Las centrales de gas, en situación crítica tras la supresión de uno de sus incentivos

El 30 de junio se eliminó el pago por disponibilidad de las centrales térmicas

Siete ciclos combinados funcionaron cero horas en 2017

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La recuperación de la demanda eléctrica ligada al crecimiento económico no ha aliviado la grave situación que arrastra desde hace años el parque español de generación con gas. Según datos del operador del sistema, Red Eléctrica, el porcentaje medio de funcionamiento a máxima potencia de las 50 centrales de ciclo combinado que existen en España fue de apenas un 15,5% en 2017 (ver gráfico).

Un dato que desglosado arroja un panorama desolador: siete plantas funcionaron el año pasado por debajo del 1% de su capacidad. De estas, cuatro lo hicieron cero horas (las de Gibraltar 1, Castejón 2, Palos 3 y Tarragona, si bien, esta se encuentra en proceso de desmantelamiento) y otras tres, por debajo del 1%: El Fangal 1 (el 0,1%); Escatrón Peaker (0,2%) y Palos 1 (0,7%). Aunque estuvieron acopladas por encima de dicho porcentaje, funcionaron al ralentí, indica un técnico.

Solo el ciclo combinado de Málaga, propiedad de Gas Natural (ahora denominada Naturgy) trabajó el año pasado con un factor de carga del 50%. Ninguna otra supera ese porcentaje y más de la mitad no alcanzó ni la media del 15,5%.

El escenario se ha complicado, ya que desde el 1 de julio estas centrales y el resto de térmicas convencionales (las de carbón y las nucleares) han dejado de cobrar uno de los incentivos que forman parte de los llamados pagos por capacidad, concretamente, el que reciben por estar disponibles.

En aplicación de la orden ministerial del pasado noviembre que regulaba las subastas de interrumpibilidad, el citado pago por disponibilidad, que asciende a unos 150 millones de euros anuales (5.500 euros MW al año que pagan los consumidores en la factura de la luz) desapareció el 30 de junio.

La orden, aprobada por el exministro de Energía, Álvaro Nadal, establecía un plazo transitorio de seis meses para acabar con un mecanismo que debía reformarse de acuerdo con la normativa comunitaria. En noviembre de 2016, la Comisión Europea estableció que esa ayuda debía asignarse mediante procesos competitivos o subastas. Un periodo, señalaba la orden ministerial, “inferior al que se venía aplicando hasta ahora [de un año], por considerarse más adecuado y que se ajusta más eficazmente al contexto energético en estos momentos”.

Lo cierto es que el plazo ha caducado sin que la reforma de los mecanismos de capacidad (investigados desde hace años por la Comisión Europea) haya visto la luz y que las centrales, por el momento, y si alguien no lo remedia, no cobrarán por estar disponibles. Según fuentes empresariales, las afectadas han pedido al nuevo Ministerio de Transición Ecológica (heredero de Energía) que apruebe una orden para anular la de noviembre y poder cobrar con carácter retroactivo el pago suprimido.

En el caso de los ciclos sin casi actividad, “podría ser una invitación al cierre”, señalan fuentes del sector. Aunque estas plantas reciben también un incentivo por inversión (otros 200 millones anuales o 10.000 euros MW), con ambos cubrían hasta ahora sus costes fijos. Sin uno de ellos, el de disponibilidad, la situación se complica.

Además, las energéticas y los fondos propietarios de los ciclos combinados (principalmente, Iberdrola y Naturgy) ya no tienen la presión del anterior ministro, que dedicó buena parte de su mandato a intentar endurecer las condiciones para evitar el cierre de centrales. Primero con la propuesta de un proyecto de ley, para el que no logró el apoyo parlamentario; después con la tramitación de un proyecto de real decreto, que tuvo que abandonar por carecer de rango de ley, y, finalmente, con una proposición de ley presentada por el Grupo Popular poco antes de la moción de censura que dio el poder al PSOE.

Iberdrola, que mantuvo un duro enfrentamiento con Nadal a cuenta de la resistencia de este al cierre de las centrales de carbón y las nucleares, tendría las manos libres para solicitar la clausura de alguna instalación. Ya la pidió hace cuatro años, siendo José Manuel Soria ministro de Indusria, para uno de sus tres grupos de Castellón, si bien, la energética que preside Ignacio Sánchez Galán, optó finalmente por mantenerla.

También Endesa pidió permiso para cerrar su ciclo combinado de Huelva (el de Colón 4), una instalación con apenas un 5,7% de factor de carga. Y Viesgo hizo lo propio respecto al de Tarragona. A la primera le fue denegada la autorización por razones de garantía de suministro, mientras que la eléctrica cántabra la recibió para su central de gas tarraconense, la única de este tipo que se cierra en España y está en proceso de desguace.

Repsol irrumpe

La situación no ha impedido la irrupción de Repsol en el sector. La semana pasada, la petrolera acordó con Macquarie y Wren House la compra de activos de Viesgo. Entre ellos, dos plantas de gas: la de Algeciras, con un factor de carga del 29,7% y la de Escatrón (Zaragoza), con un 13,1%. Ambas suman 1.650 MW.

Aunque la compañía no ha desglosado el importe de una operación que asciende a 750 millones de euros e incluye la compra de varias hidroeléctricas, con una potencia de 700 MW, y una cartera de 750.000 clientes, fuentes conocedoras de la misma desvelan que por cada ciclo ha desembolsado 50 millones.

Solo en la construcción de Algeciras, Eon España (rebautizada después como Viesgo), invirtió en 2010 unos 400 millones. Por tanto, pese a la crisis de este mercado, Repsol recuperaría fácilmente la inversión. Además, entrar en generación es una ventaja para un grupo que es el primer consumidor eléctrico de España.

La mitad de las regasificadoras reciben menos de dos buques al mes

El exceso de capacidad del sistema eléctrico y la competencia de las energías renovables y el carbón han dejado casi fuera del mercado la generación con gas natural por ser la más cara. La burbuja de ciclos combinados que se produjo en el primer lustro del milenio provocó que en solo un año, el de 2005, se inaugurara una central cada mes.

El sector mantiene la esperanza de recuperar el incentivo perdido y encontrar un hueco en la llamada transición energética, aunque mediante subastas, los menos competitivos quedarían fuera. Por otra parte, los que lo son valiéndose del llamado mercado de restricciones (especialmente, las ubicadas cerca de las grandes urbes), tienen un futuro incierto pues a dicho mercado solo podrán acudir los que emitan menos de 500 gramos de CO2/kWh, según una de las directivas del llamado paquete de invierno.

La crisis que arrastran estas instalaciones, muchas de las cuales han cubierto sus costes fijos gracias a los pagos por capacidad, también ha afectado a las siete regasificadoras que gestiona el operador del sistema gasístico, Enagás. Entre todas suman 25 tanques con una capacidad de vaporización de 6,9 millones de metros cúbicos normales.

Según datos de la compañía que preside Antonio Llardén, pese al incremento de la actividd de un 15% respecto a 2016, el año pasado, tres de las siete plantas de regasificación (que también sirven de almacenamiento) solo recibieron un buque de GNL (gas natural licuado) al mes: Mugardos (La Coruña) y Cartagena. En la de Sagunto descargaron dos metaneros al mes. En su conjunto, las plantas recibieron el equivalente a 183.943 GWh de un total de 216 buques.

Dado que se trata de una actividad regulada, hay quien defiende que las descargas de buques deberían concentrarse en las más productivas (Bilbao, Barcelona y Huelva) y que las demás o parte de las demás se hibernen. Esto ahorraría dinero al consumidor, sostienen las mismas fuentes, que solo pagarían los costes fijos. El único caso de hibernación es precisamente el de una planta de regasificación, la de El Musel, en Asturias.

El anterior Gobierno rechazó de plano cualquier medida en este sentido.

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