L'ARENH (2011-2025) faisait déjà cela : n'importe quel fournisseur, français ou étranger (Engie, TotalEnergies, ENI...), pouvait acheter de l'électricité nucléaire française à un prix régulé pour la revendre à ses clients en France, sans distinction de nationalité — ce qui rendait le dispositif compatible avec le droit de la concurrence européen. Le principe défendu par cette proposition **n'est donc pas nouveau et n'est pas juridiquement bloqué** ; il a fonctionné pendant 14 ans avant d'être supprimé.

**Ce qui a échoué, précisément identifié :**
- Le prix (42 €/MWh) a été fixé en 2012 et **jamais révisé** jusqu'à la fin du dispositif, faute d'accord entre l'État, EDF et la Commission européenne sur une méthode de révision.
- Ce prix figé est devenu **inférieur au coût réel de production** (55-63 €/MWh selon la CRE), transformant un mécanisme d'accès équitable en subvention involontaire qui a coûté plus de 8 Md€ à EDF et contribué à sa dégradation financière (dette nette de 53 Md€ fin 2024, face à un mur d'investissement de 460 Md€ d'ici 2040).

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**4.1 — Clause d'indexation automatique et non négociable**
Le prix est recalculé selon une **formule fixe inscrite dans la loi** (indice de coûts de construction/exploitation nucléaire publié par l'INSEE ou la CRE), appliquée mécaniquement tous les 6 à 12 mois, **sans négociation politique renouvelée à chaque échéance** — c'est le défaut de conception qui a paralysé l'ARENH pendant 13 ans, corrigé ici par construction.

**4.2 — Volume couvrant la totalité de la consommation, pas un quota limité**
L'ARENH plafonnait l'accès à 100 TWh/an (environ 25 % de la production), créant un "écrêtement" dès que la demande dépassait ce seuil — les fournisseurs devant alors acheter le complément au prix de marché, cassant la lisibilité du système. Cette proposition vise une couverture **proportionnelle à la consommation réelle des Français**, sans plafond arbitraire fixé une fois pour toutes.

**4.3 — Priorité de règlement clarifiée**
Chaque consommateur (particulier ou professionnel) est facturé en priorité sur la base du coût de production national ; seul le volume consommé au-delà de la production nationale disponible (import net) est facturé au prix de marché de gros, dans une logique de "premier arrivé, premier servi" sur le socle national.

**4.4 — Financement de l'investissement d'EDF garanti séparément**
Pour éviter de reproduire le sous-financement structurel qui a précipité la fin de l'ARENH, le prix indexé (point 4.1) doit intégrer explicitement une **provision pour investissement** (grand carénage, EPR2), révisée à chaque cycle d'indexation — pas seulement le coût d'exploitation courant.

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- **Elle ne règle pas qui absorbe l'écart entre "prix juste pour EDF" et "prix supportable pour les Français"** si le coût réel de production continue d'augmenter avec les nouveaux investissements (EPR2) — la Cour des comptes elle-même pose cette question sans trancher.
- **Elle suppose un accord préalable avec la Commission européenne** sur la méthode d'indexation — l'expérience de 2014-2015 montre que ce type de validation peut prendre plusieurs mois, un risque de blocage à anticiper explicitement plutôt qu'à découvrir a posteriori.
- **Elle ne change rien à la mécanique du merit order sur le marché de gros européen** pour la part de consommation qui en dépend encore — cette proposition réduit l'exposition à ce mécanisme, elle ne le supprime pas.

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