Gracias al ARENH, Francia cuenta con una importante excepción a las reglas del mercado eléctrico europeo, lo que permite a sus ciudadanos y empresas consumir electricidad nuclear a un precio fijo de 42 €/MWh. Se trata de un mecanismo muy controvertido, tanto dentro como fuera del país, ya que durante muchos años no hubo otro país europeo con una excepción similar y ésta se ha vuelto particularmente relevante en un contexto de alta volatilidad en el que los precios de la electricidad superan asiduamente los 200 €/MWh.

Dicho lo anterior, este artículo, intentará explicar qué es el ARENH y cuáles son sus orígenes y causas, así como las diferentes discusiones que están surgiendo entorno al mecanismo.

1. Nacionalización y desarrollo del sector eléctrico francés

Aunque en un primer momento, el sector eléctrico se desarrolló en un cierto clima de liberalización, en el que cada empresa construía sus generadores y su red en cada ciudad a la que quería suministrar electricidad, el contexto cambió con la Segunda Guerra Mundial.

Así pues, en esta primera sección vamos a introducir la nueva situación surgida tras la finalización de la Segunda Guerra Mundial y cómo ésta se entrelaza con la construcción de los primeros reactores nucleares en Francia.

1.1. La creación de EDF y el nacimiento de la industria nuclear francesa

Francia siempre tuvo un papel muy importante en el campo de la física nuclear, contando con importantes científicos en este campo como Henri Becquerel, Marie Curie… [1] Sin embargo, por diferentes motivos, la investigación científica en este campo se frena con el inicio de la Segunda Guerra Mundial.

Ya en la posguerra, el país se encuentra en una situación política relativamente compleja. La constitución de la Tercera República francesa se había suspendido en la práctica en 1940 mediante la Loi constitutionnelle du 10 juillet 1940 (Ley constitucional del 10 de julio de 1940), dando todo el poder al gobierno bajo la autoridad de Philippe Pétain [2], y no se había creado ninguna nueva ley que la substituyese.

En este contexto, tras la liberación del país galo, de Gaulle, reconocido por Reino Unido como líder de la Francia Libre, comienza a dirigir efectivamente el país. Durante ese intervalo de tiempo, Raoul Dauntry lo convence de que el sector nuclear beneficiaría tanto a la industria francesa como a la defensa nacional y el líder del gobierno le encarga a éste y a Frédéric Joliot el desarrollo de una propuesta de organización de una industria nuclear francesa capaz de crear una bomba nuclear. Algunos meses después, en 18 de octubre de 1945, de Gaulle crea el Commissariat à l’Énergie Atomique (Comisariado para la Energía Atómica), con el objetivo de realizar investigaciones científica y técnicas para el uso de la energía atómica en los diferentes campos de la ciencia, la industria y la defensa nacional. 

Pero de Gaulle no instaura de nuevo la XVI legislatura, sino que organiza unas elecciones constituyentes el 21 de octubre de 1945 con el objetivo de redactar una nueva constitución. Como resultado de estas elecciones, la Asamblea Constituyente Francesa de 1945 queda repartida como sigue:

Nombre (siglas)	Significado	Representantes	Porcentaje
PCF	Partido Comunista Francés	159	27,13 %
MRP	Movimiento Republicano Popular (democristianos)	150	25,6 %
SFIO	Partido Socialista – Sección Francesa Internacional Obrera	146	24,91 %
Radicaux & UDSR	Radicales y Unión Democrática y Socialista de la Resistencia	71	12,12 %
Modérés	–	53	9,04 %
Otros	–	7	1,2 %
TOTAL		586	100 %

Pronto se evidenciaron las tensiones entre la Asamblea Constituyente y el Gobierno de de Gaulle, por lo que este dimite en enero de 1945 y se forma un nuevo gabinete que integra a los tres partidos con mayor representación bajo la dirección de Félix Gouin, del SFIO. Fue bajo el mandato de este político que en abril de 1946 se publicó la Loi n°46-628 du 8 avril 1946, mediante la que se nacionalizó todo el sector eléctrico y todo el sector gasista y se crearon los establecimientos públicos de carácter industrial y comercial denominados Electricité de France (E.D.F.) y Gaz de France (G.D.F) para su respectiva gestión [3].

La constitución propuesta por la Asamblea Constituyente de 1945 fue rechazada y se volvió a formar una asamblea, la Asamblea Constituyente de 1946, época en la que Georges Bidault, del MRP se pone al frente del Gobierno. Esta asamblea ya es capaz de aprobar una constitución y la IV República se pone en marcha, dando el pistoletazo de salida a una época con gran rotación de gabinetes (hubo 22 gobiernos hasta su finalización en 1959, incluyendo los de relevantes personalidades como Robert Schuman) pero en la que se adoptaron medidas que de gran relevancia en la actualidad. Fue también durante esos años que la CEA comenzó a realizar numerosas investigaciones en el ámbito de la energía nuclear, así como a realizar sus primeros prototipos sistemas de producción de energía.

No fue, sin embargo, hasta marzo de 1955 cuando comenzó a construirse el primer reactor nuclear francés en Marcoule (a 25 km de Aviñón). Se trataba de un reactor de tecnología UNGG (Uranio Natural, Grafito y Gas) que solo producía 5MW eléctricos (menos de los 8MW que necesitaba para funcionar), elección que se realizó teniendo en cuenta que el país galo no contaba con tecnología para enriquecer el uranio y que este modelo de reactor era adecuado para la producción de plutonio para bombas nucleares (entre 10 y 15 kg por año), siendo este último el principal objetivo [4]. De hecho, como curiosidad, el plutonio producido por este reactor se usó en la primera prueba nuclear francesa en el desierto de Argelia en 1960 (bomba Gerboise Bleue).

El país continuó construyendo reactores y, ya a finales de 1973, contaba con más de 2.900 MW brutos de generación eléctrica:

Nombre	Lugar	Tecnología	Potencia bruta [MWe]	Conexión a la red	Parada definitiva
Marcoule G1	Chusclan (Gard)	UNGG	5	1956	1968
Marcoule G2		UNGG	43	1959	1980
Marcoule G3		UNGG	43	1960	1984
Chinon A1	Avoine (Indre-et-Loire)	UNGG	80	1963	1973
Chinon A2		UNGG	230	1965	1985
Chinon A3		UNGG	480	1966	1990
Chooz A	Chooz (Ardennes)	PWR	320	1967	1991
Monts d’Arrée	Brennilis (Finistère)	PHWR	75	1967	1991
Saint-Laurent A1	Saint-Laurent (Loir-et-Cher)	UNGG	500	1969	1990
Saint-Laurent A2		UNGG	530	1971	1992
Bugey 1	Saint-Vulbas (Ain)	UNGG	555	1972	1994
Phénix	Chusclan (Gard)	FBR	142	1973	2010
TOTAL			3.003

1.2. El plan Messmer

El gran choque petrolero generado por la guerra de Yom Kippur en 1973 pone en evidencia la gran dependencia energética de las democracias occidentales y las urge a buscar nuevas fuentes energéticas que los hagan más independientes de los países del golfo Pérsico. En este contexto, Francia, que no es una excepción, lanza en denominado plan Messmer (nombrado en honor al primer ministro Pierre Messmer) en marzo de 1974, con el que se dispone a construir 13 reactores nucleares de 900MW en dos años. Se trata del primer gran programa nuclear francés y en el que, menos de un año después, tras ganar las elecciones, se reafirma Valéry Giscard d’Estaing al lanzar un nuevo programa de igual amplitud para los dos años siguientes.

Estos dos fueron los precursores de una época en la que se lanzaron varios planes de construcción de reactores nucleares, primero en el rango de 900MW y, posteriormente, a finales de los 70, en el rango de 1.300MW. En este sentido, todos los reactores pertenecían a EDF salvo los tres primeros del centro de Marcoule (pertenecían íntegramente a la CEA), el cuarto de los de Marcoule (contaba con participación de la CEA y de EDF) y el de Monts d’Arrée (pertenecía a EDF y a varios productores belgas). Ahora bien, todos estos reactores que no pertenecía a EDF eran experimentales o militares y ninguno de ellos superaba los 130MW.

Al adoptarse, por motivos económicos, el diseño americano de Westinghouse y no el de la CEA, Framatome (Franco-Américaine de Constructions Atomiques – Francoamericana de Construcciones Atómicas), que había sido creada en 1958 por Westinghouse Electric, Schneider Group, Epain y Merlin Gerin para licenciar los diseños EPR de la primera de las empresas, fue la encargada de desarrollar todas las fases (paliers) en las que se dividió la construcción de los reactores  [5]:

• Fase CP0 (~900 MWe): Bugey (5).
• Fase CP1 (~900 MWe): Tricastin (4), Dampierre (4), Gravelines (6) et Blayais (4)
• Fase CP2 (~900 MWe): Saint-Laurent (2), Chinon-B (4) y Cruas (4).
• Fase P4 (~1.300 MWe): Paluel (4), Flamanville (2), Saint-Alban (2).
• Fase P’4 (~1.300 MWe): Cattenom (4), Belleville (2), Nogent (2), Golfech (2) y Penly (2).
• Fase N4 (~1.500 MWe): Chooz-B (2) y Civaux (2).

La CEA, cuya tecnología se había quedado obsoleta, se reorientó en ese momento a la producción y retratamiento de combustible nuclear, creando la empresa COGEMA (Compagnie Générale de Matières Atomiques – Compañía General de Materias Atómicas) [5].

Gracias a este plan, como podemos ver en el gráfico, el país se embarca en la construcción de 56 reactores nucleares, llegando a ser el país con mayor porcentaje de electricidad nuclear del mundo:

1.3. La parada el programa nuclear

Muchos achacan el fin de la apuesta por la energía nuclear al accidente de Chernóbil (1986), que impactó en la población de Occidente y dio la puntilla a esta fuente de energía. Es más, en Francia es famoso el parte meteorológico del 30 de abril de 1986, en el que se argumentaba que el anticiclón de las Azores bloqueaba todas las perturbaciones provenientes del este y, erróneamente, se ha instalado en el imaginario colectivo de Francia la idea de que el gobierno dijo que la nube radioactiva se detenía en la frontera francoalemana [6].

Sin embargo, según la doctora María del Mar Rubio Varas, el cambio se debe a una conjunción de factores, no siendo Chernóbil más importante de éstos [7]:

• Un crecimiento más moderado de lo previsto tanto de la economía como del consumo energético en Occidente y Japón, particularmente a partir de los años 80.
• Un escenario en el que resulta mucho más complejo financiar grandes proyectos, ya que el neoliberalismo impacta la economía en: mayores tipos de interés, menos intervención gubernamental, privatización de compañías públicas…
• Crisis políticas en la Europa de 1989.
• Por último, el efecto de Chernóbil en una industria ya con problemas.

Sea la que fuere la razón, lo cierto es que, a partir de 1985, Francia solo comenzó la construcción de los dos reactores de Civaux (1988 y 1991) y del tercero de Flamanville (2007) [8]. En 1989 ya contaba con 52.340 MWe nucleares en funcionamiento y 13.689 MWe en construcción de los 63.260 MWe con los que contaba en 2005 [8]. Esta potencia supone el 61% del pico de consumo máximo registrado en el país galo, que fue de 102.098 MWe y se registró en 2012.

2. La liberalización del sector y la creación del ARENH

A partir de los años 80, comenzó a aparecer una nueva concepción del sector eléctrico, sustancialmente diferente a la que había dominado desde el final de la Segunda Guerra Mundial. Así pues, muchos países comenzaron a legislar con el objetivo de liberalizar sus mercados eléctricos y la Unión Europea, creada como una unión aduanera, no fue una excepción.

2.1. La liberalización del sector eléctrico

La Comunidad Económica Europea, constituida en el año 1957 por Alemania Federal, Bélgica, Francia, Italia, Luxemburgo y Países Bajos, incorpora entre sus fundamentos la libre movilidad de mercancías y la libre competencia entre empresas. En este sentido, si bien podría parecer que la electricidad no es una mercancía, se consideró como una.  

Ahora bien, estábamos en una época en la que ningún país había creado un mercado eléctrico y no existía competencia efectiva en el sector [9], pues no fue hasta 1982 cuando Chile creó el primer mercado de electricidad. Algunos años después, continuando los pasos de este país latinoamericano, Reino Unido promulgó la Electricity Act 1989 y, siguiendo los pasos de ambos, Estados Unidos y la Unión Europea impulsaron sendas normativas para la liberalización de los mercados energéticos [9].

En la Unión Europea, la liberalización se lleva a cabo por primera vez mediante la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 19 de diciembre de 1996 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad [10]. Promulgada la normativa, si bien algunos países como Reino Unido o España realizaron una aplicación bastante amplia de la Directive 96/92/EC, en parte porque ya había adoptado ciertas de las políticas impulsadas en esta, otros países como Francia fueron mucho más reticentes a adaptar el sector al nuevo contexto.

Desde su creación en 1946 y a pesar de la liberalización del mercado, EDF siempre mantuvo un importante poder de mercado en la generación de electricidad, siendo con diferencia el principal operador en el sector. A modo de ejemplo, la generación de EDF en 2021 fue de 421 TWh [11], lo que supuso cuatro quintos de toda la producción francesa.

Asimismo, EDF continuó manteniendo un relevante poder en el mercado minorista. Por ejemplo, en el cuatro trimestre de 2021, según los análisis realizados por la Commission de Régulation de l’Énergie, el regulador energético francés, todos los segmentos de mercado mostraban una gran concentración en base al índice HHI, reduciéndose esta ligeramente en función del aumento del consumo [12]:

Por último, con un 83,88% del capital y, a pesar de que podría haber descendido hasta un 70%, según aprobado por la Asamblea Nacional, la participación pública en el accionariado de la empresa siguió siendo particularmente relevante [13] :

En 2007, la Comisión Europea abrió una investigación sobre las tarifas reguladas en Francia porque estimaba que sus precios eran considerablemente inferiores que los precios del mercado [14]. En este sentido, creía que la electricidad estaba siendo financiada por EDF y por contribuciones parafiscales pagadas por todos los consumidores de electricidad y administradas por el Estado. En particular, le preocupaban las tarifas “vert” et “jaune”, que eran las más baratas y a las que se podían acoger las compañías medianas y grandes [14]. 

A raíz de esta investigación y con objeto de discutir cómo debería liberalizarse el mercado eléctrico, los ministros de Estado, de Ecología, Energía y Desarrollo Sostenible y de Economía pusieron en marcha la denominada Commission sur l’organisation du marché de l’électricité (Comisión sobre la organización del mercado de la electricidad) en noviembre de 2008 [15]. Esta comisión, conocida como Commission Champsaur (Comisión Champsaur) en referencia a su presidente, Paul Champsaur, emitió un informe en abril de 2009 en el que se defiende que la situación actual no es ni económicamente satisfactoria a corto plazo, ni sostenible a largo plazo, ya que [15]:

1. Los precios del mercado no reflejan las ventajas competitivas del parque de generación eléctrica. Esto es así porque, si bien el parque está formado, en su mayor parte, por sistemas de generación competitivos como son la hidráulica y la nuclear, el precio del mercado se alinea al coste medio de la producción con gas o carbón.
2. A pesar de que ha habido un considerable incremento de las tarifas eléctricas, ninguna de las tarifas minoristas asegura la coherencia económica del sistema eléctrico, porque ninguna ofrece una solución al desacoplamiento entre el precio del mercado y la estructura del parque de generación.
   1. Las condiciones de vuelta a la tarifa regulada mantienen a los consumidores de perfiles idénticos en tarifas sin coherencia de conjunto.
   2. La tarifa regulada de transición hacia el mercado no constituye una solución permanente.
   3. Los productores y consumidores industriales necesitan una visión a largo plazo.
   4. La incertidumbre normativa a corto plazo penaliza a suministradores y clientes, particularmente en un contexto en el que son necesarias nuevas inversiones.
3. Los nuevos participantes no tienen posibilidad entrar y crecer en el mercado.

Así pues, concluye que es necesario evolucionar desde una regulación más general y permanente a una regulación más adaptada y dinámica teniendo en cuenta que [15]:

1. La consideración del suministro de electricidad como “Servicio de Interés Económico General” (SIEG), particularmente en el caso de los pequeños consumidores, autorizaría a derogar parte del derecho europeo a la competencia.
2. Varias disposiciones de la regulación francesa son incompatibles con el derecho comunitario, en particular, aquellas relacionadas con las dos investigaciones que habían sido llevadas a cabo por la Comisión Europea en los años 2006 y 2007, relacionadas con las tarifas “vert” et “jaune” y con el TaRTAM (tarifa de transición al mercado).
3. El análisis de las estructuras del mercado de la electricidad necesita una regulación específica inspirada en el derecho a la competencia que no existe actualmente en el derecho francés. En este sentido, se estima necesario diferenciar entre la generación de punta, en la que podría haber competencia, y la de valle, en la que, debido a las características del parque nuclear, ésta resultaría difícil. Asimismo, se recomienda diferenciar entre dos tipos de consumidores: domésticos e industriales.
4. Si bien la generación nuclear no es una infraestructura indispensable para que accedan al mercado francés el resto de los operadores, sus características específicas necesitan tenerse en cuenta, ya que nadie excepto EDF pudo invertir en esta tecnología en aquella época y tiene unas particulares exigencias de seguridad pública y de carácter estratégico.

A la vista de la situación, y descartadas otras posibles soluciones como la de un comprador único, la Comisión estimó que solo era posible la implantación alguna de estas dos soluciones [15]:

1. Una tasa redistributiva sobre la energía nuclear: de liberalizarse completamente el mercado, podría preverse una tasa que redistribuyese los beneficios obtenidos por el parque nuclear. Esta redistribución se podría realizar de diferentes modos.
2. Un acceso regulado a la producción nuclear: permitiría el desarrollo de la competencia en el mercado minorista, no afectaría a la inversión a largo plazo de los nuevos actores y mantendría la competitividad del parque nuclear.

Finalmente, concluyó que la mejor opción era la de establecer un sistema acceso regulado a la producción nuclear.

A la vi informe, en 2009, en una editorial de la revista “The Electricity Jornal”, varios autores explicaron que la Comisión Champsaur había cometido varios errores en sus conclusiones [16]. En este documento, los autores explicaban que en relación con la tarifa regulada sobre la producción de las centrales nucleares les preocupaba lo siguiente [16]:

1. El coste de dicha medida: es necesario disponer de mucha información para elegir el precio y la cantidad correctas; la medida podría desincentivar a EDF en la mejora de los costes operativos; es muy probable que se incremente sustancialmente la litigiosidad, ya que cualquier sentencia favorable supondría un gran retorno de inversión.  
2. El riesgo de oportunismo regulatorio: si bien la comisión identifica la asimetría de información como un riesgo, no tiene en cuenta que el regulador podría tener una agenda propia y, por lo tanto, tener incentivos para manipular el precio.
3. La medida no tuviese el efecto deseado en relación con el incremento de la competencia: esta regulación podría favorecer la colusión entre los compradores de energía, por lo que los consumidores acabarían pagando un cártel y no obteniendo mejores precios por la electricidad.

Si el objetivo es que los ciudadanos se beneficien de la competitividad del parque nuclear, los autores proponen, por ejemplo, que el Estado redistribuya el beneficio que obtiene mediante dividendos.

A pesar de todos los argumentos contenidos en esta editorial, no se modificaron las conclusiones del informe.

2.2. El ARENH

Siguiendo las indicaciones del informe de la Comisión Champsaur, el Gobierno de Nicolas Sarkozy impulsó la Loi nº 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant la nouvelle orgnization du marché de l’électricité (Ley n.º 2010-1488 de 7 de diciembre de 2010 sobre la nueva organización del mercado de la electricidad), conocida como Ley NOME, creando, con ella, el Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Acceso Regulado al Nuclear Histórico), mecanismo conocido como ARENH. Su creación se motiva con objeto de [17]:

• Asegurar la libertad de elección de comercializadora.
• Hacer que la población se beneficie de la competitividad del parque electronuclear.

En base a la nueva ley, todo consumidor final con residencia en Francia continental se puede beneficiar de este mecanismo, así como las empresas eléctricas por las pérdidas en sus redes. Dicho esto, el volumen de energía máximo asignado a éste se determina por decreto de los ministros encargados de Economía y Energía, previo informe del regulador (CRE), y teniendo en cuenta [17]:

• El desarrollo de la competencia en el mercado eléctrico
• La existencia de un tope máximo de 100 TWh/año para los consumidores finales.
• Que el importe asignado a los gestores de red que se calculará en base a un libro de registro que tendrá en cuenta la electricidad suministrada para hacer frente a las pérdidas de las redes eléctricas durante los tres años siguientes al 1 de agosto de 2013.
  • Esta compensación se puso en funcionamiento a partir del año 2014 y, a la vista de los datos registrados en los últimos años, supone alrededor de 26,2 TWh/año.

La Ley específica que el volumen que se cede a cada suministrador se fija con anterioridad al periodo de entrega y en caso de que la energía solicitada sea mayor a la energía cedida, el regulador distribuye esta de modo que se permita el desarrollo de la competencia en todos los segmentos de mercado y fija su reparto con periodicidad inferior al año [17]. La distribución de la energía tiene en cuenta los diferentes tipos de categorías de consumidores y, en línea con esto, hasta el 31 de diciembre de 2015 hubo dos tipos de consumidores, la categoría C1 (industriales y gestores de red) y categoría C2 (domésticos), si bien a partir de ese día se redujo a única categoría [18].  Ahora bien, los consumidores también se clasifican en dos subcategorías, una de pequeños consumidores, cuya potencia contratada es inferior o igual a 36 kVA, y otra que engloba el resto [17]. Según el tipo de consumidor, se definieron dos perfiles de consumo : uno plano y uno modulado [19].

Categoría de cliente	C1	C2
Forma del perfil hasta 2015	Plano	Modulado
Forma del perfil partir de 2016	Plano	Plano

A efectos prácticos, la distribución del mecanismo se prorratea en función del importe solicitado durante las horas ARENH. Estas horas se clasificaron en horas valle y horas pico, calculadas en función del mes, del día de la semana y de la hora del día, que fueron cambiando según el año [20].

Asimismo, las condiciones de venta se fijan por orden de los ministros encargados de la Economía y de Energía, visto el informe de la CRE y teniendo en cuenta los costes:

• Del capital para este tipo de actividad.
• De explotación.
• De inversión y mantenimiento necesarios a la extensión de la duración de la autorización de explotación.
• Previsionales a largo plazo que pesen sobre las cuentas de los explotadores de las centrales.

En base a lo anteriormente expuesto, el precio se fijó inicialmente en 40 €/MWh y, posteriormente, en 2012 pasó a 42 €/MWh [21]. En este sentido, es necesario tener en cuenta que existen dos complementos en el precio que se aplican en caso de que un beneficiario intente revender la energía que se la asignado o de que no haga una previsión adecuada del importe que necesita.

En circunstancias excepcionales, se habilita a los ministros encargados de la Economía y de la Energía a suspender el dispositivo, que en cualquier caso no se extenderá más allá del 31 de diciembre de 2025 [17].

Antes del 31 de diciembre de 2015 y, posteriormente, cada cinco años, el Gobierno debe presentar al parlamento en base a los informes de la CRE y de la Autoridad de la Competencia, un informe sobre el dispositivo que [17]:

• Evalúa la puesta en funcionamiento del dispositivo.
• Evalúa su impacto sobre:
  • El desarrollo de la competencia y la coherencia entre el precio del ARENH y el precio del mercado minorista.
  • El mercado mayorista.
  • La realización de contratos bilaterales entre los suministradores y EDF y la participación de los actores en las inversiones en medios de producción necesarios para la seguridad del suministro eléctrico.
• Propone, en caso de ser necesario:
  • La adaptación del dispositivo.
  • Los términos y condiciones para terminar el sistema asegurando una transición gradual para los proveedores de electricidad.
  • Los métodos para involucrar, en la extensión de la visa útil de las centrales nucleares, a los proveedores de electricidad y los consumidores electrointensivos.
  • En base a la programación plurianual de las inversiones, la cual puede fijar objetivos en términos de extensión de la vida útil de las centrales nucleares y establecer un calendario para su renovación, tener en cuenta progresivamente en el precio de la electricidad de los consumidores finales el coste de desarrollar nuevas capacidades de producción de electricidad de base y de poner en funcionamiento un dispositivo específico que permita garantizar la constitución de medios financieros apropiados para impulsar la renovación del parque nuclear.

Por último, el procedimiento de solicitud garantiza, al menos sobre el papel, la anonimidad en relación con el volumen solicitado por cada uno de los interesados y se compone de los siguientes pasos [22]:

1. Declaración de identificación: el suministrador interesado debe transmitir un dosier con la solicitud tanto al regulador como al ministerio encargado de la Energía. Estos entregan un justificante.
2. Firma del acuerdo marco: obtenido el justificante, EDF firma un acuerdo marco con el solicitante.
3. Demanda del ARENH: se solicita la energía del mecanismo al menos 40 días antes del inicio del periodo de entrega.
4. Cálculo de los derechos de ARENH y notificación a los suministradores: la CRE distribuye los derechos en base a la energía solicitada y notifica a los solicitantes.
5. Notificación a EDF, RTE y la CDC (Caja de Depósitos y Consigna): se notifica a EDF el volumen total, a RTE el volumen de derechos de cada actor y a la CDC el importe que deberá pagar cada sociedad, así como el nivel de garantías necesario que deberán aportar
6. Transferencia de energía: el gestor de la red de transporte, RTE, transmite la energía.
7. Gestión de los flujos financieros: la CDC centraliza la facturación y mantiene la confidencialidad de los solicitantes.
8. Cálculo del complemento de precio: el regulador calcula el importe de los complementos de precio en base a

2.3. El punto de vista de la Comisión Europea

Cabe decir que, en sus conclusiones sobre la investigación iniciada en 2007, la Comisión Europea autorizó el mecanismo en 2012 al establecer que era compatible con el mercado interior [23], en línea con lo establecido por la Ley NOME:

1. Autoriza el mecanismo ARENH para instalaciones ya existentes de EDF, con un tope máximo de 100 TWh y hasta el 31 de diciembre de 2025.
2. Especifica que el precio de la energía vendida a través de este mecanismo no podrá exceder de 42 €/MWh y no evolucionará mientras que no se establezca un método de cálculo para establecer su cálculo. Dicho método de cálculo deberá ser aprobado por la Comisión Europea.

2.4. La Ley de Energía y Clima y el ARENH+

En 2019, la Ley energía y clima incrementó el volumen máximo de ARENH hasta los 150 TWh, sin contar con las pérdidas de los gestores de la red eléctrica y añade como justificación del mecanismo el contribuir a la estabilidad del precio para el consumidor final [24].

Posteriormente, en 2022, debido al incremento del precio de la energía, el Gobierno promulgó un incremento de los volúmenes de energía que EDF tendría que ceder en el marco del dispositivo ARENH a los operadores a los que ya se les había concedido energía [25]. En particular, introduce un perfil específico para la potencia del producto adicional vendido, correspondiente a un 132,71% la cantidad de producto adicional para los meses de abril a diciembre de 2022  [25], lo que supone unos 20 TWh adicionales para los consumidores finales a un precio de 46,2 €/MWh [26] condicionados a la recompra por parte de EDF del mismo importe de energía a un precio de 256,98 €/MWh [27]. El precio al que los suministradores deben revender la electricidad a EDF se definió como la media de la cotización, entre el día 2 y el día 23 de diciembre de 2021, de la cotización del precio del producto de energía base del mercado de futuros para 2022 [25]. Haciendo un simple cálculo podemos observar que, con este mecanismo, EDF asume un impacto adicional en sus cuentas de 4.215,6 millones de euros.

Sin presentar mayores objeciones, el regulador emitió un informe favorable sobre este decreto el 10 de febrero de 2022 [28]. Ahora bien, si ya el ARENH es un mecanismo muy controvertido, este incremento excepcional del importe cedido en 20 TWh/año lo ha sido todavía más. Así pues, entre otros, varios de los sindicatos de la compañía pública presentaron una solicitud ante la secretaría del Consejo de Estado en la que se requiere: la suspensión del Decreto que incrementa la cantidad de energía sujeta al dispositivo ARENH; que se ordene al Estado a tomar todas las medidas necesarias para suspender la entrega de la energía adicional, así como a los beneficiarios a devolver el dinero a EDF; y al Estado a hacer frente al coste de la demanda [29].La solicitud de los sindicatos fue desestimada [29].

3. Balance del mecanismo

En este tercer punto, vamos a analizar sucintamente el impacto que el mecanismo ha tenido sobre EDF, el operador obligado a vender su energía, y sobre la competencia en el mercado eléctrico.

3.1. Impacto para EDF

El mecanismo supone una clara desventaja para EDF, ya que, si el precio del mercado es más alto que el del ARENH, todas las empresas quieren comprar energía a través de este mecanismo. En caso contrario, nadie compra. Es decir, EDF asume las pérdidas en caso de que la electricidad cueste menos del precio del mecanismo, pero no las ganancias en caso de que cueste más. En este sentido, en 2019, según defendía Jean-Bernard Lévy, director general de la compañía, en el Senado del país galo, el mecanismo supone un “verdadero peligro” y el “principal hándicap” de EDF, ya que pone activos financiados mediante recursos públicos al servicio de empresas privadas con mucho poder, impidiendo que EDF disfrute de los frutos de su trabajo y desincentivando la inversión en nuevos medios de producción por parte de las empresas de la competencia [30].

Así pues, podemos ver en la tabla, con el incremento de precios en el mercado diario de finales del año 2021, la empresa pública habría podido asumir pérdidas por 8.000 millones de euros con respecto a si hubiese vendido la electricidad en el mercado diario, lo que supone un importante golpe a la cuenta de resultados de una empresa que facturó 84.461 millones de euros en 2021 [31].

Año	ARENH		Precios del pool		Diferencia (estimación de las pérdidas) [Mill. €]
	Energía incluyendo pérdidas redes	Retribución a 42€/MWh [Mill. €]	Precio promedio del pool [€/MWh]	Retribución al precio promedio del pool [Mill. €]
2016	0	0	36,75	0	0
2017	82,1	3.448,2	44,97	3.692,04	-243,84
2018	96,3	4.044,6	50,2	4.834,26	-789,66
2019	120,4	5.056,8	39,45	4.749,78	307,02
2020	126,2	5.300,4	32,2	4.063,64	1.236,76 *
2021	126,3	5.304,6	109,2	13.791,96	-8.487,36

Hasta 2018, nunca se demandó más ARENH del ofrecido y nunca hubo grandes errores de previsión por parte de las empresas privadas, por lo que, aprobado el mecanismo, no hubo mayores problemas entre los diferentes actores. Sin embargo, en línea con lo argumentado en el editorial de la revista The Electricity Journal, en 2020, con la crisis del COVID-19, se intensificaron los debates sobre el mecanismo y algunas comercializadoras quisieron renunciar al ARENH después de haberlo solicitado [32]. A pesar de que EDF se negó a rescindir sus contratos, la Court de cassation estimó la demanda de la empresa Total contra EDF por fuerza mayor, lo que supuso un problema añadido para la eléctrica. Usando el mismo argumento, también fueron capaces de romper sus contratos las empresas Direct Énergie, Alpiq y Gazel [33].

Asimismo, un año después, los roles se invirtieron y la sociedad pública tuvo que asumir un importante impacto en sus cuentas al tener que vender la energía a un precio muy inferior al del mercado diario. Posteriormente, a comienzos de 2022, con el ARENH+ ya en funcionamiento, el director general de EDF explicó en la Junta de Accionistas de la compañía que acababa de presentar un “recours gracieux” (recurso de gracia) ante el Estado [34]. Se trata de un tipo de recurso administrativo previo que se puede presentar si la Administración Pública toma una decisión en nuestra contra y que es necesario presentar en caso de querer presentar una demanda ante los tribunales. Asimismo, la compañía dio inicio también a un procedimiento ante la Comisión Europea [34], ya que este incremento del importe del ARENH va en contra de lo autorizado por este organismo en 2012 [23].

Estas acciones suponen un importante cambio en la posición mantenida por EDF frente a su principal accionista e implican que su director general adopte la posición mantenida por el resto de los accionistas y por los sindicatos de la compañía ante la Administración.

3.2. Impacto sobre el precio de la electricidad y la competencia

Como referencia, en 2018 la generación del parque nuclear francés supuso 393,2 TWh, su consumo nacional 474 TWh y la generación total nacional 548,6 TWh [35]. Así pues, 100 TWh corresponde a un 25,4% de la generación nuclear, un 21,1% del consumo y un 18,2% de la generación total [35].

Desde 2017, Francia ha tenido unos precios de la electricidad en el mercado mayorista inferiores a los de España, Italia, Suiza y Reino Unido. No han sido sin embargo inferiores a los de dos restantes vecinos, Alemania y Bélgica:

	2017	2018	2019	2020	2021
Francia	44,97	50,2	39,45	32,2	109,17
Italia	53,96	61,3	52,24	37,38	112,73
	+20,0%	+22,1%	+32,4%	+16,1%	+3,3%
Suiza	46,00	52,21	40,92	34,00	114,94
	+2,3%	`+4,0%	+3,7%	+5,6%	+5,3%
Alemania	34,19	44,47	37,67	30,47	96,85
	-24,0%	-11,4%	-4,5%	-5,4%	-11,3%
Bélgica	44,58	55,27	39,35	31,88	104,12
	-0,9%	10,1%	-0,3%	-1,0%	-4,6%
España	52,24	57,29	47,68	33,95	111,93
	+16,2%	+14,1%	+20,9%	+5,4%	+2,5%
Reino Unido	51,73	64,9	48,98	39,59	137,67
	+15,0%	+29,3%	+24,2%	+23,0%	+26,1%

Esto es así porque el efecto del ARENH en el mercado diario debería ser relativamente neutro y tener poco efecto en el precio de casación, ya que este importe no pasa a través del mercado, reduciendo simplemente su liquidez.

Ahora bien, el informe realizado por la CRE sobre el dispositivo entre los años 2011 y 2017 concluye que [22]:

• El mecanismo ha generado una ligera reducción de la energía comerciada en el mercado mayorista.
• Asimismo, ha podido tener influencia en la formación de precio en el mercado ya que: en 2013, 2014, 2017 y 2018 se observó que el producto de energía de base en el mercado de futuros se estabilizaba alrededor de 42 €/MWh y que los anuncios de cambio de precio han rápidamente generado un cambio en esos precios.
• También ha contribuido al desarrollo de la competencia en el mercado minorista. Este efecto no se ha notado tanto en el caso de los consumidores domésticos, pero sí en el caso de consumidores profesionales, en los que se ha apreciado un cambio profundo en la estructura de las ofertas.
• La continuidad de la competencia en el mercado minorista parece asegurada en cuanto EDF replique las condiciones de los suministradores alternativos.
• Si bien el alcanzar el límite de ARENH no debería tener consecuencias inmediatas sobre el desarrollo de la competencia en el mercado minorista, la señal que debería aportar el dispositivo en el mercado mayorista parece inexistente.
• En este sentido, el ARENH no parece crear el incentivo necesario para que se firmen contratos bilaterales con EDF, ya que, por el momento, no se ha firmado ningún contrato bilateral con la sociedad pública.
• Tampoco se han creado incentivos suficientes para invertir en medios de producción alternativos, aunque cabe decir que estas decisiones dependen de muchos otros parámetros.
• La situación aquí expuesta no parce que vaya a cambiar de aquí a 2025.

Es más, paradójicamente, debido al ARENH, cuanto más se incrementa la competencia en el mercado minorista, más crece el precio que deben pagar los consumidores por la electricidad.

4. De cara a futuro

Dada sus grandes ventajas, muchos son los actores que se plantean su continuidad a partir de 2025. Así pues, vamos a analizar algunas de las vías que se presentan.

4.1. Incremento del importe

Durante los últimos años, el importe de energía solicitado en el marco de este mecanismo no ha parado de aumentar y, ya antes de la pandemia del COVID-19, la demanda sin tener en cuenta las pérdidas de red se acercaba ya a los 150 TWh (147 TWh en 2020).

Así pues, se consideró aumentar el límite máximo de energía sujeta a este mecanismo a condición de aumentar ligeramente el precio al que se debería ceder dicha energía. Los importes que se barajaron inicialmente fueron 150 TWh y 45 €/MWh [36]. En esta línea, como ya se ha expuesto anteriormente, el límite ya se ha incrementado en la nueva Ley Energía-Clima.

Este incremento de precio se haría, en parte, para calmar a EDF y a sus accionistas y mitigar las pérdidas que sufre la empresa.

4.2. Modificación de las reglas

Anticipándose a su fin y con objeto de responder a los mismos objetivos que justificaron su creación, en 2020 el Gobierno realizó una consulta proponiendo un mecanismo que obligue a [37]:

• Tratar del mismo modo a la filial minorista de EDF que al resto de suministradores alternativos en relación con la compra de electricidad.
• Vender de la producción nuclear de EDF en el mercado mayorista en forma de un producto constante en función de una normativa específica, pero sin un precio definido.
• En función de si el precio de venta fuese superior a un precio techo o inferior a un precio suelo (se habló de un corredor de 6€/MWh), que los suministradores de los clientes reciban o paguen una compensación por la diferencia.

En línea con lo dicho en la sección anterior, la medida mitigaría las pérdidas que sufre la empresa, pero no es previsible que el margen sea tan amplio como para permitir que EDF obtuviese los más de 8.000 millones de euros que dejó de ganar en 2021.

4.3. Renacionalización de EDF

La acción de EDF, que llegó a valer más de 80€ en 2007 tras una salida a bolsa por 32€, actualmente se sitúa alrededor de los 7 € [38]. Ha habido momentos en los que incluso estuvo fuera del selectivo francés, el CAC 40, aunque esto ha sido en parte debido al importante peso del Estado francés en el capital de la sociedad [38].

Las causas de esta caída de valor son varias, de entre los que podemos destacar [38]:

• El aumento de capital de 4.000 millones de euros que llevó a cabo en 2017.
• Que la estrategia del Estado no coincide siempre con al del grupo, ya que, por ejemplo, pidió en 2017 a EDF que retomase el negocio de reactores de Areva para evitar su caída.
• Los problemas que presenta la construcción del reactor EPR de Flamanville y la gran inversión económica de construir dos reactores más en Reino Unido (Hinkley Point C), algo que su propio director financiero calificaba de demasiado arriesgado.
• El fin de las tarifas reguladas para las empresas, que coincidió con la caída del precio de la electricidad en el mercado mayorista.
• Los problemas con el parque nuclear de su propiedad.
• Las pérdidas de beneficio a las que obliga el ARENH.
• Etc.

Aprovechando la situación, el Estado anunció una compra del porcentaje de la empresa que el estado no posee todavía. Respecto a esta operación, Bruno Le Maire, ministro de Economía, declaró que el objeto de esta operación es el de ser completamente independientes a nivel de la producción de electricidad con seis nuevos reactores EPR [39]. Asimismo, justificó la operación en que el sector nuclear ha sufrido un abandono durante los últimos años y que los inversores privados no van a venir a financiar los nuevos reactores nucleares, ya que se trata de una rentabilidad a largo plazo y, en estas situaciones, el sector público es el mejor inversor [39].

Técnicamente, si bien el Estado puede comprar y poseer una empresa como si se tratase de un inversor cualquiera, en línea con el programa nuclear anunciado por el Gobierno y con la existencia del ARENH, es posible que el Estado intente alinear la dirección de EDF con esos objetivos. Es más, puede que se busque otra estrategia que no haga necesario realizar modificaciones de calado al ARENH a partir de 2025.

5. Conclusión

Creado en 2010 con objeto de incrementar la competencia y mantener la financiación de las centrales nucleares existentes, el ARENH es, sin lugar a duda, un mecanismo que ha permitido a Francia contar con una importante ventaja comparativa en relación con el precio de la electricidad. Se trata de un mecanismo por el que EDF, el operador eléctrico histórico francés, tiene que ceder una parte muy importante de la electricidad que genera a un precio fijo, algo que se ha vuelto particularmente controvertido en un contexto de incremento de los precios de la electricidad como actual.

En línea con lo expuesto por relevantes autores antes de su puesta en funcionamiento, el mecanismo ha reducido los incentivos de EDF para invertir en la mejora de sus centrales, aumentado la litigiosidad entre los diferentes actores involucrados, generado un oportunismo regulatorio por parte del Estado francés que ha dado pie a incrementar el mecanismo cuando lo ha considerado necesario para no trasladar el incremento de precio de la electricidad y, si bien ha incrementado la competencia en el mercado minorista, no ha habido un incremento consecuente de la competencia en el mercado mayorista.

El final de esta medida transitoria en 2025 ha generado un importante debate entre las empresas eléctricas, EDF y el Gobierno, siendo el interés de este último el de prolongar la vigencia del mecanismo más allá de ese año. Las propuestas que se han barajado pasan, por un lado, por incrementar la cantidad y, por otro, subir el precio de la energía o establecer un rango que permita una cierta flexibilidad en su fijación, pero sin dejar margen a la sociedad pública para que pueda imponer el precio que considere.

La renacionalización de la empresa iniciada a mediados de 2022 eliminará a los accionistas díscolos del Consejo de Dirección de la sociedad, lo que no hace más que ampliar el posible número de escenarios de cara al futuro, un futuro que por el momento pasa por invertir y continuar generando electricidad con energía nuclear.

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[15]	Commission sur l’organisation du marché de l’électricité, «Rapport sur la commission sur l’organisation du marché de l’électricité,» abril de 2009.
[16]	C. Crampes, J.-M. Glachant, C. von Hirschhhausen, F. Lévêque, D. Newbery, I. Pérez-Arriaga, P. Ranci, S. Stoft y B. Wilems, «Where the Champsaur Commission Has Got It Wrong,» The Electricity Journal, pp. 81-86, Agosto/Septiembre 2009.
[17]	N. Sarkozy, «Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité,» de Journal Officiel de la République Française n°0284 du 8 décembre 2010, París, Journal Officiel de la République Française, 2010.
[18]	«Décret n° 2011-466 du 28 avril 2011 fixant les modalités d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique,» de Journal Officiel de la République Française n°0100 du 29 avril 2011, París, Légifrance, 2011.
[19]	P.-F. Chevet, «Arrêté du 16 mai 2011 définissant les profils des produits cédés par Electricité de France aux fournisseurs d’électricité dans le cadre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique,» de Journal Officiel de la République Française n°0117 du 20 mai 2011, Paris, Journal Officiel de la République Française, 2011.
[20]	P.-M. Abadie, «Arrêté du 17 mai 2011 relatif au calcul des droits à l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique,» de Journal Officiel de la République Française n°0117 du 20 mai 2011, París, Journal Officiel de la République Française, 2011.
[21]	P.-M. Abadie y N. Homobono, «Arrêté du 17 mai 2011 fixant le prix de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique à compter du 1er janvier 2012,» de Journal Officiel de la République Française n°0117 du 20 mai 2011, Paris, Journal Officiel de la République Française, 2011.
[22]	«Evaluation du dispositif ARENH entre 2011 et 2017,» Commission de Régulation de l’Énergie, París, 18 de enero de 2018.
[23]	Comisión Europea, «Décission de la Commission du 12.06.2012 concernant l’aide d’état nº SA.21918 (C 17/2007)(ex NN 17/2007) mise à exécution par la France Tarifs réglementés de l’électricité en France,» Comisión Europea, Bruselas, 12 de junio de 2012.
[24]	E. Macron, E. Philippe, E. Borne, B. Le Maire, M. Pénicaud, G. Darmanin, J. Gourault, A. Giraldin, D. Guillaume y J. Denormandie, «Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat,» de Journal Officiel de la République Française n°0261 du 9 novembre 2019, París, Légifrance, 9 de noviembre de 2019.
[25]	B. Pompili, B. Le Maire y J. Castex, «Décret n° 2022-342 du 11 mars 2022 définissant les modalités spécifiques d’attribution d’un volume additionnel d’électricité pouvant être alloué en 2022, à titre exceptionnel, dans le cadre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH),» de Journal Officiel de la République Française n°0060 du 12 mars 2022, París, Journal Officiel de la République Française, 2022.
[26]	B. Pompili y B. Le Maire, «Arrêté du 11 mars 2022 pris en application de l’article L. 337-16 du code de l’énergie et fixant le prix des volumes d’électricité additionnels cédés dans le cadre de la période de livraison exceptionnelle instaurée par le décret n° 2022-342 du 11 mars 2022 définissant les modalités spécifiques d’attribution d’un volume additionnel d’électricité pouvant être alloué en 2022, à titre exceptionnel, dans le cadre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH)» de Journal Officiel de la République Française n°0060 du 12 mars 2022, Paris, Journal Officiel de la République Française, 2022.
[27]	Electricité de France, Société Anonyme, «https://www.edf.fr/entreprises/electricite-gaz/le-benefice-arenh,» Electricité de France, [En línea]. Available: https://www.edf.fr/entreprises/electricite-gaz/le-benefice-arenh. [Último acceso: 2022 agosto 20].
[28]	C. Edwige, «Délibération n° 2022-43 du 10 février 2022 portant avis sur le projet de décret pris en application de l’article L. 336-10 du code de l’énergie et instituant une période de livraison complémentaire à la suite du rehaussement exceptionnel du volume maximal,» de Journal Officiel de la République Française n°0060 du 12 mars 2022, París, Commission de Régulation de l’Énergie, 10 de febrero de 2022.
[29]	Consejo de Estado, Conseil d’État, , 17/05/2022, 463531, Inédit au recueil Lebon, Paris: Légifrance, 17 mai 2022.
[30]	J.-M. Gradt, «Réorganisation d’EDF : Jean-Bernard Lévy fustige le dispositif Arenh,» Les Echos, 3 marzo 2019.
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[38]	P. Demoux, «Pourquoi EDF est au plus bas de son histoire en Bourse,» Les Echos, 8 marzo 2017.
[39]	Ouest-France; AFP, «L’Assemblée nationale vote l’enveloppe de 9,7 milliards d’euros pour la renationalisation d’EDF,» Ouest-France, 26 julio 2022.
[40]	F.-X. Bellamy, «European Parliament – Commission’s stance on the ARENH cap increase,» 22 Abril 2022. [En línea]. Available: https://www.europarl.europa.eu/doceo/document/E-9-2022-001403_EN.html. [Último acceso: 19 junio 2022].
[41]	«Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat,» de Journal Officiel de la République Française n°0261 du 9 novembre 2019, París, Journal Officiel de la République Française, 2019.