El ciclo combinado de Tarragona podría clausurarse sin condiciones

REE permitirá a Eon el segundo cierre de una central de gas

Central de ciclo combinado de Iberdrola, en Castellón.
Central de ciclo combinado de Iberdrola, en Castellón.

Tras un cierto atasco en la Consejería de Industria de la Generalitat de Cataluña y el Ministerio de Industria, la solicitud de Eon España, para cerrar su central de ciclo combinado de Tarragona ha llegado a REE. Se trata de la cuarta petición de clausura de una planta de gas que tramita al operador del sistema y la segunda que recibirá dicha autorización sin condiciones. Según fuentes próximas a REE, el cierre del ciclo combinado de Tarragona, con casi 400 MW de capacidad instalada, “no plantea ningún problema de suministro”, por tanto, todo indica que se le dará luz verde a la eléctrica propiedad de Macquarie. El pasado febrero, REE del sistema autorizó sin condiciones el cierre del grupo 3 del ciclo combinado de Iberdrola en Castellón, de 800 MW de potencia. El expediente está a falta del informe preceptivo de la CNMC y el ok final de Industria, que ya ha advertido que no pondrá ninguna traba.

A diferencia de Castellón y Tarragona, REE sí puso condiciones a la inhabilitación del tercer grupo de Arcos de la Frontera, también propiedad de Iberdrola y al de la central de Colón (Huelva), de Endesa, cuyo cierre requirieron sus respectivas propietarias el año pasado. En el primer caso, en tanto se mantiene la parada temporal por razones medioambientales del ciclo de San Roque (Cádiz) y en el caso de Colón a falta de que finalice una línea de transporte a Huelva que REE está a punto de concluir, y a que Endesa resuelva las restricciones que se producen en su red de distribución en la zona.

En todos los casos, el motivo para cancelarla es el mismo: el escaso funcionamiento de estas plantas castigadas por el derrumbe de la demanda y cuya producción es la última en casar en el mercado mayorista. Algunas estuvieron paradas casi todos los días del año pasado.

En España hay instalados 23.000 MW de ciclos combinados y, según figura en el borrador de la futura planificación energética se podrían cancelar 6.000 MW sin riesgo para el suministro. Pero es el operador del sistema el que debe determinar cuál se puede inhabilitar y cuál no. Una gran mayoría están ubicados en zonas próximas a las costas.

Deslocalización

Una de las opciones barajadas por alguna empresa para sus ruinosos ciclos es el traslado de las turbinas para instalarlas en otros ciclos fuera de España. Una medida poco creíble y nada rentable, especialmente, por el coste de los seguros del traslado.

Ante la demora de Industria de abordar el prometido plan de hibernación de ciclos combinados, que formaba parte de la reforma eléctrica, las compañías están urgiendo su cierre. Aunque no son activos regulados, y por los ciclos combinados reciben los llamados pagos por capacidad por dos vías:por estar disponibles y por la inversión realizada.

Ambas partidas se han reducido drásticamente, en el primer caso por el menor número de horas de funcionamiento, y, en el segundo, porque el incentivo por inversión solo se cobra los durante 10 primeros años y la gran mayoría o ya los ha superado o están a punto. Las empresas consideran que los costes de mantenimiento y los contratos de gas que han de mantener “por si un día no sopla el viento”, como señalan gráficamente en una compañía del sector, no compensa a las propietarias.

Según distintos cálculos, solo el mantenimiento de una planta de 400 MW es de unos 30 millones al año, sin contar otros costes variables como el del combustible.

Por el momento, son tres las eléctricas que han instado algún cierre. En el caso de Gas Natural Fenosa, uno de los principales operadores, prefiere esperar a ver qué decisión toma el Gobierno sobre la citada hibernación.

A los expertos les sorprende que las solicitudes se limiten a las empresas de Unesa y que no hayan dado ningún paso al respecto los propietarios de una sola planta que están registrando fuertes pérdidas. Por ejemplo, la central de Arrúbal, en La Rioja, de 800 MW, propiedad del fondo de inversión CountorGlobal.

Se descarta que las peticiones de cierre encierren un chantaje al Gobierno, pues a este le favorece reducir gratis los costes del sistema.

 

Un simulacro de cierre

La solicitud de cierre de centrales de gas no implica que las empresas vayan a inhabilitarlas. Así lo aseguran, cada una a su manera, Iberdrola y Endesa. En el primer caso, la eléctrica dice que aún no ha tomado ninguna decisión al respecto y que todo dependerá de si finalmente el Gobierno aprueba la hibernación (esta implica una compensación y el cierre no). En definitiva, quiere tener ya el permiso por lo que pueda pasar, pero, ciertamente, este no le obliga al cierre.

Endesa, por su parte, quiere dejar claro que su intención no es cerrar ningún ciclo, aunque pida licencia para ello. En este sentido aclara que, al tratarse de instalaciones en quiebra patrimonial, cuyas pérdidas no se recuperarán, la solicitud de clausura la protege frente a la petición de responsabilidad de los accionistas.

Aunque el desmantelamiento de unas centrales relativamente nuevas, con inversiones de entre 300 y 400 millones por grupo, no está entre los planes a corto plazo de las eléctricas, todo dependerá del plazo que les dé Industria, que es quien tiene la última palabra. Con toda probabilidad, el ministerio fijará un límite que, de no cumplirse, supondría la derogación del permiso. En ningún caso este podrá ser indefinido.

Lo cierto es que no hay antecedentes, pues los requerimientos de cierre se han limitado hasta ahora a las viejas centrales de fuel o carbón, que las eléctricas sí piden para cerrar.

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