Favorecer la competitividad en el mercado y fomentar la inversi\u00f3n de los actores.<\/li>\n<\/ul>\nEn 2009 se presenta el primer reporte a Jean Louis Borloo, ministro de Ecolog\u00eda y Christine Lagarde, entonces ministra de Econom\u00eda. El 7 de diciembre de 2010 se promulga la denominada Ley NOME que entra en vigor el 1 de Julio de 2011 y tiene c\u00f3mo objetivo finalizar en 2025.<\/p>\n
La Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de la Energia (CRE) fij\u00f3 el precio del MWh del ARENH en 2011 a 40\u20ac\/MWh y en 2012 pasa a 42\u20ac\/MWh hasta el d\u00eda de hoy. La CRE es quien establece el precio y el gobierno quien aprueba o no la propuesta.<\/p>\n
Cada a\u00f1o, cualquier comercializadora que quiera tener acceso a esta producci\u00f3n nuclear tiene que solicitar el volumen que desea a la CRE seg\u00fan el tama\u00f1o del portfolio de sus clientes. La CRE notifica a RTE y EDF el volumen total de ARENH demandado para cada comercializadora. La CRE transmite tambi\u00e9n a la CDC (Caja de Depositos) la suma total a pagar por cada comercializadora y el nivel de garant\u00edas bancarias que tienen que presentar.<\/p>\n
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Imagen 1: Esquema mecanismo ARENH.<\/em><\/p>\n <\/p>\n
Al final del a\u00f1o, RTE comprueba que cada comercializadora no haya demandado demasiado volumen ARENH seg\u00fan sus actuales derechos. Si se produce tal exceso de demanda, la comercializadora tendr\u00e1 que reembolsar este exceso e incluso pagar unas penalizaciones econ\u00f3micas.<\/p>\n
\u00bfC\u00f3mo ha ido evolucionando el mecanismo ARENH?<\/h2>\n
Desde la implementaci\u00f3n del mecanismo ARENH en 2011 hasta 2018 no s\u00e9 sobrepas\u00f3 el l\u00edmite de demanda total del volumen ARENH que EDF estaba obligada a ofrecer. Este l\u00edmite est\u00e1 fijado en 100 TWh, la cuarta parte de la producci\u00f3n nuclear de EDF. En el 2019 y 2020 se sobrepaso por primera vez el l\u00edmite de los 100 TWh. En 2020, 81 comercializadoras solicitaron conjuntamente 146 TWh de volumen ARENH para el a\u00f1o 2021. C\u00f3mo consecuencia, RTE tuvo que aplicar un coeficiente de reducci\u00f3n de aprovisionamiento para cada comercializadora. Estas recibieron en 2020 \u00fanicamente el 68% del volumen que hab\u00edan solicitado. As\u00ed mismo, en 2019, el volumen ARENH solicitado fue de 133 TWh y las comercializadoras recibieron el 75,2% de su volumen solicitado.<\/p>\n
Esta reconfiguraci\u00f3n del volumen representa hoy el mayor riesgo para el consumidor. Genera mucha desconfianza ya que obliga al consumidor en un periodo de tiempo muy corto y particularmente cerca del plazo de entrega redefinir su estrategia de compra con una parte importante del consumo que deber\u00e1 ir al mercado mayorista en pleno mes de invierno con el riesgo de volatilidad que ello conlleva.<\/p>\n
\u00a0\u00bfHa cumplido el mecanismo los objetivos marcados por la Comisi\u00f3n Europea y el gobierno franc\u00e9s?<\/h2>\n
De forma generalizada, el hecho de alcanzar el l\u00edmite ARENH no parece perturbar el desarrollo en el segmento de los consumidores residenciales, como lo muestra el aumento regular de la participaci\u00f3n en el mercado de las comercializadoras alternativas: 15,5% a finales de 2017, 19,5% a finales de 2018 y 23,4% a finales de 2019.<\/p>\n
De la misma manera, para los consumidores no residenciales, la participaci\u00f3n de las comercializadoras alternativas en el mercado ha ido en aumento en 2019 pese a alcanzar el limite ARENH. La participaci\u00f3n de estas comercializadoras en el sector fue de 39% en 2017, 43% en 2018 y 46% en 2019.<\/p>\n
Sin embargo, el alcance del l\u00edmite ARENH s\u00ed ha tenido un impacto negativo en el desarrollo de las ofertas a precio fijo en 2019 para los medianos y grandes sites de consumo. Para la contrataci\u00f3n del suministro de electricidad a futuros de un cliente se necesita anticipar el coste de aprovisionamiento de energ\u00eda y capacidad sobre el periodo contratado. El hecho de alcanzar el limite ARENH introduce un riesgo suplementario para las comercializadoras que les es imposible saber con precisi\u00f3n que parte del consumo del cliente podr\u00e1 ser cubierto por el precio ARENH para la duraci\u00f3n de un contrato que exceda un a\u00f1o.<\/p>\n
De forma totalmente paradoxal, cuanto m\u00e1s crece el volumen de actividad de los proveedores alternativos por encima del l\u00edmite m\u00e1ximo de los 100 TWh, m\u00e1s aumenta coyunturalmente el coste del suministro para todos los consumidores franceses. Tras alcanzar el l\u00edmite ARENH en 2018 y 20219, se constat\u00f3 en Diciembre un sobrecoste respecto a Noviembre de 3,3 \u20ac\/MWh y 1,4 \u20ac\/MWh respectivamente en el suministro de energ\u00eda de las TRVE (tarifas reglamentarias de venta de electricidad). De la misma manera, estos aumentos fueron observados en mayor o menor medida para todos los clientes quienes su comercializadora adopt\u00f3 la estrategia (sin riesgo para ellas) que consiste en ir al mercado mayorista una vez se conocen los resultados de la cantidad de volumen sin acceso a ARENH. Si estos vol\u00famenes no estuviesen sometidos a un l\u00edmite, los consumidores no depender\u00edan de la volatilidad de los precios constatados a finales de a\u00f1o.<\/p>\n
En vistas del desarrollo de la competencia en el mercado de la electricidad en Francia, la situaci\u00f3n de alcance del l\u00edmite ARENH est\u00e1 llamado a reproducirse.<\/p>\n
Todo esto es indicativo de las disfunciones profundas en el sistema ARENH, porque contradicen los objetivos de la Ley NOME, que pretende \u2018la libertad de elecci\u00f3n del proveedor de electricidad, garantizando al mismo tiempo [\u2026] que todos los consumidores se beneficien de la competitividad del parque de centrales nucleares franc\u00e9s<\/em>\u2019.<\/p>\nDesde entonces, \u00bfQu\u00e9 propuestas se han sucedido para modificar el mecanismo ARENH?<\/h2>\n
El a\u00f1o 2025 se acerca y muchas son las autoridades que plantean reformar el mecanismo ARENH.<\/p>\n
Una de las propuestas de correcci\u00f3n m\u00e1s sonadas es la de la ampliaci\u00f3n del l\u00edmite ARENH hasta los 150 TWh. Sin embargo, la CRE ha estimado que aun as\u00ed el volumen podr\u00eda ser alcanzado r\u00e1pidamente teniendo en cuenta que en 2020 se alcanz\u00f3 los 147 TWh. No obstante, permitir\u00eda limitar sustancialmente las consecuencias del coeficiente corrector de reducci\u00f3n del aprovisionamiento ARENH y los consumidores serian los primeros en beneficiarse. Por otro lado, este aumento del limite ARENH llevar\u00eda seguramente a una revalorizaci\u00f3n por parte de EDF del precio ARENH que aumentar\u00eda.<\/p>\n
Otra de las propuestas es la revisi\u00f3n al alza del precio ARENH por encima de los 42\u20ac\/MWh. Cuando se cre\u00f3 el ARENH, algunos reclamaban el precio de 49,5 \u20ac\/MWh mientras algunas comercializadoras alternativas ped\u00edan un precio de 35 \u20ac\/MWh. Al final, Jean-Fran\u00e7ois Carenco presidente de la CRE fue tajante y dijo: \u2018Porque 42\u20ac\/MWh? Porque no 43 \u20ac\/MWh\u2019.<\/p>\n
El CEO de EDF, Jean-Bernard L\u00e9vy describi\u00f3 en 2019 el mecanismo ARENH como un verdadero peligro y el mayor h\u00e1ndicap de EDF. Para ellos, el mecanismo supone una opci\u00f3n para su desventaja. Es decir, si el precio del mercado excede el precio ARENH entonces todo el mundo quiere ARENH y EDF va a vender su producto a precio ARENH. Sin embargo, si el precio del mercado esta por debajo del precio ARENH (fue el caso entre 2015 y 2017) entonces nadie pide ARENH y EDF tiene que vender su producci\u00f3n en el mercado a un precio inferior al ARENH. Seg\u00fan ellos, tienen la opci\u00f3n entre perder o perder. Este hecho limita a EDF considerar financiar nuevos reactores y mantener los ya existentes.<\/p>\n
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Imagen 2: Comparativa precio ARENH con evoluci\u00f3n mercado SPOT.<\/em><\/p>\n <\/p>\n
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Imagen 3: Comparativa precio ARENH con evoluci\u00f3n productos calendar.<\/em><\/p>\n <\/p>\n
En 2020, en plena pandemia de la Covid-19 con la ca\u00edda en picado de los precios del mercado mayorista se intensificaron los debates y las cr\u00edticas al mecanismo ARENH alcanzando su paroxismo. Por primera vez, algunas comercializadoras quisieron renunciar al ARENH despu\u00e9s de haber hecho el pedido. Total Direct Energie, Alpiq y Gazel jugaron la carta de \u2018clausula de fuerza mayor\u2019. EDF primero refut\u00f3 tal petici\u00f3n, pero m\u00e1s tarde se vio obligado por el Tribunal de Comercio de Paris a suspender los contratos con algunas comercializadoras.<\/p>\n
Otra de las propuestas que plante\u00f3 Gobierno y CRE fue la introducci\u00f3n de un precio \u2018corredor\u2019 con un precio que oscilaba entre los 42 y 48 \u20ac\/MWh. Sin embargo, por el momento parece que la discusi\u00f3n del precio ARENH est\u00e1 por encima de estos precios con la CRE recomendando 48 \u20ac\/MWh y EDF 53\u20ac\/MWh. Las negociaciones est\u00e1n siendo muy duras y se expande la corriente popular de que el pr\u00f3ximo cambio se producir\u00e1 con las pr\u00f3ximas elecciones presidenciales de 2022.<\/p>\n
\u00bfQu\u00e9 lugar tiene este mecanismo en el proceso de transici\u00f3n?<\/h2>\n
Si se admite que la energ\u00eda nuclear es una parte fundamental para la transici\u00f3n energ\u00e9tica, este retraso en tomar la decisi\u00f3n de reformar el mecanismo ARENH est\u00e1 afectando de manera directa a los planes de la transici\u00f3n energ\u00e9tica en Francia dada la inestabilidad financiera que planea sobre los planes de financiar nuevos reactores y mantener los ya existentes.<\/p>\n
La renegociaci\u00f3n de este mecanismo complejo necesita no s\u00f3lo la aprobaci\u00f3n de Paris, sino tambi\u00e9n el aval de Bruselas. Bajo est\u00e1 l\u00f3gica, son ya numerosos esfuerzos y tensos debates que tienen lugar entre Francia y la comisi\u00f3n Europea.<\/p>\n
EDF prepara el proyecto \u2018Hercule\u2019 con la voluntad de obtener una mejor remuneraci\u00f3n de la electricidad producida por las centrales nucleares francesas. Actualmente EDF est\u00e1 muy endeudada y tiene que invertir mucho para prolongar la vida de su parque nuclear y al mismo tiempo desarrollarse en las energ\u00edas renovables para ponerse al d\u00eda con los dem\u00e1s competidores. \u2018Hercule\u2019 se traducir\u00eda en una escisi\u00f3n del grupo en tres entidades: una empresa p\u00fablica (EDF azul) que se encargar\u00eda de las centrales nucleares y de la red de transporte. Otra (EDF verde) que reunir\u00eda las actividades comerciales, la distribuci\u00f3n de electricidad y las energ\u00edas renovables. Cotizar\u00eda en Bolsa permitiendo atraer los inversores para desarrollar la e\u00f3lica y solar. Una tercera entidad p\u00fablica (EDF turquesa) podr\u00eda encargarse de las presas hidr\u00e1ulicas. A d\u00eda de hoy, las negociaciones con la comisi\u00f3n europea siguen su curso para definir el esquema de dicha escisi\u00f3n.<\/p>\n
Por lo tanto, la cuesti\u00f3n del mecanismo ARENH no es meramente econ\u00f3mica, es pol\u00edtica y el futuro de la transici\u00f3n energ\u00e9tica en Francia.<\/p>\n
<\/p>\n
Juan Carlos Roman\u00ed\u00a0<\/b>| Energy Consultant<\/a><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"El acceso regulado a la energ\u00eda nuclear hist\u00f3rica (ARENH) permite […]<\/p>\n","protected":false},"author":3,"featured_media":26263,"comment_status":"closed","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"inline_featured_image":false,"footnotes":""},"categories":[53,113,19,52,54,135],"tags":[],"class_list":["post-16316","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-destacado","category-electricidad","category-energia","category-energy-policies-es","category-m-blog-es","category-macroeconomia"],"yoast_head":"\n
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