edición: 3102 , Viernes, 4 diciembre 2020
29/10/2010
Antonio Peris, presidente de Sedigas

A Industria se le olvidan los ciclos combinados y les aplica los ‘grilletes verdes’

ICNr

Lo asoman a los rezagos de un modelo que, con la demanda a la baja, subvenciona algunas de las energías más caras -algunas tecnologías inmaduras-, aún a costa de dejar al gas (la fuente más eficiente y garantista en el suministro) en la tierra de nadie de las promesas del propio Plan Estratégico de Energía para 2013 y de relegar a las centrales de ciclo combinado -a un 30% de su capacidad ya durante 2009- a fuentes de respaldo para cubrir la volatilidad de la eólica y la solar. La patronal Sedigas y las empresas del sector agotan su paciencia en el ‘angulo ciego’ del Ministerio de Industria. Quieren expectativas tangibles a medio plazo.

Descuentan que la demanda en España, una vez superada la crisis, se duplicará, desde 390 teravatios hora (TWh) en 2008 a 818 TWh en 2030. Pero sin un perfil definido del conjunto del mix, con 22.200 Mw en ciclos (por debajo de los 25.000 previstos por Industria para 2011) y con centrales funcionando una media de 3.000 horas durante los nueve primeros meses de 2010, en lugar de las 5.000 previstas, todos los planes para nuevos ciclos están en 'stand by'.

Si no cambia la retribución con algún modelo que corrija el pago por capacidad y horas en funcionamiento y reconozca su papel de ‘back up’ ante la volatilidad de las renovables, están en riesgo inversiones de más de 11.000 millones de euros que Moncloa incentivó. Con el modelo actual de renovables -advierte el Presidente de la Asociación Española del Gas (Sedigas), Antonio Peris- el gas ha pasado de convertirse en una energía de base, a ser el backup de las energías verdes, “está condenado a ser un elemento de complemento, no de base”. Las renovables cubrieron un 26% de todo el consumo eléctrico, de capa caída por la crisis económica, en detrimento de las tecnologías del régimen ordinario.

En 2008, los ciclos combinados funcionaron 4.300 horas de media (un 50% del tiempo). En 2009: 3.600 horas. Para el cierre de este año, se prevén 3.000 horas, para preocupación de las empresas propietarias, que con los contratos 'take or pay' de compra de gas  tienen que pagar el combustible al margen de que se utilice o no. Son las más perjudicadas por un mix que ha terminado por dar prioridad a las energías fluyentes -sol, viento, agua y nuclear- aún a costa de cumplir las propias expectativas generadas desde Castellana 160. No fueron otras que las previsiones del Plan Estratégico 2008-2016 (ahora en revisión) ni otras que las urgencias de suministro garantista del sistema y su necesidad de energías de respaldo para las fuentes de generación más novedosas las que alimentaron el boom del crecimiento de los ciclos desde finales de los años 90. Desde 1999, a la vista de los problemas de suministro del sistema eléctrico español, se llamó a los ciclos combinados para acentuar las garantías de suministro y para hacer el papel de ‘servicio de guardia’ con las renovables, el respaldo en el que han podido prosperar durante la última década las nuevas fuentes de generación.

El ministro, atrapado en un modelo energético que desborda sus costuras, ha terminado por ‘quemar’ al sector gasista español en la hoguera de las renovables. Y lo seguirá haciendo, a juzgar por las expectativas del Paner (Plan de Acción Nacional de Energías Renovables) 2011-2020 enviado a Bruselas en julio. Es el propio Sebastián el que, a la búsqueda aún de una ecuación para las fuentes de generación, reconocía que su mix de generación no puede seguir así, después de un año en el que las primas se le dispararon el déficit con 6.215 millones para el Régimen Especial. Pero España, no contenta con cumplir con el 20% del consumo de energía final procedente de renovables que exige la Unión Europea y su Paquete Verde para 2020, es (junto con Suecia y Holanda) el único de los Veintisiete que redobla sus apuestas verdes: se acaba de comprometer a un objetivo del 22,7%. Un ‘órdago’ renovable que, según los cálculos de Sedigás supondrá un esfuerzo adicional para el sistema de generación eléctrica de 3.700 millones de euros en primas. “Un sobrecoste” -en palabras de Peris durante su encuentro con medios en la APIE- que no se justifica” en un contexto de crisis en el que se debe buscar la máxima competitividad, también energética.

Su papel en el mix para cubrir la demanda eléctrica no se cuestiona. No sólo -como explica el presidente de Sedigas, Antonio Peris- por ser un sector que aporta al PIB 8.500 millones de euros anuales (con más peso que los 4.780 del textil, o los 4.805 millones de las renovables), o por los  52.745 puestos de empleo directo, indirecto o inducido (más otros 20.000 de instaladores y en industrias auxiliares) que genera. Ni siquiera, por los 6.373 millones de euros en valor agregado en el 2008 y 10.800 millones de euros en inversión en la última década. El sector gasista saca de nuevo al escaparate del ministro, los galones que acreditan sus “ventajas competitivas” estrictamente energéticas, la eficiencia, la seguridad de suministro y la flexibilidad. Las mismas en realidad que impulsaron desde el año 2000 su crecimiento geométrico. De entre las energías fósiles es la menos contaminante.

España es, sólo seguida por Inglaterra, el único país de la UE que tiene un mercado diversificado de suministradores (con entre 9 y 11 países) y-como país con mas gasificadotas del continente y tercer consumidor mundial de GNL- cuenta con fórmulas diversas de abastecimiento, lo que reduce los niveles de incertidumbre de aportación de energía. Las singularidades del sector gasista español y la evolución reciente de los mercados internacionales garantizan que el suministro se realice en condiciones de competitividad y seguridad. Es la fuente energética con mejor capacidad de entrada al sistema y transporte interno. Las particularidades del gas, especialmente la flexibilidad de las plantas y las reducidas emisiones -Peris dixit- le sitúan como la mejor opción de generación eléctrica complementaria a las fuentes renovables. Por eso, las gasistas españolas buscan poder aprovechar la ventaja en costes medios que suponen la capacidad ya instalada en sus infraestructuras frente a otras tecnologías.

Y es que no son la crisis económica y su repercusión en el descenso del consumo del gas natural para uso industrial y en domicilio -que se ha recuperado y apunta a un incremento del 3,4% anual hasta 2030 según las previsiones de Sedigas y Mercados EMI- sino las zozobras de los ciclos combinados al calor del empujón de las nuevas fuentes de generación los que irritan al sector y dejan el horizonte de su rentabilidad en el desfiladero de las dudas de los nuevos planes energéticos nacionales. Han hecho -aseguran en la patronal- los deberes propios, con más de 22.000 Mw instalados hoy. Y hasta los deberes ajenos, con la entrada al sistema de tecnología que requieren respaldo y que lo han convertido en ‘energía de guardia’, la que le cubre las espaldas a las oscilaciones de la termosolar, la fotovoltaica y la eólica.

Por eso Sedigás pide retribuir al gas no sólo por su funcionamiento de mercado, sino además por su servicio de 'back up'; por “estar de guardia”. Si hace tres años la figura de la garantía de potencia fue sustituida años por el actual pago por capacidad, ahora que se ha transmutado el rol de las gasistas en el mix eléctrico quieren también que se actualice el modelo de retribución de los ciclos combinados, que se tenga en cuenta su capacidad de responder a la imprevisibilidad de las renovables y de ofrecer un suministro eficiente, las cualidades que el sistema más requiere. Pero sobre todo, las gasistas españolas quieren saber además, al menos, a qué atenerse de ahora en adelante. Exigen un modelo energético claro para las próximas dos décadas. Uno que al menos permita garantía de supervivencia, eficiencia (tecnológica y financiera) a las infraestructuras ya instaladas. Y lo necesitan cuanto antes: al fin y al cabo, como calcula Sedigas, con un plazo medio de cinco años hasta que el esfuerzo inversor gasista “empieza a dar sus frutos”, es ahora cuando debían despegar la mayor parte de los ciclos combinados, que se instalaron durante el último lustro. Sólo desde 2005 se han invertido 2.500 millones de euros en el desarrollo de 12.000 megavatios (MW) nuevos de ciclos combinados.

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