(r)Evolución Energética: El sistema gasista español, la siguiente burbuja a explotar
(r)Evolución Energética: Cómo la burbuja de las centrales de ciclo combinado está afectando a las renovables
centrales en las que las eléctricas invirtieron miles de millones, y que sólo se utilizarán cuando toca subasta para hinchar el precio de la electricidad; pero lo mejor es que los borregos tengan que pagar las malas decisiones empresariales de unos que sólo miran su bolsillo..
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Mucho gas para tan poca luz
Las centrales de ciclo combinado, una de las mayores inversiones
industriales de la historia reciente, operan apenas al 10% tras la caída
de la demanda eléctrica
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. “Había
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 sobreinversión”, acota el coordinador de la cátedra BP en la Universidad Pontificia Comillas de Madrid.
“Hay 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. “La
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.
“Pesó también un comportamiento de rebaño, gregario, nadie quería perder
cuota de mercado”, afirma Natalia Fabra, profesora de Economía de la
Universidad Carlos III. “Hubo 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 “sobreinversión”, sino “infrautilización”. Y achacan buena parte del problema al acelerado desarrollo de las renovables.
“Han alcanzado una potencia total muy por encima de las cifras
inicialmente contempladas”, dicen de las renovables desde Endesa. Eso,
añaden, y un sistema que “les da prioridad respecto a otras centrales
más eficientes, ha conducido a que no haya hueco para la operación
normal de los ciclos combinados”.
“La 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. “La 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: “Los
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 “la 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. “La rentabilidad de las centrales de ciclo combinado no deja de caer”, explica John Dimitropoulos, de Bloomberg News Energy Finance. “Muchas 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.
“El 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 “mínimo” 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. “Para 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. “Las centrales nucleares e hidráulicas, que han amortizado
gran parte de la inversión hecha, son las que obtienen mayores
beneficios”, sostiene Fabra.
“Las 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.
“La 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, “sí 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 (“penaliza 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. “Hay 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.
Centrales de ciclo combinado en España
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