Las eléctricas no cejan en su empeño de dar con una solución satisfactoria a la actual situación en la que se encuentran sus respectivos ciclos combinados, que están funcionando en niveles mínimos, con la pérdida de rentabilidad que eso supone para las cuentas de resultados.
Los responsables de las ‘utilities’ españolas quieren lograr, de manera consensuada con el Gobierno, establecer medidas que compensen la infrautilización de 25 175 megavatios (MW), que han requerido unos 13 000 millones de euros de inversión. Es por ello que, de cara a la presentación del paquete reformista en materia energética que se conocerá próximamente, los responsables de las eléctricas aprovechan cada ocasión para trasladar a los miembros del Ejecutivo su visión sobre este asunto.
Cabe recordar que 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 que se desató en 2007 ha provocado una acusada caída de la demanda eléctrica, lo que, unido al creciente peso de las renovables y a las obligaciones de quema de carbón nacional, han desplazado a las 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 1900 horas, cuando se programaron para una media anual de entre 3500 y 5000 horas.
Esta reducción tan significativa de las horas 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», inciden 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, Energía y Turismo (Minetur) que ultima la reforma para intentar ajustar los costes del sistema, la clave está en el cómo pero, sobre todo, en el cuánto.
Respecto al cómo, se ha barajado 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 el Minetur, 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.
Por su parte, los técnicos de la Comisión Nacional de Energía (CNE) propusieron esta opción que las eléctricas apoyan, pero el ministro del ramo, José Manuel Soria, ha negado que fuera a incluirse en la próxima reforma energética. No obstante, el titular sí apuntó 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.
Datos del informe «La Situación Económico-Financiera de la Actividad Eléctrica en España: 1998-2010», elaborado por la patronal de las eléctricas (Unesa), indican que 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 ocho millones de euros para una planta media de 400 MW. Esto, según las mismas fuentes, supone cubrir tan solo el 20 % de los costes fijos (unos 100 000 euros por MW incluyendo la anualidad de la inversión) durante los 10 primeros años de funcionamiento para unas plantas con una vida útil total 25 años.
Así las cosas, el reto consiste en encontrar una solución en un contexto de contención de costes del sector eléctrico.