Francia fue el pasado año importadora neta de electricidad, algo que no ocurría desde 1980, y una parte significativa de esa corriente que compró en el exterior vino de España con lo que pudo beneficiarse en los precios de forma indirecta de la llamada “excepción ibérica”.
El gestor de redes del país RTE anunció que el 2022 el saldo importador francés fue de 16,5 teravatios hora, lo que representa en torno al 3,5% del consumo nacional, y la razón es el bajo nivel de utilización de su parque nuclear por el parón de muchos de sus reactores y el bajón de la producción hidroeléctrica por la sequía.
El principal flujo de entrada de corriente, como ya ocurría en años anteriores, llegó por la frontera con Alemania y Bélgica, con un saldo de 27 teravatios, frente a los 10 de 2021.
Los intercambios de electricidad de Francia
La novedad es que el Reino Unido y España, que tradicionalmente compran a Francia más electricidad de la que le venden, pasaron a ser exportadores netos, con 10 y 9 teravatios hora, respectivamente.
En el caso de los intercambios con España, RTE destacó en su informe anual sobre el mercado francés que esa inversión de tendencia se debió también a la “excepción ibérica” que establece un tope al precio del gas que se utiliza para generar electricidad.
El gestor precisó que se utilizaron las capacidades de intercambio entre los dos países, que son muy limitadas, para no tener que poner en funcionamiento centrales de gas en Francia, más caras, gracias a la importación de corriente de España.
El consumo global de electricidad en Francia disminuyó en 2022 en términos comparables (descontando el efecto de diferencias meteorológicas) un 1,7% hasta los 467 teravatios hora.
La producción, por su parte, retrocedió un 15% a 445,2 teravatios, el nivel más bajo desde 1992, y eso en primer lugar por el descalabro del 30% en la de origen nuclear (279 teravatios) si se la compara con la media de los últimos 20 años.
Las centrales nucleares francesas no habían producido tan poca electricidad desde 1988. Detrás de eso está el parón de muchas reactores por labores de mantenimiento (que se habían retrasado en parte durante la crisis de la covid) y por la detección de fisuras en las tuberías de algunos de ellos.
En paralelo, la producción hidráulica sufrió una caída del 20 % respecto a la media de 2014-2019 con solo 49,7 teravatios hora a causa de la sequía.
Frente a eso, los parques eólicos aumentaron su contribución hasta 37,5 teravatios hora, y los solares la incrementaron hasta 18,6 teravatios (un 31% más).
También aumentó más el recurso a las centrales de gas, que aportaron 44,1 teravatios hora (comparados con los 32,9 de 2021). El carbón tuvo un papel marginal, ya que no representó más que el 0,6% de la producción final.
En cuanto a los precios, fueron muy elevados y muy volátiles, y alcanzaron su pico al final del verano. En la semana del 22 de agosto, el precio medio del megavatio hora fue de 612 euros.
