El riesgo de apagones en España es una sombra que, de manera recurrente, planea sobre nuestras cabezas, poniendo en entredicho la fortaleza del sistema eléctrico del país. La decisión reciente del Tribunal Supremo que autoriza a Naturgy al cierre temporal (cuatro años) de las centrales de ciclo combinado Palos de la Frontera 1 y 3, Cartagena grupos 2 y 3 y Sagunto grupo 3, tal y como solicitó la compañía en mayo de 2017, ha vuelto a reavivar el grave problema que esta decisión podría tener para la cobertura de la demanda eléctrica de España.
Aunque la intención de la multinenergética no es cerrar las plantas de forma inmediata, lo cierto es que la compañía que dirige Francisco Reynés tiene solicitada una medida similar sobre otras cinco centrales, así como la petición de una solución para la planta de La Plana del Vent (Tarragona) que necesita una inversión para volver a funcionar.
Si a esta circunstancia le sumamos el hecho de que las compañías eléctricas han acometido estos últimos años el desmantelamiento de la gran mayoría de plantas de carbón en España, garantizar la seguridad de suministro en el país se complica aún más, ya que Red Eléctrica dispone de menor capacidad para cubrir la demanda.
Aunque noviembre está siendo un mes especialmente prolífico en términos de generación procedente de recursos naturales, ya que según informa Red Eléctrica el 61,6% del total de electricidad española producida del 1 al 20 de noviembre ha sido renovable, el pasado 19 de julio los datos del gestor técnico del sistema recogían que las centrales de ciclo combinado llegaron a cubrir hasta el 42% de la demanda debido a las altas temperaturas registradas, con más de 16.521 MW conectados, lo que supone uno de los niveles más elevados de este 2023.
Recientemente, el operador del sistema ha llevado a cabo una evaluación de la cobertura de la demanda nacional hasta 2028, de la que se ha concluido que se requiere mayor potencia en las islas Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla. Fruto de esa necesidad, el Gobierno está preparando una subasta para más de 1.100 MW de capacidad que permita resolver este problema.
La pelota está en el tejado de la UE
A falta de un mes para que comience 2024, viene a la memoria el informe que Entsoe, organismo que aglutina a las empresas responsables de Europa de la gestión del sistema eléctrico, presentó a principios de año a los supervisores europeos de ACER sobre la capacidad de los diversos sistemas eléctricos para garantizar el suministro de energía en los próximos años. En el caso de España, el texto advierte del importante riesgo de apagones que podría producirse en 2024 y 2025 por el posible cierre masivo de centrales de gas.
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.
Aunque desde Red Eléctrica siempre han asegurado que los cierres de las centrales de gas deberán contar con la autorización del operador del sistema y que estos permisos serían denegados si supusieran un riesgo para la garantía de suministro, lo cierto es que en el informe que REE envió a Entsoe, se aseguraba que la situación de 2024 será más crítica que la de 2025 porque, con una demanda similar, habrá menor capacidad de renovables. El informe también alude 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.
Con el objetivo de avanzar en la creación de un mecanismo de pagos por capacidad que permita resolver el problema económico de las centrales de ciclo combinado de gas y, a la vez, contribuir a garantizar la seguridad de suministro, el Ministerio de Transición Ecológica lanzaba, en octubre pasado, una propuesta de resolución (en 2021 presentó un borrador de orden sobre la creación de este mercado que quedó congelada) con la que dar forma a ese mercado de capacidad y que será clave para evitar el cierre de unas plantas de gas que estaban previstas para funcionar del orden de 5.500 horas y que, en estos momentos, apenas producen 1.500 horas. El plazo de presentación de alegaciones finalizó el 27 de octubre.
Esta misma semana hemos sabido que el Ministerio de Transición Ecológica ha pedido permiso a la Comisión Europea para crear este mecanismo de pagos por capacidad. El Miteco ha enviado un 'Plan de Implementación' en el que reconoce abiertamente el riesgo de apagones. Concretamente, el ministerio indica que "la disponibilidad real de recursos de generación es insuficiente para cubrir las necesidades de suministro eléctrico en España en condiciones óptimas, ya que el parque actual de generación de ciclo combinado no puede recuperar sus costes fijos, por lo que gran parte de este parque acabaría siendo retirado de la operación y funcionamiento, provocando inevitablemente un problema de suficiencia".
El Gobierno justifica la necesidad de aprobar estos mecanismos por el escaso nivel de interconexión con nuestros vecinos, sobre el que asegura que habrá que seguir trabajando, y por la falta de capacidad de almacenamiento. Ante la petición española, la UE ha abierto un proceso de consulta pública sobre este Mercado de Capacidad que permanecerá abierto a comentarios hasta el 22 de diciembre.
En el documento enviado a Bruselas, el Gobierno explica que, en la actualidad, sólo siguen en vigor los pagos del servicio de incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo comprometidos con determinadas centrales eléctricas. Más allá de 2023, esta tendencia a la baja seguirá consolidándose hasta que no queden instalaciones que puedan cobrar este incentivo en 2035. En concreto, en 2028 se producirá el pago a la última central de ciclo combinado con derecho a retribución por este incentivo (actualmente hay nueve centrales que reciben esta retribución). Después de esta fecha sólo quedará una instalación hidráulica (que recibirá ingresos hasta 2032) y una central de bombeo que finalizará sus cobros en 2035.
