After several tense winters and fears of blackouts, France has shifted into a new phase: it now generates more electricity than it needs, most of it low-carbon, and sells the surplus across Europe. This turning point raises fresh questions about how the country will use – or waste – this new strength.
Cómo pasó Francia del riesgo de escasez a un excedente eléctrico
Durante años, Francia parecía preocupantemente frágil en el frente energético. De 2020 a 2023, varios factores presionaron el sistema eléctrico. La producción nuclear cayó por el envejecimiento de los reactores, las inspecciones de seguridad y problemas de corrosión. La pandemia retrasó trabajos de mantenimiento. Los precios del gas se dispararon tras la invasión rusa de Ucrania. Todo ello obligó a Francia a importar electricidad en ciertos periodos, a veces a precios dolorosos.
En 2024, el panorama ha cambiado. El parque nuclear nacional, todavía uno de los mayores del mundo, se ha recuperado en gran medida. Más reactores operan con mayor disponibilidad, tras un esfuerzo intenso de mantenimiento y una planificación más estricta por parte de EDF. Varias unidades que estaban paradas por inspecciones de seguridad vuelven a funcionar cerca de sus niveles previos a la crisis.
Al mismo tiempo, la capacidad eólica y solar sigue creciendo. La eólica terrestre se ha expandido en el norte y el oeste, mientras que las plantas solares se extienden por el sur y por cubiertas industriales. La hidráulica, tradicionalmente una columna vertebral de la electricidad baja en carbono en Francia, sigue siendo importante, aunque las sequías mantienen cautos a los operadores.
Francia ha vuelto en 2024 al papel de exportador neto de electricidad, con la energía baja en carbono en el corazón del rebote.
Esta combinación de producción nuclear recuperada y renovables adicionales ha impulsado la generación por encima de la demanda interna, especialmente fuera de los meses punta de invierno. Como resultado, Francia exporta más electricidad a países vecinos, como Italia, España, Bélgica, Suiza y el Reino Unido.
Por qué este excedente importa para Europa
El regreso de Francia como gran exportador afecta a todo el sistema eléctrico europeo. Cuando los reactores franceses funcionan con alta producción, inyectan más electricidad baja en carbono en los mercados regionales. Eso puede reducir los precios mayoristas durante muchas horas del día y disminuir la necesidad de centrales de carbón y gas en otros países.
Para los países que aún dependen en gran medida de los combustibles fósiles, importar electricidad francesa puede ayudar a recortar emisiones mientras ganan tiempo para ajustar su propia combinación de capacidad. En algunos casos, las importaciones desde Francia sustituyen la producción de centrales de carbón envejecidas en Alemania o de unidades de gas en Italia.
| Área de impacto | Efecto del excedente eléctrico francés |
|---|---|
| Precios mayoristas | Presión a la baja durante las horas de excedente, especialmente fuera de punta |
| Emisiones | Menor CO₂ cuando las exportaciones bajas en carbono francesas sustituyen carbón y gas |
| Estabilidad de la red | Más flexibilidad, pero también más necesidad de coordinación de las interconexiones |
| Dinámica de mercado | Mayor competencia para los generadores fósiles en países vecinos |
Las interconexiones transfronterizas desempeñan ahora un papel aún mayor. Transportan grandes flujos de electricidad en ambas direcciones, según los precios y las condiciones meteorológicas. Cuando la producción eólica y nuclear francesa alcanza máximos al mismo tiempo, las exportaciones se intensifican. Cuando una ola de calor dispara la demanda en Francia por el aire acondicionado, los flujos pueden invertirse.
El excedente francés no solo sirve a intereses nacionales; influye en los objetivos de carbono, las decisiones de inversión y las señales de precios en todo el continente.
El riesgo oculto: cuando el excedente se convierte en un problema
Un gran excedente puede sonar a situación cómoda. Sin embargo, trae sus propios retos. Si Francia no utiliza este exceso de electricidad de forma estratégica, podría sufrir tensión financiera en sus eléctricas, mayor volatilidad para los inversores y oportunidades perdidas de descarbonización dentro del país.
Los mercados eléctricos funcionan hora a hora. Durante periodos de producción masiva y baja demanda, los precios pueden desplomarse, incluso volverse negativos. En esos momentos, los productores pagan por desprenderse de la electricidad porque parar y volver a arrancar las centrales cuesta más.
Para el parque nuclear de EDF, esa situación puede perjudicar los ingresos. Las centrales nucleares no suben y bajan de potencia tan rápido como las turbinas de gas. Cuando los precios caen con demasiada frecuencia, el caso económico de inversiones a largo plazo se debilita. Lo mismo ocurre con algunos proyectos renovables, que dependen de suelos de precio previsibles o de contratos.
Desde una perspectiva de sistema, la electricidad baja en carbono no utilizada también representa una oportunidad climática perdida. Si el país simplemente exporta todo lo posible pero no replantea usos internos, la transición en sectores como la calefacción, el transporte y la industria podría ralentizarse.
Qué puede hacer Francia con su electricidad extra
Varias estrategias podrían convertir el excedente eléctrico en un activo estructural para la economía francesa y el clima. Responsables políticos, empresas y operadores de red ya discuten múltiples opciones, entre ellas:
- Acelerar el cambio de calderas de gas o gasóleo a bombas de calor eléctricas en viviendas y oficinas.
- Impulsar el auge del vehículo eléctrico con tarifas de recarga más baratas fuera de punta.
- Desarrollar la electrólisis para producir hidrógeno bajo en carbono para la industria y el transporte pesado.
- Atraer industrias intensivas en energía que se comprometan con procesos limpios y consumo estable.
- Ampliar los programas de respuesta de la demanda para que los consumidores usen más electricidad cuando la red tiene abundancia.
Cada vía tiene contrapartidas. Por ejemplo, un gran impulso al vehículo eléctrico requiere una infraestructura de recarga sólida y refuerzos de red en algunas regiones. Escalar la producción de hidrógeno exige enormes inversiones y reglas claras sobre qué cuenta como hidrógeno “verde” o “bajo en carbono”. Aun así, estos usos pueden absorber la generación excedentaria y crear valor interno.
Nuclear, renovables y el próximo cruce de políticas
La política francesa gira ahora en torno a un equilibrio difícil: mantener y ampliar la nuclear, acelerar las renovables y evitar activos varados. El gobierno respalda un programa de nuevos reactores, al tiempo que aspira a más eólica terrestre y marina y más capacidad solar.
Esta estrategia asume que el consumo eléctrico en Francia aumentará en las próximas décadas. A medida que se electrifiquen la calefacción, la movilidad y los procesos industriales, la demanda podría crecer en decenas de puntos porcentuales. En ese escenario, el excedente de hoy se convierte en el margen de maniobra de mañana.
Los críticos sostienen que la planificación sigue siendo demasiado optimista. Advierten que si la demanda crece menos de lo esperado o si llega nueva capacidad demasiado rápido, el sistema podría sufrir una sobrecapacidad crónica, presionando los precios a la baja y aumentando los costes públicos. Los partidarios responden que construir por debajo de lo necesario implicaría una nueva dependencia de importaciones y retrasos en los objetivos climáticos.
El excedente actual actúa como una prueba de estrés del modelo energético francés: ¿puede el país alinear nuclear, renovables y consumo en un plan coherente a largo plazo?
Qué significa esto para hogares y empresas
Para los consumidores, la situación aporta alivio y complejidad a la vez. El temor a apagones invernales se ha desvanecido por ahora. Los precios mayoristas se han relajado frente a los picos de la crisis del gas, aunque las tarifas minoristas aún reflejan shocks pasados y mecanismos regulados.
Los hogares con consumo flexible, como quienes usan tarifas con discriminación horaria, pueden beneficiarse de precios más bajos en horas valle. Las empresas con procesos industriales continuos pueden asegurarse contratos atractivos a largo plazo, especialmente si aceptan adaptar el consumo cuando la red necesita alivio.
Sin embargo, las facturas energéticas no bajan automáticamente solo porque aumente la producción. Los impuestos, los peajes de red y el diseño de las tarifas reguladas determinan lo que paga la gente. Continúan los debates sobre cómo repartir los beneficios financieros de grandes parques nucleares y renovables entre el Estado, EDF, inversores privados y usuarios finales.
Concepto clave: qué significa realmente “electricidad baja en carbono”
Francia suele describir su electricidad como “en gran medida descarbonizada”. Esa afirmación se apoya en las muy bajas emisiones de CO₂ por kilovatio-hora en comparación con muchos otros países. La nuclear, la hidráulica, la eólica y la solar emiten mucho menos a lo largo de su ciclo de vida que las centrales de carbón o gas. La fabricación de equipos y la construcción de infraestructuras siguen generando emisiones, pero una vez en funcionamiento, estas instalaciones producen electricidad con un CO₂ directo mínimo.
Como referencia, un kilovatio-hora de una central nuclear francesa suele emitir unos pocos gramos de CO₂ equivalente, mientras que el carbón puede emitir más de 800 gramos. El gas suele situarse en torno a 350 a 500 gramos, según la tecnología y las fugas de metano a lo largo de la cadena de suministro. Esta brecha explica por qué las exportaciones francesas pueden reducir de forma significativa las emisiones europeas totales cuando sustituyen generación fósil.
Aun así, “bajo en carbono” no significa “sin impacto”. La nuclear plantea preguntas sobre la gestión de residuos y la seguridad a largo plazo. Las grandes presas afectan a los ecosistemas y al caudal de los ríos. La eólica y la solar requieren suelo, metales raros y soluciones de reciclaje. El debate en Francia gira ahora menos en torno a si la electricidad es baja en carbono y más en torno a qué mezcla de tecnologías acepta la sociedad.
Mirando al futuro: cómo simular la próxima década
Los planificadores energéticos usan modelos detallados para probar escenarios para la red francesa hasta 2035 o 2050. Estas simulaciones combinan supuestos sobre crecimiento económico, ganancias de eficiencia, electrificación, precios de combustibles, progreso tecnológico y políticas climáticas. También incorporan eventos meteorológicos extremos, como olas de frío severas o sequías prolongadas.
Un tipo de escenario asume una electrificación rápida: adopción veloz de bombas de calor, fuertes ventas de vehículos eléctricos, hidrógeno para el acero y los químicos. En ese mundo, el excedente actual desaparece en pocos años y Francia necesita cada nuevo reactor y cada parque eólico que pueda construir. Otro escenario asume un cambio más lento: más aislamiento pero menos vehículos eléctricos, hidrógeno limitado y demanda industrial moderada. Entonces, la sobrecapacidad podría lastrar los precios y estrangular a los productores.
Para la ciudadanía y las empresas, entender estas narrativas ayuda a dar sentido a las decisiones políticas. Una decisión de apoyar grandes proyectos de hidrógeno, por ejemplo, compromete de facto parte del excedente eléctrico futuro con la industria pesada. Un impulso a la rehabilitación masiva de viviendas y a las bombas de calor canaliza más electricidad hacia los edificios.
Destaca un riesgo: la complacencia. Unos años de excedente y precios moderados pueden dar la ilusión de que la cuestión energética está resuelta. Sin embargo, los objetivos climáticos, el envejecimiento de infraestructuras y las tensiones geopolíticas mantienen la presión sobre el sistema. La forma en que Francia use su ventaja actual moldeará su posición en el panorama energético europeo durante décadas.
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