Ribera obliga a Naturgy, Iberdrola y Endesa a dejar abiertas sus centrales de gas sin asegurar la rentabilidad
La nueva revisión del PNIEC mantiene la capacidad instalada de los ciclos combinados (26 GW) hasta 2030, aunque su utilización deberá caer en picado durante el próximo lustro
La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Riberaa. EFE/ Fernando Alvarado
El nuevo borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) ya está listo. Debe ser remitido a la Comisión Europea para su revisión antes de que acabe el mes. Entre sus grandes novedades destaca una mayor ambición por el despliegue renovable con respecto a la versión anterior. También es relevante que la capacidad de ciclos combinados se mantiene intacta hasta 2030: 26,6 GW. Sin embargo, las dudas sobre esta tecnología han empezado a surgir.
Desde hace un tiempo, los principales generadores de energía a través de los ciclos combinados, Naturgy, Iberdrola y Endesa, han dejado caer que la retribución que reciben (pagos por capacidad) no ofrece la suficiente rentabilidad teniendo en cuenta cómo será la composición del mix energético próximamente, y lo que podrán facturar en el mercado.
Muy contundente fue hace unas semanas el director de regulación de Iberdrola, Patxi Calleja, que en un evento organizado por el Club de la Energía aseguraba que en España si hay un ciclo combinado con una avería importante y no hay mecanismos de capacidad, se pedirá el cierre porque no tienen una retribución suficiente que pueda garantizar esta inversión.
Y esa es la clave. Según explican a ECONOMÍA DIGITAL en fuentes del sector, lo más importante en estos momentos sería desarrollar una regulación sobre mecanismos de capacidad que garantice, de manera efectiva, que la rentabilidad para las empresas esté asegurada.
En esta misma dirección se ha movido esta semana la patronal de las empresas gasistas, Sedigás. En su congreso anual, el presidente de la organización, Joan Batalla, instaba al Gobierno a reflexionar sobre los mecanismos retributivos de los ciclos combinados, «que no están recuperando sus costes variables de operación».
Desde la patronal abogan «por el mantenimiento del parque de generación de los ciclos combinados», como ha quedado reflejado en el PNIEC. Se trata de la tecnología más relevante de generación eléctrica en España en el cómputo del año 2022, marcado por la volatilidad del mercado energético y el alza de precios. «Hay que garantizar su disponibilidad cuando son necesarios para dar soporte a la seguridad de suministro», matizaba Batalla. Pero alcanzar esa rentabilidad es otra historia.
Un futuro incierto
Pese a la intención del PNIEC, brindar certidumbre al sector eléctrico, en la parte gasista genera cierta confusión. Las previsiones de demanda eléctrica son, precisamente, previsiones. Será el mercado el que dicte sentencia.
De este modo, en el primer hito del PNIEC, 2025, ya hay un considerable aumento de potencia instalada de renovables, tanto eólica como solar. Por lo tanto, su capacidad de generación dentro del mix energética será mayor. En concreto, la solar fotovoltaica pasará de 15.000 GWh en 2020 a 68.000 GWh en 2025. Por su parte, la eólica evolucionará de 56.000 GWh a 80.000 GWh.
Esta situación, en el lustro siguiente, de 2025 a 2030, supone un nuevo incremento en la generación conjunta de 70.000 GWh. El problema es que se trata de una horquilla temporal muy amplia. Y todos estos años las centrales de ciclo combinado deben estar lista para entrar en el mix en el momento que se necesite.
Es decir, el gas se mantiene como el gran garante de la seguridad de suministro, pero su rentabilidad cada vez es menor. En este sentido, la reforma europea del mercado eléctrico, que se encuentra en fase de estudio, tiene previsto ‘meter mano’ a los mecanismos de capacidad. Pero todavía no hay nada acordado.
