Son ya 28 meses consecutivos vendiendo más de lo que compra. A diferencia de en la anterior etapa como esporádico exportador neto, entre 2004 y 2015, ahora la clave está en las renovables.
Por El País
Las tornas cambiaron en el otoño de hace tres años, cuando la crisis energética europea —hoy prácticamente superada— empezaba a llamar a la puerta. España llevaba más de medio año importando ininterrumpidamente electricidad, y aquel mes fue el primero en el que las ventas ganaron la partida: por poco, pero la suma de megavatios hora (MWh) vendidos a Francia, Portugal y, en mucha menor medida, a Marruecos y a Andorra, volvía a ser mayor que lo comprado a esos mismos países.
Desde entonces, no ha habido ni un solo mes en el que haya comprado más electrones de los que ha vendido: ya van 28 consecutivos. Una racha que no tiene ninguna pinta de terminar pronto: todos los factores apuntan, hoy por hoy, a España como gran potencia exportadora de electricidad europea, solo por detrás de la muy nuclear Francia y de dos extraterrestres nórdicos (Noruega y Suecia), dotados de una ingente capacidad de generación hidráulica y abundantes interconexiones para poder enviar sus excedentes a Dinamarca o Alemania.
No es la primera vez que esto sucede: entre 2004 y 2015, España fue exportadora neta de electricidad. Hay, sin embargo, grandes diferencias: comparado con entonces, los saldos exportadores han sido ininterrumpidos. Es decir, el saldo se ha mantenido en ese sentido mes tras mes. Además, si hace unos años el principal factor diferencial era la brutal expansión de las centrales de gas natural y la mejor capacidad de aprovisionamiento de este combustible, ahora son las renovables y, muy especialmente, la solar fotovoltaica. Con una excepción: en el tramo final de 2021 y en gran parte de 2022, España tuvo que quemar gas a mansalva en sus centrales de ciclo combinado para paliar el parón de la nuclear francesa.
Pedro Cantuel, analista de Ignis Energía, identifica, sobre todo, dos factores detrás de este cambio de tornas aparentemente sine die. Primero, el fuerte crecimiento de las exportaciones a Portugal, “en gran medida por el despliegue de la fotovoltaica en dos últimos años, ya que ambos países pertenecen al mismo mercado mayorista y el efecto precio es menor”. Segundo, el tirón de las exportaciones a Francia, por la brecha cada vez mayor de precios entre ambos países, favorable a España. Para este año, su previsión es que “la tendencia se mantenga, incluso con mayores niveles de exportación que en 2023″.
Jean-Paul Harreman, director de EnAppSys, añade otros ingredientes al cóctel: “El gran crecimiento de las renovables y, en los últimos meses, el excelente desempeño de la hidráulica”. Aún hay más: el suministro directo de gas desde el norte de África “también contribuye”, dice. Un combustible que permite a las centrales españolas de ciclo combinado operar a unos precios algo menores que los de los países del centro y el norte de Europa.
No hay, en el horizonte, grandes visos de cambio. Los saldos exportadores son, es verdad, mucho menores que en el verano y el otoño de 2022, cuando la invasión rusa de Ucrania amenazaba con triturar todos los paradigmas energéticos conocidos. Pero resisten claramente en terreno exportador, y así seguirán en los próximos años, en los que el ritmo de conexión a la red de proyectos eólicos y —sobre todo— fotovoltaicos irá a más. La importancia de los segundos es mayor: no solo porque la solar será la que marque la pauta de crecimiento en los próximos años, sino porque esta será —con más horas de sol y más paneles en marcha— el gran factor diferencial respecto al resto de socios europeos.
El borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (la hoja ruta del Gobierno para los próximos años) prevé que la potencia instalada de aerogeneradores pase de los 30,7 gigavatios (GW) actuales a algo más de 42 a finales del año que viene y a 62 en 2030. Los paneles solares, entretanto, crecerán desde los 24,7 GW de hoy a 56,7 GW en 2025 y a 76,4 a finales de la década. Ese doble salto promete saturar la aún débil interconexión con Francia, en sentido salida. En especial, en los días de mucho sol y no especialmente calurosos —en primavera y en otoño, por ejemplo—, en los que se dan las mejores condiciones para la generación y el consumo interior se mantiene controlado. “Es muy difícil que volvamos a ver importaciones netas a partir de ahora: solo hay que mirar a los precios de los futuros”, apunta Natalia Fabra, catedrática de la Universidad Carlos III de Madrid.
La interconexión, clave
Con estos mimbres, la escasa capacidad de la interconexión con Francia es el principal freno del potencial exportador español. Los actuales 2,8 GW de entrada y salida casi se duplicarán hasta alcanzar los cinco en 2027 o, a lo sumo, en 2028. Ese mayor potencial de intercambio permitirá aplanar la curva de precios en España, al aumentar la salida de electricidad en las horas solares e incrementar la entrada durante la noche y en las horas punta de la mañana, en las que la nuclear francesa ejerce de sustento. Y hará que, por ejemplo, un día ventoso en Alemania o en el Reino Unido —dos países en los que hay muchos aerogeneradores instalados y que está fuertemente conectados con Francia— se note mucho más hasta ahora que en España.
“Una parte importante de la generación renovable española no se va a poder exportar por la limitada capacidad de la interconexión: para no desperdiciar energía, la clave es aumentar su capacidad”, resume Fabra. “Nos ha fallado el timing: vamos cinco años tarde en la expansión de las interconexiones, y eso hace que vayamos a ver caídas bruscas de precios sin capacidad de ajuste”. Hasta hace no tanto, la voluntad española de ampliar las interconexiones con su vecino del norte tenía razón de ser en los precios más bajos de la electricidad allí; ahora es todo lo contrario: la voluntad es la de exportar durante gran parte del día —cuando luce el sol—, e importar únicamente por la noche o en momentos de demanda pico.
Entre enero y octubre de 2023, las exportaciones españolas de electricidad —que figuran en la balanza comercial española en el mismo epígrafe que las de carbón, un combustible cada vez más minoritario— sumaron más de 3.300 millones de euros a la balanza comercial española. Descontadas las importaciones, el aporte positivo (superávit) fue de casi 440 millones, lejos de los más de 800 millones del mismo periodo de 2022. Aunque de forma modesta, la buena marcha de este segmento redujo el histórico desequilibrio español en lo que a importaciones y exportaciones energéticas se refiere: en los diez primeros meses del año pasado, las primeras superaron a las segundas en más de 28.000 millones de euros. Entre enero y octubre de 2022, esa cifra fue aún mayor: casi 44.000 millones.
Italia, pozo sin fondo
España ha intercalado periodos, como el actual, en los que ha primado la exportación de electricidad con otros de fuertes importaciones netas (como en 2016, 2017 y 2018). En el sur de Europa, sin embargo, hay un país que mantiene una posición fuertemente importadora desde tiempos inmemoriales y que no tiene ninguna pinta de cambiar en los próximos años: Italia. El año pasado, el país transalpino rozó los 50 TWh de electricidad importada, la mayor cifra desde que hay registros. Una cifra, con todo, nada excepcional: en 2021 y 2022 fueron 43 TWh, y desde 2016 en ningún ejercicio se ha bajado de los 30. Ni siquiera en el 2020 marcado de principio a fin por la pandemia. A diferencia de España, la capacidad renovable italiana es mínima. Y a diferencia de Francia, Italia no cuenta con una sola central nuclear. Una combinación difícil de gestionar, que deja a la tercera economía del euro a merced del gas y —sobre todo— de las importaciones.
