El 1 de enero de 2026 marcó un antes y un después para el mercado eléctrico francés. El sistema por el que la Comisión Reguladora de la Energía (CRE) fijó en 2011 un precio de 40 euros / MWh (que al año siguiente aumentó a 42 euros / MWh) para un determinado volumen de producción nuclear ha sido definitivamente eliminado por el Gobierno de Emmanuel Macron. El llamado mecanismo Arenh (o de acceso regulado a la energía nuclear histórica), único en Francia, obligaba al grupo estatal EDF, que controla los 57 reactores atómicos del país, a vender hasta 100, 000 GWh anuales de su producción nuclear (casi un tercio del total, más del 27%) a esta baja cotización y su destino eran los consumidores domésticos. Aunque este precio estaba destinado a cubrir el coste de la producción nuclear, la medida, cuestionada durante mucho tiempo por la Comisión Europea, se había considerado una subvención (o dopaje) para cubrir a los consumidores de Galus con una potencia inferior a 10 kW. Seguir leyendo
Desde el 1 de enero, el sistema Arenh, por el que se vendía el 27% de la producción atómica a 42 EUR / MWh, se sustituye por otros aceptados por la UE
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El 1 de enero de 2026 marcó un antes y un después para el mercado eléctrico francés. El sistema por el que la Comisión Reguladora de la Energía (CRE) fijó en 2011 un precio de 40 euros / MWh (que al año siguiente aumentó a 42 euros / MWh) para un determinado volumen de producción nuclear ha sido definitivamente eliminado por el Gobierno de Emmanuel Macron. El llamado mecanismo Arenh (o de acceso regulado a la energía nuclear histórica), único en Francia, obligaba al grupo estatal EDF, que controla los 57 reactores atómicos del país, a vender hasta 100, 000 GWh anuales de su producción nuclear (casi un tercio del total, más del 27%) a esta baja cotización y su destino eran los consumidores domésticos. Aunque este precio estaba destinado a cubrir el coste de la producción nuclear, la medida, cuestionada durante mucho tiempo por la Comisión Europea, se había considerado una subvención (o dopaje) para cubrir a los consumidores de Galus con una potencia inferior a 10 kW. La energía nuclear del mecanismo Arenh era adquirida por los comercializadores del mercado regulado, cuyo volumen se definía en función del tamaño de su cartera de clientes. Si la cantidad total de energía solicitada por los comercializadores superaba el límite anual de 100, 000 GWh, la ERC fijaba reducciones de volumen para cada uno de ellos y prorrateaba. Cada año, cualquier comercializador que quisiera tener acceso a esta producción nuclear debía solicitar al regulador francés el volumen de energía que deseaba adquirir. La CRE notificaba al operador del sistema eléctrico francés, Réseau de Transport d’Électricité (TEN) y a EDF el volumen total de energía Arenh solicitado por cada comercializador. La CRE también informó a la Caisse des Dépôts (CDC) del importe total que debía pagar cada empresa y del nivel de garantías bancarias que debía conceder. A finales de año, la RTE (la red eléctrica española homóloga) verificó que no se había superado el volumen de energía Arenh correspondiente. En caso de demanda excesiva, el comercializador podía ser multado. Aunque desde el 1 de enero EDF puede vender toda su producción nuclear a precios de mercado, el Gobierno ha impuesto condiciones. Así, ha aprobado dos nuevos mecanismos conocidos como post-Arenh: el Versement Nucléaire Universel (UNV) o pago nuclear universal, que se incluye en la Ley de Finanzas de 2025 y es redistributivo. Mediante este método, EDF vende toda su producción nuclear a valor de mercado y sin tener un tope de volumen. Sin embargo, cuando el precio de mercado supere un determinado umbral, basado en los costes reales de la producción nuclear (estimados en 60 €. 3 / MWh para 2026), la parte de los ingresos que ha superado ese umbral se deduce de la energía pública. Se trata de una recaudación, a través de un nuevo impuesto sobre la utilización del combustible nuclear que el Estado aporta a EDF, cuando los ingresos del precio de mercado superan determinados umbrales (50% y 90%). La redistribución podrá modelizarse en función del perfil de consumo y se calculará cada año sobre la base de las previsiones del ERC. Existen dos umbrales de imposición para los costes excedentarios: si el precio los supera en una horquilla de 5 a 25 euros / MWh, el exceso se grava al 50%, y si el precio supera los costes entre 35 y 55 euros / MWh, el exceso se grava al 90%. Un segundo mecanismo alternativo son los llamados «Contrats d’Allocation de Production Nucléaire» (CAPN) y está destinado a los grandes consumidores eléctricos franceses. Se trata de acuerdos a largo plazo firmados con EDF para contratos de asignación de producción nuclear con una duración de 10 a 15 años. Desde finales de 2023, estos contratos se ofrecen para el suministro de energía en Francia a partir de enero de 2027. Con esto, la energía entregará un volumen limitado de aproximadamente 10, 000 GWh al año. Estos contratos son accesibles a los consumidores electrointensivos, con una demanda de más de 7 GWh por año, los operadores con una autorización de compra de reventa a los consumidores finales y los productores de electricidad. Los contratos permiten acceder a una parte de la producción nuclear y el precio se establece según una metodología predeterminada, y se indexa al coste de cada central, no al precio del mercado mayorista. Consiste en un pago por adelantado y un pago mensual, en función de los costes. . La elección en español Más de una vez se ha hablado de la posibilidad de establecer contratos a precio fijo para las nucleares españolas. A finales de 2021, la crisis energética, cuando la aportación del pool superaba los 200 euros / MWh, Iberdrola ya propuso un sistema de precios a plazo cerrado para la nuclear, en línea con el modelo francés. El precio, según esa propuesta, cubriría sus costes fijos y variables y las posibles ampliaciones de vida de las centrales, que en ese momento resultaban en unos 60 euros / MWh. El Gobierno socialista nunca vio con buenos ojos esa opción, al considerar que el techo planteado por las eléctricas no era el adecuado. Por el contrario, tal y como avanzó este diario, si llegara al poder, el Partido Popular plantearía contratos bilaterales (por diferencia) para la producción nuclear con un precio cerrado, que cubriera todos los costes y proporcionara un retorno a las centrales sin tener que bajar los impuestos actuales. De esta forma evitaría abrir un nuevo frente a medida que se acerque el cierre del resto del parque (en 2030 le toca el turno a Cofrontas, y de nuevo a las dos centrales de Almaraz si logran la prórroga solicitada hasta ese año) y podría eliminar el calendario de cierre (no vinculante) firmado entre las grandes eléctricas propietarias del parque (Iberdrola, Endesa y Naturgy) y la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (Enresa). En cualquier caso, el mecanismo debería ser autorizado por Bruselas.
