Sedigas: sin ciclos combinados habría apagones

El presidente de Sedigas, Joan Batalla, ha defendido que, hoy por hoy, el ciclo combinado es la única tecnología que puede garantizar que no haya apagones en España, y ha asegurado que, a diferencia de otras centrales, no se están lucrando con los altos precios del mercado mayorista eléctrico (pool).

Desde julio, el pool, cuyos precios se usan en España para calcular directamente la tarifa regulada a la que están acogidos unos 11 millones de usuarios y sirven de referencia para los 17 millones que están el mercado libre, está marcando máximos históricos debido, fundamentalmente, al encarecimiento internacional del gas natural y de los derechos de emisión de CO2.

"Los ciclos combinados (generan electricidad a partir de gas y pueden arrancar con agilidad en función de las necesidades del sistema) son fundamentales para garantizar la seguridad de suministro" ante la intermitencia de las renovables, ha dicho Batalla en una entrevista con EFE, en la que ha subrayado que las gasistas acuden al pool reflejando el coste de las materias primas (gas y CO2) que compran en mercados internacionales.

Hoy por hoy no existe otra tecnología que asegure que en España no haya apagones y las que están en desarrollo, como el almacenamiento, son aún muy inmaduras, ha insistido el presidente de la asociación gasista, que ha recordado que, por ello, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PENIEC) establece que su peso en el mix a 2030 será similar al actual.

Por ello, el sector está "haciendo los deberes" para, a medio plazo, poder funcionar con gases renovables, como el biometano (que se producen con residuos), o hidrógeno verde.

Ante las críticas vertidas contra el gas desde eléctricos y renovables por la subida del pool, Batalla ha insistido en que los altos precios del gas, que prevé que se mantendrán hasta inicios del año que viene, no los fijan las empresas gasistas y ha subrayado que cuando éstas participan en el mercado lo hacen para "recuperar sus costes variables".

Por contra, tecnologías como la hidráulica, cuya producción también es regulable, están entrando en el mercado aprovechando lo que se denomina "coste de oportunidad" del gas, es decir, ofreciendo precios ligeramente inferiores a los que se prevén para los ciclos menos eficientes, desplazando así a esta tecnología y marcando el precio de casación.

Con una estructura de costes variables muy inferior al del gas están ofertando a precios similares y eso es lo que habría que ver si tiene sentido o no, ha apuntado el presidente de Seguidas, que ha subrayado que, además, en el último medio año, los ciclos están funcionando al 20 % de su capacidad, por debajo de los niveles óptimos de operación.

Para contener la factura de la luz, ha abogado por desligar la tarifa regulada del pool, así como por reducir la fiscalidad que grava el recibo eléctrico y por medidas como la llevada al Congreso por el Gobierno para minorar los beneficios que se anotan las hidráulicas, nucleares y eólicas de antes de 2003 por no emitir CO2.

"Toda tecnología, por lógica de mercado, refleja su coste de oportunidad, otra cosa es ver si, atendiendo a sus costes variables, se requiere o no una intervención para que esos sobrebeneficios que se producen en el mercado mayorista reviertan de alguna forma en el consumidor", ha añadido.

LA HIDRÁCULICA Y EL BOMBEO MARCAN EL 57 % DE LAS HORAS A PRECIOS SIMILARES AL CICLO

En toda la Unión Europea, el precio mayorista de la luz se fija por horas tras casar la oferta de los productores con la demanda prevista por Red Eléctrica y mediante un sistema marginalista que implica que la última central en entrar (generalmente la más cara) sea la que marque el precio al que serán retribuidas todas las que aporten energía en esa hora.

Según datos del operador del mercado OMIE recabados por EFE, durante el mes de agosto y los primeros ocho días de septiembre, los ciclos marcaron precio durante el 24 % de las horas a una media de 119 euros el megavatio hora (MWh).

Por su parte, la hidráulica fijó precios en el 49 % de las horas a una media de 113,7 euros MWh, 5,3 euros menos, y las centrales de bombeo (que también usan agua), marcaron el 8 % de las horas a un precio medio de 121,7 euros, 2,7 euros más.

En agosto, las centrales nucleares, que siempre entran en el mercado porque no se pueden parar, aportaron el 23,7 % de la electricidad consumida en España (un punto menos que en el mismo mes de 2020), mientras que la eólica (que junto al resto de renovables tiene prioridad de entrada por no emitir) generó el 17,1 % (-1,3 puntos), y los ciclos aportaron el 18,8 % al mix (-6,1 puntos).

La hidráulica aportó el 8,7 %, frente al 8,5 % de un año antes (tradicionalmente su aportación es baja dada la escasez del recurso), y el bombeo mantuvo su peso en el mix de generación en España en el 0,7 %, según datos de Red Eléctrica.

En este contexto, a mediados de agosto, el Ministerio para la Transición Ecológica abrió expedientes informativos a las compañías que gestionan embalses en las cuencas hidrográficas del Duero, del Tajo y del Miño-Sil por el aprovechamiento hidroeléctrico que han realizado en esos pantanos afectados por drásticos desembalses.

Tras esta decisión, Iberdrola defendió que gestiona estas instalaciones en coordinación y con conocimiento de las autoridades, mientras que la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, abogó por modernizar los términos en los que se gestionan las explotaciones hidroeléctricas para evitar posibles "extralimitaciones" y calificó de "barbaridad" lo ocurrido.