Communication Breakdown (version espagnole)

De todos es sabido que EDF tiene una presencia mayoritaria en la generación eléctrica en Francia. Más concretamente, EDF es el único actor de la producción nuclear que representa más del 70% del mercado francés. Los aleas de producción del parque nuclear francés se traducen inmediatamente en variaciones de precios en el mercado de futuros de la electricidad que repercuten finalmente de forma sensible en la factura de los clientes finales.

Gracias al reglamento europeo REMIT sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía, los participantes del mercado deben publicar toda información relacionada con la capacidad y la utilización de las instalaciones de producción, incluida la indisponibilidad planificada o no de dichas instalaciones. EDF lo hace con la asiduidad necesaria. Eso sí, la interpretación de estas incidencias publicadas no es necesariamente evidente.

Por su parte RTE, en su papel de garante de la estabilidad del Sistema eléctrico francés, emite periódicamente estudios de equilibrio oferta/demanda o incluso avisos y recomendaciones cuando entiende que existen riesgos para el sistema. RTE y EDF no parecen siempre coincidir en su visión de la disponibilidad futura del parque nuclear. EDF es reiteradamente mucho más optimista que lo que los hechos demuestran, mientras RTE toma una posición más conservadora.

Es por ello que desde HES seguimos de cerca las diferentes declaraciones de indisponibilidad y los estudios de equilibrio del sistema para poder evaluar su verdadero impacto en los futuros eléctricos. En este articulo relatamos los eventos y discordancias entre declaraciones y anuncios alrededor del parque nuclear francés y sus efectos en los mercados, centrándonos en el especialísimo año COVID 2020. Buena lectura.

Como a todos, la crisis sanitaria cogió por sorpresa a EDF a principios de 2020. Las medidas restrictivas tomadas en marzo de 2020 para evitar el colapso sanitario y asegurar la seguridad de los trabajadores ralentizaron las actividades de mantenimiento previstas en el parque nuclear, retrasando aquellas que estaban en curso y forzando la adaptación del plan de mantenimiento para ajustar al máximo la capacidad de producción. Como consecuencia, en abril de 2020 EDF previó una producción de 300 TWh para el 2020, frente a los 375 – 390 TWh estimados inicialmente. Esto fue consecuencia de la reprogramación de su plan de mantenimientos con el objetivo de asegurar el suministro eléctrico durante el invierno. Para ello, entre otras medidas, se redujo el funcionamiento de las centrales en verano ahorrando combustible para el invierno. En las mismas fechas RTE publicó un informe con la previsión del impacto que la crisis sanitaria sobre el sistema eléctrico, sin alertar de ningún peligro en particular.

El impacto de la comunicación de EDF fue significativo, con un aumento del +15% en el precio de baseload Q4 2020 (de 45.25 €/MWh a 53.63 €/MWh) y del +10% en el baseload Q1 2021 (de 47.74 €/MWh a 52.52€/MWh)[1]. A esas alturas el mercado de capacidad parecía no hacerse eco de estas perturbaciones, la capacidad nuclear certificada para AL-2020 era de más de 50 GW a principios de abril, alineado con la potencia certificada AL-2020 en 2019, y en la subasta de abril para AL-2021 los precios se mantuvieron alineados con la tendencia reciente.

El equipo de HES confirmó una reducción de la disponibilidad nuclear media, con respecto a la visión de principios de año de -17.5 GW (-33%) para los meses de julio a octubre de 2020 y de -7.5 MW (-13%) para los meses de noviembre de 2020 a febrero de 2021[2]. Lo cual estaba en línea con lo anunciado por EDF y RTE, aunque no con la capacidad certificada para 2020.

No fue hasta pasada la ‘primera ola’, en junio de 2020, que RTE hace pública una previsión de riesgo de aprovisionamiento eléctrico para el invierno 2020/2021, poniendo el abastecimiento bajo ‘vigilancia especial’. En este informe se empieza a hablar de un retraso de la vuelta a operación de los reactores nucleares en mantenimiento como uno de los factores de riesgo principales. Además, en otro informe en esas mismas fechas RTE apunta un déficit de certificaciones de capacidad de entre 4.6 y 7.9 GW – lo cual impactaba enormemente el precio de los desequilibrios de certificación para el producto AL2020.

Esta vez, el impacto en los mercados de futuros fue menor, con un ligero aumento de los precios. Sin embargo, donde se vieron claramente reflejadas las previsiones pesimistas de RTE fue en las subastas de capacidad: las capacidades de 2020, que habían negociado hasta entonces a un precio medio de 19,5 k€/MW, llegaron a los 45 k€/MW, y las de 2021 han llegaron hasta los 47 k€/MW frente a los 19,2 k€/MW de la última subasta. Recordemos que las certificaciones se hacen normalmente sobre la base de las previsiones de funcionamiento en periodos concretos, para AL-2020, en aquel momento, específicamente en noviembre y diciembre.

Para aquellas fechas, la disponibilidad del parque nuclear observada era bastante superior a aquella observada en abril. Por ejemplo, la disponibilidad prevista para diciembre 2020 era de más de 57 GW en junio frente a 46.7 GW previstos en abril. Este aumento del +24% no estaba sin embargo recogido en el informe publicado por RTE, en el que se prevé una disponibilidad nuclear media para diciembre de 2020 de entre 43 y 50 GW.

¿A qué se debía esta disparidad de números? Parece que RTE no compartía la visión optimista de EDF sobre la disponibilidad de su parque nuclear, y preveía retrasos importantes más allá de los declarados oficialmente.

Al acercarse el invierno, RTE actualizó su informe sobre el riesgo de aprovisionamiento aumentando ligeramente la previsión de disponibilidad del parque nuclear, aunque manteniéndolo bajo ‘vigilancia especial’. RTE destacaba de nuevo como riesgo principal la vuelta en operación de las numerosas centrales nucleares en mantenimiento, prevista para las siguientes semanas, destacando las ‘paradas atípicas’ de 5 reactores cuyo riesgo de retraso era mayor que para el resto.

Parece que EDF en esas fechas deja de un lado su optimismo y anuncia una menor disponibilidad (-9 GW) para noviembre, -3.5 GW para diciembre 2020 y enero 2021, dejando igual su visión para febrero 2021. Por su parte, EDF no creyó oportuno alinear su previsión de certificación de capacidad nuclear que se mantuvo en 42.7 GW cifra muy inferior a disponibilidad media esperada por la propia EDF. Aquí debemos señalar una incoherencia con consecuencias para el mercado de los certificados. Si EDF anuncia unos programas de mantenimiento, e implícitamente una potencia disponible, las estimaciones de certificación de esta capacidad deberían estar reflejadas en los registros de certificación, lo cual no parece que fuera el caso. Aunque las previsiones de EDF y RTE se acercaban poco a poco, motivado principalmente por una rebaja de optimismo de la parte de EDF, estaban aún lejos una de otra: en torno a 48 GW preveía RTE para diciembre 2020 frente a los 54 GW previstos por EDF.

Finalmente, EDF fue progresivamente aceptando la realidad y reduciendo las previsiones de disponibilidad: que pasaron de 54 GW medios para noviembre y diciembre 2020 en noviembre, a 50 GW en diciembre, y finalmente 47 GW – dentro del rango previsto por RTE. Por el lado de la certificación nuclear el proceso fue más lento y en sentido contrario. Así la certificación paso de 42.7 GW en noviembre a 44.2 en enero. Finalmente, no hubo déficit de certificación en 2020 y la producción fue suficiente para asegurar el aprovisionamiento eléctrico sin mayor problema.

A la vista de los eventos de 2020, entendemos que sistema necesita mejorar en transparencia. Sin duda, esta debiera ser una de las conclusiones del “retour d’expérience” que la CRE ha lanzado recientemente sobre el mecanismo de capacidad. Y, con cierto optimismo suponemos que a medio plazo la información disponible mejorara en fiabilidad. Mientras conseguimos esta mayor transparencia, la recomendación a nuestros lectores es de profundizar en las fuentes disponibles y trazar las incoherencias para así poder afinar las previsiones.  ¡Buena suerte!

Manuel Domínguez León

[1] Variación de precios entre el 15/04/2020 y el 22/04/2020.

[2] Diferencia de previsión de disponibilidad entre el 01/01/2020 y el 23/04/2020.

Suscribe to our Newsletter

Each month, one of our experts publishes an article describing his view on a specific topic of the constant changes taking place in the energy market, with special focus on the French market.

S'abonner à notre newsletter

Chaque mois, un de nos experts publie un article décrivant son point de vue sur un sujet spécifique choisi parmi les changements constants affectant le marché de l’énergie, avec un focus particulier sur le marché français.