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.

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Expérience professionnelle & Education

Diego est diplômé en Sciences Politiques de l’université King’s College (Londres – 2021). Il a débuté sa carrière professionnelle dans une entreprise familiale à Madrid en tant que responsable des opérations. Par la suite, Diego a suivi un double programme en niveau master en Gestion et en Informatique à l’IE Universidad (Madrid – 2022), au cours duquel il a réalisé son stage en informatique dans une startup. En mai 2023, Diego a rejoint l’équipe de HES en tant que stagiaire spécialisé dans la programmation de modèles. Pour son premier projet, il a développé un outil logiciel afin de modéliser l’indisponibilité du parc nucléaire français. Par la suite, Diego a été impliqué dans le développement de nouveaux outils logiciels pour modéliser les courbes de prix, la performance des actifs de production et d’autres sujets liés au secteur énergétique. Depuis janvier 2024, Diego est en contrat indéfini chez HES. 

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Céline a rejoint l’équipe de Haya Energy Solutions en novembre 2021 en tant que responsable du marketing et de l’administration. Lors de sa première expérience professionnelle, dans le secteur du tourisme, elle exerça en tant que managerdes réseaux sociaux. Chez HES, ses missions participent au développement de notoriété et de visibilité de l’entreprise au niveau européen au travers d’actions commerciales (relations avec le client), marketing de contenu et développement de la stratégie de marque. Céline est également impliquée dans la gestion de la communication de l’entreprise : création et optimisation du site internet (WordPress & Elementor), LinkedIn, envoie de la newsletter mensuelle et organisation de conférences. De plus, Céline est impliquée dans les projets énergétiques avec les clients et agit en tant que coordinatrice de projets ou cheffe de projet. Enfin, elle est en charge de l’administration de l’entreprise (comptabilité, gestion des frais, facturation). 

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Céline est diplômée en LLCER langues espagnole et anglaise à La Sorbonne (France – 2018) et est titulaire d’un Master en gestion de projets et tourisme culturel (Clermont-Ferrand/ Buenos Aires – 2021).     

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Il a débuté sa carrière dans le génie civil en tant que chef de projet en France, en Martinique et en Australie. Par la suite, il devient directeur général d’une filiale au Venezuela. En 1992, il crée une filale pour Dalkia en Allemagne (chauffage urbain, cogénération et partenariats) et représente Véolia en Thaïlande. En 2000, il a ouvert le bureau commercial d’Endesa en France pour profiter de la libéralisation du marché de détail. A partir de 2006, en tant que responsable du développement chez Endesa France, il a dirigé le plan d’Endesa pour la production à cycle combiné gaz en France et a simultanément développé le portefeuille éolien et photovoltaïque de la Snet. Philippe Boulanger a ensuite travaillé pendant 3 ans au siège d’E.ON pour coordonner les activités de l’entreprise en France. Il a été fortement impliqué dans le projet français de renouvellement de la concession hydroélectrique. En tant que Senior Vice President – Project Director chez Solvay Energy Services d’avril 2012 à février 2014, il était en charge des projets de déploiement H2/Power to gas et d’accès direct au marché européen. Philippe est un expert pour HES depuis 2014.

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Philippe Boulanger est ingénieur diplômé de l’Ecole Polytechnique et de l’Ecole Nationale des Ponts & Chaussées (France) et possède une expérience combinée de plus de 25 ans en énergie et infrastructures. En plus de l’anglais, M. Boulanger parle couramment le français, l’allemand et l’espagnol.

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Antonio a commencé sa carrière dans le secteur de l’électricité en 1991 en tant que membre de l’équipe du directeur général de Sevillana de Electricidad (Espagne). En 1997, il a été nommé responsable de la réglementation commerciale chez Endesa Distribución. En 2000, il rejoint le département des fusions et acquisitions d’Endesa Europe. En 2003, il est nommé directeur général d’Endesa Power Trading Ltd (UK). Un an plus tard, il devient responsable de la gestion de l’énergie à la SNET (France). En 2008, il est nommé directeur général de la SNET (France). En 2009, il devient directeur du développement de l’entreprise chez E.ON France. En 2011, il fonde Haya Energy Solutions (HES), un cabinet de conseil axé sur l’optimisation de la gestion énergétique des consommateurs, des producteurs et des fournisseurs de gaz et d’électricité. De 2015 à 2018, Antonio a combiné son activité de conseil chez HES avec la direction générale de 2 sites de production en France (2 CCGT x 410MW), détenus par KKR. Fin 2018, il a rejoint Asterion Industrial Partners, un fonds d’investissement dans les infrastructures, en tant que partenaire opérationnel. Antonio consacre, actuellement, l’essentiel de son temps au portefeuille d’Asterion, tout en conseillant, par l’intermédiaire de HES, des entreprises du secteur de l’énergie en France, en Italie, en Allemagne, au Royaume-Uni et en Espagne. 

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