Energía

Red Eléctrica alerta del riesgo de apagones los dos próximos años si cierran 9 GW de centrales de gas

  • Explica que un cierre de 9,5 GW de centrales de gas natural deja poco margen de seguridad
  • Entsoe irrumpe en la reforma del mercado mayorista y pide crear pagos por capacidad
Foto: iStock

España se encuentra ante una de las mayores encrucijadas energéticas de los últimos 25 años ya que la seguridad de suministro puede estar en riesgo los próximos dos años si cierran 9 GW de centrales de gas. El pasado 4 de octubre, tal y como adelantó elEconomista.es, nuestro país estuvo cerca de sufrir un apagón que sólo pudo evitarse con la entrada en funcionamiento de todas las plantas de ciclo combinado de gas que había disponibles. La situación, además, resulta especialmente delicada ya que aquel día ni siquiera la demanda se encontraba en niveles elevados sino que apenas ascendía a 30.000 MW frente a las puntas que se han llegado a registrar históricamente en nuestro país de más de 45.000 MW.

Entsoe -el organismo que aglutina a las empresas responsables de Europa de la gestión del sistema eléctrico, entre ellas REE- ha presentado a los supervisores europeos de ACER un informe sobre la capacidad de los diversos sistemas eléctricos para garantizar el suministro de energía en los próximos años. Los países con más peligro de que se elimine capacidad de generación y por tanto se ponga en jaque el suministro son Italia, España, Reino Unido, Grecia y Alemania.

Según dicho informe, al que tuvo acceso elEconomista.es, y que previsiblemente recibirá el visto bueno de ACER el próximo 28 de febrero, la situación en España afrontará un importante riesgo en 2024 y en 2025 por el posible cierre masivo de centrales de gas.

Tras los problemas sufridos el pasado 4 de octubre, Red Eléctrica decidió revisar los requisitos de reserva del sistema eléctrico y ha certificado la necesidad de contar con una mayor capacidad. De hecho la compañía llegó a pedir en su día que se aplazaran la revisión de centrales para contar con un margen de seguridad suficiente.

La compañía que preside Beatriz Corredor, indica a Entsoe que los problemas de adecuación de 2024 -que no han sido incluidos como estaba previsto en el informe final de los transportistas europeos- son incluso mayores que los anunciados para 2025.

El análisis de viabilidad indica que se darían de baja entre 9.570 y 10.110 MW de potencia térmica (540 MW de carbón y el resto de centrales de ciclo combinado), y sólo entrarían alrededor de 1.000 MW de demanda flexible, lo que en la práctica reduce notablemente la capacidad de gestión del operador del sistema en cerca de 9.100 MW.

Esta situación, que puede parecer a primera vista exagerada, es un hecho real ya en estos momentos puesto que compañías como Naturgy han solicitado el cierre de 10.000 MW de potencia de sus centrales de gas.

Red Eléctrica, por su parte, asegura que los cierres de las centrales de gas deberán contar con la autorización del operador del sistema. Estos permisos serían denegados si supusieran un riesgo para la garantía de suministro.

Con estos datos, el cálculo de Entsoe considera que habría 6,7 horas de energía no suministrada en 2025 (frente al estándar europeo de 3 horas). La cifra se podría reducir hasta 1,9 horas en 2027 y 1,5 horas en 2030, pero siempre que se cumpliera plenamente con los objetivos previstos en el Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC), que está ahora mismo en revisión.

Lo malo de esta situación es que el PNIEC se está incumpliendo en toda la parte que corresponde a almacenamiento de energía y tampoco se están consiguiendo los ritmos de instalación previstos de renovables (a excepción de la solar).

Con esta perspectiva, se explica el acelerón que el Gobierno ha dado a las declaraciones de impacto ambiental de las renovables en los últimos cuatro meses, tras casi tres años de atasco con una aprobación exprés en algunos casos.

Y los problemas además tienden a complicarse porque el informe que ha enviado Red Eléctrica a Entsoe explica también que los riesgos de 2024 son mayores de lo previsto y los justifica en una serie de problemas existentes por la situación del mercado.

Concretamente, REE asegura que la situación del próximo año será más crítica que la de 2025 porque con una demanda similar habrá una menor capacidad de renovables. Alude también a la baja probabilidad de que se registren años de grandes lluvias en 2023 y 2024 así como a los riesgos de una mayor indisponibilidad de las centrales nucleares francesas. El operador del sistema recuerda también que se contará con una menor disponibilidad de interconexión con Portugal y destaca el parón de la cogeneración, que llega a representar casi el 10% de la generación.

La misma llamada de atención al Gobierno la hizo recientemente la CNMC que recordó que la falta de un mecanismo claro de retribución para sus plantas suponía un riesgo para el suministro.

El riesgo futuro de suministro de electricidad existe en España, según el último informe de esta asociación. Para evitarlo, este organismo plantea un mecanismo que retribuya a las eléctricas para que mantengan su capacidad, aunque a priori no les sea rentable e irrumpe así en la reforma del mercado mayorista de electricidad que prepara la UE.

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