Las centrales de gas urgen ser retribuidas por servir de colchón del sistema eléctrico

La ola de calor ha disparado el uso de los ciclos combinados, centrales que queman gas para producir electricidad. A pesar de ser la segunda fuente de generación por potencia instalada en España, su protagonismo ha sido más bien discreto en los últimos años, a excepción de aquellos casos en los que la demanda se dispara o falta recurso renovable, cuando reaparecen en el escenario eléctrico para evitar un apagón. Un salvavidas ‘gratuito’ que urge que se le pague por servir de colchón al sistema eléctrico, si como planea la hoja de ruta española —Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC)— se quieren mantener todas estas centrales encendidas la próxima década.

Así lo ha recordado esta semana la patronal Sedigas, pidiendo, una vez más, la creación en España de mercados de capacidad, una suerte de mercado paralelo al de la energía —donde se retribuye la producción— en el que se pague a los centrales eléctricas por su disponibilidad en aquellos momentos de tensión del sistema, es decir, cuando hay mucho consumo de electricidad y, por tanto, no llegan las renovables, como ha ocurrido estos días, o ante situaciones de escasa oferta, que impidan la generación con agua, viento o sol, como ocurrió el verano pasado. “Sin los ciclos combinados no se podría haber garantizado el suministro eléctrico el verano pasado”, advertía el presidente de la patronal Sedigas, Joan Batalla, en la 49 edición de la reunión anual de la asociación gasista, celebrada en junio.

En la temporada estival pasada la reducida generación hidráulica —fue el año más bajo de la historia de esta tecnología— y de renovables, así como el incremento de las exportaciones a Francia tras el parón nuclear, activó las centrales de gas. Tanto es así que se convirtieron en la primera fuente de generación del país en 2022, después de una década (en 2019 ocupaban el cuarto lugar en producción, tras la energía nuclear, la eólica y el carbón). Pese a eso, su tasa de utilización (relación entre la producción real y la que habría podido alcanzar si las centrales hubieran funcionado a su potencia nominal durante todo el tiempo que han estado disponibles) se mantuvo baja (del 34,1%).

Otro ejemplo, el martes 18 de julio, cuando Red Eléctrica requirió que entrasen todas las unidades en funcionamiento para evitar un apagón. Y cada vez serán más necesarias, de cara a un futuro sistema eléctrico lleno de renovables, que les obligará a parar y arrancar de forma constante. Pero eso supone unos costes de operación y mantenimieto mayores y recibir dinero solo cuando se utilizan y tener una utilización tan baja los hace inviables económicamente, según defienden sus propietarios. Según un informe de PwC para Sedigas que analizó el año móvil desde agosto de 2018 a julio de 2019, el 70% del parque de ciclos combinados tiene pérdidas operativas. No son capaces de recuperar sus costes fijos, lo que compromete su viabilidad económica.

Hasta mediados de 2018, estas centrales tenían, además de la retribución a la generación, incentivos a la inversión —10.000 euros por megavatio de potencia instalada— y a la disponibilidad. Estos últimos retribuían a las instalaciones por estar disponibles cuando fuera necesario, una figura similar a lo que piden volver a impulsar. El Gobierno inició los trámites para crear unos mecanismos de capacidad en 2021, pero a día de hoy todavía no se han aprobado ni mucho menos puesto en marcha. Su creación debe contar con el beneplácito de Bruselas para evitar que sean consideradas una ayuda de Estado y el Ejecutivo defiende que el sistema actual es “largo, tedioso y complicado”, mientras desde el sector sugieren que se podría dar un empujón a esa tramitación.

Las eléctricas activan al máximo sus centrales de gas en plena ola de calor

El tiempo apremia

El debate se ha trasladado a Europa, en el marco de la reforma del mercado eléctrico. El Parlamento Europeo acaba de conseguir un acuerdo sobre sus orientación tras la propuesta, en marzo, de la Comisión Europea. Bruselas alienta a diseñar nuevas herramientas de capacidad pero dentro del régimen existente, donde este mecanismo se sitúa como una fórmula de último recurso y limitada en el tiempo, que es precisamente lo que critica el Gobierno español. Solo falta el Consejo de la Unión Europea, que ahora preside España y que está formado por los Veintisiete, por pactar su enfoque general sobre el tema e iniciar, así, los trílogos o negociaciones tripartitas para alcanzar un consenso antes del año que viene. Tanto el Gobierno como las eléctricas coinciden en incluir este tipo de mecanismos como una herramienta estructural, aunque el tiempo apremia.

"En el caso de España, independientemente del acuerdo que se alcance, se debería aprobar cuanto antes nuestro propio mecanismo, con el fin de evitar problemas de seguridad de suministro en 2025, como prevé la asociación de redes europeas Entso-e en un reciente informe", insiste el socio responsable de sectores regulados, análisis económico y sostenibilidad de la consultora EY, Antonio Hernández. Entso-e realiza su análisis de riesgos a partir de la previsión renovable del PNIEC y de la información proporcionada por Red Eléctrica. Y concluye que en dos años España podría tener un problema real de seguridad de suministro. En la práctica esto se traduce en apagones.

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