De las nueve centrales térmicas que consumen carbón nacional, únicamente la de Soto de Ribera, situada en el municipio asturiano de Ribera de Arriba y propiedad de la portuguesa EDP, sería capaz de operar con rentabilidad en el mercado eléctrico sin recibir ningún tipo de ayuda, tras haber realizado las inversiones en reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx) que exige la normativa europea.
Así se desprende de un cálculo económico realizado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) e incluido en el Informe sobre la propuesta de orden por la que se regula el mecanismo de capacidad para la mejora medioambiental en determinadas instalaciones de producción de electricidad, que hace referencia a las nuevas ayudas que plantea el Ministerio de Industria para mantener cierto apoyo económico al carbón nacional.
La CNMC parte del coste que se reconoció a cada una de las nueve centrales en el régimen de ayudas vigente hasta el año pasado y de los ingresos que han obtenido en el mercado eléctrico durante el primer semestre. Luego tiene en consideración el precio del carbón de importación en este mismo período, incluyendo el precio del mineral y el del diésel que se consume durante su transporte, así como la cotización del derecho de emisión de CO2 en el mercado europeo.
Finalmente, incluye el coste que el Gobierno reconoce en su propuesta normativa para reducir las emisiones de NOx, 90.000 euros por MW instalado, y le aplica una rentabilidad del 8% y un plazo de amortización de 20 años.
Dudas de continuidad
Sin contar con las inversiones en desnitrificación, todas las centrales, menos Elcogas -es una planta experimental-, obtendrían números verdes al pasar a quemar carbón extranjero. Ahora bien, al acometer las citadas inversiones, los números se tornan rojos en todos los casos, menos en el de Soto de Ribera.
El ejercicio econométrico de la CNMC no sólo pone en duda la continuidad de la mayoría de las centrales sin ayudas; también cuestiona la continuidad de las minas.
Imposible mantener las minas
Las minas y las plantas que aprovechan su producción mantienen una relación simbiótica, porque las centrales están preparadas para utilizar únicamente ese combustible. Además, los elevados costes logísticos impiden que sea viable remitir ese carbón a otros destinos: si el mineral importado cuesta alrededor de 54 euros por tonelada en la actualidad, en la planta de Andorra, en Teruel, el coste ronda los 21 euros, en la planta de Puente Nuevo, en Córdoba, llega a los 25 euros, y en el caso de Elcogas, en Ciudad Real, a los 37 euros; sólo en Soto de Ribera el coste se sitúa por debajo de los 10 euros; concretamente, en 7,9.
No obstante, hay minas a cielo abierto, próximas a las centrales, que sí son competitivas en relación al carbón extranjero. Pero para sobrevivir necesitan que continúen operando las plantas que queman su producción. Y su pervivencia a partir de 2020 depende de que reduzcan sus emisiones de NOx a los niveles fijados por la UE.
La CNMC, muy correcta, indica que "podrían plantearse ciertas dudas sobre la realización de las inversiones que deben acometer estas centrales en ausencia del incentivo propuesto" y apunta que ya se anunció la intención de transformar una de ellas para adaptarla al consumo de carbón de importación antes de que el Ministerio elaborase la nueva propuesta de ayudas al carbón autóctono.
El regulador, no obstante, cree que sus cálculos "no son concluyentes", porque "los parámetros reales en el largo plazo podrían variar sustancialmente frente a los considerados en este ejercicio".
