edición: 2764 , Viernes, 19 julio 2019
01/06/2010
Los ciclos combinados funcionan al 30% de su capacidad

Sebastián, desbordado por un mix energético desquiciado, quema a las gasistas en su hoguera de las renovables

El Plan Estratégico preveía 34.000 Mw de ciclos combinados hasta 2013 -ya hay 23.000- pero Zurbano los rebaja a 24.000 y la retribución amenaza a los ya instalados
Ana Zarzuela

Se descuelga del boom al bluf y busca aún una ecuación para las fuentes de generación. "España paga la novatada en renovables", confiesa el ministro ante el freno en un modelo que, con la demanda a la baja, subvenciona las energías más caras -algunas de ellas 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 Plan Estratégico para 2013 y de relegar a las centrales de ciclo combinado -a un 30% de su capacidad- a fuentes de respaldo para cubrir la volatilidad de la eólica y la solar. Sedigas y las empresas del sector saltan chispas con Industria: si siguen los indicios de Zurbano, no podrá haber más ciclos hasta 2020; si no cambia la retribución y se reconoce algún modelo que corrija el pago por capacidad, están en riesgo inversiones de más de 10.000 millones de euros que Moncloa incentivó.

Que su mix de generación no puede seguir así, lo admite el propio Sebastián:  reconoce que en 2009 las primas le dispararon el déficit con 6.215 millones para el Régimen Especial. La CNE, le advierte ha conseguido el ‘más difícil todavía’: una electricidad cara -un 5% sobre la media de la UE- y subvencionada, con muchas horas a cero coste en el mercado mayorista en un momento en el que hay sobrepotencia instalada para una demanda voluble. Pero el ministro duda con la corrección del modelo: hasta ahora sólo ha saltado sus propias ‘líneas rojas’: nadie descarta la retroactividad impropia, pone en cuarentena el objetivo en renovables del 22,7% para 2020 y no descarta subidas del recibo de la luz .

No es el consejero delegado de Gas Natural, Rafael Villaseca, el único que le advierte desde hace meses que “no se sostiene a medio plazo un modelo energético en el que el coste de la energía solar es diez veces más que la energía convencional y en el que “a la vista del déficit de tarifa y de que el precio del ‘pool’ ha caído un 40%, la única posibilidad de futuro consiste en subir la tarifa de la luz o seguir aumentando el déficit”. Tampoco el único que se preocupa por el desplazamiento de fuentes tradicionales de generación eléctrica con la entrada de nueva capacidad, o que le recuerda a Sebastián que si no modifica su mix debería subir un 20% las tarifas para que el precio de la luz reflejara su coste real. Era el diagnóstico de Garrigues en la jornada del Executive Forum: “cae la demanda, hay exceso de potencia, surgen las primas al carbón, todos piden ayudas y no hay dinero”. Y la CNE recuerda que España ha terminado por incentivar un modelo en el que la subida del precio de la electricidad para uso doméstico en el último año fue más de diez veces superior a la zona euro, pero un mercado mayorista en el que el precio medio del megavatio hora (MWh) en marzo fue de 27,96 euros, lejos de la media de 65,9 euros por MWh de 2008 o con los 39 euros por MWh de 2009, en plena recesión.

Más aún: el precio de generación de electricidad en el mercado mayorista fue cero durante 100 horas entre el 20 de marzo y el 9 de abril, el 20% de este periodo. Un modelo caro en el que todas las tecnologías no son sostenibles en el medio plazo al mismo ritmo de producción y de retribución que ahora. Un laberinto al que el propio ministro quiere acotarle nuevos senderos: en los mapas de Castellana 160 se impone -avisa el documento “Elementos para un acuerdo sobre política energética hasta 2020”- un “recorte razonable”, si no quiere desembolsar 126.000 millones de retribuciones sólo para las instalaciones en funcionamiento en 25 años. Es todo el pool lo que está en cuestión, todos los sectores vinculados a la generación eléctrica los que piensan en una refundación para eliminar imperfecciones y conseguir un mix que dé seguridad de suministro y aporte una electricidad más barata. Industria, en el documento- marco para el Pacto de Estado considera que “las rentabilidades elevadas” han provocado “efectos burbuja, como el de la fotovoltaica en 2008 y la incipiente termosolar (que habría proseguido en 2010 y sucesivos de no haber sido por el pre-registro), así como un fuerte aumento de los sobrecostes del sistema”.

Y es que Industria ha terminado por apadrinar un modelo confuso e inseguro para el conjunto de los generadores eléctricos, para las propias renovables -desde el Real Decreto-Ley  6/2009, que extendió el registro de preasignación de retribución de la fotovoltaica a todas las energías renovables prefieren asumir reformas al modelo de retribución antes que la incertidumbre-, para las eléctricas, los operadores de centrales nucleares. Y, sobre todo, para el sector gasista español. Se lo acaba de recordar -con calma pero sin mucho más tiempo de tregua- Sedigas. La Asociación Española del Gas pone de largo su Asamblea Anual esta semana con un informe a mano encargado a Mercados Energy Markets Internationa (EMI) para aterrizarle al ministro las cualidades del sector como “Una garantía actual y de Futuro” y entonarle, en el espejo de los olvidos ministeriales, otro ultimátum más: como las renovables, las eléctricas, las nucleares y las térmicas, necesitan 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.

LOS OLVIDOS DEL GAS SALTAN CHISPAS CON EL MINISTRO

 “Los ciclos combinados aún tienen el brillo y el olor de lo nuevo”, en palabras de Peris. Y quieren garantías. 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 -explica Dolader- 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.

Y 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. “Es eficiente utilizar la capacidad instalada, frente a instalar capacidad en otras tecnologías”, recuerda Peris. Su mapa de propuestas pasa por contener el desarrollo de tecnologías “menos maduras” “que se encuentran en fase inicial y requieren primas entre ocho y diez veces superiores a su coste” y fomentar la I+D para que tengan más eficiencia y, cuando estén maduras, hacerlas entrar en instalación masiva". Una propuesta no muy lejana a la de Iberdrola, a la vista de la diferencia de eficiencia, costes, aporte y velocidades entre la eólica y las solares. Y a las que en alguna ocasión ya desde el Ministerio y la Secretaría de Estado se ha hecho llegar a las empresas del sector renovable.

Las renovables cubrieron un 26% de todo el consumo eléctrico del país, 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 este año, se prevén 2.500 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. 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. Como recuerda ahora el presidente de Mercados EMI,  Jordi Dolader, desde 1999, a la vista de los problemas de suministro del sistema eléctrico español, se llamó a los ciclos combinados y “acudieron como el séptimo de caballería”, lo justo 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.

Sólo así se entiende que, después de más de 10.000 millones de inversión en una década, el uso de los ciclos apenas haya ascendido durante el primer trimestre entre el 30% y el 35% -por debajo del 42% del año pasado-, con un nivel de flexibilidad tal que durante bastantes días entre enero y marzo la mayor parte de los 55 grupos ha estado parada y durante muchos otros, casi al 100%. El primer trimestre del año ha comenzado con un incremento de la demanda de energía del 6,4%, frente al descenso del 10% en 2009 apoyado, principalmente, en el repunte de la demanda en el sector industrial. 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 23.000 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. El sector avisa: “la imprevisibilidad de las renovables -advierten desde el sector- puede obligar a liberar los contratos de largo plazo en otros mercados, atendiendo el mercado español de generación con suministros del mercado spot y como venga una situación anticiclónica, el sistema reclamará más gas, pero éste vendrá del mercado spot, de gran volatilidad, poco líquido y más costoso”. Las ‘pistas’ desde Moncloa y Ferraz, hasta ahora, contradicen sus rumbos: mientras el Documento de Planificación para los sectores del Gas y la Electricidad 2008-16 establecía una “senda indicativa” de desarrollo de los ciclos en torno a los 32.000 Mw de ciclos al final del periodo, ha dado marcha atrás en Zurbano: el documento presentado por Blanco, Salgado y Sebastián asigna a esta tecnología una potencia en 2020 de cerca de 24.000 MW, casi la misma que ya está instalada: hay 23.635 MW en funcionamiento y todavía este año se inauguraran nuevas plantas destinadas a funcionar no más de 2.500 horas cuando su umbral de rentabilidad dicen que está en las 5.000 horas. Un horizonte que no invita, desde luego, a nuevas inversiones. Lo reconoce, entre otros, desde hace semanas Energías de Portugal y HC Energía: para empezar, sus planes para una central de ciclo combinado en El Musel -"en fase de tramitación" - se devuelven al congelador de las decisiones y no saldrán de él, previsiblemente, hasta 2011. Y es que hasta ahora -paradojas del mix de Sebastián- el Ministerio sólo les ha dejado claras las facturas del carbón sobre el tejido gasista.

El Real Decreto de incentivo al mineral autóctono es la única decisión en firme de Moncloa sobre el nuevo mix de generación. Sedigas sigue esperando una respuesta de Bruselas y del Comisario Joaquín Almunia a la reclamación presentada hace dos semanas para denunciar “la distorsión de un mercado que debería ser libre y el impacto ambiental que supondría la sustitución de producción eléctrica con gas natural por el carbón, cuyas emisiones de CO2 son tres veces más por unidad de energía eléctrica producida. A partir del 1 de julio y hasta 2014, diez centrales térmicas propiedad de las grandes eléctricas tendrán que consumir a un precio regulado los excedentes de carbón nacional que no logran casar en el mercado por ser más caro. Una parte de ese precio, 1.800 millones de euros, será una ayuda de Estado para las eléctricas, pero que pagarán los grandes clientes, según ha notificado Industria a Bruselas. “Al tener que quemar el carbón sí o sí, se está manipulando toda la estructura”, explica Marta Margarit, Secretaria General de Sedigás. Y es que  golpe de ajustes, forzado a encontrar una cuadratura del círculo entre sus planes de consumo de carbón autóctono y las líneas rojas de Bruselas ante las ayudas de Estado, ha terminado por pergeñar un Real Decreto -con al menos tres modificaciones- que  según la CNE- establece un precio medio regulado de 56,33 euros/MWh (frente al actual precio medio del 'pool' eléctrico  de 42,46 euros/megavatio hora) y se arriesga a desincentivar aún más la demanda de gas natural destinada a los ciclos.

MÁS LEÑA A LA HOGUERA RENOVABLE

En apenas dos años Sebastián ha cambiado el marco regulatorio de las renovables tres veces. Sin aviso, sin negociación y por sorpresa. Pero se le acaban todos los limbos. El del calendario, le obliga a un nuevo Plan de Renovables 2011-2015 antes de fin de año. Además, el secretario de Estado de Energía, Pedro Marín, no ha podido aún despejar ante Bruselas los detalles del SET Plan para el desarrollo tecnológico y menos aún defender los detalles del Plan de Acción de Renovables en España, que como el resto tiene que presentarse antes del 1 de julio y que ya Polonia, Dinamarca, Suecia, Austria o Portugal han desgranado ante el Comisartio Oettinger. Las renovables alegan que su desarrollo y sus instalaciones de las renovables se han hecho bajo un paraguas de legalidad, amparadas en una directiva europea y en la legislación española, que imponía alcanzar el 12% de energía primaria en 2011. Las empresas y sus asociaciones defienden su aporte a la independencia de un país que importa el 80% de su energía, que abaratan un 36% el precio de la luz y hacen ondear de nuevo el estudio de Deloitte que señala que en 2008, el sector ahorró a este mercado unos 4.919 millones de euros en emisiones e importaciones y que, sin su intervención, “los precios del pool estarían en 60 euros o más y no en 38 euros por megavatio (MW)”.

Las patronales fotovoltaicas proponen, por ejemplo, una ‘autopurga’ de los tramposos: expulsar del sistema de incentivos a las instalaciones irregulares (más de 600 megavatios de potencia instalada, según sus cálculos), lo que permitiría ahorrar entre un 20 y un 30% en las subvenciones que recibe la fotovoltaica. Industria baraja desde las subastas a nuevos topes referenciados al mercado mayorista, pasando por premios a la eficiencia o incluso con una tarifa fija, como llegó a sugerir el propio Ministro en sus encuentros con Consejeros de Industria de algunas CCAA y miembros del Grupo Socialista del Congreso. Pero el precio medio diario del mercado español se derrumbó entre enero y febrero un 37%, hasta los 28,5 euros por MW dado el hundimiento de la demanda, la entrada masiva de renovables y el invierno lluvioso y ventoso. Y es la propia CNE la que le recuerda al ministro que las primas al régimen especial ascendieron a 6.214,46 millones en el 2009, un desfase de 2.206 millones frente a lo previsto (4.008, 56 millones).

Ahora la termosolar y la eólica harán valer sus diferencias, aunque todas acepten un horizonte de limitación del cupo si sigue en marcha el registro. Según la patronal Termosolar sólo el objetivo ya programado de 2.500 megavatios (MW) hasta 2013 exigirá inversiones por 15.000 millones de euros, a razón de una media de 300 millones por planta, de los que sólo el 60% procede directamente de empresas españolas. Al margen de los controles regulatorios que buscan racionalizar la entrada de de las renovables en el sistema y de cómo los consume el Ministerio de industria, si quiere cumplir con el horizonte de un 20% de renovables en 2020, serán necesarios -según el sector- triplicar las inversiones. Protermosolar recuerda que la termosolar es gestionable por REE y capaz de contribuir al sistema durante las puntas de la tarde; la Asociación Eólica, que -como advertía Sánchez Galán- la eólica es rentable y es “disparatado” el importe de las primas dedicadas a la energía solar, que esta fuente concentrará en 2012 el 25% del coste de la energía, pese a producir "entre el 3% y el 5% del total". La solar recibió 2.688 millones -y sólo produjo el 2% de la demanda, el 11% de la electricidad renovable- y la eólica, 1.608 millones y cubrió el 13%, más del 60% de toda la renovable.

UN MIX CON FRENO Y MARCHA ATRÁS

Ahora, el ministro busca el freno con marcha atrás para los objetivos en renovables planteados en el Pacto de Zurbano: 74.547 megavatios verdes, frente a los 39.721 MW del año 2009; la eólica como principal fuente, con un 22,3%, por delante del 16,7% del gas natural, del 15% de la nuclear, del 12,4% de la cogeneración a partir del gas natural, del 9,3% del carbón, del 9,1% de la hidroeléctrica y del 8% de la solar. Junto a ellos, una rebaja de la dependencia energética de España al 66, 4 %  (ahora está por  encima del 80 %) y la mejora de la intensidad energética en España en un 19 %. Son los mismos objetivos  que -sin letra pequeña- ha llevado ya a Bruselas: la participación de las renovables alcanzará el 22,7% en el mix energético en 2020, pese a que Unesa alertó al Gobierno que estos planes provocarán una subida de la luz de hasta el 65% y un coste en el sistema de 14.000 millones. Sebastián se ha emparedado entre la ‘realidad y el deseo’: las inversiones necesarias para instalar del orden de 3.000/3.500 MW anuales en renovables ascenderían a 60.000 millones de euros, sin contar con una mayor interconexión de las redes con Europa y la construcción de más instalaciones hidroeléctricas de bombeo, para que tengan cabida las renovables no gestionables.

Tras la solicitud del director general de Regulación de Iberdrola, Carlos Salle, son cada vez más las voces que reclaman que no se vaya más allá del 20% en renovables en el 2020 y se garantice un Pacto de Estado por la energía para garantizar el suministro a precios competitivos. Con menos retribución a las renovables no podrá cumplir sus objetivos; con menos renovables tiene que estirar la nuclear o las térmicas gasistas. Si no, nada del 22,7%. Otra posibilidad es que se opte por subidas de las tarifas superiores a los dos dígitos en varios años. El primero de los ajustes está ya incluso, en los planes del Ministro. Le empiezan a pesar los informes de Price Waterhouse Coopers y las advertencias del ex presidente de REE, Pedro Mielgo. Según la consultora, España debería analizar la construcción de hasta 3 centrales nucleares de 1.500 megavatios para satisfacer el aumento de la demanda eléctrica que se generará entre 2009 y 2030. Sólo el alargamiento de la vida de las centrales nucleares hasta los 60 años podría ahorrar unos 7.000 millones de inversión y contribuiría a reducir las emisiones de CO2 en un marco global que pasa por la instalación para todo el sector eléctrico de entre 3. 500 y 5. 000 megavatios anuales hasta el 2030, lo que implicará una inversión de entre 4. 000 y 8. 000 millones de euros al año, entre 85. 000 y 170. 000 millones de euros en total.

Según el estudio encargado por la Fundación Funciva a varios expertos del sector, el mix de Zurbano le costaría a Miguel Sebastián y sus sucesores 100.000 millones de euros en los próximos diez años y dispararía, en caso de ser aplicado en las condiciones iniciales en que se planteó, hasta 19.500 millones anuales en 2020 el coste de las primas a las renovables. Si las primas se rebajasen de media un 30%, seguirían generando un gasto de 15.000 millones anuales. Las alternativas de Mielgo -que considera “inviable” el objetivo de que el 40% de la electricidad generada tenga origen renovable- y los analistas consultados por Funciva pasan por elevar la potencia nuclear en entre 15.000 MW y 6.000 MW y estirar el mix en los ciclos combinados, lo que permitiría alcanzar el objetivo de un 20% menos de emisión de CO2 y, al mismo tiempo, abarataría en hasta un 30% el coste de generación y en hasta un 35% las inversiones necesarias en los próximos diez años.

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