprises de verdir leur mix énergétique sans modifier leur infrastructure, tout en améliorant leur bilan carbone, notamment dans le cadre de reporting RSE ou ESG.

PPA (Power Purchase Agreements)

Les PPA sont des contrats de gré à gré conclus directement entre un producteur d’énergie renouvelable et un consommateur, pour une durée généralement comprise entre 10 et 20 ans. Ils permettent de sécuriser un prix compétitif sur le long terme tout en favorisant l’investissement dans de nouveaux moyens de production (centrales photovoltaïques, parcs éoliens…).
Les entreprises souscrivant un PPA bénéficient d’un double avantage :

• une maîtrise du prix de l’électricité sur une longue période,
• une contribution directe à la transition énergétique, souvent valorisable dans leur communication RSE et dans des démarches comme la certification SBTi.

Ces contrats nécessitent un certain volume de consommation (souvent > 2 GWh/an) et un accompagnement technique et juridique spécialisé.

Offres intégrées à un plan de décarbonation

Enfin, certains fournisseurs ou cabinets spécialisés comme Alliance des Énergies proposent des offres intégrées, qui articulent l’achat d’énergie avec un plan de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Cela peut inclure :

• l’optimisation de la courbe de charge pour réduire les émissions indirectes,
• l’intégration de la flexibilité ou de l’autoconsommation,
• l’établissement d’un bilan GES et le suivi des trajectoires carbone,
• l’adaptation du contrat aux objectifs SBTi (Science Based Targets initiative) – visant une décarbonation alignée avec la science climatique – ou aux obligations extra-financières, telles que le reporting RSE ou la conformité à la CSRD.

Ces offres répondent aux attentes croissantes des entreprises en matière de traçabilité, transparence énergétique et performance environnementale, tout en sécurisant les coûts sur un horizon pluriannuel.

Dans un contexte d’évolution rapide des dispositifs réglementaires et contractuels (ARENH, CAPN, PPA, accises…), comprendre pour bien choisir devient indispensable. Accédez à nos guides pour en savoir plus sur la transition vers les contrats de marché et les nouvelles stratégies d’achat adaptées aux grands consommateurs.

Et après l’ARENH ? Un virage à anticiper

Depuis la fin des tarifs réglementés, de nombreux contrats de marché pour les sites ex-tarif vert ont intégré une part d’ARENH (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique). Ce mécanisme permettait aux fournisseurs de proposer une électricité compétitive issue du parc nucléaire d’EDF, à un prix régulé de 42 €/MWh.

Mais ce système touche à sa fin : l’ARENH disparaîtra au 31 décembre 2025. À compter du 1er janvier 2026, il ne sera plus possible pour les fournisseurs alternatifs de s’approvisionner via ce dispositif. Les conséquences sont majeures :

• Plus de filet de sécurité à 42 €/MWh, les prix dépendront entièrement des marchés de gros (PEG, EEX…),
• Volatilité accrue, en particulier en période de tension géopolitique ou climatique,
• Nouvelles options à considérer : contrats indexés intelligemment structurés, PPA long terme, mutualisation d’achat, recours à des outils de pilotage (effacement, GTB, production EnR…).

L’État prévoit de mettre en place un nouveau cadre, souvent désigné sous le nom de CAPN (contrat d’allocation de production nucléaire), mais sa portée exacte reste à finaliser. Les entreprises concernées doivent donc anticiper la renégociation de leur contrat dès à présent pour éviter de subir de plein fouet la bascule post-ARENH.

Particularités techniques des grands comptes HT

Les sites anciennement en tarif vert doivent aussi intégrer des paramètres spécifiques dans leurs contrats :

• Tension de raccordement (HTA ≥ 20 kV ou HTB ≥ 63 kV),
• Puissance appelée : très élevée, exigeant une prévision fine,
• Courbes de charge : fournies par Enedis ou RTE, essentielles pour adapter les contrats,
• Pénalités d’écart ou d’excédent : intégrées dans les clauses contractuelles.

Un accompagnement spécialisé est souvent nécessaire pour optimiser la puissance souscrite, la plage horaire de fonctionnement, ou encore l’intégration d’effacement ou de flexibilités.

Quels enjeux pour les grands consommateurs ?

Le passage du tarif vert aux offres de marché ne constitue pas seulement un changement réglementaire ; il marque une transformation profonde du rôle de l’entreprise dans sa gestion énergétique. Elle n’est plus un simple consommateur subissant un tarif, mais devient un acteur stratégique, libre de choisir ses modalités d’approvisionnement. Cette évolution ouvre la voie à de nouvelles opportunités, tout en exposant l’entreprise à des risques qu’il faut savoir anticiper.

Des opportunités à saisir

Le marché libéralisé permet aux entreprises de grande taille de :

• Négocier à grande échelle : les volumes importants consommés donnent un réel pouvoir de négociation, notamment lors d’appels d’offres ou d’achats groupés ;
• Accéder à des offres compétitives et sur mesure : qu’il s’agisse de prix indexés, de contrats structurés ou de solutions hybrides, les modalités de fourniture sont adaptables aux besoins opérationnels ;
• Intégrer des outils de pilotage et d’optimisation : suivi en temps réel, GTB/monitoring, flexibilité, stratégies de réduction de pointe… autant de leviers pour réduire la facture et améliorer l’efficacité énergétique.

Mais des risques à encadrer

En parallèle, ce nouveau cadre impose :

• Une exposition directe à la volatilité des marchés de gros, en particulier depuis la crise énergétique européenne. Les prix peuvent varier fortement selon le contexte géopolitique, la météo, ou la demande internationale ;
• Un besoin accru d’expertise : la complexité des offres (volume garanti, tolérances, pénalités, clauses d’ajustement…) nécessite des compétences internes solides, ou l’accompagnement d’un partenaire spécialisé ;
• Une charge administrative et contractuelle plus lourde : négociation des clauses, suivi des échéances, renégociation des termes en cas de changement réglementaire… les directions achats et techniques doivent être pleinement mobilisées.

Vous êtes concerné par la haute tension ?

Alliance des Énergies vous accompagne dans la définition de votre stratégie d’achat d’électricité haute puissance, en tenant compte de vos contraintes industrielles, budgétaires et environnementales.