El precio del gas merma la rentabilidad de las centrales de ciclo combinado

La subida del precio del crudo, tanto por la crisis de Petróleos de Venezuela como por el ambiente prebélico con Irak, que conlleva un incremento en la cotización del gas natural, está mermando la rentabilidad de las centrales de ciclo combinado, la gran apuesta española para incrementar la potencia de generación instalada. Esta reducción es más acentuada ya que se produce en una etapa de elevada hidraulicidad, que tira a la baja el precio del pool (mercado mayorista) de generación.

Y el incremento del precio del gas, que está indexado a la cotización del crudo, eleva los costes variables de las centrales de ciclo combinado. De esta forma, los gestores de esas plantas de generación se enfrentan a una revisión de la estrategia seguida hasta ahora.

Por un lado, pueden optar por ofertar a precios muy altos, relacionándolos con los incrementos del combustible, aunque esta elección tiene como vertiente negativa la disminución de las horas de funcionamiento de estas instalaciones. Con esa opción, y más con la elevada producción hidráulica que cuenta con unos bajísimos costes variables, las centrales de ciclo combinado sólo entran en producción en las horas punta. Y los cálculos para amortizar en plazos adecuados las inversiones y contar con suficientes ingresos incluyen que permanezcan enchufadas a la red al menos 6.000 horas anuales, es decir, por encima de las 16 horas al día.

Otra posibilidad con la que cuentan es ofertar al pool por debajo de los costes variables, con el objetivo de estar más horas en funcionamiento y consumir, al menos, el gas que está contratado con cláusulas de take or pay y no cuente con otros destinos, como la venta a terceros.

En el pool, el orden general de entrada de las centrales es: primero, las hidráulicas fluyentes y las nucleares, seguidas de las plantas de generación de carbón importado, las de carbón nacional y las hidráulicas no fluyentes. Mientras en los últimos lugares están las de ciclo combinado, las de fuel y las reconvertidas a gas, que son menos eficientes que las de nueva tecnología. Las centrales de energías renovables no están obligadas a ofertar al pool y entran directamente en funcionamiento.

El problema, según medios consultados, puede agudizarse en las próximas semanas. La rentabilidad de los ciclos combinados ha sido más positiva en meses anteriores, cuando la cotización del gas estaba más baja y los precios del pool eran más elevados. Esas son las posiciones generales, pero existen matices en función de la eficacia de las tecnologías elegidas por cada compañía y de algunas cláusulas y condiciones en los contratos de suministro de gas.

Apoyos

La situación actual, que ahora afecta a Endesa, Iberdrola, Gas Natural y Cantábrico pero que se puede extender a otras compañías, ha llevado a algunas empresas a solicitar nuevas compensaciones a Economía.

No obstante, algunos medios señalan que se trataría de una especie de subvenciones que interferirían en los mecanismos del mercado. Otras están optando por ralentizar sus planes de inversión.

La producción de electricidad con gas natural aumentó un 9,1% en el pasado diciembre respecto al mismo mes de 2001. Pero en el acumulado del año el incremento es del 118%. El fuel subió en el conjunto de 2002, pero se redujo en diciembre.

Estos problemas se muestran cuando el reparto del mercado apenas se ha modificado con la liberalización. En comercialización (suministro a clientes fuera de tarifa), las eléctricas siguen controlando más del 90% de la actividad. Y solamente ha entrado Gas Natural como operador con cierta relevancia, con una cuota del 4%, que además sólo se ha modificado en unas décimas respecto al año precedente. La situación es similar en generación.