Las centrales de gas presionan para cobrar 400 millones al año en ayudas o permiso para poder cerrar

España disparó el uso de sus centrales de gaspara producir electricidad durante lo peor de la crisis energética y lo ha estado haciendo también ahora durante todo el último verano, hasta encaramarse en muchos momentos como la principal fuente de generación eléctrica del país. Las energéticas que operan estas plantas ahora sacan pecho y se reivindican como garantes de la seguridad de suministro en el mercado español frente a la producción intermitente de las instalaciones de energías renovables, dependientes de que haya viento, sol o agua.

Las centrales de gas no funcionan siempre, sólo cuando el resto de tecnologías no son suficientes para cubrir toda la demanda de electricidad. Pero siempre han de estar disponibles para enchufarse de ser necesario, dado que es una tecnología que puede producir prácticamente a voluntad y con rapidez. Ante esta situación, el sector del gas vuelve a meter presión para recibir una retribución millonaria específica por estar disponible para generar electricidad, con el objetivo de cubrir los costes que la venta de electricidad al mercado no compensa.

El Gobierno remitió el pasado junio a la Comisión Europea un borrador de actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), la hoja de ruta para impulsar las energías renovables y avanzar hacia la descarbonización de la economía hasta 2030. Una revisión en la que se establece que todas las centrales de gas -en total, 50 plantas, con una potencia conjunta de 26.600 megavatios (MW)- deberán seguir estando operativas durante toda esta década mientras continúa el despliegue masivo de nuevas renovables.

Ayudas o poder parar

Sedigás, la patronal que agrupa a decenas de empresas de toda la cadena del sector del gas natural, reclama la puesta en marcha de mecanismos que sirvan para retribuir a las centrales por su labor para dar seguridad y estabilidad a la producción eléctrica o, si no se activan las ayudas o no son suficientes, que se permita a las energéticas cerrar las plantas o hibernarlas si no consiguen cubrir los costes operativas para no funcionar de manera obligatoria con pérdidas.

“Sedigás reitera la necesidad de reconocer el valor estratégico de los ciclos combinados como pilar de la seguridad energética en un entorno de alta penetración renovable no gestionable, dada su flexibilidad y eficiencia operativa en la generación eléctrica. El mantenimiento de la potencia instalada de ciclos combinados de gas es una prueba inequívoca del papel fundamental que esta tecnología seguirá teniendo para garantizar el suministro eléctrico en el horizonte 2030”, subrayaba la patronal gasista en sus alegaciones al borrador de PNIEC. “Su inclusión en las previsiones de la futura matriz energética debe ir acompañada de la necesidad del desarrollo de mecanismos de mercado que permitan su viabilidad económica y, en caso de no ser ésta posible, se debe facilitar su libre salida del mercado”.

Varias fuentes del sector gasista calculan que la retribución necesaria por el conjunto del parque de ciclos combinados -las plantas que utilizan gas para producir electricidad- para cubrir costes se sitúa en el entorno de los 15.000 euros por cada megavatio de potencia instalada cada año, lo que supondría el reparto de 400 millones anuales. Otras compañías elevan incluso el montante requerido hasta los 20.000 euros por megavatio, lo que supondría incrementar el presupuesto hasta los 530 millones de euros cada ejercicio de media.

Sedigás y la consultora PWC presentaron en 2021 un estudio sobre la rentabilidad de las centrales de gas en España que alertaba de que un 70% de las plantas se encontraba en pérdidas operativas y que subrayaba la necesidad de establecer un mecanismo de retribución para evitar que se ampliara el porcentaje de instalaciones con su viabilidad económica comprometida. Desde el sector gasista se apunta que el escenario actual sigue siendo igual de pesimista que el que reflejaba el estudio.

En busca del ‘ok’ de Bruselas

El Gobierno español ya activó en 2021 un proceso de audiencia pública como paso previo a la creación un nuevo mercado de capacidad para retribuir a las instalaciones con capacidad de dar firmeza al sistema eléctrico. El plan del Ejecutivo pasaba por crear dos tipos de subastas (con periodos de 5 años y 1 año) para repartir las ayudas a plantas que se ofrecían a estar disponibles para producir con un precio estable de la electricidad. Pero la orden ministerial no se ha aprobado.

El Gobierno español estableció conversaciones informales con la Comisión Europea para recibir el ok al nuevo mecanismo, para lo que Madrid tenía que justificar por qué se consideraba imprescindible y demostrar que el sistema era compatible con el régimen de ayudas de Estado comunitarias. Todo el proceso está estancado porque es imprescindible un estudio previo con el análisis de cobertura de todo el sistema eléctrico europeo para realizar el posteriormente el análisis para el mercado español, según confirman fuentes oficiales a EL PERIÓDICO DE ESPAÑA, del grupo Prensa Ibérica.

La Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) -que agrupa a la CNMC española y a sus homólogos del resto de países europeo- ha parado varias propuestas de la asociación de los gestores de redes de transporte Entso-e -que integra a REE y a sus pares comunitarios- para establecer una metodología con el objetivo de poder realizar el análisis de cobertura.

El Gobierno español incluyó en su propuesta a Bruselas de reforma integral del mercado eléctrico europeo la necesidad de activar mercados de capacidad para garantizar la seguridad de suministro mientras se despliegan todas las nuevas renovables necesarias, pero no es seguro que este punto finalmente acabe siendo recogido en la postura común de los Veintisiete sobre la reforma en la que ahora trabaja la Presidencia española de turno del Consejo Europeo.

Uso disparado de las centrales

El año pasado las plantas de ciclo combinado -las que queman gas natural- elevaron un 53% su producción y se convirtieron en la principal fuente de producción de electricidad en España, con un 24% del total, en un contexto en que se hundió la actividad de las hidroeléctricas por la sequía, hubo a momentos menos aportación renovable de la esperada y las exportaciones de electricidad a Francia y Portugal se elevaron hasta máximos.

Y durante todo el verano de este año las centrales de gas también se han convertido en las grandes productoras de electricidad del mercado español en varios de los últimos meses, concentrando entre junio y septiembre más de un 20% de toda la generación, según los registros de Red Eléctrica de España (REE), el gestor del sistema eléctrico español.

En mitad de una de las olas de calor que este verano han golpeado a España, REE tuvo que recurrir

a todas las unidades de producción con gas natural disponibles para poder atender la demanda. En concreto, a las 10 de la noche del 18 de julio casi el 45% de la demanda eléctrica fue cubierta gracias a la energía generada por los ciclos combinados.

“Es relevante destacar el papel estratégico que el gas natural, a través de los ciclos combinados, ejerce a la hora de evitar posibles colapsos y cortes de suministro de nuestro sistema eléctrico en situaciones de elevada demanda como la actual, por su alta flexibilidad, rapidez y eficiencia para garantizar el suministro a hogares e industrias”, subrayó entonces Sedigás. “A pesar de que los ciclos combinados son clave para el suministro eléctrico, el diseño actual del mercado compromete su viabilidad económico. Es preciso la definición de unos mercados de capacidad que den visibilidad y estabilidad en el horizonte 2030 definido en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima”, contemplando específicamente retribuciones para las centrales de gas por estar disponibles cuando son necesarias para atender la demanda.