Noticias del sector 30/12/2013

Las centrales de ciclo combinado operan apenas al 10% tras la caí­da de la demanda eléctrica

Las centrales de ciclo combinado operan apenas al 10% tras la caí­da de la demanda eléctrica viernes, 27 de diciembre de 2013 FUENTE: El Paí­s En el paí­s de aeropuertos sin aviones, silenciosas autopistas de peaje y urbanizaciones a medio acabar, abundan las fábulas del tiempo de los excesos, y sus moralejas. Aquí­ se cuenta otra, pero no otra más: porque la que está varada es una de las mayores inversiones industriales de la historia reciente. Gigantes de la energí­a se gastaron más de 15.000 millones de euros en levantar decenas de centrales de ciclo combinado para generar electricidad a partir de gas natural. Ahora apenas funcionan al 10% de su capacidad, el Gobierno discute con las empresas el cierre temporal de varias y hay ya quien se plantea desmantelarlas. La pretensión, hace una década, era transitar a un futuro sostenible de la mano de plantas más eficientes, que usan un combustible fósil menos contaminante que el fuel o el carbón. Y que se adaptan mejor a las renovables por su capacidad para graduar su aportación a la red eléctrica: algo esencial cuando el sol y el viento, intermitentes, ganan protagonismo. Pero los planes no pasaron la prueba de la falta de demanda. En 2008, con las centrales de ciclo combinado ya a todo trapo, un 32% de la electricidad consumida en España se produjo con gas, el doble que el carbón (16%). Hasta ahí­, lo previsto. Pero cuando el uso creciente de renovables se combinó con la crisis y otros factores, el guion dejó de valer: la producción con carbón aguanta, mientras la generación a partir de gas se desploma. Este año, los ciclos combinados solo generan un 9% de la electricidad, frente al 14% producida en plantas de carbón, que emiten más del doble de gases de efecto invernadero. Pedro Linares, codirector del centro de investigación Economics for Energy, explica por qué, en los primeros años de este siglo, las centrales de ciclo combinado fueron la principal apuesta de las compañí­as para responder a la, entonces, creciente demanda eléctrica. -œHabí­a financiación barata y fácil, su construcción era menos costosa y más rápida que otras centrales convencionales y eran menos contaminantes. Se percibí­a poco riesgo, hubo sobreinver-sión-, acota el coordinador de la cátedra BP en la Universidad Pontificia Comillas de Madrid. -œHay que remontarse a las condiciones en las que se tomaron esas decisiones-, abunda Mariano Marzo, catedrático de Recursos Energéticos en la Universidad de Barcelona. Como en las matrioskas, la del gas serí­a una burbuja, dentro de otra (de consumo), dentro de la enorme burbuja de crédito de la década pasada. -œLa planificación energética se hace a años vista, y entonces la demanda en España iba como un cohete-, enfatiza Marzo. También contribuyó el respaldo público, con millonarios incentivos a la inversión con cargo a la factura de la luz, que permiten recuperar más de un tercio del gasto en varios años. Solo Alemania, en la Europa continental, resiste la comparación, aunque ni siquiera allí­ el despliegue fue tan intenso. Desde que se inauguró la primera central de ciclo combinado en 2002 hasta que se alcanzaron los 27.000 megavatios de potencia instalada -”es la tecnologí­a con más capacidad de generar energí­a en España-”, solo pasaron siete años. Y las solicitudes en trámite llegaron a duplicar esa cifra. -œPesó también un comportamiento de rebaño, gregario, nadie querí­a perder cuota de mercado-, afirma Natalia Fabra, profesora de Economí­a de la Universidad Carlos III. -œHubo sobreinversión, una burbuja si se le quiere llamar así­, esa es una de las razones que explican por qué ahora están produciendo tan poco-, sostiene. ¿Cuáles son esas razones? Los expertos consultados y las principales compañí­as (Gas Natural, Iberdrola y Endesa) coinciden en que la caí­da de demanda desencadena el proceso, pero también hay discrepancias radicales. Las empresas defienden que no hay -œsobreinversión-, sino -œinfrautilización-. Y achacan buena parte del problema al acelerado desarrollo de las renovables. -œHan alcanzado una potencia total muy por encima de las cifras inicialmente contempladas-, dicen de las renovables desde Endesa. Eso, añaden, y un sistema que -œles da prioridad respecto a otras centrales más eficientes, ha conducido a que no haya hueco para la operación normal de los ciclos combinados-. -œLa capacidad construida de ciclos combinados ha quedado por debajo en un 10% de la planificación indicativa entre 2005 y 2011-, tercia en otro correo electrónico Gas Natural, en referencia a planes que aprobó el Gobierno de entonces. -œLa capacidad sobrante es del conjunto del sistema-, insiste la compañí­a que preside Salvador Gabarró. También en que los ciclos combinados son esenciales como tecnologí­a de respaldo: -œLos sistemas con fuerte penetración de renovables, como el nuestro, tienden a infrautilizar la capacidad térmica disponible aunque esta sea necesaria-. Porque, aunque renovables y ciclos combinados han duplicado en una década la capacidad de generar energí­a, el regulador, Red Eléctrica, debe asegurarse de que es suficiente en el peor de los mundos: un dí­a récord de demanda combinado con falta de sol y viento, un periodo seco (baja utilización de centrales hidráulicas) y averí­as varias. La reserva estratégica queda en manos del carbón, la energí­a nuclear y, sobre todo, del gas natural, por su capacidad de conectarse rápido a la red. Además, el carbón se resiste a perder protagonismo pese a que le habí­an reservado un papel secundario. Porque, como recuerda un portavoz de Iberdrola, a -œla obligación de quemar carbón nacional-, establecida por el propio Gobierno hasta 2015, se ha unido una carambola internacional: la polémica técnica del fracking ha permitido a EE UU ampliar la explotación de gas natural. Y eso ha deprimido el precio internacional del carbón. También son muy baratos los derechos de emisión de CO2. La consecuencia es que las plantas españolas que importan carbón son ahora más competitivas y adelantan en las subastas a los ciclos combinados. Varios de estos factores (aumento de las renovables, renacer del carbón, demanda débil) son comunes a toda Europa. -œLa rentabilidad de las centrales de ciclo combinado no deja de caer-, explica John Dimitropoulos, de Bloomberg News Energy Finance. -œMuchas compañí­as deciden venderlas, cerrarlas temporalmente, en una práctica conocida como hibernación, o desmantelarlas-. Henry Edwardes-Evans, de la consultora Platts, da cuenta de que las peticiones de cierre se acumulan en la mesa del regulador en Alemania, el lí­der en energí­a solar. Y de que gigantes continentales como las alemanas RWE y E.ON, la francesa GdF o la italiana Edison ya han optado por dejar fuera de operación varias plantas, con el argumento de que los ingresos no cubren los costes de funcionamiento. Una situación que han denunciado ante las más altas instancias europeas, a las que exigen enfriar el apoyo a las renovables. -œEl mensaje de las grandes empresas de que están produciendo poco por las renovables es inaceptable-, replica Natalia Fabra, que relativiza el desfase: en España, las primas aceleraron la instalación de paneles solares fotovoltaicos (se multiplicaron por 10 las previsiones). Pero no ocurrió así­ con los parques eólicos, la principal apuesta renovable, cuyo desarrollo se ajusta a lo planificado. Y mientras los molinos generan el 21% de la electricidad, los paneles apenas suministran el 3%. En el despliegue de ciclos combinados, el ajuste a lo planeado también es relativo. El primer documento que incorporó esta tecnologí­a, el plan 2002-2011, hablaba de un -œmí­nimo- de 14.800 megavatios, una referencia que la patronal Unesa consideró adecuada. En 2005, como ocurrió con las renovables, el objetivo fue elevado (hasta 30.000 megavatios) ante la acumulación de solicitudes. -œPara las renovables, los objetivos son cuotas obligatorias que vinculan al Estado, para el resto son solo referencias indicativas, la última palabra es de las empresas-, recuerda el profesor Linares. Un plan tan reciente como el diseñado para los años 2011-2020, en medio de la crisis, tropezó otra vez con la misma piedra. El primer atisbo de crecimiento, frustrado luego, llevó al Gobierno socialista a anticipar una recuperación del consumo eléctrico, un escenario en el que las renovables seguí­an aumentando y los ciclos combinados abastecí­an un tercio del suministro eléctrico. Y todo ello a costa de la aportación del carbón y las centrales nucleares. El contraste con la realidad es contundente: consumo a la baja, mí­nima actividad de los ciclos combinados, mientras plantas de carbón y centrales nucleares mantienen su nivel de aportación. El sistema de subasta en vigor multiplica los efectos de la escasez de demanda. Porque no solo da prioridad a las renovables, sino que coloca por delante a las centrales hidráulicas y nucleares (en su mayorí­a propiedad de las tres grandes), a las que además se retribuye al precio de la última térmica convencional en entrar (carbón o gas natural) en el sistema. -œLas centrales nucleares e hidráulicas, que han amortizado gran parte de la inversión hecha, son las que obtienen mayores beneficios-, sostiene Fabra. -œLas nuevas condiciones de la demanda van para largo, hay que ver cómo nos adaptamos-, señala el catedrático Marzo. Los expertos creen que por su capacidad de respaldo a las renovables, y su menor impacto contaminante, las centrales de ciclo combinado son imprescindibles en un futuro próximo. Aunque no tienen tan claro que sean necesarias todas. Con un mayor énfasis en la eficiencia, según investigaciones en las que ha participado Linares, podrí­a ser suficiente con la mitad. Y la perspectiva de que el vehí­culo eléctrico pase de anécdota a categorí­a no altera sensiblemente los cálculos, ya que se recargarí­an por la noche cuando otro tipo de demandas están bajo mí­nimos. -œLa retribución de las centrales de ciclo combinado tiene que estar más alineada con la garantí­a del suministro-, apunta la profesora Fabra, quien recalca que un puñado de centrales, establecidas en zonas en las que la congestión de la red obliga a tirar de ellas, -œsí­ son muy rentables-. Iberdrola movió ficha este verano al hacer ante el Ministerio de Industria la primera solicitud de cierre definitivo: el desmantelamiento de un grupo de 800 megavatios de su planta de Arcos de la Frontera (Cádiz), una petición pendiente de resolver. Industria sí­ ha dado otras respuestas al sector. En sintoní­a con lo exigido por las propietarias de ciclos combinados, recortó primas a las renovables y cegó la ví­a de expansión de la solar fotovoltaica (el autoconsumo), separándose del camino que compartí­a con Alemania, el otro lí­der europeo en energí­a verde. Además, a la estela de lo hecho en otros paí­ses europeos, Industria permitirá la hibernación (el cierre temporal) de centrales. El sector cree que la propuesta inicial (hibernar hasta 6.000 megavatios al año) se queda corta: plantean llegar a 10.000 megavatios y durante periodos de tres años. A Competencia lo que no le hace gracia es que los consumidores tengan que costear compensación alguna por la hibernación, como quiere Industria. Con el ahorro de costes, añade, es suficiente. Industria reformará además el pago por la disponibilidad de las plantas térmicas para garantizar el suministro. Pero, de nuevo, ni la cuantí­a (un máximo de 210 millones de euros al año, según se hayan comportado los precios) ni el diseño (-œpenaliza a las centrales más eficientes-, asegura Endesa), convencen al sector. El futuro de las centrales de ciclo combinado, sin embargo, depende de lo que el Gobierno lleva dos años sin afrontar. -œHay que definir un nuevo marco regulatorio de retribución de todo el sistema energético-, explica el catedrático Marzo, quien también echa en falta un nuevo plan energético hasta 2030, que incorpore las nuevas condiciones económicas y aclare por qué combinación de fuentes energéticas se apuesta ahora. Un proceso que el Gobierno, empujado por la polémica subasta eléctrica del último trimestre, parece, ahora sí­, dispuesto a abordar. Pero a uña de caballo, sin planificación conocida, y con el dudoso mérito de haberse puesto en contra a asociaciones de consumidores, grandes compañí­as eléctricas y productores de energí­as renovables.

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