Endesa advierte de que España necesitaría 11.000 MW más en 2025 si se prescinde de la nuclear y el carbón

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Una de las sedes de Endesa en España. FOTO: Endesa
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Endesa calcula que España necesitaría incorporar aproximadamente 11.000 MW de nueva potencia firme a partir de 2025 si se prescinde de manera prematura de las centrales de carbón nacional e importado y de las nucleares.

Así lo indica en la respuesta a la consulta pública previa del proyecto de real decreto por el que se regula el procedimiento de cierre de las instalaciones de generación eléctrica, a la que ha tenido acceso Europa Press y en la que explica que en ocho años las únicas tecnologías disponibles para proporcionar firmeza a un coste razonable serían nuevas turbinas de gas o nuevos ciclos combinados, “lo que incrementaría notablemente los precios de la electricidad”.

Por el contrario, el mantenimiento temporal del carbón y de la nuclear permitiría retrasar la necesidad de nueva potencia firme en, al menos, una década, dando así tiempo suficiente para que maduren nuevas tecnologías, hoy incipientes, con emisiones nulas y a coste competitivo (por ejemplo, baterías).

Para la compañía que preside Borja Prado, es “crítico” determinar cuáles serán las necesidades de potencia del sistema eléctrico en distintos horizontes temporales. En la actualidad, considera que hay un cierto exceso de capacidad. No obstante, cree que es una situación transitoria que desaparecerá en un futuro más o menos cercano en función de las decisiones que se puedan tomar sobre el cierre de las centrales de carbón y nucleares.

A juicio de Endesa, la solución ambiental y económicamente más eficiente para la transición energética en España es mantener en operación la capacidad térmica y nuclear actual “hasta que deje de ser necesaria”.

En todo caso, precisa, mantener esta capacidad no significa continuar utilizándola del mismo modo. Muy al contrario, la producción de energía de estas plantas seguirá disminuyendo, debido a la creciente penetración de renovables, al igual que lo harán sus emisiones.

En su respuesta, Endesa indica que las herramientas para conseguir una correcta transición serían una planificación adecuada y unos mecanismos regulatorios que garanticen la disponibilidad de las instalaciones que son indispensables para el suministro energético y la reducción de emisiones al mínimo coste.

Así, propone, en primer lugar, un plan de transición hacia un sistema energético libre de emisiones de CO2 en 2050 al mínimo coste posible, incluyendo mecanismos que permitan la electrificación de buena parte de la demanda doméstica, industrial, de servicios y del transporte; y garantizando que el cierre de las centrales emisoras existentes se lleve a cabo mediante la sustitución de estas instalaciones por tecnologías renovables, como medida de eficiencia económica del sistema.

REVISAR LA “ELEVADA” FISCALIDAD

En segundo lugar, aboga por la revisión de la “elevada fiscalidad específica” que afecta a la generación de electricidad y que da lugar a que todas las tecnologías de generación estén afrontando en estos momentos “importantes dificultades económicas”.

Por último, aboga por el establecimiento de un mecanismo de pago por capacidad firme que sea conforme con los criterios recogidos por la CE, basado en las necesidades del sistema, tecnológicamente neutro y cuyo precio esté fijado por criterios competitivos.

Ante la pregunta de la consulta de si considera oportuno mantener operativa una central por motivos de seguridad del suministro, cambio climático e impacto en el precio, Endesa argumenta que la necesidad de mantener operativa una central cuyo titular ha solicitado su cierre es, por lo general, el síntoma de un fallo de mercado, pues significa que el mercado no está permitiendo recuperar los costes de una central que es necesaria.

Para evitar estas situaciones, la CE recomienda permitir precios de escasez y eliminar distorsiones que afecten a las señales de precios. Si el fallo persiste, se puede proceder a la introducción de mecanismos de remuneración de la capacidad basados en criterios de mercado.

“En todo caso, si se deniega el cierre de una central, se está imponiendo a su titular una obligación de servicio público por la que debe ser lógicamente compensado, según la legislación y la jurisprudencia comunitarias”, subraya.

Así, recuerda que la Comisión Europea es contraria a la denegación del cierre si la razón es evitar un incremento del precio de mercado. En su opinión, justificar el mantenimiento en explotación de una central, cuyo titular ha solicitado su cierre, para evitar un incremento en el precio de mercado, “supone una intervención que distorsiona el proceso de formación de la señal de precio”.

Al hilo de esta cuestión, explica que los impactos en seguridad de suministro y en precios están íntimamente relacionados, de modo que una situación de seguridad de suministro ajustada redundará en precios de mercado más altos, y precios de mercado altos pueden ser síntoma de que la seguridad del suministro se halla comprometida.

Los mecanismos de remuneración de capacidad, que la CE contempla como solución a problemas de seguridad de suministro, no son, en opinión de Endesa, “nada más que el pago firme, seguro, de las cantidades aleatorias, inciertas y volátiles que, de no existir esos mecanismos de pago, se recibirían en concepto de precios de escasez, por lo que estos mecanismos tienen el efecto secundario positivo de reducir la volatilidad de los precios y los episodios de precios muy elevados”.

Sobre qué procedimiento debería seguirse en el supuesto que el titular solicite el cierre de una central que es necesaria para el sistema, Endesa señala que si se pretende evitar el cierre de la central porque incide en la seguridad del sistema eléctrico o por motivos de cambio climático, “debe establecerse un mecanismo de compensación al titular de la central que ha de ser aprobado por la CE con anterioridad a su implementación”.

La eléctrica estima que la introducción de un mecanismo de capacidad compatible con la normativa europea permitiría estructurar un proceso ordenado de previsión de las necesidades de capacidad y la modulación de los cierres, y explica que si el problema es de carácter transitorio, la CE contempla el establecimiento de una reserva estratégica compuesta por capacidad de generación que ha de mantenerse fuera del mercado para preservar la señal de precios, pero a disposición del operador del sistema para ser llamada a operar en situaciones de escasez.

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