Por el equipo editorial de EnergyProMag.com
Mientras las empresas y los intermediarios energéticos ultiman sus presupuestos para 2026, una pregunta domina los pensamientos: ¿cómo serán los precios de la electricidad del próximo invierno? Tras varios años de volatilidad extrema, el mercado europeo de la energía entra en una nueva era, marcada por tensiones estructurales y nuevas regulaciones. El invierno 2025-2026 se anuncia como una prueba de resistencia para el sistema eléctrico francés y europeo. Entre el mantenimiento del parque nuclear, la dinámica de la demanda posterior a la recuperación y el fin del ARENH, los factores de incertidumbre son numerosos. Este artículo propone un análisis en profundidad de las fuerzas en juego y presenta tres escenarios cuantificados para permitir a las pymes y a los profesionales de la energía anticipar los riesgos y activar las estrategias adecuadas.
Tabla de contenido
Por qué el invierno 2025-2026 se anuncia bajo tensión en el mercado eléctrico
El mercado de la electricidad se encuentra en una encrucijada. Varios factores macroeconómicos, industriales y regulatorios convergen para crear un entorno potencialmente explosivo para el invierno 2025-2026. Comprender estas dinámicas es el primer paso para construir una estrategia de compra de energía resiliente.
Una demanda en fuerte aumento: frío, recuperación industrial y electrificación
El primer factor de tensión es la demanda. Las previsiones de RTE (Réseau de Transport d’Électricité) y de la AIE (Agencia Internacional de la Energía) son unánimes: el consumo de electricidad debería experimentar un crecimiento del 4 al 6 % respecto al invierno de 2024. Este aumento está impulsado por tres motores principales: la recuperación industrial que se confirma, la electrificación creciente de los usos (especialmente los vehículos eléctricos y las bombas de calor) y las previsiones de un invierno potencialmente más riguroso que los anteriores. Esta demanda acrecentada ejercerá una presión directa sobre una red ya muy solicitada.
El ciclo estacional de la demanda de electricidad y de gas natural muestra picos marcados en invierno.
Producción francesa en recomposición
Del lado de la oferta, la situación es igualmente compleja. La producción nuclear francesa, pilar de nuestro abastecimiento, se encuentra en plena fase de mantenimiento programado. EDF ha anunciado la parada temporal de varios reactores para controles y trabajos de modernización, esenciales para la prolongación de su vida útil. Paralelamente, la producción hidráulica, que ya había sufrido la sequía de 2025, podría verse de nuevo limitada. Esta configuración hace a Francia más dependiente de las importaciones de electricidad desde Alemania y España, a precios a menudo más elevados.
Fin del ARENH e implantación del «Pago Nuclear Universal (VNU)»
El 31 de diciembre de 2025 marcará el fin del Acceso Regulado a la Electricidad Nuclear Histórica (ARENH), un mecanismo que ha permitido durante años a los suministradores alternativos comprar electricidad a EDF a un precio fijo. Desde 2026, un nuevo dispositivo, el «Pago Nuclear Universal» (VNU), tomará el relevo. Sin embargo, los contornos de este mecanismo y, sobre todo, el precio de referencia de la electricidad nuclear que se derive de él son aún objeto de vivas discusiones. Esta incertidumbre regulatoria importante complica la elaboración de las ofertas por parte de los suministradores y la visibilidad para las empresas y los intermediarios.
La infraestructura de la red eléctrica debe gestionar una demanda creciente y flujos complejos.
Los 3 escenarios de precios para el invierno 2025-2026
Ante estas incertidumbres, es posible modelizar tres grandes escenarios para el precio de la electricidad en el mercado mayorista (EPEX Spot) durante los meses críticos del invierno 2025-2026. Cada escenario, asociado a una probabilidad, debe guiar una estrategia de compra de energía específica.
Visualización de los tres escenarios de precios con sus probabilidades e impactos sobre las pymes.
Escenario 1: Estabilización controlada (Probabilidad: 50 %)
Este escenario, el más optimista, se basa en la alineación de varios factores favorables: un invierno suave, un reinicio completo y sin contratiempos del parque nuclear francés tras el mantenimiento, y unos niveles de almacenamiento de gas elevados en Europa. En estas condiciones, el mercado permanecería tenso pero sin picos extremos.
Precio medio previsto: 105-125 €/MWh.
Impacto pymes: Una subida moderada del 3 al 5 % sobre la factura anual, principalmente debida al fin del ARENH.
Estrategia recomendada: Optar por un contrato mixto (por ejemplo, 50 % a precio fijo para asegurar un volumen de base y 50 % a precio indexado para aprovechar posibles bajadas) puede ser un enfoque equilibrado.
💡 Ejemplo de impacto para una pyme industrial:
Para una pyme que consume 800 MWh/año, una subida del 5 % de su factura (pasando de 160 000 € a 168 000 €) representa un sobrecoste anual de 8000 €, es decir, cerca de 700 € mensuales que integrar en el presupuesto previsional.
Escenario 2: Fuerte subida bajo tensión (Probabilidad: 35 %)
Este escenario intermedio, y desgraciadamente realista, apuesta por un invierno riguroso, un precio del gas que repunta al alza en el mercado TTF debido a tensiones geopolíticas, y los primeros efectos del mercado de carbono ETS2 que empiezan a hacerse sentir sobre los costes de producción de las centrales de gas.
Precio previsto: 150-180 €/MWh.
Impacto pymes: Un aumento significativo del 10 al 20 % sobre la factura total, capaz de erosionar seriamente los márgenes.
Estrategia recomendada: La renegociación del contrato de energía se convierte en una urgencia. Se aconseja asegurar un precio fijo sobre 12 a 24 meses desde el mes de noviembre de 2025 para protegerse contra la volatilidad esperada. El inmovilismo sería aquí un error costoso.
➡️ Simule su escenario personalizado con nuestra herramienta «Previsión precio energía 2026» para evaluar el impacto preciso de tal subida sobre su empresa.
Escenario 3: Volatilidad extrema y crisis de abastecimiento (Probabilidad: 15 %)
Es el escenario del peor caso, una repetición de la crisis de 2022. Estaría desencadenado por una combinación de factores agravantes: un invierno muy frío y largo, averías imprevistas en el parque nuclear, una nueva crisis geopolítica importante (Oriente Medio, Ucrania) que impacte las entregas de GNL, y una tensión generalizada sobre las interconexiones europeas.
Precio previsto: 200-250 €/MWh de media, con picos que pueden superar los 400 €/MWh.
Impacto pymes: Una explosión de los costes del +25 % o más, poniendo en peligro la viabilidad de numerosas empresas con alto consumo energético. El riesgo de cortes programados sobre los emplazamientos industriales para preservar la red se convertiría en una realidad.
Estrategia recomendada: Las estrategias clásicas ya no bastan. Hay que activar palancas de crisis: plantearse una compra agrupada a través de una asociación profesional para mutualizar los riesgos, firmar un contrato de compra directa a largo plazo (PPA) con un productor renovable local, o implantar planes de reducción drástica del consumo durante las horas punta.
Cuadro: Síntesis de los 3 escenarios de precios
| Escenario | Probabilidad | Precio medio (€/MWh) | Horquilla | Impacto pymes | Factores clave | Estrategia recomendada |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1. Estabilización controlada | 50% | 115 €/MWh | 105–125 €/MWh | +3–5% | Invierno suave, nuclear OK, reservas de gas elevadas | Contrato mixto (50% fijo / 50% indexado) |
| 2. Fuerte subida bajo tensión | 35% | 165 €/MWh | 150–180 €/MWh | +10–20% | Invierno riguroso, gas caro, ETS2 | Asegurar precio fijo 12–24 meses desde noviembre |
| 3. Volatilidad extrema | 15% | 225 €/MWh | 200–250 €/MWh (picos >400) | +25%+ | Crisis geopolítica, averías, cortes | Compra agrupada, PPA local, reducción de consumo |
Cómo anticipar la subida: 5 palancas que activar desde ahora
Cualquiera que sea el escenario que se realice, la anticipación es la clave. Varias acciones pueden y deben implantarse desde hoy para reforzar la resiliencia de su empresa ante la volatilidad de los precios de la energía.
1. Verifique la fecha de renovación de su contrato
Es el punto de partida. Un contrato que llega a su vencimiento en pleno pico invernal sin haber sido renegociado le expone a ser «retomado por defecto» por su suministrador a una tarifa de urgencia, a menudo prohibitiva. Lo ideal es comenzar los trámites de renegociación 3 a 6 meses antes del vencimiento para tener tiempo de comparar las ofertas y elegir el buen momento para firmar.
2. Compare las ofertas indexadas frente a las fijas
La elección entre un precio fijo y un precio indexado es más estratégica que nunca. Un contrato a precio fijo ofrece una protección total contra las subidas, pero puede privarle de posibles bajadas. Un contrato indexado sobre el mercado spot le expone a la volatilidad, pero puede ser ventajoso si el escenario de estabilización se confirma. Las ofertas mixtas o con cláusulas de suelo y techo pueden ofrecer un buen compromiso.
Análisis comparativo de las diferentes estrategias de contratos de electricidad según los escenarios de mercado.
3. Mida el impacto real sobre su margen
Es crucial traducir la subida de los precios de la energía en impacto concreto sobre su rentabilidad. Por ejemplo, para una pyme donde la energía representa el 10 % de los costes, una subida del 20 % de la factura eléctrica puede amputar el margen neto en varios puntos. Utilizar una calculadora para simular este impacto le ayudará a justificar las inversiones en eficiencia energética o el recurso a un intermediario.
4. Active los dispositivos de ayuda
Existen varios mecanismos de apoyo para las empresas. Aunque el escudo tarifario se ha reducido ampliamente, algunas microempresas pueden seguir siendo elegibles. Sobre todo, los Certificados de Ahorro Energético (CEE) y las subvenciones regionales para la eficiencia energética siguen siendo palancas poderosas para financiar proyectos de reducción del consumo.
5. Instale un control inteligente de su consumo
La mejor energía es la que no se consume. Implantar herramientas de control (subcontadores, IoT, programas informáticos de gestión de la energía) permite identificar los despilfarros y optimizar los procesos. Un caso concreto en una fábrica agroalimentaria ha mostrado que tal sistema, combinado con acciones específicas, ha permitido reducir el consumo global en un 12 % en menos de un año.
Cuadro: Calendario de acción para anticipar la subida
| Acción | ¿Cuándo? | Duración | Coste estimado | ROI / Beneficio | Dificultad |
|---|---|---|---|---|---|
| Auditoría de su contrato actual | Inmediato | 1–2 días | Gratuito (vía intermediario) | Visibilidad sobre vencimiento y riesgos | ⭐ Fácil |
| Simulación de los 3 escenarios sobre su factura | Septiembre–Octubre 2025 | 1 día | Gratuito (herramienta en línea) | Anticipación presupuestaria precisa | ⭐ Fácil |
| Lanzamiento de la renegociación | 3–6 meses antes del vencimiento | 2–4 semanas | Gratuito (intermediario remunerado por suministrador) | Ahorro 5–15% vs tarifa por defecto | ⭐⭐ Medio |
| Implantación subcontadores / IoT | Antes de noviembre 2025 | 1–3 meses | 3 000–15 000 € | Reducción consumo 8–12%, ROI 18–36 meses | ⭐⭐⭐ Difícil |
| Solicitud de subvenciones CEE | Desde proyecto identificado | 2–6 meses | Tiempo interno o consultor | Financiación 20–40% de las obras | ⭐⭐⭐ Difícil |
| Firma contrato optimizado | Noviembre 2025 (antes del pico) | 1 semana | Incluido en intermediación | Aseguramiento precio antes de subida | ⭐⭐ Medio |
El papel del intermediario: su escudo antivolatilidad
En este mercado complejo e incierto, el intermediario energético ya no es un simple mediador, sino un socio estratégico. Su papel es ayudarle a navegar la volatilidad y transformar las limitaciones del mercado en oportunidades.
Negociar las condiciones antes de la subida: Gracias a su acceso a los precios mayoristas y a su visión del mercado, el intermediario puede identificar las ventanas de oportunidad óptimas para comprar la energía y negociar condiciones contractuales más favorables.
Mutualizar mediante agrupaciones de compra: Para las pymes, agruparse permite alcanzar un volumen de consumo más importante y, por tanto, acceder a condiciones tarifarias normalmente reservadas a las grandes cuentas. Un ahorro medio del 8 al 15 % se constata a menudo respecto a un contrato individual.
Asesorar sobre las ayudas, CEE y fiscalidad: Un buen intermediario ofrece un servicio completo que incluye la vigilancia regulatoria, el montaje de expedientes de subvenciones (CEE, fondos regionales) y la optimización de la fiscalidad energética (impuestos especiales sobre la energía), una ganancia de tiempo y una seguridad preciosas para el directivo.
La red eléctrica interconectada está en el corazón de la gestión del aprovisionamiento energético.
Cuadro: Comparación de los tipos de contratos de electricidad
| Tipo de contrato | Principio | Ventajas | Inconvenientes | ¿Para quién? | Coste medio estimado 2026 |
|---|---|---|---|---|---|
| Precio Fijo | Precio del kWh garantizado sobre toda la duración | ✅ Protección total contra subidas✅ Visibilidad presupuestaria✅ Tranquilidad | ❌ Sin beneficio si baja❌ Prima de riesgo incluida | Pymes aversas al riesgo, presupuestos ajustados | 120–130 €/MWh |
| Precio Indexado | Precio sigue el mercado spot (EPEX) | ✅ Se aprovecha de las bajadas✅ Transparencia✅ Sin prima de riesgo | ❌ Exposición total a la volatilidad❌ Riesgo de picos | Grandes empresas con tesorería sólida | 110–180 €/MWh (volátil) |
| Precio Mixto | Combinación fijo + indexado | ✅ Equilibrio protección/flexibilidad✅ Alisamiento de riesgos | ❌ Complejidad de gestión❌ Compromiso sobre ambos ejes | Pymes/empresas medianas que buscan equilibrio | 115–155 €/MWh |
| Contrato PPA | Compra directa a productor renovable | ✅ Precio estable a largo plazo✅ Descarbonización✅ Imagen RSC | ❌ Compromiso largo (10–20 años)❌ Complejidad jurídica | Grandes emplazamientos industriales, comprometidos con la RSC | 90–110 €/MWh (largo plazo) |
Enfoque internacional: las señales europeas que vigilar
El precio de la electricidad en Francia no se decide de forma aislada. Está íntimamente ligado a las dinámicas de los mercados europeos de la energía. Tres señales débiles son particularmente importantes de vigilar para el invierno 2025-2026.
Vínculo con el mercado del gas (TTF / PEG): La correlación entre el precio del gas y el de la electricidad alcanzó más del 90 % durante la crisis de 2022. El nivel de las reservas de gas europeas en el otoño de 2025 y las tensiones sobre el abastecimiento de GNL serán indicadores avanzados cruciales.
Mercado de carbono ETS y Pacto Verde: La nueva fase del mercado de carbono (ETS2) y el Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM) van a encarecer progresivamente el coste de producción de electricidad a partir de energías fósiles, creando un efecto rebote sobre los precios de mercado.
Interconexiones Francia-España / Alemania: Francia ha sido exportadora neta de electricidad durante una gran parte de 2025. Una fuerte demanda de los países vecinos en caso de ola de frío podría crear tensiones sobre nuestro propio equilibrio oferta-demanda y empujar los precios al alza.
Cuadro: Factores de influencia sobre los precios de la electricidad invierno 2025-2026
| Factor | Impacto sobre precio | Nivel de riesgo | Indicador a vigilar | Fuente de datos |
|---|---|---|---|---|
| Disponibilidad parque nuclear francés | ⬆️⬆️⬆️ Muy fuerte | 🟠 Medio | Tasa de disponibilidad EDF (%) | RTE, EDF |
| Rigor del invierno (temperaturas) | ⬆️⬆️⬆️ Muy fuerte | 🔴 Elevado | Previsiones meteorológicas a largo plazo, grados-día | Météo France, ECMWF |
| Precio del gas natural (TTF) | ⬆️⬆️ Fuerte | 🔴 Elevado | Precio spot TTF (€/MWh) | EPEX, ICE |
| Nivel de las reservas de gas UE | ⬆️⬆️ Fuerte | 🟠 Medio | Tasa de llenado (%) | GIE (Gas Infrastructure Europe) |
| Producción hidráulica | ⬆️ Moderado | 🟢 Bajo | Nivel de los embalses, precipitaciones | RTE, EDF Hydro |
| Interconexiones europeas | ⬆️⬆️ Fuerte | 🟠 Medio | Flujos importación/exportación (GW) | ENTSO-E, RTE |
| Cuotas carbono ETS/ETS2 | ⬆️ Moderado | 🟢 Bajo | Precio EUA (€/tCO₂) | EEX, ICE |
| Tensiones geopolíticas | ⬆️⬆️⬆️ Muy fuerte | 🔴 Elevado | Actualidad Oriente Medio, Ucrania, GNL | Prensa especializada, AIE |
Preguntas frecuentes: Precios de la electricidad invierno 2025-2026
1. ¿Cuál es el precio medio del MWh esperado para el invierno 2025-2026?
Nuestros escenarios prevén una horquilla amplia, yendo de 105-125 €/MWh (escenario estable) a más de 200 €/MWh en caso de crisis, con un escenario intermedio alrededor de 150-180 €/MWh.
2. ¿Qué evolución del precio de la electricidad para los profesionales en 2026?
Una subida es casi segura debido al fin del ARENH. La magnitud dependerá del escenario, yendo del +3-5 % a más del 25 % para las empresas más expuestas.
3. ¿Cómo anticipar una subida de electricidad?
La anticipación pasa por la auditoría de su contrato, la comparación de las ofertas (fijo vs. indexado), la simulación del impacto sobre los márgenes y la exploración de las ayudas a la eficiencia energética.
4. ¿Cuándo renegociar su contrato de energía?
Lo ideal es comenzar los trámites 3 a 6 meses antes de la fecha de vencimiento de su contrato actual para no ser tomado por sorpresa y sufrir tarifas de urgencia.
5. ¿Qué escenario es el más probable para 2026?
Estimamos una probabilidad del 50 % para un escenario de estabilización controlada, pero el riesgo de una fuerte subida (35 % de probabilidad) es muy significativo y debe prepararse.
6. ¿Qué ayudas para las pymes en caso de subida de electricidad?
Las principales palancas son los Certificados de Ahorro Energético (CEE) para financiar obras, así como las subvenciones regionales y nacionales para la descarbonización y la eficiencia energética.
7. ¿Por qué el fin del ARENH hace subir los precios?
El ARENH permitía comprar una parte de la electricidad nuclear a un precio fijo y bajo (42 €/MWh). Su fin expone a todos los suministradores y consumidores a los precios de mercado, que son estructuralmente más elevados.
8. ¿Qué diferencia hay entre un contrato a precio fijo y un contrato indexado?
Un contrato a precio fijo garantiza el mismo precio del kWh sobre toda la duración del contrato, ofreciendo una protección contra las subidas. Un contrato indexado sigue las variaciones del mercado mayorista, al alza como a la baja.
9. ¿Pueden los intermediarios garantizar un precio estable?
Un intermediario no puede garantizar un precio, pero puede ayudarle a asegurarlo en el mejor momento gracias a su experiencia del mercado y a negociar las mejores condiciones contractuales posibles.
10. ¿Cómo simular el coste de electricidad de mi empresa?
Utilice herramientas de simulación en línea o contacte con un intermediario energético que podrá realizar un análisis personalizado basado en su perfil de consumo y los escenarios de mercado.
Cuadro: Ayudas y dispositivos de apoyo para las empresas
| Dispositivo | Organismo | Elegibilidad | Importe / Tasa | Ámbito | Trámite |
|---|---|---|---|---|---|
| Certificados de Ahorro Energético (CEE) | Suministradores de energía (obligados) | Todas las empresas | 20–40% del coste del proyecto | Eficiencia energética (aislamiento, LED, motores, etc.) | Vía suministrador o intermediario CEE |
| Escudo tarifario empresas (residual) | Estado | Microempresas <10 trabajadores, facturación <2M€, potencia <36 kW | Tope subida al 15% | Factura global | Automático vía suministrador |
| Subvenciones regionales descarbonización | Regiones, ADEME | Pymes/empresas medianas con proyecto estructurante | 30–50% del proyecto | Cogeneración, solar, proceso bajo carbono | Convocatoria de proyectos regional |
| Préstamo Eco-Energía (PEE) Bpifrance | Bpifrance | Pymes/empresas medianas | Préstamo hasta 500 000 €, tipo reducido | Inversiones eficiencia energética | Expediente Bpifrance |
| Sobreamortización fiscal | Bercy (DGFiP) | Todas las empresas sujetas a impuestos | Deducción fiscal mayorada (140%) | Equipos eficiencia energética | Declaración fiscal |
Conclusión: Anticipar para proteger sus márgenes
El invierno 2025-2026 será un momento crucial para las empresas francesas. El fin del ARENH, las tensiones sobre la producción y la demanda creciente crean un cóctel de incertidumbres que necesita una preparación activa. Los tres escenarios presentados en este artículo no son simples proyecciones: son herramientas de decisión para permitirle adaptar su estrategia de compra de energía en función de su perfil de riesgo y de su capacidad de inversión. Tanto si elige la seguridad de un contrato fijo, la flexibilidad de un contrato indexado o el equilibrio de una solución mixta, lo esencial es actuar ahora. El tiempo del inmovilismo ha terminado. Las empresas que hayan anticipado, asegurado sus contratos e invertido en la eficiencia energética serán las que atraviesen este invierno con serenidad y preserven sus márgenes.
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