El bajo precio del gas, la elevadísima producción eólica (y renovable en general) y "la limitada capacidad de la península para exportar sus excedentes de generación renovable" han propiciado un febrero de saldo. El precio diario del mercado mayorista español (POOL) se ha situado ese mes en el entorno de los cuarenta euros el megavatio hora (40,00 €/MWh), lo que supone una caída de más de cuarenta puntos con respecto al mes anterior, enero (-46%) y un desplome colosal, de casi setenta enteros (-69,7%) con respecto a hace un año, febrero de 2023, cuando el precio medio salido del mercado mayorista nacional de electricidad, el coloquialmente denominado pool, registró un precio (para el megavatio hora) de 132,06 euros.
La electricidad estaba en niveles muy moderados, "gracias al bajo precio del gas", pero ha sido durante la última semana de febrero -explican los analistas de ASE- cuando se han hundido los precios, "por el extraordinario aumento de la generación eólica". Según los datos recabados por el equipo de expertos de este agregador de demanda, "del 22 al día 29 de febrero, el precio promedio en España descendió a solo 6,13 €/MWh y rebajó el precio final del mes de febrero hasta los 40 €/MWh". Se trataría así de la serie más larga registrada hasta ahora de días continuados con precios tan bajos, según ASE. Pero tras la caída no solo estarían el precio (bajo) del gas y la producción (alta) de renovables. ASE añade un tercer factor: la "limitada capacidad de la península para exportar sus excedentes de generación renovable".
Todo ello ha propiciado que el precio de la electricidad ibérica se haya situado más de cuarenta puntos por debajo de los principales mercados europeos: -41%, según el análisis de ASE.
La empresa, especializada en la agregación de demanda para la obtención de mejores precios, destaca así mismo la elevada generación hidráulica de febrero (el 15,4% del total de la electricidad generada en el país en ese mes ha salido de presas y embalses) y, así mismo, la gran producción solar. La fotovoltaica ha supuesto -apuntan los analistas- hasta un 11,6% del mix, tras crecer un 16,1% respecto al año pasado. "Además, sorprendentemente -añaden-, dado que nos encontramos en febrero, en las horas de máxima radiación solar, llego a cubrir el 37% de la generación". En los dos primeros meses del año -concretan desde ASE-, la potencia fotovoltaica ha crecido más de novecientos megavatios (902 MW), lo que ha llevado el parque FV nacional hasta los 25.549 megas.
En el otro plato de la balanza se sitúan las fuentes sucias de energía, léanse el gas y el carbón. La aportación de las centrales térmicas de ciclo combinado (que queman gas natural para producir electricidad) se ha reducido a la mitad ( -49,1%). Gas y carbón junto solo han supuesto el 8,1% de la generación eléctrica de febrero en España. Muchos días -destacan en ASE- sólo intervinieron en las operaciones de ajuste del sistema. Ese 8,1 además constituye "el segundo dato más bajo desde que hay registros, tras febrero de 2021, con un 6,3%".
La interconexión eléctrica que une España con Francia por los Pirineos, entre Santa LLogaia (Girona) y Baixàs (Rosellón), fue inaugurada en octubre de 2015. Su puesta en servicio se tradujo, según Red Eléctrica de España, en que nuestro país ha conseguido doblar la ratio de intercambio energético, que ha pasado del 1,4% al 2,8%.
El pasado mes de octubre, además, comenzaron las obras de construcción de una nueva interconexión eléctrica submarina entre España y Francia por el Golfo de Vizcaya.
El proyecto del Golfo de Vizcaya consiste en la construcción de dos enlaces eléctricos independientes, cada uno con una capacidad de 1.000 MW, entre Cubnezais (Francia) y Gatica (España). Contempla aproximadamente 400 kilómetros, incluido un tramo marítimo de 300 kilómetros.
Se prevé que el proyecto entre en servicio en 2028, duplicando la capacidad de interconexión entre España y Francia de 2,8 GW a 5 GW. El proyecto del Golfo de Vizcaya fue objeto de una decisión de financiación conjunta adoptada por las autoridades españolas y francesas el 21 de septiembre de 2017.
En ese momento, el coste se estimó en 1.750 millones de euros. En marzo del año pasado, las previsiones ya hablaban de un coste de 2.850 millones de euros, con un margen de riesgo de 250 millones. El proyecto es beneficiario de una subvención europea de 578 millones de euros del Mecanismo Europeo de Interconexión (MIE).
Los objetivos de interconexión que se había fijado la Unión Europea debían ser del 10% de la capacidad instalada para 2020 y del 15% para 2030.
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Interconexión Eléctrica Francia-España
