Las empresas quieren desenchufar instalaciones, pero el Ministerio de Industria y el operador del transporte de la electricidad se resisten por el riesgo para la seguridad de suministro.
España está salpicada de modernas centrales eléctricas alimentadas por gas natural que apenas funcionan, complejos cuya instalación costó más de 12.000 millones de euros y que la grandes compañías eléctricas abordaron por su cuenta, aunque estimuladas por las planificaciones energéticas de los sucesivos gobiernos. La caída de la demanda por la crisis, el avance de las tecnologías renovables y algunas razones coyunturales han postergado a los llamados ciclos combinados, que en 2013 produjeron electricidad al 13% de su potencial. Entre ellos están los dos gallegos, el de la central de Sabón y el que Endesa gestiona en As Pontes, que el año pasado aumentaron su producción un 1%.
Las políticas energéticas de los gobiernos del PP y del PSOE apostaron desde finales de la década de los noventa por incorporar en España, como iba a ocurrir en otros países europeos, la tecnología de los ciclos combinados. Fue una estrategia conectada con otra gran apuesta: el desarrollo de las energías renovables. Las centrales de gas, más flexibles que las de carbón porque pueden arrancar y parar con mayor agilidad, estaban llamadas a cubrir una parte relevante de la demanda y a actuar como respaldo de las energías verdes. Esto es, cuando no soplara el viento que activa los parques eólicos o flojearan la producciones de origen hidráulico o solar, los ciclos combinados garantizarían el suministro de luz. Y lo harían con menos emisiones de CO2 que las térmicas de carbón, penalizadas por la disciplina ambiental que dictó la Unión Europea (UE) para combatir el cambio climático.
Con la demanda creciendo año a año intensamente, siempre por encima del PIB, y en un contexto de bajos tipos de interés que brindó financiación barata, todas las grandes eléctricas se lanzaron a poner ciclos combinados. Entre 2002 y 2011, las compañías instalaron los más de 26.000 megavatios de potencia que hay en España, repartidos en un parque generador que equivale a 67 grupos de 400 megavatios. Mientras creció la economía y con ello el consumo eléctrico, las centrales de gas fueron un buen negocio, a pesar de los episodios de carestía del gas natural en el mercado internacional, donde las condiciones de contratación son muy exigentes para el comprador. En 2008, los ciclos combinados cubrieron el 32% de la demanda y se convirtieron en la tecnología más relevante de la dieta eléctrica española.
Con la crisis y el descenso del consumo energético, empezaron a tambalearse las centrales de gas. Al mismo tiempo, continuaba el despliegue de instalaciones de generación eólica y solar. España se encontró con un parque de generación eléctrica claramente sobredimensionado.
El avance de las tecnologías renovables, cuyas producciones tienen prioridad en el sistema español, y el respaldo al funcionamiento de las térmicas de carbón, asociado a los compromisos para sostener la minería, terminaron por reducir a mínimos el hueco de los ciclos combinados en el mercado.
En números, la evolución ha sido la siguiente: entre 2004 y 2008, el factor de utilización medio (proporción de las horas del año que funcionaron) de las centrales de gas fue del 54%. En 2013, según datos de Enagás, ese factor no pasó del 13%, en parte también por la intensidad con la que llovió y sopló el viento en ese año, circunstancias que elevaron las producciones eólicas e hidroeléctricas. En ese ejercicio, la aportación de las centrales de gas a la producción nacional no pasó del 9%. Sólo los cuatro ciclos ubicados en Canarias tuvieron un actividad claramente superior.
Galicia tiene dos centrales de ciclo combinado, una de Gas Natural Fenosa, en Sabón, y la otra, de Endesa, en As Pontes.
Las pérdidas económicas generalizadas que tienen las centrales españolas han llevado a las eléctricas a plantear la desconexión de una parte de ellas para ahorrar costes. El principal ingreso de buena parte de los ciclos son ahora los llamados pagos por capacidad, unos 500 millones de euros que las centrales reciben cada año con cargo al precio de la luz por el hecho de estar disponibles para funcionar, aunque no lleguen a hacerlo.
El Ministerio de Industria ha puesto sobre la mesa la opción de hibernar (dejar fuera de servicio temporalmente), 6.000 megavatios de ciclos combinados, prácticamente una de cada cuatro centrales. Esa operación, de llevarse a cabo, implicará costes para el sistema eléctrico y conllevará ajustes de personal en las centrales afectadas, aunque de hecho en muchas instalaciones, indicaron fuentes del sector, las plantillas se han reducido al mínimo, recolocando a los trabajadores en otros destinos e instalaciones de las empresas. Pero la propia Administración y el operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE), se están resistiendo a la hibernación por razones que atañen a la seguridad de suministro. El argumento es una aparente paradoja: no se puede prescindir de centrales de gas por si fallan las producciones renovables, precisamente las tecnologías que están expulsando a los ciclos combinados del mercado.