Las centrales de gas encabezan la producción eléctrica por primera vez en una década
Los ciclos combinados han supuesto el 25% del mix energético debido a la sequía, las altas temperaturas y la desaparición del carbón
La sequía, un riguroso verano de altas temperaturas, la práctica desaparición del carbón y la llamada excepción ibérica han llevado a las centrales de ciclo combinado a posicionarse en 2022 como la primera tecnología de producción de electricidad. Más de una década después, el gas natural ha recuperado el liderazgo del sistema eléctrico, al representar casi un 25% del mix de generación, por encima de 69.000 GWh, según las estimaciones de Red Eléctrica. De esta manera, el gas se ha situado por delante de la energía eólica (la estrella de los últimos años), con una cuota del 22,1%, y de la nuclear, con otro 20,2%.
Atrás han quedado los años en que el medio centenar de centrales de ciclo combinado languidecían. En 2015, hasta 13 plantas de gas funcionaron cero horas y casi otras tantas trabajaron solo un día en todo el año, según los datos registrados aquel ejercicio por la CNMC y el operador del sistema, REE. Las centrales de gas, que competían aún con las térmicas de carbón, por entonces un combustible más barato y más contaminante, pudieron sobrevivir gracias a los pagos por capacidad que recibían por estar disponibles. Aquella crisis llevó a las grandes compañías eléctricas (Naturgy, Iberdrola y Endesa) a solicitar a los reguladores, el entonces Ministerio de Energía y la CNMC y a Red Eléctrica el cierre de las instalaciones más ruinosas. Hasta el operador del sistema consideró que sobraban 6.000 MW.
Salvo algún caso aislado, el parque español de gas ha seguido funcionando todo este tiempo y se ha topado, sin querer, con un año muy favorable. Para unos, lo ocurrido en 2022 demuestra que “el gas sigue siendo necesario y clave para respaldar el sistema y garantizar el suministro en momentos de baja producción renovable por falta de viento, agua y sol”, según indican fuentes del sector. Para otros, se trata de una situación coyuntural que difícilmente se repetirá: el que ahora termina ha sido un año excepcional en el que han confluido factores beneficiosos para los ciclos y que ha estado marcado por los efectos de la invasión rusa de Ucrania. La reducción (y casi desaparición) de la oferta rusa ha disparado los precios del gas hasta superar los 300 euros/MWh el pasado mes de agosto, frente a los 16 euros/MWh de enero de 2021.
De las consecuencias del calor extremo y la sequía año dan cuenta el descenso de la producción hidráulica en un 40% este año, así como el estancamiento de la producción eólica (apenas el 1% más que el año pasado) por el persistente anticiclón del pasado verano, con una temperatura media de tres grados por encima del año anterior. Aunque la energía fotovoltaica se ha disparado un 33%, según los últimos datos de REE, esta tecnología solo representa aún el 10% del mix. La suma de las energías solar fotovoltaica y eólica sí superarían al gas, con un 42%.
Más del 61%
Aunque la demanda de gas convencional (la de los hogares y la industria) se ha derrumbado entre enero y noviembre un 20% debido a la crisis y las medidas de ahorro energético, la destinada a la producción de electricidad ha escalado por encima del 61%, según las estadísticas de Enagás. Con una potencia instalada de 26.250 MW, los ciclos combinados han registrado una tasa de disponibilidad del 86%.
Estos han jugado con la ventaja del hueco que le ha dejado otra tecnología firme, la del carbón, cuya desaparición no parece tener vuelta de hoja. El encarecimiento por el coste de los derechos de emisión de CO2 le ha dado la puntilla: de una potencia instalada de casi 11.000 MW en 2015, la demanda el año pasado se había reducido a 3.700 MW. Su producción entre aquel año y 2022 ha pasado de 52.600 GWh a 7.700 GWh. Apenas funcionan, de momento y por razones de seguridad de suministro, dos plantas de EDP y uno de los grupos de As Pontes de Endesa.
Otra de las razones del éxito de la generación con gas ha sido la subvención que le ha supuesto la excepción ibérica, con la que España y Portugal han eliminado los ingresos extraordinarios de la nuclear, el agua y algunas renovables derivados de los altos precios del gas, que, aunque cobra su coste, ha dejado de marcar el precio marginal para aquéllas.
Fuentes del sector consideran que con este sistema, “no toda la energía se está valorando a precio de escasez, por lo que al consumidor no le llega la señal de escasez”. Y añaden que el precio del gas “se ha abaratado artificialmente, no hay para todos, sino para el que lo puede pagar”.
A más gas, más emisiones de CO2
Coste. El resurgir de la producción de electricidad con gas natural, en buena medida por las altas temperaturas y la sequía, se puede considerar una doble mala noticia: por un lado, porque ha coincidido con una escalada sin precedentes de los precios de este hidrocarburo por los efectos de la guerra de Ucrania, y por el incremento de las emisiones de CO2 que ha conllevado, hasta 44 millones de toneladas.
Temperatura. El verano extremo provocó un aumento del consumo por el uso de los aires acondicionados y con ello, el de la demanda de electricidad en unos meses de baja producción eólica. Con las lluvias y los temporales de este otoño, el sistema se ha beneficiado de una mayor producción hidráulica y con viento y una menor necesidad del gas. No en vano, gracias a las renovables, estos días se están registrando los precios más bajos del pool desde 2021. Cotizaciones ya olvidadas, como la que el pool eléctrico marcó el domingo: 10,63 euros/MWh.
Solar. Los expertos insisten en que la cuota del 25% alcanzada por el gas este año es algo extraordinario. Y es que a la vuelta de la esquina entrarán en funcionamiento los 100.000 MW de solar fotovoltaica que están en proyecto o en construcción. Con ellos, el precio durante las horas de luz “se derrumbará”, auguran las mismas fuentes.
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