En noviembre de 2024, Francia experimentó un periodo de gran dinamismo en el ámbito de la generación de eléctrica, impulsado principalmente por la variabilidad en la producción eólica. Durante este mes, los niveles de generación eólica fluctuaron significativamente, impactando directamente en el precio del mercado.
Uno de los hitos más relevantes se produjo durante el paso de la tormenta Bert, el día 24 de noviembre, que, gracias a las excepcionales condiciones meteorológicas generadas, los aerogeneradores franceses alcanzaron una producción récord de 19,3 GW a las 17:00 horas. Además, este pico de generación se produjo un domingo, jornada en la que la demanda eléctrica es tradicionalmente más baja, lo que puso en jaque al sistema eléctrico, una gran producción en un día de poca demanda.
En este contexto, lo esperado hubiese sido, como ocurre en otros países, que los precios fuesen bajos y, en momentos como el mencionado anteriormente, incluso negativos. Sin embargo, ese mismo fin de semana, la disponibilidad nuclear disminuyó más de 17 GW en apenas unas horas, y luego se incrementó en la misma cantidad en unas horas. Este tipo de flexibilidad no es nada evidente, y es un logro notable para el sistema eléctrico francés.
En este artículo analizaremos los acontecimientos de este día, 24 de noviembre, que con sus impresionantes cifras marca una etapa crucial en el desarrollo de la operación de los actores del mercado francés.
Para comprender la problemática que una situación como la acontecida el 24 de noviembre supone, recordemos que la red eléctrica debe tener un equilibrio casi absoluto entre producción y consumo en tiempo real.
Desde el punto de vista de la demanda, al tratarse de una jornada dominical se esperaba un consumo energético menor al del resto de la semana – en concreto, de una demanda media de 60,1 GW de lunes a viernes de esa misma semana, el domingo la demanda era de 50,0 GW. Además, durante el momento de mayor demanda, la demanda efectiva fue 4,3 GW inferior a la previsión realizada el día anterior y 1 GW menor que la estimada esa misma jornada.
Desde el punto de vista de la producción, en la semana del 18 al 24 de noviembre, las tres fuentes de producción que dominaron el mix, sumando de media el 93% del total de la producción fueron la eólica, la hidráulica y la nuclear (17%, 10% y 67% respectivamente):
EÓLICA: tal como se ha mencionado anteriormente, noviembre de 2024 fue un mes marcado por fluctuaciones significativas en la generación eólica. En este periodo, se registraron picos máximos de producción eólica los días 19 (15,3 GW de media diario) y 24 (18,4 GW de media diario). Todo ello se puede apreciar en la siguiente gráfica donde se representa la producción eólica diaria para dicho mes frente a la producción media del resto del mes.
Por otro lado, se muestra el desglose por horas de la producción eólica de ese día, lo que permite ver más claramente cómo fue cambiando la generación a lo largo del tiempo.
HIDRAULICA: se produjeron 4,9 GW el 24 de noviembre, de los cuales 3,9 GW provienen de hidráulica de aguas fluyentes (la cual se mantuvo prácticamente estable todo el periodo ya que es poco modulable) y el resto, 1 GW de bombeo (viéndose disminuida su participación en el mix con respecto a los días anteriores que se alcanzaron niveles de producción de hasta 3 GW/día).
NUCLEAR: la disponibilidad del parque nuclear francés esperada a principio de la semana era de 53 GW. Sin embargo, para el día 24 de noviembre la capacidad máxima disponible resultó ser de 48,3 GW. Esto supone que EDF decidió parar 6,7GW, 6 plantas, de manera no planificada (en tanto que las paradas no estaban incluidas en el plan a largo plazo de mantenimiento).
Además, la energía generada por estos 48,3 GW de potencia nuclear disponible llegó a ser menor de 30,5 GW, es decir, una bajada de la carga de más del 35% de media en toda la flota disponible.
¿Hasta qué punto el coste de parada y arranque es menor que la pérdida por producción?
Según el informe de la CRE sobre precios negativos: “A título ilustrativo, en el 1er semestre de 2024, una valoración en el mercado spot de la producción observada en horas de precios negativos por la flota francesa corresponde a una pérdida de alrededor de 80 M€ (principalmente nuclear e hidroeléctrica de aguas fluyentes).” Es decir, en la primera mitad de 2024, era más rentable producir a pérdidas de 80M€ que parar y arrancar posteriormente.
En cambio, en el segundo semestre de 2024, sucedió un cambio de paradigma.
Para poner en contexto los eventos sucedidos este día, hay que mencionar que en Francia, debido al alto porcentaje que la energía nuclear representa en el mix de generación, los reactores fueron diseñados o adaptados para modular su producción de electricidad, permitiendo ajustar la generación a las variaciones de la demanda. Adaptando la capacidad máxima de producción para reducir la salida final.
En particular, EDF realiza tareas de modulación por tres grandes motivos:
- Para proporcionar al sistema eléctrico servicios de ajuste.
- Para gestionar el ahorro de combustible nuclear entre dos ciclos.
- Para llevar a cabo una optimización económica, en aquellas ocasiones en las que el precio del mercado es inferior al coste marginal de producción del parque nuclear debido a un menor consumo eléctrico o un alto nivel de producción renovable.
Siendo las últimas dos, razones puramente económicas, y en especial la tercera, basada en el nivel de precios de mercado que compara, ya sea, a los costes variables de cada reactor, o a un coste de usuario (o “de oportunidad”), para optimizar el stock de combustible aún disponible hasta la próxima parada para recarga.
Sin embargo, la estrategia de EDF no solo consistió en modular, es decir, reducir la capacidad de su flota para ajustar el incremento de la renovable y reducción de la demanda, sino que por estas mismas razones económicas sacó directamente de la producción (producción a cero) a 6 reactores nucleares entre el 23 y el 25 de noviembre, resultando en un parón de 6,9 GW acumulados en esos tres días. Curiosamente, durante este periodo, el número de cortes nucleares no planificados de más de tres horas de duración representa el 50% del total de cortes no planificados de noviembre. La siguiente ilustración refleja la bajada en la disponibilidad de la flota francesa que se observa para el citado día. Aunque recientemente estemos viendo cada vez más modulaciones en los reactores nucleares, el 24 de noviembre tiene la particularidad de que se cortó la producción de 6 de ellos, hito que no se ha vuelto a repetir.
Como resultado, el mercado eléctrico francés alcanzó su mayor nivel de generación eólica el domingo 24 de noviembre, registrándose el pico máximo a las 17:00 horas, con un valor de 19,3 GW. En ese momento, la energía eólica representó el 31 % de la producción eléctrica nacional, aunque aún por detrás de la generación nuclear, que mantuvo una contribución del 58 %. No obstante, como venimos contando y puede observarse en el siguiente gráfico, ese día hubo un recorte significativo en la producción nuclear, llegando incluso a cortar por completo la producción de varios reactores.
La creciente penetración de renovables, con sus costos bajos y su naturaleza intermitente, está llevando a una mayor necesidad de ajustar la producción nuclear. Cuando la demanda es baja y la generación renovable es alta, los precios del mercado pueden caer por debajo de los costes de operación de las plantas nucleares, obligando a EDF a reducir su producción. Este escenario, de denominada «ausencia de salida económica», ha sido poco frecuente hasta ahora, representando menos de 1 TWh anualmente. Sin embargo, RTE estima que para 2035 esta cifra podría alcanzar hasta 15 TWh, debido al crecimiento de la capacidad renovable en el mix energético.
A largo plazo, dicha modulación plantea desafíos adicionales, particularmente en términos del impacto sobre la vida útil y el mantenimiento de los reactores. La Agencia Internacional de Energía Atómica (AIEA) ha identificado posibles efectos adversos, como fatiga de materiales metálicos, corrosión y desgaste prematuro de componentes. En general, este estudio demuestra que la modulación aumenta los requisitos de mantenimiento de la planta.
Para garantizar la seguridad en la modulación de la producción, e incluso en el apagado y reactivación de reactores, EDF tendrá que realizar análisis y estudios detallados de dichos efectos, actividad clave para el desarrollo y el papel que desempeñaran en Francia la nuclear a largo plazo. Al igual que hace una decena de años los ciclos combinados pasaron a ser activos más modulables de lo que se había planteado al inicio de la tecnología, las nucleares tendrán que adaptarse asegurándose siempre de sus límites técnicos.
En conclusión, la modulación nuclear en Francia responde a necesidades técnicas, económicas y de estabilidad del sistema eléctrico. El grado de modulación que ha demostrado EDF en estas últimas semanas posiciona el parque nuclear francés no solo como una base de seguridad energética para Europa occidental, si no como un seguro ante los precios negativos en Francia que vemos cada vez más a menudo por Europa. No obstante, su evolución plantea nuevos desafíos técnicos y de mantenimiento para la infraestructura nuclear viendo que ésta será más recurrente y con una profundidad mayor.
Paloma Hepburn Jiménez & Pablo Gandullo Romero
