Fuente: El Economista
A principios de verano saltaban las alarmas. El operador del sistema eléctrico francés (RTE) informaba que debido a los daños encontrados en la línea Cantegrit- Argia-Hernani de 400 kV el 28 y 31 de marzo pasados una de las tres líneas que unen Francia y España por el País Vasco-, se había visto obligado a reducir el volumen de capacidad ofrecido en la frontera entre ambos países, tanto en importación como en exportación, «aproximadamente en un tercio de los valores habituales»hasta el final de los trabajos de mantenimiento, programados para mediados de noviembre.
El problema es que el deterioro que sufren los cables de esta línea parece que son de tal envergadura, que RTE ya ha confirmado que las capacidades transfronterizas entre Francia y España se reducirán un 10 por ciento, manteniéndose «en un 90 por ciento promedio de la capacidad histórica».
El operador francés estima que durante las obras de mantenimiento (ver gráfico adjunto), la capacidad del cable en sentido Francia-España pasará de 2,3 GW a 1,5 GW en horas pico y de 2,2 GW a 1 GW en horas de menos actividad entre los meses de abril a septiembre, lo que supondrá una reducción de la capacidad del 35% y el 55%, respectivamente. Entre octubre y el 15 de noviembre (fecha previsión finalización de las obras), la capacidad del cable pasará de 2,9 GW a 1,7 GW en horas pico y de 2,7 GW a 1,2 GW en el resto de horas, es decir, un 41% y un 56% menos, respectivamente.
Después de las tareas de mantenimiento, la capacidad del cable (también en sentido Francia-España) pasará de 2,9 GW a 2,6 GW en horas pico y de 2,7 GW a 2,4 GW en horas de menos actividad desde el 15 de noviembre a marzo de 2020, lo que supondrá una reducción de la capacidad del 10% y el 11%, respectivamente. Entre abril y septiembre de 2020, la capacidad del cable pasará de 2,3 GW a 2,1, GW en horas pico y de 2,1 GW a 2 GW en el resto de horas, es decir, un 9% de pérdida en ambas franjas horarias. En sentido España-Francia, la reducción de la capacidad será menor.
Repercusión en el mercado mayorista
Aunque el problema está físicamente en el lado de Francia, lo cierto es que esta situación está afectando más a España «porque la mayoría del tiempo somos nosotros los que más importamos», explica a elEconomista Energía Francisco Valverde, consultor energético especializado en el mercado eléctrico. Esta situación, afirma Valverde, «puede repercutir en que el precio final del mercado mayorista de electricidad (pool) en nuestro país sea entre 1 y 3 /MWh más caro, en el caso de una reducción muy importante de la capacidad de importación y durante el tiempo en que se diera».
Aunque el experto quiere dejar claro que esto «tampoco es el fin del mundo», lo cierto es que la pérdida de la capacidad con Francia «nos viene peor a nosotros porque no nos podemos beneficiar tanto de los precios más bajos que se están dando en Francia; sin embargo, ellos sí se benefician de los nuestros».
Esto se debe a que las interconexiones funcionan por diferencias de precios. Según explica Valverde, «cuando un país es más caro que otro, el flujo de energía va del país barato al caro para intentar compensar en la medida de lo posible los precios entre ambos países y como Francia es mucho más barata que España, cuanta más energía exportamos nosotros más bajamos su mercado, mientras que ellos, al exportar menos, les hace subir menos su mercado».
Pero la diferencia de precios entre un país y otro no se mantiene en el mismo punto todo el año. Otros factores, como la estacionalidad, inclinan la balanza de un lado o de otro. Entre invierno y primavera -señala Valverde- la diferencia de precios entre España y Francia «se reduce considerablemente». Por un lado, gracias a la aportación de la eólica (sobre todo en primavera), «especialmente cuando los valores mensuales de generación con esta renovable están entre los 4 y 6 teravatios hora» y, por otro lado, gracias a la hidráulica «porque, con los embalses llenos, la energía que más abarata el precio de la electricidad es la hidroeléctrica, ya que puede operar de manera gestionable a coste marginal muy reducido», de manera que en los meses de tanto recurso renovable «la interconexión se utiliza con menos intensidad en importación y es cuando solemos exportar más». Sin embargo, «los meses centrales del año -añade el experto- siempre son de mayoría importadora debido a la estacionalidad de la eólica y a que ya no se genera mucho con agua. En esta época del año aumenta muchísimo la generación con energías fósiles -que son más caras- y nuestro precio medio también».
Impacto en el recibo de la luz
Esta merma de capacidad con Francia afectará tanto a los consumidores domésticos que tengan la tarifa regulada (PVPC) como a las industrias. La diferencia va a estar en que mientras para el consumidor doméstico «el impacto será testimonial, prácticamente ni se va a enterar», para los industriales con contratos indexados al mercado mayorista «el impacto podría ser más relevante», aunque es cierto, señala Valverde, «que también pueden influir otros factores como el consumo, las horas en que se realice ese consumo y el tipo de tarifa que tengan».
Para el primer caso (consumidor doméstico), Valverde hace la siguiente estimación: Suponiendo que el sobrecoste por una reducción muy importante de la interconexión con Francia sea de 2 euros megavatio hora, esto supone 0,2 céntimos de euro por kilovatio hora en las horas en que se dé esta reducción. Si suponemos que la reducción del 10 por ciento se hace permanente y que influye en el mercado mayorista proporcionalmente, el impacto sería de un sobrecoste de 0,2 euros megavatio hora, es decir, 0,02 céntimos de euro por kilovatio hora.
Si esto hubiese pasado en el mes de agosto, cuando el precio medio de la energía en PVPC fue 0,100496 euros kilovatio hora, el impacto hubiera sido de 0,100694 euros kilovatio hora. Pues bien, suponiendo un consumo de 350 kilovatios hora, el precio del recibo de la luz para un consumidor doméstico en condiciones normales hubiera sido de 35,17 euros (término de energía sin impuestos), mientras que con este problema en la interconexión, hubiera alcanzado los 35,24 . «Como se puede ver, la diferencia es tan solo de 7 céntimos de euro, una cantidad totalmente despreciable».
Incidencia en la interconexión con Marruecos
La interconexión eléctrica entre España y Marruecos tampoco se ha librado de la quema. El pasado 11 de septiembre, los sistemas de protección de Red Eléctrica detectaron una fuga de fluido en uno de los siete cables de los dos circuitos que forman el enlace eléctrico que une España con Marruecos, lo que hizo descender la capacidad de la interconexión con este país de 900 a 400 megavatios al quedar inoperativo uno de los dos circuitos, aunque en ningún momento estuvo en peligro la seguridad de suministro eléctrico.
Aunque el fluido refrigerante es biodegradable y no resulta nocivo para la salud humana y marina, automáticamente se puso en marcha el sistema de contención de fugas reduciendo la presión del fluido al mínimo técnicamente viable y consiguiendo limitar la fuga en las primeras 2-3 horas por debajo de los 5 litros/hora.
Casi una semana después del suceso, REE y su homólogo marroquí, L’Office National d’Eléctricité et de l’Eau Potable (ONEE), localizaban el punto exacto de la avería en el segundo enlace marroquí, a 15,4 kilómetros de nuestras costas y a 490 metros de profundidad, procediendo a su sellado inmediato.
El pasado mes de febrero, REE y ONEE firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para construir un tercer cable de interconexión eléctrica entre ambos países. El coste de la nueva línea podría ascender a unos 150 millones de euros y su puesta en servicio debería estar lista antes de 2026. Este enlace sería análogo a los dos que hay actualmente en servicio -400 KV y una capacidad técnica de 700 megavatios cada uno- y la capacidad comercial ascendería en su conjunto a 1.500 megavatios. Esta interconexión podría producir ingresos adicionales para el sistema eléctrico español de unos 140 millones de euros, derivados de los peajes y de las rentas de congestión, ya que podría implantarse un sistema de subastas para la gestión de la capacidad de intercambio, como existe con Francia y Portugal.
Isla eléctrica
La península Ibérica sigue siendo una isla eléctrica. Su grado de interconexión con el sistema europeo es muy inferior al del resto de países de la Unión, lo que le impide acceder en igualdad de condiciones a los beneficios de las interconexiones eléctricas.
Actualmente, el ratio de interconexión de España está por debajo del 5 por ciento, muy lejos del objetivo del 10 por ciento recomendado por la Unión Europea en 2020 para todos los Estados miembros y del 15 por ciento en 2030. Si se considera que el apoyo real a la península Ibérica puede venir tan solo desde Centroeuropa a través de la frontera con Francia, el ratio de interconexión de la península ibérica es del 2,8 por ciento, que se verá sensiblemente mermado con la reducción de capacidad, quedando aún más alejados de los objetivos europeos de interconexión.
El proyecto de interconexión submarina por el Golfo de Bizkaia, entre las subestaciones de Gatika (cerca de Bilbao) y Cubnezais (región francesa de Aquitania), permitirá aumentar la capacidad de intercambio de electricidad entre España y Francia hasta 5.000 megavatios, frente a los 2.800 megavatios actuales. El proyecto se encuentra en fase de consultas y su puesta en servicio se prevé entre octubre de 2024 y mayo de 2025.