La electricidad producida con carbón se duplica con los altos precios del gas

La generación de electricidad con carbón se ha duplicado en el primer trimestre de este año respecto a un año antes al encontrar más hueco en el mercado por los altos precios del gas, aunque supone un exiguo 3 % de la producción peninsular, mientras se acerca el cierre y transformación de las centrales que quedan.

Este aumento de la generación con carbón en el sistema eléctrico peninsular coincide con la merma de la capacidad instalada de esta tecnología, que se ha reducido en 1.120 megavatios (MW) en un año, hasta 3.523 MW de los algo más de 108.400 MW que hay en total de todas las tecnologías.

Según datos de Red Eléctrica, entre enero y marzo se produjeron con carbón 1.986 gigavatios/hora (GWh) en la península, lo que representan el 3,06 % del total (64.705 GWh), pero duplica lo producido un año antes (979 GWh), pese a que entonces la potencia instalada de esta tecnología era de 4.643 MW (1.120 MW más que ahora).

Además, la electricidad generada con carbón ha sido en el primer trimestre de 2022 solo un 8,4 % inferior a la que hubo en el mismo periodo de 2020 (2.168 GWh), cuando la potencia instalada era muy superior, 9.215 MW (5.692 MW más que ahora).

Porcentualmente, la producción de electricidad con carbón respecto del total en el primer trimestre de este año duplica a la del mismo periodo de 2021 (1,51 %) y se queda medio punto porcentual por debajo de 2020 (3,55 %).

El analista del grupo de consultoría energética ASE Juan Antonio Martínez ha señalado a Efe que, aunque la participación del gas es simbólica, sigue jugando un papel muy importante para la firmeza del sistema cuando la producción de las renovables baja por no poder producir la energía solar fotovoltaica.

Así, el carbón -cuyo uso también se ha visto impulsado en estos últimos meses por las paradas técnicas de varias centrales nucleares- ayuda a completar la garantía del suministro especialmente en el tramo que va de las 9 a las 11 de la noche.

Hacia el cierre de las centrales de carbón

Apenas permanecen en el sistema peninsular español cuatro centrales de carbón, la mayoría ya con los cierres solicitados por no ser rentables, debido al coste de la materia prima, que hay que importarla; a las inversiones requeridas para poder seguir activas, y los altos precios de los derechos de emisiones de CO2.

En el caso de los precios, aunque los de la electricidad que ofertan en el mercado las plantas de carbón son más bajos que los de los ciclos combinados de gas, también son altos.

Martínez explica que en marzo el precio del megavatio producido con carbón fue de 240 euros, frente a los 277 euros del gas.

Además, en el caso de los derechos de emisiones de CO2, que pagan las centrales emisoras, los costes que soportan las plantas de carbón son casi el triple que los del ciclo combinado, ya que emiten mucho más.

A ello se suma que el carbón se está encareciendo, igual que el gas y el petróleo, según Martínez, que explica que se podría abaratar si en España hubiera minas a pie de explotación como ocurre en Alemania.

Si hay que importar el carbón y pagar por las emisiones de CO2, no tiene mucho sentido desde el punto de vista de la rentabilidad, lo que explica que en la península la mayoría de las centrales de carbón se encaminan a su cierre.

Es el caso de la central de As Pontes, en A Coruña, propiedad de Endesa y que está a la espera de que se autorice el cierre del único grupo de generación que tiene activo.

Según fuentes de Endesa, su cierre fue solicitado porque la planta llevaba entonces casi dos años sin actividad, ya que no entraba en el mercado mayorista al no casar precio, debido a los altos precios de los derechos de emisión y a la mayor aportación de las renovables, que producen a menor precio.

La decisión de solicitar el cierre de As Pontes se produjo cuando la planta estaba siendo adaptada para cumplir con las nuevas exigencias medioambientales.

Plantas disponibles hasta el cierre

Las centrales que tienen solicitado su cierre deben estar disponibles (con personal, combustible e instalaciones operativas) hasta que el Ministerio para la Transición Ecológica lo autorice, y por tanto tienen que ofertar energía al mercado todos los días.

La central de As Pontes tuvo una potencia de 1.400 MW en el conjunto de todos sus grupos, pero ahora solo opera uno, de 350 MW. El año pasado estuvo parado hasta noviembre y en lo que va de año ha parado algunos días de febrero y marzo.

Su vuelta a la producción se ha debido a la anómala situación del mercado, con altísimos precios del gas, y en estos momentos la central cuenta con unas 200.000 toneladas de carbón, suficiente para producir electricidad hasta el 31 de mayo, mientras espera a la autorización de cierre, que se espera para antes de que finalice junio.

Otra de las centrales de carbón a la espera de recibir la autorización de cierre y disponible entre tanto es la de Los Barrios, en Cádiz, que gestiona Viesgo.

Según han indicado a Efe fuentes de la compañía, el año pasado no funcionó porque no fue necesario para el sistema, pero desde finales de febrero de 2022 lo está haciendo de forma habitual.

Por su parte, EDP mantiene la producción de electricidad con carbón en las centrales de Soto de Ribera y Aboño, en Asturias, que van a ser transformadas, ya que el objetivo de la compañía es abandonar la generación con carbón en 2025.

En este caso, solo uno de los tres grupos de los que consta en la actualidad utiliza carbón (previamente se cerraron dos), pues los otros dos son ciclos combinados de gas.

El cierre de ese último grupo de carbón de la central, de 361 MW, fue solicitado en julio de 2020 y está a la espera de autorización.

Para Aboño, no se ha solicitado el cierre dado su carácter estratégico como suministrador de la gran industria del Principado.

Esta instalación no solo usa carbón, sino también gases siderúrgicos de ArcelorMittal para generar electricidad, con lo que se reutilizan esos gases en vez de que se quemen y se lancen a la atmósfera.

No obstante, EDP trabaja para que Aboño sea un polo de producción, suministro y almacenamiento de hidrógeno verde; y para que Soto sea un centro de almacenamiento de energía renovable y de nuevos usos del hidrógeno verde.