Francia elimina el mecanismo por el que los usuarios domésticos recibían energía nuclear subvencionada
Desde el 1 de enero el sistema Arenh, según el cual un 27% de la producción atómica se vendía a 42 euros/MWh, se sustituye por otros aceptados por la UE
El 1 de enero de 2026 ha marcado un antes y un después para el mercado eléctrico francés. El sistema por el cual la Comisión Reguladora de la Energía (CRE) fijó en 2011 un precio de 40 euros/MWh (que al año siguiente subió a 42 euros/MWH) para un determinado volumen de producción nuclear ha sido eliminado definitivamente por el Gobierno de Emmanuel Macron. El llamado mecanismo Arenh (o acceso regulado a la energía nuclear histórica), exclusivo de Francia, obligaba al grupo estatal EDF, que controla los 57 reactores atómicos del país, a vender hasta 100.000 GWh al año de su producción nuclear (...
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El 1 de enero de 2026 ha marcado un antes y un después para el mercado eléctrico francés. El sistema por el cual la Comisión Reguladora de la Energía (CRE) fijó en 2011 un precio de 40 euros/MWh (que al año siguiente subió a 42 euros/MWH) para un determinado volumen de producción nuclear ha sido eliminado definitivamente por el Gobierno de Emmanuel Macron. El llamado mecanismo Arenh (o acceso regulado a la energía nuclear histórica), exclusivo de Francia, obligaba al grupo estatal EDF, que controla los 57 reactores atómicos del país, a vender hasta 100.000 GWh al año de su producción nuclear (casi un tercio del del total, más del 27%) a esa baja cotización y su destino eran los consumidores domésticos. Aunque este precio pretendía cubrir el coste de producción nuclear, la medida, largamente cuestionada por la Comisión Europea, venía siendo considerado una subvención (o dopaje) encubierta a los consumidores galos con una potencia inferior a 10 kW.
La energía nuclear del mecanismo Arenh era adquirida por las comercializadoras del mercado regulado, cuyo volumen se definía en función del tamaño de su cartera de clientes. Si la cantidad total de energía solicitada por las comercializadoras superaba el límite anual de 100.000 GWh, la CRE fijaba reducciones de volumen para cada una de ellas y prorrateaba.
Cada año, cualquier comercializadora 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 (RTE) y a EDF el volumen total de energía Arenh solicitado por cada comercializadora. La CRE también informaba a la Caisse des Dépôts (CDC) el monto total a pagar por cada compañía y el nivel de garantías bancarias a otorgar. Al final del año, RTE (la homóloga de Red Eléctrica de España) verificaba que no se hubiese superado el volumen de energía Arenh correspondiente. En caso de exceso de demanda, el comercializador podría ser multado.
Aunque desde el 1 de enero EDF ya puede vender toda su producción nuclear a precios de mercado, el Gobierno ha impuesto condiciones. Así, este ha aprobado dos nuevos mecanismos conocidos como post-Arenh: el Versement Nucléaire Universel (VNU) o pago nuclear universal, que está incluido en la Ley de Finanzas de 2025 y es redistributivo. A través de este sistema, EDF vende toda su producción nuclear a precio de mercado y sin límite de volumen. Sin embargo, cuando el precio de mercado supere un umbral determinado, basado en los costes reales de producción nuclear (estimados en 60,3 euros/MWh para 2026), se descuenta a la energética pública la parte de los ingresos que hayan excedido ese umbral.
Se trata de una recaudación, a través de un nuevo impuesto sobre el uso de combustible nuclear que el Estado detrae a EDF, cuando los ingresos por los precios de mercado superen determinados umbrales (el 50% y el 90%). La redistribución podrá modularse en función del perfil de consumo y se calculará cada año según las previsiones de la CRE. Hay dos umbrales impositivos para el exceso sobre los costes: si el precio los supera en un rango 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 sustitutivo es el denominado Contrats d’Allocation de Production Nucléaire (CAPN) y va destinado a los grandes consumidores eléctricos franceses. Se trata de contratos de asignación de producción nuclear a largo plazo, con una duración de 10 a 15 años, firmados con EDF. Estos contratos se ofrecen desde finales de 2023 para el suministro de energía en Francia a partir del 1 de enero de 2027. Con el mismo, la energética entregará un volumen limitado de aproximadamente 10.000 GWh anuales. A estos contratos pueden acceder los consumidores electrointensivos, con una demanda superior a 7 GWh al año; los operadores con autorización de compra de electricidad para reventa a consumidores finales y los productores de electricidad.
Los contratos permiten tener acceso a una cuota de la producción nuclear y el precio se establece según una metodología predeterminada, y está indexado al coste de cada central, no al precio del mercado mayorista. Consta de un pago por adelantado y un pago mensual, según los costes.
La opción española
La posibilidad de establecer contratos a precio fijo para las nucleares españolas ha estado más de una vez encima de la mesa. A finales de 2021, ya avanzada la crisis energética, cuando la cotización del pool superaba los 200 euros/MWh, Iberdrola ya planteó un sistema de precio cerrado a plazo para la nuclear, en línea con el modelo francés. El precio, según aquella propuesta, cubriría sus costes fijos y variables y las posibles extensiones de vida de las plantas, lo que se traducía, en aquel momento, en unos 60 euros/MWh. El Gobierno socialista nunca vio esa opción con buenos ojos, al considerar que el tope planteado por las eléctricas no era adecuado.
Por el contrario, según adelantó este diario, de llegar al poder, el Partido Popular planteará a las eléctricas contratos bilaterales (por diferencia) para la producción nuclear con un precio cerrado, que cubra todos los costes y proporcione una rentabilidad a las centrales sin tener que rebajar los actuales impuestos.
De esta manera evitaría abrir un nuevo frente cuando se acerque el cierre del resto del parque (en 2030 le toca el turno a Cofrentes, y, de nuevo, a las dos plantas de Almaraz si estas 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). El mecanismo, en cualquier caso, debería ser autorizado por Bruselas.