La transición energética en España ya está en marcha lo que significa que al mismo tiempo comienza la cuenta atrás para las centrales térmicas. La ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, ya anunció que era inevitable el cierre en 2020 de siete de las quince centrales térmicas existentes ya que no han realizado ninguna inversión, pero ¿se garantizará la supervivencia de las otras ocho?
El futuro inmediato del carbón en España depende de dos fechas. Finales de 2018 y 1 de julio de 2020. Con la primera se cerrarán todas las minas no rentables (que en la práctica son todas las existentes en nuestro país) y con la segunda se marcará el tope límite para que puedan operar las centrales térmicas que no hayan llevado a cabo las costosas medidas ambientales obligadas por la normativa europea o limitar la actividad a menos de 1.500 horas al año. Es decir, deben haber reducido los contaminantes como el dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y partículas, además de las emisiones de CO2.
A día de hoy, solo hay cuatro centrales que ya han hecho las obras necesarias: las de Aboño y Soto de la Ribera, las dos en Asturias y propiedad de EDP Energía y las de As Pontes (Galicia) y Litoral (Andalucía), propiedad de Endesa, por lo que la cifra de las que podrían tener futuro más allá de 2020 se reduce de ocho a cuatro.
"A menos de un año y medio, ya no se van a acometer las reformas para el resto de centrales, especialmente las que consumen carbón nacional", explican fuentes de las grandes eléctricas, "todo el mundo sabe que estas últimas se van a cerrar, nadie las va a reformar, y para las otras, si el Gobierno de turno no pide hacer el esfuerzo por mantenerlas abiertas, será una decisión puramente empresarial continuar o no con ellas, pero se necesitará un marco favorable que todavía está en discusión".
Aún así, el futuro de las cuatro que continuarán funcionando más allá de 2020 y de las que pudieran solicitar los permisos administrativos para que se reformaran antes de mediados de 2020 también pende de un hilo. Su futuro se jugará a una carta: la Directiva de Diseño de Mercado Eléctrico, una normativa que forma parte del **'paquete de invierno' **y donde se deberán definir los Mecanismos de Capacidad y los límites de emisiones de CO2.
Por el momento, el **Parlamento Europeo **ha fijado su postura en esta regulación respecto a los mecanismos de capacidad y las subvenciones que pueden recibir las centrales eléctricas por su capacidad de respaldo. En este caso, los legisladores europeos han aprobado mayores restricciones en los límites de emisiones de las centrales eléctricas que reciban subvenciones, hasta los 550 gramos de CO2 por kWh, lo que supondría que ninguna de las centrales de carbón en España podrían recibirlas, ya que todas superan esos límites, incluso acometiendo las inversiones millonarias para encuadrarse en el nuevo marco.
Por ejemplo, en el caso concreto de As Pontes (Endesa), tras las obras de la DIE (Directiva Europea de Emisiones), la central ha conseguido reducir las emisiones de SO2 en un 71%, 100 miligramos por normal metro cúbico (el límite de la Directiva es de 200), el NOx se queda en 150 miligramos normal metro cúbico (el límite de DEI es de 200), lo que supone una reducción es del 62,5%, pero en CO2 apenas cambia y emite 959 gramos de CO2 por kilovatio hora generado.
"Si finalmente la Unión Europea marca ese límite de 550 gr de CO2 por kWh, se quedaría el carbón sin pagos por capacidad, y eso que los límites de emisiones más estrictos en 2020 no son para las emisiones de CO2 sin para otros gases contaminantes: óxidos de nitrógeno, óxidos de azufre, material participado, etc.", explica Tatiana Nuño, responsable de la campaña de Energía de Greenpeace.
La otra opción es acogerse a la limitación de horas de funcionamiento. Según el Balance de Producción 2017 y perspectivas 2018 elaborado por UNESA, la potencia térmica instalada el año pasado fue de 10.004 MW y las horas de funcionamiento totales de todas las centrales sumaron 4.518 horas, lo que supondría a grandes rasgos que solo tres centrales podrían sobrevivir en las mismas condiciones de 2017 más allá de 2020, y eso si les sale rentable tener abiertas las centrales para funcionar solo unas horas al año.
"El problema es de seguridad de suministro, es ridículo hacia donde vamos porque en un plazo tan corto de tiempo no se pueden sustituir centrales de carbón por renovables, incluso si en 2025 han cerrado todas las nucleares y el carbón habría que poner en marcha todos los ciclos combinados, que también emiten gases contaminantes a la atmósfera y son más caras en la producción de electricidad", advierten fuentes del sector, "no se puede jugar con la regulación cada dos meses, las eléctricas propietarias de las térmicas han cumplido con una normativa invirtiendo más de 200 millones de euros y ahora puede que tampoco cumplan con la nueva normativa. Es absurdo. Hasta 2030 tiene que haber un respaldo térmico para asegurarnos el suministro eléctrico en España".
Las negociaciones para decidir cómo va a ser la Directiva de Diseño de Mercado comenzarán este segundo semestre del año y el último trílogo está fechado para los días 2 y 3 de diciembre, así que, a no ser sorpresas de última hora, no se conocerá la normativa hasta finales de 2018. Sin embargo, no hay que olvidar que uno de los pesos pesados en las negociaciones es Alemania, el segundo país más carbonero de la UE, solo por detrás de Polonia, y no sería la primera vez que hace alarde de su poder a la hora de definir algunos detalles de las normativas.
Dabama
16/07/2018