Como ya se comentaba en un artículo especial de AleaSoft sobre el mercado eléctrico alemán, Alemania y Francia son los dos principales mercados de electricidad del centro de Europa. Ambos son grandes mercados con mucha producción que exportan electricidad a todos los países de su alrededor, y con ello, marcan normalmente los precios más bajos de los mercados del centro-oeste del continente. Pero, como ya habíamos comentado, Alemania y Francia tienen un mix energético muy distinto. Mientras Alemania tiene mucha producción renovable y cubre su hueco térmico principalmente con carbón, Francia produce tres cuartas partes de su electricidad a partir de la energía nuclear.
El precio del mercado mayorista de electricidad francés EPEX SPOT en los últimos años ha seguido la tendencia del resto de mercados europeos. Durante 2018, el precio promedio del mercado fue de 50,20 €/MWh, con una subida del 12% respecto a 2017, y un aumento acumulado del 37% desde 2016. Según AleaSoft, la tendencia al alza del precio en el mercado francés comparte las causas con el resto de mercados europeos, básicamente el encarecimiento de la generación térmica por el aumento del precio de gas y carbón y de los derechos de emisiones de CO2. Desde 2016, el precio de los derechos de emisiones de CO2 EUA se ha multiplicado por cinco, y entre 2017 y 2018 el precio del carbón API 2 se ha incrementado un 10% y el del gas TTF, un 32%.
El precio del mercado de electricidad en Francia se ha caracterizado por sufrir varias crisis nucleares en los últimos inviernos que han puesto en riesgo la seguridad de suministro y han disparado los precios en el mercado eléctrico. Problemas de seguridad en gran parte de los reactores franceses han llegado a tener parado la mitad del parque nuclear coincidiendo con olas de frío y picos de demanda de electricidad. La crisis más grave fue, seguramente, la de enero de 2017 cuando se temió por la estabilidad del sistema y se contempló el riesgo de apagones. Los precios horarios llegaron a superar los 200 €/MWh en el mercado francés y arrastraron a media Europa con él. En el mercado ibérico MIBEL los precios superaron los 100 €/MWh, unos valores poco comunes en este mercado.
Pero los precios máximos históricos del mercado eléctrico francés han sido mucho más severos. Durante el 19 de octubre de 2009, el precio alcanzó el límite del mercado, los 3000 €/MWh, durante varias horas. En el extremo opuesto, el 16 de junio de 2013, durante tres horas seguidas, el precio registrado fue de ‑200 €/MWh. Francia ha sido tradicionalmente el mercado más volátil de Europa. Según AleaSoft, la causa es que la gran producción nuclear deja un hueco térmico muy pequeño donde pequeñas variaciones en su composición puede traer grandes fluctuaciones en el precio marginal. El hueco térmico en Francia es de media inferior al 10% de la producción total, mientras que en otros países como en España se sitúa alrededor del 30%, o del 50% en Alemania.
Como se ha comentado anteriormente Francia es un gran exportador de electricidad. En 2018 el balance de los intercambios internacionales de Francia fue exportador con todos sus mercados vecinos. El país galo exportó 68 408 GWh e importó 8529 GWh, o sea, un balance neto de 59 878 GWh exportados. El mercado con el que más electricidad intercambió tanto en sentido importador como exportador fue con el mercado español con 2984 GWh importados y 14 963 GWh exportados, y un balance de casi 12 000 GWh exportados hacia la Península Ibérica.
Estos números sitúan a Francia como el segundo exportador de electricidad en Europa occidental en 2018 justo por detrás, y muy cerca, de Alemania. En cualquier caso, sí que se puede considerar el mercado francés como el de mayor balance exportador de esta parte del continente el año pasado.
El mix de producción francés es muy peculiar y único en el mundo por generar tres cuartas partes de su producción de electricidad con energía nuclear y cubrir con ello más del 80% de su demanda. La generación nuclear en Francia es más flexible que en muchos otros países como España y le permite hacer seguimiento de carga durante el día. Desde 2016, la generación nuclear tiene una cuota cercana al 74% del mix, pero hasta 2015 los valores habían sido notablemente más altos, alrededor del 80% del total de la producción nacional. Este descenso en la cuota de la nuclear ha sido cubierto por los ciclos combinados de gas que han ganado protagonismo en los últimos años y en 2018 representaron el 5,6% de toda la producción de electricidad.
El resto del mix de producción se completa con la producción hidroeléctrica, con algo más del 10%, eólica, que en 2018 llegó al 5,0% y una incipiente producción solar que no llega al 2%. La producción con los otros combustibles fósiles, carbón y fuel-oil, se ha ido reduciendo considerablemente en los últimos años, a medida que aumentaba la producción renovable eólica y solar y la producción con gas. En 2018 la producción con carbón tuvo una cuota del 1,1% y la producción con fuel-oil, del 0,4%.
La demanda de electricidad en 2018 cayó un 1,2% y sigue una clara tendencia a la baja durante la última década. Desde el máximo registrado en 2010 de 509 TWh, la demanda ha retrocedido ya un 7,5%.
El parque de generación de electricidad está dominado por los 58 reactores nucleares que suman 63 130 MW, el 48% de la potencia instalada en el territorio francés. A la potencia nuclear la sigue la hidroeléctrica con el 17%, la eólica con el 10%, las centrales de gas con el 9,1% y en quinto lugar la solar con el 6,3% del total de la capacidad. En conjunto, la potencia renovable en Francia representa el 37% del total, y la potencia con tecnologías de bajas o nulas emisiones de CO2 alcanza el 85%.
Precisamente el hecho de tener mucha nuclear y un mix eléctrico con muy bajas emisiones de CO2 es seguramente uno de los factores que han hecho que en Francia no haya habido una revolución renovable como en la mayoría de los países de su entorno. Al contrario que en España o en Alemania, en Francia no se habla de apagón nuclear. Y es que un apagón nuclear en Francia es algo impensable e imposible en el medio y largo plazo.
El reto al que se enfrenta la transición energética francesa es enorme. Sustituir una producción de carga base, como es la nuclear, con producción renovable, que es intermitente, es complicado si no se quiere que las emisiones de CO2 y otros gases de efecto invernadero aumenten por el aumento necesario de la producción térmica de respaldo. Los planes del gobierno francés pasan por reducir la participación de la nuclear en el mix hasta una cuota del 50% en 2035, lo que supondría cerrar 14 de los 58 reactores actuales, pero con la entrada en funcionamiento de un nuevo reactor en la central de Flamanville.
Mientras, la producción renovable debe aumentar del 20% actual al 40% en 2030. Para lograr estos objetivos está previsto aumentar la potencia hidroeléctrica pero principalmente la eólica, tanto terrestre como marítima, y la solar. Pero, según AleaSoft, el aumento de la eficiencia energética y la reducción de la demanda van a ser indispensables para el éxito de la transición energética francesa.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
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