El uso de las centrales de gas marca otro mínimo y su crisis se agrava

Las centrales de ciclo combinado (que queman gas natural para producir electricidad) viven sus horas más bajas. En el primer trimestre de este año, el consumo de gas para generación eléctrica ha caído otro 17%, según datos de la patronal gasista (Sedigas), lo que ha propiciado que el factor de carga de estas plantas (tiempo de funcionamiento) se haya situado entre el 20% y el 25%, lo que supone un nuevo mínimo histórico. Si la tendencia se mantiene el resto del año, el grado de utilización de los ciclos no llegará a las 1.800 horas anuales, muy lejos de las 5.000 horas al año que, según el sector, marcan su umbral de rentabilidad.

Tan complicada es la situación de estas plantas, que algunas empresas se están planteando cerrar ciclos (una central de tamaño medio -unos 400 MW- emplea a unas 30 personas). El problema es que esa decisión no depende de las compañías, sino de la autorización del gestor del sistema, Red Eléctrica (REE) y del Ministerio de Industria. Y, como ha dicho el presidente de Sedigas, Antoni Peris, REE no está por la labor: los ve "necesarios" para la operación, por su papel de respaldo de las renovables, cuya producción no es predecible (es intermitente). Según Peris, los operadores de plantas de gas perciben una retribución que "no es adecuada".

La infrautilización de los ciclos (también conocidos en el sector como CCGT) se explica por la menor demanda eléctrica (ha caído otro 1% en el primer trimestre), como consecuencia de la recesión económica, y, sobre todo, por la pujanza de dos fuentes de energía que han desplazado a estas turbinas en la cesta de generación: las energías renovables y el carbón. Si en abril la energía eólica ha llegado a cubrir el 61% de la demanda (su récord histórico), el carbón, uno de los combustibles menos eficientes (y más contaminantes), ha disparado entre enero y marzo su uso para la producción de electricidad un 97%, a raíz de los subsidios que aprobó el anterior Gobierno, aún vigentes, para evitar el colapso de la minería nacional, que no es rentable.

Hasta el mes pasado, el carbón cubrió más del 19% de la demanda, frente al 14% de los ciclos (cifra que contrasta con el 20% de todo 2011). No hay visos de mejora: en abril, la aportación del gas en el mix eléctrico se quedó en el 10,7%.

A ello se une otro problema del que ya advirtió en 2010 el presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán. En lo que a CCGT respecta, dijo, en España hay un "excedente de capacidad". Los ciclos vivieron su explosión en la década pasada, cuando la demanda eléctrica crecía a tasas del 3% y hacía falta nueva generación para evitar apagones. Estas plantas eran la solución ideal por su extremada flexibilidad (a diferencia de las centrales nucleares, pueden apagarse y arrancar en cualquier momento), por su eficiencia y por sus menores emisiones con respecto al carbón o el fuel-oil. Los ciclos, como las plantas de energía renovable, proliferaron como setas, con el beneplácito de las sucesivas planificaciones energéticas gubernamentales; y con ellos, las regasificadoras, que permiten procesar el gas natural licuado (GNL) que llega a través de barcos metaneros. Así, si en 2000 no existían ciclos en España, a cierre de 2011 había 67 grupos, con más de 25.000 megavatios (MW) instalados, el 25% de la potencia total. 

El sector vio atendidas sus peticiones de ayudas a finales del año pasado, cuando el anterior ministro de Industria, Miguel Sebastián, aprobó, justo antes de dejar el cargo, un sistema de incentivos a estas plantas como compensación por estar disponibles. Sin embargo, su sucesor, José Manuel Soria, rebajó en marzo un 10% (unos 84 millones de euros) esas ayudas, conocidas como pagos por capacidad. Al tratarse de un coste regulado, incluido en los denominados peajes eléctricos, los pagos por capacidad inciden en la formación del déficit de tarifa (insuficiencia de ingresos regulados del sistema eléctrico), el gran problema del sector eléctrico.

A diferencia de la distribución o el transporte de electricidad, que están regulados por la Administración (ésta determina qué inversiones hacen falta), la actividad de generación está liberalizada: el Estado sólo hace una planificación indicativa. No obstante, la puesta en marcha de una instalación de este tipo también está condicionada al visto bueno de Industria.