Una planta de ciclo combinado (central eléctrica de gas).
Naturgy valora mantener abiertos los ciclos combinados que pidió cerrar en 2017 si hay subastas de capacidad
El Supremo acaba de autorizar el cierre de cinco centrales eléctricas que hace seis años apenas eran rentables para recuperar la inversión.
15 noviembre, 2023 02:13Mucho ha cambiado el contexto energético en España desde 2017. Tanto que los ciclos combinados (centrales eléctricas de gas) no eran rentables. Por eso, Naturgy solicitó al entonces Gobierno de Rajoy cerrar 5 instalaciones. Y en 2018, otras seis. Entre todas sumaban 4.400 MW de un total de 7.400 MW que tiene la compañía en España.
Sin embargo, según ha podido saber EL ESPAÑOL-Invertia de fuentes del sector eléctrico, "ahora no está tan claro. Naturgy lo está valorando porque existe una solución: las subastas de capacidad". Y tiene el derecho a decidir qué hacer con sus centrales. El Supremo le ha autorizado a cerrarlas, si quiere, tras años de silencio administrativo. La energética está valorando esa sentencia.
El mix energético ha cambiado tanto en estos seis años que si en 2017 apenas se pusieron en marcha el 10% de los ciclos combinados, en 2022 encabezaron la generación eléctrica por primera vez en una década (el 25% del mix). Y en lo que va de 2023, solo están por detrás de la eólica y la nuclear, con una participación acumulada del 18%, con datos de REE.
"Ya no están en una situación tan precaria como en 2017 o 2018", explican fuentes del sector eléctrico a este diario.
Y no sólo depende de si un año es especialmente seco, como 2022, y no hay tanta generación hidráulica, también es que "el Gobierno central y Europa ya ven necesario contar con herramientas, como las subastas de capacidad, que incentiven tecnologías que dan respaldo a las renovables cuando no hay sol ni viento".
En España hay una potencia instalada de ciclos de 26 GW, y en un año récord como 2022 han funcionado de media 2.600 horas. "En los últimos cinco años no han funcionado simultáneamente más de 17 GW, por lo que existe cierto margen para cerrar ciclos", explica en redes sociales Joaquín Coronado Galdos, Cofundador de Digital Five Investment y presidente de Build to Zero.
"Sin embargo, teniendo en cuenta el calendario de cierre nuclear que implica el cierre de 4.200 MW hasta 2030, la holgura de capacidad firme se estrecha".
Mecanismos de capacidad
El Gobierno ya ha dado un primer paso para poner en marcha estas subastas de capacidad, el mecanismo más empleado en el resto países europeos para dar seguridad de suministro en el corto, medio y largo plazo, incentivando centrales que aporten firmeza y flexibilidad al sistema eléctrico.
Unas subastas que se espera que sean de libre competición y donde se otorgue un incentivo económico lo suficientemente rentable como para que salgan los números para mantener abiertas las centrales, aunque no funcionen todos los días.
El Ministerio para la Transición Energética ya lanzó a consulta pública el mes pasado una Propuesta de Resolución para fijar los valores del valor de carga perdida y el estándar de fiabilidad para la generación que dé soporte a la generación renovable.
Además, "la reforma del mercado eléctrico en negociación en la UE va a permitir realizar pagos por capacidad a la generación térmica hasta 2028 inclusive, lo que da margen para retribuir a los ciclos que se necesite mantener operativos", añade Coronado Galdós en su red social.
"Ahora si un ciclo no entra en el mercado mayorista, no se le compra la electricidad que podría producir y no tiene ningún ingreso. Por tanto, las empresas propietarias tienen que asumir las pérdidas por los costes de mantenerla abierta", apuntan las fuentes del sector eléctrico.
El siguiente paso serán las subastas de capacidad, donde competirían, además de los ciclos, otras tecnologías, como los bombeos, el almacenamiento de energía con baterías o los agregadores de la demanda.
Más eólica e hidráulica
El mix energético es cada vez más renovable. En lo que llevamos de noviembre, "la generación eólica junto con la solar va camino de superar la barrera de los 8 TWh", dice Pedro Cantuel, senior analyst de la compañía energética Ignis en redes sociales.️ "Y la generación con gas podría estar en mínimos de 7 años".
Desde la pasada primavera, las renovables han ampliado su participación en el mix eléctrico nacional. Y si con los días de sol la fotovoltaica hace caer los precios en las horas centrales del día, con la llegada de las borrascas, la eólica y la hidráulica toman el relevo.
De hecho, el 50,7% de la producción eléctrica de España fue renovable en octubre. Y, el 20 de octubre se rompió el récord de producción renovable en España con el 70,5% del mix, un máximo que se superó el 2 de noviembre, con una cuota del 73,3%. Las tecnologías renovables produjeron 10.609 GWh a lo largo del mes, lo que supone un aumento del 25,5% respecto a octubre de 2022.
Sin embargo, se siguen necesitando tecnologías de respaldo para aquellas horas en las que no hay sol, esos días en los que no hay viento o esos meses donde apenas hay agua. Ciclos, bombeo, almacenamiento y agregadores son la solución, pero tienen que ser rentables.
