Mix energético y ciclos de gas

La inviabilidad de construir plantas de gas de ciclo combinado y la eventualidad de proceder al cierre de algunas de las que están en funcionamiento ha sido puesta de manifiesto por Joao Manso, consejero delegado de EdP y HC Energía. Se trata de un cambio profundo que se está gestando en el sector energético, que afecta a todos los operadores que generan electricidad, y que tendrá repercusiones en Asturias, donde hay en la actualidad un ciclo de gas, en Soto de Ribera, y otro más en construcción; a esas instalaciones hay que sumar media docena de centrales de gas que estaban previstas, así como la planta regasificadora de El Musel, proyectada sobre la hipótesis de que en Asturias hubiera al menos tres ciclos de gas generando electricidad.
La caída de la demanda eléctrica, debida a la crisis, ha hecho que todos los equipos estén infrautilizados. Esa razón no basta, por sí sola, para justificar el declive de los ciclos combinados, puesto de manifiesto el pasado año en el que funcionaron, como media, al 44% de su capacidad instalada. La principal causa de la falta de rentabilidad se debe a la preferencia del Gobierno por las energías renovables y el carbón nacional en la generación eléctrica.
El modelo energético español pivotaba sobre dos recursos, las centrales de gas y las energías renovables. Gracias a ese diseño se construyeron, en una decena de años, 55 ciclos combinados en España. La situación empezó a cambiar con la formidable expansión de las energías renovables, un fenómeno alimentado por las presiones de los gobiernos autonómicos, que alentaron la creación de multitud de operadores al calor de unas primas de producción sustanciales. Existen razones de fondo para apostar por las renovables, por su contribución a la lucha contra el cambio climático, porque nos liberan de la dependencia energética y tienen un prometedor desarrollo ligado a la actividad investigadora, característico de toda industria joven. El asunto está en alcanzar un equilibrio adecuado entre los distintos input energéticos, ponderando los costes económicos. El pasado año, las energías renovables recibieron del Estado 6.115 millones de euros, en concepto de primas por producción, un 54% por encima de la cantidad prevista. Dentro de esa suma destacan los 2.330 millones entregados a subvencionar la producción de energía fotovoltaica, a razón de 436 euros de prima por cada megavatio. A ese precio la energía eléctrica sale carísima, teniendo en cuenta que en el mercado mayorista de la electricidad se retribuye a poco más de 42 euros el megavatio.
El otro factor de relegación del gas ha sido el apoyo dado al uso de carbón nacional, tras la negativa de las empresas a quemarlo en las centrales. La solución dada por el Gobierno consistió en garantizarle una retribución por encima del mercado y en dar prioridad a la generación con carbón autóctono, como por la aportada por las fuentes renovables, en detrimento del resto de recursos energéticos. Desde la perspectiva de un mercado intervenido, la solución era aceptable para las plantas de gas, reconvertidas en meras producciones de refuerzo, si cobraban una prima por aportar seguridad al aprovisionamiento energético. La valoración cambió en el momento en que Bruselas señaló que el gas sólo puede ser retribuido por la generación eléctrica efectiva que aporta al mercado. A partir de ese supuesto, un tercio de las instalaciones de gas dejan de ser rentables para la actual demanda del mercado.
En el plan de futuro de la Asturias industrial, la transición del carbón al gas era la pieza clave. Esa estrategia ha quedado en entredicho por las prioridades marcadas por el Gobierno. Es contradictorio hacer de un sector, como los ciclos combinados, pieza estratégica del futuro energético y luego dejarlo reducido al papel de recurso de refuerzo. El Principado debe negociar con el Ministerio de Industria un futuro viable para la planta regasificadora y los ciclos de gas de nuestra región.

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