A mediados del pasado mes de mayo, el ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, descartó que la reforma energética que pronto saldrá a la luz vaya a incluir la posibilidad de que las centrales de ciclo combinado de gas se acojan a una hibernación temporal, tal y como vienen demandado las eléctricas en los últimos meses como consecuencia de la caída de la demanda y de la sobrecapacidad del sistema. Sin embargo, el ministro prometió que no habrá «infrautilización» de centrales.
Hasta ahora, la situación es bien distinta, puesto que las sesenta y siete centrales instaladas en España (que suman 26 251 MW de potencia) han funcionado únicamente al 10 % de su capacidad en el primer trimestre del año, lo que se ha traducido en un impacto negativo para las cuentas de los titulares de dichas instalaciones.
Al ser conscientes de que esta circunstancia lleva tiempo produciéndose, desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) elaboraron un informe al respecto: “Propuesta del mecanismo por el que se establece el servicio de garantía de suministro”, con fecha de 5 de diciembre de 2012, en el que los técnicos del regulador reconocen, entre otras medidas, que «la regulación española no permite en la actualidad la hibernación temporal de las centrales de generación, a diferencia de lo que ocurre en otros países europeos. Esta “barrera a la salida” ha contribuido a que el propio mercado no haya podido ajustar el exceso de capacidad que presenta actualmente el sector eléctrico, y a que, en consecuencia, algunos ciclos combinados se mantengan operativos, posiblemente, sin recuperar la totalidad de sus costes fijos de explotación».
«Resulta característico de un sistema con una alta participación de energías renovables como el español que las centrales marginales tiendan a presentar un funcionamiento reducido orientado básicamente a ser ‘back-up’ de las tecnologías renovables, lo que, como se ha dicho, podría dificultar la recuperación de sus costes fijos, y en consecuencia, desincentivar las nuevas inversiones en capacidad que se precisen en el futuro», continúa el documento elaborado por los analistas de la CNE.
Asimismo, el texto también incide en que el reducido funcionamiento de las cogeneraciones de gas «se ha visto empeorado derivado del impacto del mecanismo de restricciones por garantía de suministro que ha motivado un desplazamiento de las centrales de ciclo combinado en favor de un mayor funcionamiento de las centrales de carbón autóctono, mecanismo sobre el que esta Comisión ha reiterado en diversos informes la necesidad de su eliminación».
Por otra parte, los especialistas de la entidad que preside Alberto Lafuente también llaman la atención sobre el hecho de que «los ciclos combinados instalados en la Península fueron puestos en marcha durante la pasada década, desde el año 2002, por lo que a partir de 2013 empezarán paulatinamente a perder el derecho a la percepción del incentivo a la inversión bajo el mecanismo actual previsto únicamente para los primeros 10 años de vida útil. A partir de ese momento, estas centrales no cuentan con un incentivo adicional al precio del mercado para mantenerse disponibles en los periodos en los que el sistema pudiera necesitarles, salvo que se prorrogue el incentivo del servicio de disponibilidad vigente».
En este sentido, cabe indicar que la rentabilidad que presentan en la actualidad estas centrales no es homogénea. En particular, la recuperación de costes fijos de explotación es total en el caso de centrales que presentan un funcionamiento elevado en el proceso de resolución de restricciones técnicas, y reducida en el resto de ciclos combinados. En concreto, considerando los ingresos obtenidos en el mercado de producción, un 80 % de la potencia de estas centrales no habría considerado cubrir sus costes fijos de explotación. Por el contrario, los ciclos combinados restantes habrían conseguido no solo recuperar costes fijos de explotación a través de los ingresos del mercado, sino también recuperar parte de sus costes fijos de inversión. Según estas estimaciones, para las primeras sería más eficiente económicamente hibernar –en caso de ser posible- que mantenerse operativas», recomiendan los expertos del regulador.
Estos argumentos de falta de rentabilidad e inoperancia son los que están utilizando los responsables de las eléctricas para tratar de que el Gobierno cambie su postura respecto a la negativa a permitir la hibernación –esto es, el cierre temporal de la instalación con un mantenimiento mínimo para poder funcionar en el futuro— de los ciclos combinados. Lo que ellos proponen es que la posibilidad de parar la actividad de entre 5000 y 7000 MW no sea descartada del todo y pueda ser aplicable «en periodos anuales, siempre que la seguridad de suministro no se vea afectada», tal y como sugiere el informe de la CNE.
La solución final dependerá, previsiblemente, del coste, ya que estas centrales reciben ya los llamados pagos por capacidad, que son de dos tipos: el que compensa a las instalaciones por estar disponibles (que no llega a dos millones de euros por planta y lo reciben todas) y un incentivo a la inversión que cobran durante diez años desde la puesta en marcha de la central. El importe que reciben depende del grado de amortización de la inversión: una planta a la que le falten 150 millones de euros por amortizar recibe unos ocho millones de euros, detalla Cinco Días en una información publicada hoy en sus páginas.
Esto que en España no está contemplado en la legislación sí que es una práctica común en otros países de nuestro entorno, donde la hibernación temporal se plantea cuando la situación del mercado es tal que no permite a los ciclos ni siquiera recuperar los costes fijos de explotación (los que podría evitar si cierra). En el caso de los ciclos combinados, son los costes de operación y mantenimiento y los peajes de acceso (o ATR). Por tanto, la hibernación evitaría a las empresas pérdidas de explotación.
Así las cosas, los puntos que separan a eléctricas y Gobierno tienen que ver con lo que deben cobrar las plantas hibernadas. Los técnicos del regulador plantean que solo deben recibir los pagos por disponibilidad, pero no el incentivo a la inversión. En este caso, la empresa se ahorra los costes de mantenimiento y los peajes y el sistema se ahorraría ese último incentivo. En cualquier caso, cabe subrayar lo recogido unas líneas más arriba sobre que la mayoría se instalaron entre 2003 y 2004, por lo que a esta compensación le queda poco para su desaparición.
Otra de las soluciones que viene de la mano de algunas eléctricas pasaría por que el pago por inversión se ampliara a veinte años; es decir, que se les retribuya igual que a la única instalación que se ha hibernado en España: la regasificadora de El Musel, ubicada en Asturias y propiedad de Enagás. Esta, que no ha llegado a funcionar pero está terminada y tiene un mantenimiento mínimo, recibe una retribución transitoria para cubrir los costes financieros de la inversión que se revisa anualmente. El Gobierno ha contestado con un no rotundo a este planteamiento, puesto que, según defiende el equipo de Soria, la regasificadora es un activo regulado y los ciclos combinados, no.
Todo apunta a que será complicado que Gobierno y afectados hallen puntos de encuentro sobre este asunto, al igual que sucede con otros aspectos adelantados sobre la reforma energética y que afectan al sector de las renovables y los consumidores, entre otros.