Las eléctricas exploran soluciones ante el mínimo uso de las centrales de gas

Madrid, 23 jun.- La situación de los ciclos combinados, que funcionan en mínimos, es uno de los temas que las eléctricas tienen sobre la mesa en busca, y a la espera, de soluciones que compensen la infrautilización de 25.175 megavatios (MW) que han requerido unos 13.000 millones de euros de inversión.

Entre 2002 y 2010, Iberdrola, Endesa y Gas Natural pusieron en marcha en España el grueso de esta potencia siguiendo las indicaciones de las planificaciones energéticas elaboradas por el Gobierno, con unas previsiones de horas de funcionamiento y de ingresos fijos regulados para recuperar las inversiones realizadas.

La crisis -con la fuerte caída de la demanda eléctrica- unida al creciente peso de las renovables y las obligaciones de quema de carbón nacional han desplazado a estas centrales de gas del mix de producción: desde 2008 la generación en ciclos se ha reducido un 55 %.

En el primer trimestre de este año, apenas funcionaron al 10 % de su capacidad. Esto implica que los ciclos están operativos alrededor de 1.900 horas cuando se programaron para una media anual de entre 3.500 y 5.000.

Esta caída de funcionamiento supone una merma que las empresas no detallan pero que califican de "límite" e "insostenible" y ante la que piden una solución "sin dilación".

"No solo está en peligro la continuidad de los ciclos combinados, sino de las inversiones futuras necesarias para asegurar la calidad de suministro", señalan desde el sector.

El principal papel de los ciclos ha pasado de ser fuente de generación de electricidad a servir de respaldo para las renovables y el esquema retributivo debe adaptarse a esta función, añaden.

A la hora de diseñar estas soluciones, que deben pasar por un Ministerio de Industria que ultima una reforma para intentar ajustar los costes del sistema, la clave está en el cómo pero, sobre todo, en el cuánto.

En el cómo ha sonado con fuerza la "hibernación" o parada temporal de parte de estos ciclos, alrededor de un tercio de la potencia en determinadas zonas donde son menos necesarios.

La hibernación para este tipo de plantas es un proceso que no se ha hecho nunca y que debe aprobar Industria, que es el que concede o no los permisos para cerrar centrales.

Desde el sector explican que viene a ser una especie de "desmantelamiento" por lo que las implicaciones técnicas (conservaciones de ciertos equipos, desmontaje completo de otros, cambios de aceite) y legales (autorizaciones, cobros) de estas paradas y posteriores arranques son bastante complejas.

Por ejemplo, volver a acoplar un ciclo a la red tras la hibernación puede durar varios meses.

La Comisión Nacional de la Energía (CNE) propuso esta opción que las eléctricas apoyan pero que el ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, negó que fuera a incluirse en la próxima reforma energética.

No obstante, Soria sí apunto a medidas para que "no haya infrautilización" de centrales ya instaladas.

Unas medidas que podrían pasar por cambios en el funcionamiento del sistema eléctrico que, entre otros aspectos, da preferencia de entrada a las renovables, para que estas plantas funcionen más horas.

En esta línea, la Asociación Española del Gas Sedigas ha pedido que se garantice una "demanda mínima" para los ciclos combinados.

Lo que las empresas tienen claro es que el sistema debe retribuir "adecuadamente" el servicio que ofrecen los ciclos combinados al sistema, es decir pagarles suficiente para al menos cubrir los costes mínimos y fijos en los que las centrales incurren por estar disponibles.

Según datos de la "La Situación Económico-Financiera de la Actividad Eléctrica en España: 1998-2010" de Unesa, los ingresos fijos por potencia de estas centrales han reportado a los ciclos combinados 20.000 euros por MW y año, lo que supone unos 8 millones de euros para una planta media de 400 MW.

Esto, según la misma fuente, supone cubrir tan sólo el 20 % de los costes fijos (unos 100.000 euros por MW incluyendo la anualidad de la inversión) durante los primeros 10 primeros años de funcionamiento para unas plantas con una vida útil total 25 años.

Con estas cifras, el reto está en encontrar una solución en un contexto de contención de costes del sector eléctrico.