El final de 2025 marca un cambio importante para todos los consumidores de electricidad en Francia: el fin del suministro nuclear al precio imbatible de 42 €/MWh (denominado “ARENH”). La Ley de Finanzas francesa de 2025 define el mecanismo “post-ARENH”. EDF, el productor histórico de energía nuclear en Francia, debería tener ahora libertad para decidir su estrategia de venta de electricidad nuclear. Aunque la precipitada sustitución del director general de EDF limita ciertos grados de libertad…

En este artículo, analizaremos el fin del precio regulado, el dispositivo de sustitución y las opciones para los consumidores respecto al suministro de electricidad en 2026 en Francia.

¿Cuándo y por qué se creó el mecanismo ARENH?
El ARENH (cuyas siglas significan “acceso regulado a la energía nuclear histórica”) fue creado en 2011 en el contexto de la apertura del mercado eléctrico a la competencia. Uno de los principales objetivos de la ley que permitió esta apertura era garantizar que todos los consumidores se beneficiaran de la competitividad del parque nuclear francés. Antes de esta fecha, EDF era la principal comercializadora de electricidad cubriendo el 95% del territorio, mientras que el resto estaba cubierto por empresas locales de distribución. Con el mecanismo ARENH, las nuevas comercializadoras tienen acceso a un precio regulado (42 €/MWh) por la electricidad producida por el parque nuclear histórico de EDF, hasta un límite de volumen de 100 TWh al año. Esto equivale a casi un tercio (27,64%) de la producción nuclear de 2024 (361,7 TWh) en Francia.

Evolución del volumen de ARENH solicitado por las comercializadoras – Fuente: CRE

Como muestra el gráfico, el punto de inflexión se produjo entre 2018 y 2019. Antes de esta fecha, el volumen de ARENH solicitado estaba por debajo del límite máximo (100 TWh).

Precio medio mensual en el mercado spot de European Power Exchange (Epex) en Francia 2011-2024 – Fuente: Epex spot

Este cambio se explica por el aumento de los precios de la electricidad en los mercados mayoristas, previsto a partir de 2017, y el incremento del número de comercializadores que buscan beneficiarse del ARENH para ofrecer tarifas competitivas.

Fin del mecanismo ARENH el 31 de diciembre de 2025
Este mecanismo tiene una fecha de finalización anunciada desde su creación: el 31 de diciembre de 2025, mal que le pese a algunos. En noviembre 2023 el gobierno francés y EDF anunciaron un acuerdo relativo a la regulación de los precios de venta de energía nuclear en forma de contratos a largo plazo, denominados “CAPN” (que mencionaremos más adelante en el artículo).

En febrero de este año, el proyecto de ley de finanzas de 2025, cuyo artículo 17 regula la producción y venta nuclear, fue validado anunciando definitivamente la desaparición del mecanismo ARENH. Por consiguiente, el sistema comúnmente denominado «post ARENH» (¡aunque en realidad no tiene nada que ver con este mecanismo!) entrará en vigor el 1 de enero de 2026 y se basa en dos pilares.

Por un lado, la creación de un “impuesto sobre el uso de combustible nuclear para la producción de electricidad”, recaudado por el Estado a EDF cuando los ingresos superen determinados umbrales (50% y 90%). Por otro lado, un “pago nuclear universal”; los importes recaudados se redistribuirán a los consumidores finales. Para simplificar, se trata de un tope sobre el precio de venta de la electricidad producida por las centrales nucleares francesas. La redistribución podrá modularse en función del perfil de consumo y se calculará cada año en función de las previsiones de la CRE (Comisión de Regulación de la Energía). Sin embargo, persisten algunas zonas grises porque aún no se han validado los umbrales (la ley solo indica rangos) ni tampoco el detalle de la redistribución.

El primer tramo de imposición (umbral del 50%) se aplicará al tramo que equivale al coste total de la producción nuclear incrementado de un margen de 5-25 €/MWh. Según la CRE, el coste total de la energía nuclear se estima en 60,7 €/MWh para el periodo 2026-2030. Así, para este periodo, el umbral se sitúa entre los 65,7 y los 85,7 euros/MWh. Actualmente, con un precio de la electricidad inferior al nivel de imposición, el mecanismo no se aplicaría. (El precio forward del 08/04/2025 fue de 61,77 €/MWh).

EDF, ¿libre de decidir su política comercial?
EDF ha propuesto diferentes estrategias comerciales para adaptarse a la evolución del mercado nuclear. Estas estrategias han evolucionado con el tiempo. A continuación, se presenta un resumen de los principales enfoques comerciales de EDF:

• Contratos de mercado de 4 a 5 años, abiertos a todos los agentes del mercado.
• Contratos de alianza industrial basados en el parque nuclear, los “CAPN”.
• Contratos de suministro a medio plazo con sus propios clientes basados en referencias de precios de mercado, además de ofertas estándar de mercado y tarifas reguladas cuyo precio es fijado por las autoridades públicas.
• Contratos Nucleares Simplificados (denominados “CNS”) basados en el modelo CAPN para el sector industrial – todavía están en desarrollo.

Los CAPN (contratos de asignación de producción nuclear) son contratos que permiten a los socios recibir una parte de la electricidad generada por el parque nuclear existente, a cambio de compartir los costes y riesgos que implica su operación. Tienen una larga duración, de 10 o 15 años. Están diseñados para reducir la exposición a la volatilidad de los precios y su coste se aproxima a los costes de producción del parque nuclear. Inicialmente, estos contratos estaban reservados a los consumidores electro intensivos, pero a principios de marzo, EDF anunció la ampliación del alcance con el lanzamiento de subastas que incluyen a las empresas industriales pero con un consumo menor de electricidad (más de 7 GWh/año) y a las comercializadores. Las asociaciones representativas de los consumidores electro intensivos expresaron inmediatamente su enfado, lo que precipitó la caída del director general de EDF, Luc Rémont. (« EDF ne doit pas tourner le dos à l’industrie française », Uniden, 7 de marzo 2025.) Como parte del plan CAPN, EDF planea poner a disposición un volumen anual de 1.800 MW de electricidad, o aproximadamente 10 TWh, para entregas a partir del 1 de enero de 2026. Por el momento, la contractualización de estas ofertas no tiene el éxito esperado debido a que los precios de estos contratos se consideran demasiado altos en comparación con los precios actuales del mercado a futuros.

La comercialización por EDF de la electricidad nuclear a precio libre no ha tenido el éxito esperado, y las empresas electro intensivas esperan que el nuevo director general, Bernard Fontana, presente propuestas más atractivas para un suministro de electricidad nuclear al mejor precio.

El futuro de la energía nuclear made in France
El desarrollo de esta estrategia comercial del productor nuclear francés tiene como objetivo generar elevados beneficios económicos para financiar importantes inversiones para el mantenimiento del parque existente y la construcción de nuevos reactores EPR2. A mediados de marzo, el Consejo de Política Nuclear francés presentó un informe de situación sobre la ejecución del programa “EPR2”, cuyo objetivo es construir 6 nuevos reactores de alta potencia en Francia para una primera puesta en marcha en 2038 (para más detalles sobre la tecnología EPR, consulte el artículo “¿Es finalmente verde la energía nuclear?”). El plan de financiación se basa en un préstamo estatal que cubre al menos la mitad de los costes de construcción y en un contrato por diferencia sobre la producción nuclear a un precio máximo de 100 €/MWh. En breve comenzarán las negociaciones con la Comisión Europea para validar el proyecto. ¡El parque nuclear francés se renueva! Esperemos que se haya aprendido la lección con el EPR de Flamanville: un coste adicional 5 veces superior al coste inicial y un retraso de 12 años en la puesta en marcha…

¿Qué otras soluciones de suministro eléctrico tendrán los consumidores en 2026?
Con el fin del mecanismo ARENH, los consumidores en Francia podrán dirigirse hacia otras soluciones de suministro. A continuación, se resumen las principales opciones:

• Contratos renovables a medio y largo plazo (PPA Energía renovable). Para las necesidades de cobertura a medio plazo (2-3 años), los proyectos brownfield (conversión de activos existentes o proyectos fuera de una tarifa regulada) son especialmente adecuados. En cambio, para las necesidades de cobertura a largo plazo (10-20 años), los proyectos greenfield (nuevos proyectos) ofrecen la estabilidad de precios necesaria para garantizar el suministro a largo plazo. El volumen, ya sea fijo o intermitente, deberá ser negociado con el productor en función de las características específicas del proyecto. Se trata de contratos complejos que requieren el apoyo de expertos para identificar y evaluar los riesgos que el consumidor asume.
• Soluciones de autoconsumo (con almacenamiento de energía). Las empresas podrán recurrir a soluciones energéticas de autoproducción, como paneles solares, complementadas con sistemas de almacenamiento (baterías) para optimizar su gestión energética a largo plazo.
• Productos estructurados ajustables al perfil del consumidor. Algunos actores del mercado ofrecen productos estructurados, ajustables según el perfil de consumo, lo que le permite un mayor control de la exposición al mercado spot. Estas ofertas, que varían en términos de precio y volumen, requieren un análisis en profundidad para garantizar que se ajustan a las necesidades específicas de los consumidores.
• Mercado de la electricidad mayorista. A partir de un cierto tamaño, los consumidores tienen la posibilidad de posicionarse en los mercados futuros. Esto requiere un contrato de suministro flexible y bien estructurado, así como una política de cobertura para limitar los riesgos asociados a la volatilidad de los precios.
• Contratos de flexibilidad. Los contratos de flexibilidad permiten a los consumidores reducir o desplazar su demanda durante períodos de alto consumo o precios elevados. Estas soluciones son especialmente adecuadas para grandes empresas que pueden ajustar su consumo según las señales del mercado.

En conclusión, con el fin del mecanismo ARENH, nos damos cuenta de lo protector que era este sistema, que permitía a los consumidores acceder a una oferta con una parte de la tarifa a precio fijo. Para 2026 y años sucesivos, existen varias soluciones disponibles para asegurar el suministro eléctrico de los consumidores. En Haya Energy Solutions, recomendamos estudiar las diferentes ofertas para optimizar el contrato de suministro y ofrecemos soporte en cada paso del proceso. En cuanto a EDF, su política estratégica deberá afrontar varios retos: defender a la industria francesa y a EDF, al tiempo que garantiza el programa EPR2, y respecta las normas europeas de competencia. Parece que el tema post-Arenh aún no ha terminado, os mantendremos informados.

Céline Haya Sauvage & Lourdes Granados Mesa