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Las eléctricas presionan a Industria para poder hibernar centrales de gas

 La medida podría incluirse en la reforma eléctrica.

- Las empresas ahorrarían costes evitables.

- Algunas prefieren más pagos por capacidad.

- Comienza la cuenta atrás para la reforma.

 

 

El término hibernar se ha puesto de moda en el sector eléctrico.

El derrumbe de la demanda y la sobrecapacidad del sistema por la introducción de renovables ha castigado especialmente a las centrales de ciclo combinado, un total de 67 grupos con una potencia instalada de 26.251 MW que en el primer trimestre del año apenas funcionaron al 10% de su capacidad.

Esta situación llevó a la Comisión Nacional de la Energía (CNE) a proponer que el Ministerio de Industria permita la hibernación de estas plantas «en periodos anuales, siempre que la seguridad de suministro no se vea afectada».

Pese a los rumores de que la reforma eléctrica que podría ver la luz a finales de este mes incluía dicha posibilidad, el propio ministro de Industria, José Manuel Soria, lo negó a mediados de mayo, aunque prometió que no habría «infrautilización» de centrales.

¿Cómo se interpretan estas palabras? Sea hibernación u otra compensación por mantener paradas las plantas que apenas se utilizan, lo cierto es que la cuestión está encima de la mesa de Industria y las grandes empresas eléctricas están presionando al ministerio para que se permita hibernar entre 5.000 y 7.000 MW.

La solución va a depender del coste, ya que estas centrales reciben ya los llamados pagos por capacidad, que son de dos tipos: el que compensa a las centrales por estar disponibles (que no llega a dos millones de euros por planta y lo reciben todas) y un incentiva la inversión que cobran durante 10 años desde la puesta en marcha de la instalación. El importe que reciben depende del grado de amortización de la inversión: una planta a la que le falten 150 millones por amortizar recibe unos ocho millones de euros.

La regulación española no permite en estos momentos la hibernación, que consiste en el cierre temporal de la instalación con un mantenimiento mínimo para que puedan funcionar en el futuro.

En otros países se plantea cuando la situación del mercado es tal que no permite a los ciclos ni siquiera recuperar los costes fijos de explotación (los que podría evitar si cierra).

En el caso de los ciclos combinados son los costes de operación y mantenimiento y los peajes de acceso (o ATR). Por tanto, la hibernación evitaría a las empresas pérdidas de explotación.

La discusión está en qué deben cobrar las plantas hibernadas.

Según el regulador, solo deben recibir los pagos por disponibilidad, pero no el incentivo a la inversión.

La empresa se ahorra los costes de mantenimiento y los peajes y el sistema se ahorraría ese último incentivo. En cualquier caso, teniendo en cuenta que la mayoría se instalaron entre 2003 y 2004, a esta compensación le queda poco para su desaparición.

Frente a esta posición, la de algunas eléctricas, que han pedido día que el pago por inversión se ampliara a 20 años, es que se les retribuya igual que a la única instalación que se ha hibernado en España: la regasificadora de El Musel, ubicada en Asturias y propiedad de Enagás.

Esta, que no ha llegado a funcionar pero está terminada y tiene un mantenimiento mínimo, recibe una retribución transitoria para cubrir los costes financieros de la inversión que se revisa anualmente.

Industria se niega a tal pago, pues la deferencia entre ambos es notable: la regasificadora es un activo regulado y los ciclos combinados, no.

Preocupadas por la distribución

Una de las empresas más activas a la hora de reclamar la hibernación de los ciclos combinados ha sido Iberdrola, cuyo presidente, Ignacio Sánchez Galán, ha amenazado más de una vez con desmontar las plantas y llevarse las turbinas fuera de España (algo, por cierto que la ley no permite).

También Endesa, con 4.350 MW, es partidaria de que se abra la puerta a la hibernación por el ahorro que supone, pero la que más intereses tiene, Gas Natural Fenosa, con 10 plantas y casi 7.000 MW, prefiere recibir más pagos por capacidad, ya que los actuales se diseñaron para un funcionamiento de entre el 60% y el 70% de la capacidad.

En cualquier caso, de cara a la reforma eléctrica, cuya aprobación está prevista a partir de esta semana, a las empresas de Unesa lo que más les preocupa es el destino de la distribución.

El titular de Industria, José Manuel Soria, ha avanzado que la reforma se va a traducir en un recorte de la retribución de todas las actividades reguladas(distribución, transporte y sistemas extrapeninsulares)así como las primas del régimen especial.

Estas compañías recuerdan que las agencias de calificación ya han advertido que si se producen los citados recortes (hay quien los calcula en un 20%) se les revisará el rating (ya al borde del bono basura) con el consecuente encarecimiento de los costes financieros. Entre las tres grandes suman una deuda de 65.000 millones.

La reforma se materializará a través de un real decreto ley y un proyecto de ley con abundantes reglamentos.

Este último se tramitaría a partir de septiembre y el RDL, aunque entraría en vigor al día siguiente de su aprobación por el Consejo de Ministros, deberá ser convalidado en el Congreso.

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