El rali de precios del gas obra el milagro de hacer rentable producir con carbón
ECONOMÍA
Generar un megavatio hora con hidrocarburo es un 13 % más caro
17 oct 2021 . Actualizado a las 05:00 h.La escalada de los precios del gas natural ha puesto encima de la mesa una posibilidad con la que ya nadie contaba en el país: la generación de electricidad con carbón. El foco entonces se ha vuelto a poner sobre una de las centrales térmicas más competitivas, la que tiene Endesa en As Pontes, y ha llevado a la eléctrica a iniciar algunos preparativos para poder arrancar las instalaciones, en el caso en el que el operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE), requiera su entrada en funcionamiento.
La planta de As Pontes es la única de Galicia que está disponible para volver a arrancar. La última vez que vertió energía a la red fue en julio pasado: unos modestos 12 gigavatios hora, según datos de REE. La que tenía Naturgy en Meirama (Cerceda) está ya oficialmente de baja.
El panorama para el carbón ha cambiado de forma radical en los últimos meses. Ha vuelto a ser rentable después de haber sido una tecnología repudiada por todos, por lo contaminante que es, y por ser cara como ninguna (por el incremento de los derechos de emisión de CO2 a partir del 2019). Tanto, que la planta pontesa empezó a languidecer simplemente por efecto del mercado: la electricidad que ofertaba era tan prohibitiva que no conseguía venderla. Quedaba fuera de juego. De hecho, un análisis realizado hace justo dos años por la Axencia Provincial da Enerxía revelaba que producir un megavatio hora con carbón costaba el doble que hacerlo con gas natural: 35 euros frente a 71. Tiempos aquellos en los que el hidrocarburo que usan las centrales de ciclo combinado -de las que hay dos en Galicia, una en As Pontes, también de Endesa; y otra en Arteixo de Naturgy- se cotizaba a 20 euros, y el carbón a 37. Pero ahora el gas cuesta unos 170 y el mineral, aunque también por las nubes, alrededor de 100. Y, pese a que para generar electricidad con el segundo hay que comprar más del doble de derechos de emisión de dióxido de carbono que con el primero, de pronto es rentable de nuevo producir con carbón.
Aunque Endesa niega que esté preparando la central porque vea el negocio, lo cierto es que la Axencia Provincial da Enerxía ha actualizado el cálculo que elaboró hace dos años. Y el resultado es que generar un megavatio hora con gas es un 13 % más caro que hacerlo con mineral: casi 200 euros frente a 177.
Sin embargo, la situación es coyuntural. Aunque no lo fuera, lo cierto es que España ya no puede volver al carbón más que de forma puntual, como será el caso de la central de As Pontes, porque ya casi no quedan plantas disponibles para aprovechar el mineral contaminante. El año pasado dejaron de funcionar nueve centrales.
La mayoría de ellas porque sus propietarios decidieron no acometer las inversiones necesarias que requería la adaptación de las instalaciones a la nueva directiva de emisiones. No fue el caso de Endesa, que empezó a transformar sus plantas de As Pontes y Litoral (Almería) para que contaminasen menos y prolongar así unos años más su vida útil. Pero sus planes se torcieron en el 2019, cuando el precio de la tonelada de CO2 inició una espiral alcista de precios. Una escalada planificada por la Comisión Europea precisamente para convencer por la fuerza a las compañías de que abandonasen la producción eléctrica más contaminante. Lo consiguió, y Endesa solicitó el cierre tanto de As Pontes como de Litoral a finales del 2019. Tiene permiso para la segunda.
Desde julio pasado, solo está vertiendo energía a la red la planta de carbón de Aboño de EDP en Asturias. La empresa le da de vida hasta el 2025, pero podría adelantar el cierre.
Los ciclos combinados se afianzan como los guardaespaldas de las renovables
La producción con carbón es residual en España. De enero a septiembre, las centrales disponibles, la de As Pontes, entre ellas, generaron 3.160 gigavatios hora, según datos de REE. En el 2020, la cifra fue parecida (4.000) porque la mayor parte de las plantas ya no funcionaban. En cambio, en el 2019, la producción alcanzó los 10.600 gigavatios hora durante los nueve primeros meses del año.
El gas natural ha ocupado su lugar como principal tecnología de respaldo del sistema eléctrico. Los ciclos combinados actúan como guardaespaldas de las renovables, incapaces todavía de satisfacer toda la demanda de electricidad, sobre todo porque los recursos naturales no son gestionables, y si no hay viento, agua o sol, poco se puede hacer. Las centrales de gas generaron 28.300 gigavatios hora de enero a septiembre, un 16 % menos que durante el mismo período del año anterior. Menos que la eólica, por ejemplo, que anotó 42.400 gigavatios hora durante los nueve primeros meses de este 2021 (37.100 el ejercicio pasado).
Pero, aunque el gas no sea hegemónico en la cesta de generación, es determinante en la fijación de precios mayoristas en el mercado eléctrico. Pero paradójicamente no solo porque los ciclos combinados sean la última tecnología en vender por lo elevado de sus costes de producción, sino porque otras centrales están haciendo suyos esos costes, cuando no los tienen. Es decir, ofertan como si fueran centrales de gas cuando en realidad no lo son e incluso ni siquiera tienen que comprar combustible alguno para funcionar. Es el caso de la hidráulica, que cobra cara su disponibilidad para generar cuando el sistema lo requiere. De hecho, esa tecnología marca el precio la mayor parte de las horas del día -desplazando por poco a los ciclos- que luego cobran todas las demás al vender su electricidad en el mercado mayorista.
El Gobierno ha aprobado una polémica minoración de lo que denomina beneficios caídos del cielo. Se trata de una medida temporal, hasta el 31 de marzo, que se aplicará a las plantas no emisoras, esto es, nucleares, hidráulicas y renovables.
Como lamentó la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, el jueves en el Congreso: «Da igual cuánta energía barata haya en el sistema, el mercado marca el precio de la más cara». Ribera quiere eliminar ese sistema marginalista.
Endesa compra mineral por si rearranca As Pontes
Una semana después de que Endesa iniciase los preparativos para poner en funcionamiento la central de carbón de As Pontes, se enfría la posibilidad de que el interruptor se encienda pronto. Inicialmente se había manejado la posibilidad de que esta misma semana llegase a la terminal descargadora del puerto exterior ferrolano un buque con alrededor de 20.000 toneladas de carbón, al que seguirían otros dos navíos, en noviembre y diciembre.
Fuentes de la empresa apuntan ahora a la llegada del primer buque en el mes de diciembre, aunque subrayan que, en el caso de que la térmica tuviese que arrancar antes, podría hacerlo puesto que en el parque de carbón cuenta aún con más de 40.000 toneladas apiladas. Fuentes sindicales afirmaron, no obstante, que la previsión trasladada por responsables de la compañía de forma oficiosa es la de que no se arrancaría la planta antes de finales de noviembre.
La última vez que la central -que tiene dos de sus cuatro grupos inutilizados, porque no se ajustan a los requerimientos medioambientales en vigor- estuvo en funcionamiento fue la primera semana del pasado mes de julio.
Paralelamente, Endesa continúa tramitando la autorización de cierre para la térmica de As Pontes. Debido a la gran cantidad de alegaciones que fueron presentadas al proyecto, es la única planta de mineral de Endesa cuya clausura está siendo acometida de forma ordinaria, y no abreviada. Hace tan solo una semana, la eléctrica dirigida por José Bogas recibió el visto bueno para apagar la de Almería, y aunque inicialmente también había dispuesto enviar un buque con carbón hacia esa central, por si la coyuntura eléctrica implicaba también su arranque, finalmente ha desechado esa posibilidad. Un espejo en el que podrían mirarse las instalaciones pontesas, si la luz verde al cierre también llegase en las próximas semanas.
