Agronegocios / Las centrales de ciclo combinado, una de las mayores inversiones industriales de la historia reciente, operan apenas al 10% tras la caída de la demanda eléctrica
En el país de aeropuertos sin aviones, silenciosas autopistas de peaje y urbanizaciones a medio acabar, abundan las fábulas del tiempo de los excesos, y sus moralejas. Aquí se cuenta otra, pero no otra más: porque la que está varada es una de las mayores inversiones industriales de la historia reciente. Gigantes de la energía se gastaron más de 15.000 millones de euros en levantar decenas de centrales de ciclo combinado para generar electricidad a partir de gas natural. Ahora apenas funcionan al 10% de su capacidad, el Gobierno discute con las empresas el cierre temporal de varias y hay ya quien se plantea desmantelarlas.
La pretensión, hace una década, era tranar a un futuro sostenible de la mano de plantas más eficientes, que usan un combustible fósil menos contaminante que el fuel o el carbón. Y que se adaptan mejor a las renovables por su capacidad para graduar su aportación a la red eléctrica: algo esencial cuando el sol y el viento, interentes, ganan protagonismo. Pero los planes no pasaron la prueba de la falta de demanda.
En 2008, con las centrales de ciclo combinado ya a todo trapo, un 32% de la electricidad consumida en España se produjo con gas, el doble que el carbón (16%). Hasta ahí, lo previsto. Pero cuando el uso creciente de renovables se combinó con la crisis y otros factores, el guion dejó de valer: la producción con carbón aguanta, mientras la generación a partir de gas se desploma. Este año, los ciclos combinados solo generan un 9% de la electricidad, frente al 14% producida en plantas de carbón, que een más del doble de gases de efecto invernadero.
Pedro Linares, codirector del centro de investigación Economics for Energy, explica por qué, en los primeros años de este siglo, las centrales de ciclo combinado fueron la principal apuesta de las compañías para responder a la, entonces, creciente demanda eléctrica. “Había financiación barata y fácil, su construcción era menos costosa y más rápida que otras centrales convencionales y eran menos contaminantes. Se percibía poco riesgo, hubo sobreinver?sión”, acota el coordinador de la cátedra BP en la Universidad Pontificia Comillas de Madrid.
“Hay que remontarse a las condiciones en las que se tomaron esas decisiones”, abunda Mariano Marzo, catedrático de Recursos Energéticos en la Universidad de Barcelona. Como en las matrioskas, la del gas sería una burbuja, dentro de otra (de consumo), dentro de la enorme burbuja de créo de la década pasada. “La planificación energética se hace a años vista, y entonces la demanda en España iba como un cohete”, enfatiza Marzo. También contribuyó el respaldo público, con millonarios incentivos a la inversión con cargo a la factura de la luz, que peren recuperar más de un tercio del gasto en varios años.
Solo Alemania, en la Europa continental, resiste la comparación, aunque ni siquiera allí el despliegue fue tan intenso. Desde que se inauguró la primera central de ciclo combinado en 2002 hasta que se alcanzaron los 27.000 megavatios de potencia instalada ?es la tecnología con más capacidad de generar energía en España?, solo pasaron siete años. Y las soliudes en tráe llegaron a duplicar esa cifra.
“Pesó también un comportamiento de rebaño, gregario, nadie quería perder cuota de mercado”, afirma Natalia Fabra, profesora de Economía de la Universidad Carlos III. “Hubo sobreinversión, una burbuja si se le quiere llamar así, esa es una de las razones que explican por qué ahora están produciendo tan poco”, sostiene.
¿Cuáles son esas razones? Los expertos consultados y las principales compañías (Gas Natural, Iberdrola y Endesa) coinciden en que la caída de demanda desencadena el proceso, pero también hay discrepancias radicales. Las empresas defienden que no hay “sobreinversión”, sino “infrautilización”. Y achacan buena parte del problema al acelerado desarrollo de las renovables.
“Han alcanzado una potencia total muy por encima de las cifras inicialmente contempladas”, dicen de las renovables desde Endesa. Eso, añaden, y un sistema que “les da prioridad respecto a otras centrales más eficientes, ha conducido a que no haya hueco para la operación normal de los ciclos combinados”.
“La capacidad construida de ciclos combinados ha quedado por debajo en un 10% de la planificación indicativa entre 2005 y 2011″, tercia en otro correo electrónico Gas Natural, en referencia a planes que aprobó el Gobierno de entonces. “La capacidad sobrante es del conjunto del sistema”, insiste la compañía que preside Salvador Gabarró. También en que los ciclos combinados son esenciales como tecnología de respaldo: “Los sistemas con fuerte penetración de renovables, como el nuestro, tienden a infrautilizar la capacidad térmica disponible aunque esta sea necesaria”.
Porque, aunque renovables y ciclos combinados han duplicado en una década la capacidad de generar energía, el regulador, Red Eléctrica, debe asegurarse de que es suficiente en el peor de los mundos: un día récord de demanda combinado con falta de sol y viento, un periodo seco (baja utilización de centrales hidráulicas) y averías varias. La reserva estratégica queda en manos del carbón, la energía nuclear y, sobre todo, del gas natural, por su capacidad de conectarse rápido a la red.
Además, el carbón se resiste a perder protagonismo pese a que le habían reservado un papel secundario. Porque, como recuerda un portavoz de Iberdrola, a “la obligación de quemar carbón nacional”, establecida por el propio Gobierno hasta 2015, se ha unido una carambola internacional: la polémica técnica del fracking ha perido a EE UU ampliar la explotación de gas natural. Y eso ha deprimido el precio internacional del carbón. También son muy baratos los derechos de emisión de CO2. La consecuencia es que las plantas españolas que importan carbón son ahora más compeivas y adelantan en las subastas a los ciclos combinados.
Varios de estos factores (aumento de las renovables, renacer del carbón, demanda débil) son comunes a toda Europa. “La rentabilidad de las centrales de ciclo combinado no deja de caer”, explica John Diropoulos, de Bloomberg News Energy Finance. “Muchas compañías deciden venderlas, cerrarlas temporalmente, en una práctica conocida como hibernación, o desmantelarlas”.
Henry Edwardes?Evans, de la consultora Platts, da cuenta de que las peticiones de cierre se acumulan en la mesa del regulador en Alemania, el líder en energía solar. Y de que gigantes continentales como las alemanas RWE y E.ON, la francesa GdF o laaliana Edison ya han optado por dejar fuera de operación varias plantas, con el argumento de que los ingresos no cubren los costes de funcionamiento. Una uación que han denunciado ante las más altas instancias europeas, a las que exigen enfriar el apoyo a las renovables.
“El mensaje de las grandes empresas de que están produciendo poco por las renovables es inaceptable”, replica Natalia Fabra, que relativiza el desfase: en España, las primas aceleraron la instalación de paneles solares fotovoltaicos (se multiplicaron por 10 las previsiones). Pero no ocurrió así con los parques eólicos, la principal apuesta renovable, cuyo desarrollo se ajusta a lo planificado. Y mientras los molinos generan el 21% de la electricidad, los paneles apenas suministran el 3%.
En el despliegue de ciclos combinados, el ajuste a lo planeado también es relativo. El primer documento que incorporó esta tecnología, el plan 2002?2011, hablaba de un “mínimo” de 14.800 megavatios, una referencia que la patronal Unesa consideró adecuada. En 2005, como ocurrió con las renovables, el objetivo fue elevado (hasta 30.000 megavatios) ante la acumulación de soliudes. “Para las renovables, los objetivos son cuotas obligatorias que vinculan al Estado, para el resto son solo referencias indicativas, la última palabra es de las empresas”, recuerda el profesor Linares.
Un plan tan reciente como el diseñado para los años 2011?2020, en medio de la crisis, tropezó otra vez con la misma piedra. El primer atisbo de crecimiento, frustrado luego, llevó al Gobierno socialista a anticipar una recuperación del consumo eléctrico, un escenario en el que las renovables seguían aumentando y los ciclos combinados abastecían un tercio del suministro eléctrico. Y todo ello a costa de la aportación del carbón y las centrales nucleares. El contraste con la realidad es contundente: consumo a la baja, mínima actividad de los ciclos combinados, mientras plantas de carbón y centrales nucleares mantienen su nivel de aportación.
El sistema de subasta en vigor multiplica los efectos de la escasez de demanda. Porque no solo da prioridad a las renovables, sino que coloca por delante a las centrales hidráulicas y nucleares (en su mayoría propiedad de las tres grandes), a las que además se retribuye al precio de la última térmica convencional en entrar (carbón o gas natural) en el sistema. “Las centrales nucleares e hidráulicas, que han amortizado gran parte de la inversión hecha, son las que obtienen mayores beneficios”, sostiene Fabra.
“Las nuevas condiciones de la demanda van para largo, hay que ver cómo nos adaptamos”, señala el catedrático Marzo. Los expertos creen que por su capacidad de respaldo a las renovables, y su menor impacto contaminante, las centrales de ciclo combinado son imprescindibles en un futuro próximo. Aunque no tienen tan claro que sean necesarias todas. Con un mayor énfasis en la eficiencia, según investigaciones en las que ha participado Linares, podría ser suficiente con la ad. Y la perspectiva de que el vehículo eléctrico pase de anécdota a categoría no altera sensiblemente los cálculos, ya que se recargarían por la noche cuando otro tipo de demandas están bajo mínimos.
“La retribución de las centrales de ciclo combinado tiene que estar más alineada con la garantía del suministro”, apunta la profesora Fabra, quien recalca que un puñado de centrales, establecidas en zonas en las que la congestión de la red obliga a tirar de ellas, “sí son muy rentables”.
Iberdrola movió ficha este verano al hacer ante el Ministerio de Industria la primera soliud de cierre defiivo: el desmantelamiento de un grupo de 800 megavatios de su planta de Arcos de la Frontera (Cádiz), una petición pendiente de resolver. Industria sí ha dado otras respuestas al sector. En sintonía con lo exigido por las propietarias de ciclos combinados, recortó primas a las renovables y cegó la vía de expansión de la solar fotovoltaica (el autoconsumo), separándose del camino que compartía con Alemania, el otro líder europeo en energía verde.
Además, a la estela de lo hecho en otros países europeos, Industria perirá la hibernación (el cierre temporal) de centrales. El sector cree que la propuesta inicial (hibernar hasta 6.000 megavatios al año) se queda corta: plantean llegar a 10.000 megavatios y durante periodos de tres años. A Competencia lo que no le hace gracia es que los consumidores tengan que costear compensación alguna por la hibernación, como quiere Industria. Con el ahorro de costes, añade, es suficiente.
Industria reformará además el pago por la disponibilidad de las plantas térmicas para garantizar el suministro. Pero, de nuevo, ni la cuantía (un máximo de 210 millones de euros al año, según se hayan comportado los precios) ni el diseño (“penaliza a las centrales más eficientes”, asegura Endesa), convencen al sector.
El futuro de las centrales de ciclo combinado, sin embargo, depende de lo que el Gobierno lleva dos años sin afrontar. “Hay que definir un nuevo marco regulatorio de retribución de todo el sistema energético”, explica el catedrático Marzo, quien también echa en falta un nuevo plan energético hasta 2030, que incorpore las nuevas condiciones económicas y aclare por qué combinación de fuentes energéticas se apuesta ahora. Un proceso que el Gobierno, empujado por la polémica subasta eléctrica del último trimestre, parece, ahora sí, dispuesto a abordar. Pero a uña de caballo, sin planificación conocida, y con el dudoso méo de haberse puesto en contra a asociaciones de consumidores, grandes compañías eléctricas y productores de energías renovables.
La historia de la humanidad está llena de intentos por controlar la lluvia: uales, rezos colectivos y hasta experimentos pseudocientíficos para hacer que las nubes produzcan agua. En un verdadero acto innovador, Uruguay acaba de adoptar un mecanismo que efectivamente controla la lluvia o más bien su falta: un seguro climático.
Es una cobertura contra la frecuente falta de preciaciones, que en el 2008 ocasionó una de las peores sequías de la historia, con pérdidas de US$900 millones para el campo uruguayo e impactos a la población. No sólo las cosechas sufren; la generación de energía eléctrica se ha visto amenazada por los niveles cada vez más bajos de los embalses.
El seguro climático, por US$450 millones, cubre la exposición a las sequías y a los altos precios del petróleo de la empresa de energía de Uruguay, la Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE). Más de 80% de la energía del país es hidráulica y una caída en el nivel del agua obliga a generar electricidad por métodos térmicos, que usan combustibles fósiles.
La cobertura compensa las pérdidas financieras derivadas de la menor cantidad de preciaciones que afectan los reservorios de los cuales UTE se nutre para generar energía eléctrica y que le obligan a recurrir a los mercados internacionales a comprar petróleo a altos precios.
En 2012 la empresa tuvo que importar petróleo para cubrir la demanda de electricidad a un costo récord de US$1.400 millones, un 46% por encima de las expectativas originales. Esto provocó que el país apelara a fondos de estabilización del gobierno y, además, se tradujo en un alza en las tarifas a los usuarios.
Seguro con alta tecnología
Hasta hoy, el seguro climático sólo ha estado disponible en los mercados financieros de derivativos para las economías desarrolladas. Los avances tecnológicos de Uruguay cambiaron esa realidad.
La nación sureña es una de las pocas que tiene un registro histórico de preciaciones de los últimos 100 años, lo que facia la evaluación de las variables de lluvias y pere una medición más precisa.
A lo largo de las principales cuencas hidrográficas del país, el río Uruguay y el río Negro, hay 39 estaciones de medición de preciaciones que generan un índice diario. Cuando este indicador llega a los niveles mínimos fijados cada semestre, el contrato de seguro entra en acción, suministrando a UTE los fondos. La cantidad de dinero que se desembolse dependerá de la severidad de la sequía y de los precios del petróleo a la fecha que se active el seguro.
Aunque no hay antecedentes inmediatos en la región de este tipo de cobertura, los expertos afirman que éste puede ser un modelo para quienes están experimentando problemas de sequía, como por ejemplo el Nordestede Brasil.
“Esta transacción estratégica e innovadora puede replicarse en muchos países susceptibles a variaciones climáticas extremas, además no solo al sector eléctrico sino también, por ejemplo, al sector agrícola”, afirma Luis de la Plaza Bringas, especialista financiero del Banco Mundial.
En el corto plazo, el objetivo del seguro es proteger a los consumidores de subidas extraordinarias de las tarifas eléctricas, dándole a la empresa estabilidad en sus finanzas. En el largo plazo, el objetivo es proveer las condiciones para que Uruguay continúe desarrollando energías alternativas renovables, de acuerdo al experto.
elpaís
Fuente:http://www.entornointeligente.com/articulo/1781668/PARAGUAY-Mucho-gas-para-tan-poca-luz-29122013