La burbuja eléctrica se desinfla

Si la posible clausura de determinadas plantas no se cubren con renovables los precios de la luz están llamados a incrementarse aún más a medio plazoEl cierre del carbón es la última petición en un sistema al que le sobra buena parte de capacidad

MADRID.

En un país de excesos con bancos sin sucursales, autopistas sin circulación o aeropuertos sin aviones, las compañías eléctricas han alzado la voz para cerrar también parte de sus centrales. De la burbuja energética que España vivió hasta 2008 se derivan ahora parte de los problemas que se le acumulan al sector en un contexto marcado por las exigencias medioambientales, sí, pero también por la infrautilización de muchas instalaciones que pierden más dinero de lo que la producción de luz les aporta. El matiz entre la reestructuración de unos sectores y otros es que, en el caso de las eléctricas, cualquier decisión puede influir directamente en el recibo. Y eso ya son palabras mayores para los millones de consumidores ya de por sí recelosos del sistema energético.

Hasta hace pocos años, a nadie se le habría pasado por la cabeza que los productores de electricidad clausuraran parte de su actividad. El último en hacerlo ha sido Iberdrola, dispuesta a liquidar las dos últimas centrales de carbón que tiene en España, en Asturias y Palencia. La medida se encuadra en la apuesta del grupo por las energías limpias, pero no lo ve así el Ministerio de Energía. El organismo dirigido por Álvaro Nadal ha puesto sobre la mesa un decreto en el que endurece los requisitos para autorizar este tipo de cierres, atendiendo a razones medioambientales, pero también de garantía de suministro y, sobre todo, de precios. Nadal ha llegado a indicar que si el sistema se desprendiera de las centrales térmicas, la luz subiría un 15%. Y ha insinuado también que estas solicitudes de cierre llegan para fomentar el uso de los ciclos combinados, en manos de esas firmas, para subir los precios.

Iberdrola no es la única que quiere cerrar algunas de sus instalaciones. De hecho, ya lo hizo con una térmica en Lada (Asturias) y otra en Pasajes (País Vasco) en 2012. En el caso de Endesa, que cuenta con el mayor parque de carbón del sector -5.146 megavatios- ya avisó en mayo de que no invertiría en mejoras para sus plantas de León y Teruel más allá de 2020. Y Gas Natural Fenosa pidió antes del verano hacer lo mismo con la de Anllares (León) donde no inyectaría más dinero.

La posibilidad de desconectar parte de las centrales se debe a que el sistema español cuenta con una sobrecapacidad de producción enorme: la potencia instalada supera los 105.000 Mw, y solo en determinados días de invierno o verano la demanda supera los 40.000 Mw. Es decir, teniendo en cuenta la garantía de suministro necesaria, sobra «en torno a un 40% de esa capacidad», según Jorge Morales. «Aunque cerrara todo el carbón, aún habría un margen de hasta el 20%», calcula. Aunque otras fuentes del sector explican que, de cara a 2020, ese margen apenas sería del 4% por el incremento que ya sufre la demanda.

Las grandes compañías tienen intereses entrelazados en la generación, porque cuentan con plantas tanto de gas como de carbón, nucleares e hidroeléctricas, e incluso con accionariados compartidos. Por eso, están a la espera de que el Gobierno defina la Ley de Transición Energética, en la que determine qué se quiere hacer con determinadas tecnologías que ya no son tan necesarias, según apuntan estas firmas, al incrementarse el parque de renovables que está previsto que alcance un 30% del total para 2030. «Problemas de suministro no habrá», indican en el sector. Por eso, quieren una normativa que regule la hibernación, otra de sus grandes demandas: fijar una retribución para que las instalaciones de ciclos combinados puedan parar temporalmente cuando no haga falta su producción. Esta petición, a la que Álvaro Nadal se ha referido como «otras solicitudes de cierre», se mantiene en vigor desde hace tres años, pero no hay respuesta oficial.

Y es que, además del 'boom' inmobiliario, el de la energía habilitó la puesta en marcha de decenas de centrales de ciclos combinados, con una inversión de 15.000 millones de euros apoyadas por la Administración, convirtiéndose en la primera en capacidad: casi 27.000 Mw instalados -un 26% del sistema-, para una aportación que, de media, este año apenas alcanza el 14%.

Más allá de la estrategia empresarial de cada compañía con sus fuentes energéticas, la realidad es que parte de sus plantas «ya no son rentables», reconocen fuentes del sector eléctrico. Y el carbón es el más afectado. «En las que usan esa materia prima nacional no salen los números», apuntan. «Esa es la razón por la que se quieren cerrar», explica Jorge Morales, director de Próxima Energía. Este experto indica que estas clausuras no tienen por qué implicar una subida del precio de la luz. «Todo depende cuáles sean las instalaciones por las que se sustituya al carbón», afirma Morales. Si se apuesta por las renovables, los costes no se incrementarán. Pero si el parque verde no aumenta, entonces el sistema necesitará tirar de las energías de respaldo que permiten la garantía de suministro, como las plantas de ciclos combinados.

Ante la falta de lluvias y viento, el carbón se ha convertido en una pieza fundamental para garantizar el suministro. En lo que va de año, desde sus centrales sale más del 17% de la electricidad que se consume, solo por detrás de la aportación de las nucleares (más de un 22%), según Red Eléctrica. Y si solo se tiene en cuenta noviembre, el carbón es la primera tecnología que da luz a todo el sistema peninsular.

Si ese hueco se va sustituyendo por eólicas o solares, los precios se contendrían. Porque, tal y como está configurado el mercado, estas tecnologías son las más baratas en las subastas diarias de luz, siempre que no se tenga en cuenta el impacto millonario de la herencia de las primas a las renovables, que se incluye en otros puntos de la factura, y que asciende a 7.000 millones al año.

Son los ciclos los que marcan el precio máximo diario y lo están elevando hasta cerca de 60 euros por megavatio/hora (Mwh) a estas alturas del año, frente al mínimo de 27 de 2016, cuando las hidroeléctricas podían aportar mucha más producción y abarataban los costes. A la luz le sobra gas y carbón, pero le hace falta agua y vienteo para encontrar el equilibrio imperfecto.

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