Qué hacer con las centrales de gas: cada vez se usan menos, pero aún son clave para el sistema

Fueron años frenéticos, no solo por el bum irracional de la construcción: entre 2001 y 2006, los años del ladrillo, las centrales eléctricas alimentadas con gas natural crecieron como setas por todo el territorio nacional. España pasó de no tener ningún ciclo combinado a más de 20 gigavatios (GW), una cifra gruesa. Después, las instalaciones siguieron creciendo, aunque a menor ritmo, a medida que el carbón iba perdiendo fuelle y el gas —menos contaminante— ocupaba su espacio.

Poco queda hoy de aquel crecimiento exponencial, basado, en gran medida, en una premisa que no se cumplió: el pinchazo de la burbuja inmobiliaria frenó en seco la demanda eléctrica, que quedó muy lejos de las previsiones. Con la reciente caída del consumo de electricidad —esta vez, como consecuencia de la crisis energética de los dos últimos años—, la brecha entre lo proyectado y la realidad se ha ensanchado aún más. Un nuevo ecosistema en el que a muchas centrales de gas directamente no le salen las cuentas.

Salvo en 2022, cuando la sequía y el parón de la nuclear francesa obligaron a activar prácticamente todo el parque español de ciclos combinados —incluidos los más antiguos y, por tanto, menos eficientes— y el gas generó casi la quinta parte de la electricidad, la suerte parece echada. En 2023, la eólica lideró con holgura la tabla, por delante de la nuclear y de los susodichos ciclos combinados, que cayeron por debajo del 17% y que el mes pasado generaron menos electricidad que en ningún diciembre de la última década. En 2024, si todo marcha según lo previsto, la fotovoltaica en suelo (excluidas las instalaciones de autoconsumo, que aún no tienen cabida en las estadísticas oficiales) rebasarán a las centrales de gas, relegándolas al cuarto puesto.

“La idea con la que se instalaron en su momento, que fueran una tecnología de base, ha cambiado por completo: ahora es solo un complemento de la variabilidad renovable. Y eso hace que las señales económicas del mercado de energía no sean suficientes para que sean rentables”, expone Luis Atienza, expresidente de Red Eléctrica de España (REE).

Un dato lo dice todo: “Los ciclos van a terminar este año operando la tercera parte de las horas de lo que se pensó en su momento, cuando se decidió su puesta en marcha. Y en 2024, a poco que sea normal en lluvias, seguirá bajando aún más”. La paradoja está servida: muchas de estas centrales “ni siquiera pueden hoy recuperar los costes fijos”, en palabras de Atienza, pero siguen siendo “muy importantes, sobre todo en el anochecer de los días fríos con anticiclón”, en los que no sopla el viento.

A principios de octubre de 2022 se vivió uno de esos episodios: con el sistema eléctrico español atravesando la semana más tensa de su historia, REE fue a echar mano de los ciclos y se dio de bruces con una realidad: un número no menor de ellos estaban fuera de juego; “indisponibles”, en la jerga del sector. Ese mes, según las cifras del propio gestor, casi una de cada seis centrales estuvieron fuera de combate. Una parte sustancial de ellas, las más veteranas.

El futuro de las centrales de gas, aquilata Natalia Collado, de EsadeEcPol, “es el de responder a picos de demanda”. Eso, dice, “tambaleará la sostenibilidad de estas plantas, que antes eran de base y operaban muchas horas al año”. La clave, a su juicio, es que se pongan en marcha mecanismos de retribución que “les permitan seguir abiertos sin generar incentivos perversos”. En plata: que los consumidores de electricidad paguen un extra —pequeño— en sus facturas para garantizar un suelo retributivo para las centrales de gas o para el resto de alternativas que impidan apagones en horas de baja generación con sol y viento.

Los ciclos combinados son, hoy, la mayor tecnología de generación de España por potencia instalada: más de 26 gigavatios (GW), una cifra que se ha mantenido estable en la última década y que le sitúa solo por detrás de la eólica (casi 31 GW, y creciendo). Tras la brutal explosión de los últimos años, sin embargo, la fotovoltaica ya le pisa los talones al gas. Y pronto lo rebasará. Una tendencia que contrasta con lo que ocurre en buena parte del mundo emergente, donde los ciclos combinados crecen como la espuma a lomos de una mayor demanda y de la necesaria sustitución del carbón, mucho más contaminante.

Con todo, estas instalaciones seguirán teniendo la vitola de imprescindible. El Gobierno, de hecho, prevé que la actual potencia instalada se mantenga sin cambios hasta 2030. Con un rol, eso sí, completamente distinto: de ser una tecnología fundamental para cubrir el hueco del carbón y producir todas las horas y todos los días, a una fuente que entre solo en los momentos en los que la demanda se dispara o en los que la producción renovable cae.

Este cambio tiene una importante derivada económica: de ser, antaño, muy rentables para sus titulares, muchas de ellas han pasado a ser lo más parecido a una ruina. Así lo defiende, al menos, la patronal gasista Sedigas, que representa los intereses de muchos de sus titulares: “Son cruciales para el sistema, pero no son viables económicamente”, reconoce un portavoz de la asociación gasista, que pide “la definición de unos mercados de capacidad que brinden los incentivos necesarios”.

Naturgy, dueña del mayor número de estas centrales en España, lleva meses librando varias batallas en los tribunales para cerrar —temporal o definitivamente— decenas de ciclos inutilizados. “No se puede vender la piel del oso de manera prematura: los ciclos son la pieza fundamental de suministro y no podemos prescindir de ella sin que esté clara cómo va a ser la demanda futura y el almacenamiento, con baterías o con centrales de bombeo”, argumenta Atienza. “Por eso soy más partidario de mantener algunos e hibernar otros. Tenemos que guardarnos esa carta”.

Mecanismos de capacidad

“España está desarrollando un mecanismo de capacidad que permita retribuir adecuadamente el almacenamiento de electricidad y la generación firme por su disponibilidad y su labor de respaldo de las renovables, intermitentes. Su creación exige seguir una tramitación larga y compleja“, apuntan fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. “Gracias al mecanismo de capacidad, España se dotará de una herramienta que garantizará el suministro y facilitará el desarrollo del almacenamiento y de servicios de gestión de la demanda que serán básicos para una economía electrificada basada en las energías renovables”.

Más contundente, en sentido contrario, se muestra Pedro Linares, profesor de la Universidad Pontificia Comillas. “Son centrales que se construyeron en un entorno liberalizado, a riesgo. Las que no hagan falta tendrán que salir del sistema: no se debería compensar a nadie”. Para las que sí hagan falta, continúa, “la opción más lógica es ponerlas a competir con el resto de alternativas de respaldo: los ciclos, la hidroeléctrica regulable, los bombeos y la flexibilidad de la demanda [pagar por no consumir en los periodos en los que la oferta de electricidad no es suficiente e incentivar el consumo en los tramos en los que las renovables hunden los precios], que se podría incentivar más”.

Que España tenga tantos ciclos combinados, dice Linares, es “una suerte” en la actual senda de transición a las renovables. Pero también la alternativa “más fácil”, desde el punto de vista del gestor del sistema: “Es pagar por tener los ciclos disponibles, pero no necesariamente la mejor para el consumidor, que va a tener que abonar un dinero por algo que puede que utilice... o no”.

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