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Las centrales de gas más antiguas se quedan este año sin parte de las ayudas que cobran

Son seis ciclos combinados puestos en marcha en el año 2002 y cuya propiedad se reparten las tres grandes eléctricas. Se les acaba el denominado incentivo a la inversión.

Una central de ciclo combinado.
Una central de ciclo combinado.

Cuenta atrás para el fin de las ayudas, con cargo a la tarifa eléctrica, que cobran las primeras centrales de ciclo combinado que se pusieron en España, en un momento muy delicado para estas plantas, por el bajón de la demanda y el exceso de potencia que arrastra el sistema eléctrico español.  Los ciclos puestos en marcha en España en 2002, los más veteranos, empezarán paulatinamente a perder este año el derecho a la percepción del denominado incentivo a la inversión, un mecanismo vigente sólo para los primeros diez años de vida útil de las plantas.

Estas centrales, que queman gas para producir electricidad, fueron promovidas en los años del boom económico como energía de base (para funcionar constantemente) por las planificaciones energéticas, que no eran vinculantes (la generación es una actividad liberalizada). Sin embargo, han acabado convirtiéndose en una tecnología de respaldo, por el auge de las renovables, las ayudas al carbón nacional y el desplome del consumo, lo que ha dejado a la mayoría de ellas en pérdidas.

Este incentivo, que el Gobierno rebajó en abril del año pasado un 10%, consiste en una prima de 23.400 euros por megavatio hora producido al año para los diez primeros años de funcionamiento y tiene un coste anual de unos 548 millones de euros, a una media que fuentes del sector cifran en unos 9,3 millones por central.

Las plantas afectadas tienen una potencia conjunta de 2.794 MW, el 10% del total

Como ha subrayado la Comisión Nacional de la Energía (CNE) en un informe publicado la semana pasada, los ciclos van a dejar de contar “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”. 

Este otro sistema de ayudas, puesto en marcha en 2011 y con un coste anual estimado de unos 188 millones, compensaba a los ciclos combinados y a otras plantas (carbón, fueloil e hidráulicas de embalse y de bombeo) por estar disponibles, pero su vigencia acabó el pasado 15 de diciembre. No obstante, fuentes del sector confían en que se prorrogue cuando el Gobierno publique la orden de peajes eléctricos de este año (todavía no lo ha hecho).

Las plantas afectadas por el fin del incentivo a la inversión son seis y tienen una potencia conjunta de 2.794 megavatios (MW), lo que supone el 10,3% del total con el que cuenta esta tecnología (hay más de 27.000 MW instalados). Su propiedad está repartida entre las tres grandes eléctricas: cuatro de ellas pertenecen a Gas Natural-Fenosa y Endesa (dos grupos en San Roque, en Cádiz, y otros dos en San Adrián del Besós, Barcelona) y otros dos, a Iberdrola (Castejón 1, en Navarra, y Castellón 3).

Pese a tratarse de un pago regulado, el incentivo a la inversión, según la CNE, no tiene incidencia directa en la formación del déficit de tarifa, el mayor problema del sector eléctrico, que se produce porque los ingresos del sector son inferiores a los costes que le reconoce el Gobierno. Este incentivo lo liquida Red Eléctrica con cargo a los pagos que hacen los consumidores por este concepto. “Hay un concepto específico de pagos de capacidad que pagan los consumidores en función de su tarifa de acceso, pero no está incluido en la tarifa de acceso. Únicamente los saldos positivos o negativos que resultan de su liquidación se incluyen como ingresos liquidables en las liquidaciones de la CNE”, explican fuentes del regulador. 

El organismo ha pedido que se autorice la hibernación de parte de estas plantas (algunas empresas, como Iberdrola, estudian llevárselas al extranjero ante la falta de demanda), ya que un 80% de los ciclos no consigue siquiera cubrir sus costes fijos de explotación. El resto sí lo habría hecho, y habrían logrado además “recuperar parte de sus costes fijos de inversión”. “Para las primeras sería más eficiente económicamente hibernar – en caso de ser posible- que mantenerse operativas”, señala la CNE, que estima que no hará falta nueva potencia en España hasta 2018. 

Según las estimaciones del regulador, desde 2009 “las centrales de ciclo combinado no habrían conseguido cubrir la totalidad de sus costes fijos a través de los ingresos del mercado y del pago de capacidad actual, en términos medios”, aunque la CNE advierte de que su rentabilidad (que deriva, por ejemplo, de su cercanía a grandes centros de consumo) no es "homogénea".


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