La mayor exportación a Francia dispara la generación de electricidad con gas en España
La electricidad se encarece en España a causa del ‘parón’ nuclear francés
Central de ciclo combinado. | Planet Pix (Zuma Press).
Francia tiene muchos de sus reactores nucleares parados y eso provoca que se encarezca el precio de la electricidad en España. El descenso de producción nuclear francesa hace que aumente la exportación al país galo y que se dispare la generación de los ciclos combinados de gas en España, que encarecen el precio de la electricidad en el mercado mayorista.
De hecho, desde el Grupo Ase advierten de que la invasión de Rusia a Ucrania está «eclipsando» uno de los factores clave en la escalada de los precios energéticos en Europa, como es la bajada de la generación eléctrica de Francia. El parque nuclear francés ha recortado su objetivo de producción para este año a entre 280 y 300 teravatios hora (TWh), lo que supondrá un 25% menos sobre su promedio de los últimos cinco años.
«Ese déficit de generación lo está cubriendo con importaciones y recurriendo a la generación de sus ciclos combinados de gas, que suben el precio de su electricidad. Y, por contagio, los precios españoles, ya que, al situarse por debajo, los flujos de interconexión se han revertido y ahora es España quien exporta al país galo», señalan desde la asesoría energética.
Según datos de la compañía, si en mayo de 2021 el saldo del sistema eléctrico español fue importador en 1.189 TWh, en mayo de este año ha sido exportador en 968 TWh. «Han cambiando las tornas», señala a THE OBJECTIVE Rubén Hernández, analista del Grupo ASE.
Aumenta la huella de carbono
Hernández explica que para «equilibrar esa brecha de 2.157 TWh», la generación en España se ha incrementado un 6% y se ha basado en la producción de los ciclos combinados de gas. «Esto también va en contra de los objetivos climáticos de la Unión Europea porque aumentará la huella de carbono», destaca.
«Nuestra producción renovable se ha reducido en un 11,3% (4.376 TWh) hasta mayo por la escasa aportación hidráulica. Y esto, junto al descenso de la nuclear (por la parada programada de dos centrales) explica que los ciclos combinados de gas acumulen un crecimiento del 86% en lo que llevamos de año», explica Hernández.
En este sentido, desde el Grupo ASE indican que el hueco térmico se ha incrementado hasta el 21,7% de la demanda, mientras que el año pasado era del 11,1%. «En el contexto actual, el aumento de la generación de electricidad con gas implica una subida de los precios de electricidad, aunque menor de la que se está produciendo en Europa porque el precio del gas en España es menos caro que en Europa», argumentan desde la compañía.
Señalar que el hueco térmico es el porcentaje de la demanda eléctrica que queda sin cubrir por parte de las energías renovables y las centrales nucleares y que, por tanto, se satisface por las plantas térmicas convencionales: carbón y ciclos combinados. Por otro lado, la empresa recalca que, desde que la Comisión Europea (CE) anunciara que España y Portugal podrían aplicar un tope al precio del gas que se usa para generación eléctrica, los precios de los mercados de futuros se han estabilizado en el territorio nacional, mientras en el resto de Europa siguen su tendencia al alza.
En concreto, en España cotiza en 150 euros el megavatio hora (MWh) para el segundo semestre, mientras que en Alemania lo hace en 235 euros/MWh y en Francia supera los 350euros/MWh. Los analistas de Grupo ASE ya avisaron el mes pasado de que se observaba divergencia entre los precios de los mercados de gas europeos tras la invasión rusa.
En países como España o Reino Unido, con una elevada capacidad de importación de gas natural licuado (GNL), los precios de sus mercados de gas se están situando «muy por debajo» del TTF holandés, de referencia en Europa. Si en abril el precio de gas español registraba una prima de descuento de más de 12 euros/MWh sobre el TTF, en mayo superó los 13 euros/MWh.
El Gobierno podría recibir este viernes el aprobado definitivo de Bruselas al tope al gas, según explican fuentes del sector a este diario. No obstante, prefieren mantenerse cautas ante los diferentes vaivenes que ha tenido el mecanismo. España y Portugal acordaron con la Comisión Europea establecer un tope al precio del gas que se usa para la generación eléctrica el 26 de abril y después de un mes sigue sin activarse.
La intención del Ejecutivo español era llevar el mecanismo al Consejo de Ministros del 3 de mayo, pero Bruselas sorprendía replicando a los países ibéricos que todavía no había adoptado ninguna decisión formal sobre la propuesta, sino que solamente había emitido una valoración preliminar del borrador que había recibido por parte de los dos gobiernos.
En este sentido, ha aprobado en un Real Decreto-ley el límite al precio del gas sin tener el visto bueno definitivo de la Comisión y no se podrá aplicar hasta que se produzca la decisión formal de Bruselas y se publique una orden ministerial de Transición Ecológica.
El tope al gas durará unos 12 meses —no puede extenderse más de mayo de 2023— y establece un precio de referencia del gas de 40 euros/MWh durante seis meses, que se incrementa en cinco euros/MWh al mes a partir de entonces, terminando en 70 euros/MWh para que haya una convergencia a la normalidad, frente al actual precio de referencia en el mercado de más de 100 euros/MWh —como en el caso del TTF holandés—.
Plan francés. El presidente de Francia, Emmanuel Macron, anunció en octubre del año pasado una inversión de 30.000 millones de euros, dentro de su plan ‘France 2030’, para reindustrializar el país a través de la transición ecológica y digital. En concreto, figura una inversión de 1.000 millones de euros para la construcción de pequeños reactores nucleares.
