Francia

El saldo neto anual de intercambios de energía eléctrica programados a través de la interconexión con Francia vuelve a ser por segundo año consecutivo exportador en 1.877 GWh, frente a los 9.095 GWh del pasado año. Los programas de importación alcanzaron los 8.385 GWh, un 52,7 % superiores a los del año anterior. Los programas de exportación fueron de 10.262 GWh, valor inferior en un 29,6 % al del pasado año que representaba el máximo. De enero a mayo y en noviembre, los saldos netos mensuales han tenido sentido exportador. El máximo saldo exportador se registró en marzo, mientras que el máximo saldo importador se registró en julio.

Durante el 2023 se registró un alto nivel de utilización de esta interconexión, el 56 % de las horas en el sentido de España hacia Francia. El porcentaje de uso promedio de la capacidad en este periodo ha sido del 84 %. El sentido del saldo hacia signo exportador, en seis meses, se debe principalmente a dos causas: elevada penetración de renovables en el sistema español y elevados precios de la electricidad en Francia. Los precios en el país galo han sido más elevados que los de España en los cinco primeros meses del año, aunque en mayo resultan más parecidos, y en noviembre. Así, se puede comprobar que en los primeros cuatro meses del año el 82 % de las horas han presentado saldo exportador y en más del 61 % se ha usado el 100 % de la capacidad exportadora, es decir, se ha registrado congestión en sentido exportador. En noviembre, mes con mayor porcentaje de renovables en la estructura, el 80 % de las horas ha presentado saldo exportador y el 60 % se ha usado el 100 % de la capacidad exportadora. De julio a octubre casi el 71 % de las horas ha presentado saldo importador, pero tan solo el 39 % se ha usado el 100 % de la capacidad, con lo cual hay menor congestión.

Capacidad de intercambio y saldo neto programado en la interconexión con Francia 2023

En cuanto al uso de la capacidad en el horizonte diario se registró un alto nivel de utilización de esta interconexión, congestionándose algo menos que el pasado año. Así, en un 28,55 % de las horas estuvo congestionada en el sentido Francia a España (frente al 9,9 % del pasado año), con una diferencia de precios media de 29,0 €/MWh; en un 38,68 % de las horas presentó congestión en el sentido España a Francia (frente al 63,4 % del año anterior), con una diferencia de precios media de 46,6 €/MWh, y en el restante 32,77 % restante de horas no se observó congestión en esta interconexión.

Horas sin congestión y con congestión en la interconexión con Francia en el 2023

Los niveles de congestión de la capacidad de intercambio en horizonte diario fueron mayores en el sentido España a Francia de enero a mayo y en noviembre, meses en los que el precio en el mercado diario en España fue inferior al francés. Julio es el mes que mas numeros de horas se encuentran acoplados ambos sistemas. Enero es el mes que mas congestionada esta la interconexion.

Se puede ver como el spread medio de precios absolutos es superior a los 10 €/MWh, salvo en junio, llegando a alcanzar en enero diferencias medias superiores a 60 €/MWh. En abril, octubre y diciembre las diferencias son superiores a 30 €/MWh. En este aspecto cabe recordar que la Comisión Europea considera que valores de spread medios superiores a los 2 €/MWh reflejan una necesidad de refuerzo de interconexión.

Las rentas de congestión generadas en el año 2023 en esta interconexión ascendieron a 998,1 millones de euros (130,6 millones en sentido importador y 867,5 millones en sentido exportador), correspondiendo el 50 % de este total al sistema eléctrico español. Este valor es inferior a las rentas generadas en el año 2022, debido a que el pasado año estaba aplicándose el mecanismo que topaba el precio de gas en el mercado ibérico. Esto hizo que las diferencias de precio entre este mercado y el francés, fueran muy elevadas, dando lugar a un volumen de rentas nunca antes registrado. Este año, aunque ha estado vigente todo el año, no se ha aplicado desde febrero.

Renta de congestión en la interconexión con Francia derivada de los mecanismos de gestión de las interconexiones internacionales

Millones de €

El origen de las rentas radica en 84,1 % de las subastas, el 15,3 % del horizonte diario y el 0,6 % del producto RR.

Respecto a los precios resultantes de las subastas de la capacidad de intercambio, el precio marginal de la subasta anual de capacidad para el año 2023 en el sentido España → Francia fue igual a 132,45 €/MW, casi 4 veces más que el precio de la capacidad en la subasta anual para el año 2022 (33,77 €/MW). En el sentido Francia → España, el precio marginal resultante fue igual a 3,95 €/MW, lo que representa una reducción de un 36 % respecto al registrado en ese sentido de flujo en la subasta anual para 2022 (6,21 €/MW).

El precio máximo de la capacidad asignada en las subastas mensuales se registró en agosto, en el sentido Francia → España con un valor de 12,78 €/MW, muy superior a los 4,68 €/MW de marzo de 2022. En el sentido España → Francia el precio máximo se alcanzó en enero con 118,0 €/MW, casi 3 veces inferior al de septiembre del año pasado.

Los intercambios de energías de balance a través de esta frontera mediante la plataforma europea para la gestión de energías de balance procedentes de reservas de sustitución de tipo RR, han registrado un valor de 158,8 GWh de importación y 313,4 GWh de exportación.

En el año 2023 fue necesaria la aplicación de acciones coordinadas de balance (programas de intercambio en el sentido de flujo contrario al existente establecidos para garantizar la firmeza de los programas comerciales ante reducciones de capacidad) por los operadores de los sistemas eléctricos de España y de Francia, por un valor total de 1.253 GWh, cifra inferior a los 1.333 GWh programados el año anterior. El 56 % se programaron en sentido importador y el 44 % restante en sentido exportador.

Evolución anual del Countertrading en la interconexión con Francia