Hic Svnt Leones
Madmaxista
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Pedido y concedido: Naturgy pide al Gobierno mayores pagos por capacidad para los ciclos combinados
¡A disfrutar de lo descarbonizado! No será por veces que he advertido de que el timo del gas es el reverso del timo de las renovables.
Fuente: El Ejecutivo retribuirá a las plantas de gas, aunque no generen energía
https://s05.s3c.es/imag/_v0/771x419/d/8/9/Teresa-Ribera-Ministra-para-la-tras*icion-ecologica-15.jpg
El Ejecutivo retribuirá a las plantas de gas, aunque no generen energía
El Plan de energía y clima del Gobierno (PNIEC) prevé duplicar la aportación de las renovables en la generación de electricidad, hasta alcanzar un 42% del total. Este crecimiento, a pesar de que ya han cerrado las centrales de carbón y de que se ha pactado la progresiva clausura de las nucleares, provocará una reducción muy relevante del número de horas de operación de los ciclos combinados de gas, la tecnología que garantiza la cobertura de los picos de demanda y permite la correcta operación del sistema cuando las fuentes verdes experimentan fuertes oscilaciones.
Los ciclos de gas se instalaron con la perspectiva de operar entre 5.000 y 6.000 horas al año, con una veintena de arranques como mucho. Sin embargo, la progresiva entrada de renovables -que tienen prioridad- ha cambiado totalmente ese planteamiento: en 2018 ya operaron poco más de 1.000 horas -el año pasado prácticamente se duplicaron, por la ausencia del carbón-, sufren más de 200 arranques anuales y para 2025 es posible que no operen más de 300 horas, pero arrancando y parando cada vez con más frecuencia, con el correspondiente desgaste de las instalaciones.
El resultado es que las centrales difícilmente alcanzarán la rentabilidad con los ingresos de su escasa participación en un mercado eléctrico que, por otro lado, normalmente debería marcar precios más bajos que los actuales, por los bajos costes operativos de las renovables. Con esta perspectiva, es más que factible que las empresas se planteen cerrar sus ciclos, puesto que irán cumpliendo años -el primero se conectó en 2002- y estarán prácticamente amortizados en sus balances.
Pero hasta que el almacenamiento haya bajado sus costes, se haya desarrollado la gestión de la demanda a gran escala, y haya más interconexiones, el país necesita que las centrales de gas sigan respaldando la intermitente producción renovable y evitando apagones.
Mantener 27.000 MW
Prueba de ello es que el PNIEC contempla mantener hasta 2030 los 27.146 MW de ciclos combinados del parque actual, además de incorporar otros 6.000 MW de instalaciones de almacenamiento, entre bombeos hidráulicos y baterías, así como aumentar las interconexiones con Francia.
La legislación exige que REE autorice el cierre de las instalaciones de generación con criterios de seguridad, con lo que podría darse el caso de que hubiera centrales en pérdidas económicas a las que no se permita desconectarse del sistema.
No obstante, la situación en España es similar a la de otros países que afrontan el proceso de tras*ición energética -los imperativos técnicos no entienden de fronteras-, que han habilitado sistemas para retribuir las centrales al margen del mercado y dotarlas de rentabilidad, como Alemania, Reino Unido, Francia, EEUU, Australia, Méjico, Chile, Japón...
Un reciente informe de PwC para la Fundación Naturgy analiza los sistemas de capacidad aplicados en numerosos países y llega a la siguiente conclusión: es unas 25 veces más barato para el consumidor evitar apagones retribuyendo la potencia de respaldo que dejando que las centrales marquen precios muy elevados en el mercado -por su indispensable generación puntual- con los que rentabilizarse.
Noticia relacionada: Las renovables recibirán 200.000 millones a lo largo de su vida útil
En consecuencia, el Miteco ha decidido sumarse a la corriente internacional y lanzará en breve una consulta pública para que los agentes puedan pronunciarse sobre la necesidad del respaldo y sobre el tipo de apoyo que debería otorgarse para garantizar la viabilidad de las centrales que prestan el servicio.
Trámites largos y complejos
La Comisión Europea, poco amiga de distorsionar el mercado y de las subvenciones, está autorizando estos esquemas, denominados mecanismos de capacidad, siempre que los Estados justifiquen su necesidad para garantizar el suministro desde un punto de vista técnico.
Además, Bruselas exige que estén abiertos a la participación de otros Estados, mediante las interconexiones; que la retribución se adjudique con procedimientos competitivos tecnológicamente neutros -renovables, térmicas, almacenamiento o gestión de la demanda- y que tengan una duración de 10 años, al objeto de que no se conviertan en algo permanente.
Al final, el cúmulo de análisis y verificaciones del procedimiento para obtener el visto bueno de Bruselas, una vez el Estado interesado haya presentado su propuesta, viene a durar unos dos años, con lo que no podría materializarse a corto plazo.
Reserva estratégica en tramitación
El Miteco ya está tramitando una Reserva estratégica de capacidad que, a priori, encaja con las exigencias de la normativa europea, pero los requisitos para participar en el procedimiento de adjudicación limitan los beneficiarios a la gran industria que venía ofreciendo el servicio de interrumpibilidad, suprimido este mismo año.
Las empresas eléctricas rechazan el planteamiento del Miteco con relación a esta Reserva, y creen que, si Bruselas la aprueba, será muy difícil que acepte un segundo esquema de capacidad.
En España hubo un pago por la disponibilidad de las centrales de carbón, gas e hidroeléctricas -hasta 5.000 euros por MW al año- que Bruselas obligó a suprimir en 2018 porque no se concedió mediante un sistema de mercado.
¡A disfrutar de lo descarbonizado! No será por veces que he advertido de que el timo del gas es el reverso del timo de las renovables.
Fuente: El Ejecutivo retribuirá a las plantas de gas, aunque no generen energía
https://s05.s3c.es/imag/_v0/771x419/d/8/9/Teresa-Ribera-Ministra-para-la-tras*icion-ecologica-15.jpg
El Ejecutivo retribuirá a las plantas de gas, aunque no generen energía
- Lanzará en breve una consulta pública para diseñar un sistema de capacidad
- La autorización del esquema por parte de Bruselas puede tardar dos años
- Es unas 25 veces más barato para los consumidores pagar el respaldo a las renovables que asumir el precio puntual de la energía en el mercado
El Plan de energía y clima del Gobierno (PNIEC) prevé duplicar la aportación de las renovables en la generación de electricidad, hasta alcanzar un 42% del total. Este crecimiento, a pesar de que ya han cerrado las centrales de carbón y de que se ha pactado la progresiva clausura de las nucleares, provocará una reducción muy relevante del número de horas de operación de los ciclos combinados de gas, la tecnología que garantiza la cobertura de los picos de demanda y permite la correcta operación del sistema cuando las fuentes verdes experimentan fuertes oscilaciones.
Los ciclos de gas se instalaron con la perspectiva de operar entre 5.000 y 6.000 horas al año, con una veintena de arranques como mucho. Sin embargo, la progresiva entrada de renovables -que tienen prioridad- ha cambiado totalmente ese planteamiento: en 2018 ya operaron poco más de 1.000 horas -el año pasado prácticamente se duplicaron, por la ausencia del carbón-, sufren más de 200 arranques anuales y para 2025 es posible que no operen más de 300 horas, pero arrancando y parando cada vez con más frecuencia, con el correspondiente desgaste de las instalaciones.
El resultado es que las centrales difícilmente alcanzarán la rentabilidad con los ingresos de su escasa participación en un mercado eléctrico que, por otro lado, normalmente debería marcar precios más bajos que los actuales, por los bajos costes operativos de las renovables. Con esta perspectiva, es más que factible que las empresas se planteen cerrar sus ciclos, puesto que irán cumpliendo años -el primero se conectó en 2002- y estarán prácticamente amortizados en sus balances.
Pero hasta que el almacenamiento haya bajado sus costes, se haya desarrollado la gestión de la demanda a gran escala, y haya más interconexiones, el país necesita que las centrales de gas sigan respaldando la intermitente producción renovable y evitando apagones.
Mantener 27.000 MW
Prueba de ello es que el PNIEC contempla mantener hasta 2030 los 27.146 MW de ciclos combinados del parque actual, además de incorporar otros 6.000 MW de instalaciones de almacenamiento, entre bombeos hidráulicos y baterías, así como aumentar las interconexiones con Francia.
La legislación exige que REE autorice el cierre de las instalaciones de generación con criterios de seguridad, con lo que podría darse el caso de que hubiera centrales en pérdidas económicas a las que no se permita desconectarse del sistema.
No obstante, la situación en España es similar a la de otros países que afrontan el proceso de tras*ición energética -los imperativos técnicos no entienden de fronteras-, que han habilitado sistemas para retribuir las centrales al margen del mercado y dotarlas de rentabilidad, como Alemania, Reino Unido, Francia, EEUU, Australia, Méjico, Chile, Japón...
Un reciente informe de PwC para la Fundación Naturgy analiza los sistemas de capacidad aplicados en numerosos países y llega a la siguiente conclusión: es unas 25 veces más barato para el consumidor evitar apagones retribuyendo la potencia de respaldo que dejando que las centrales marquen precios muy elevados en el mercado -por su indispensable generación puntual- con los que rentabilizarse.
Noticia relacionada: Las renovables recibirán 200.000 millones a lo largo de su vida útilEn consecuencia, el Miteco ha decidido sumarse a la corriente internacional y lanzará en breve una consulta pública para que los agentes puedan pronunciarse sobre la necesidad del respaldo y sobre el tipo de apoyo que debería otorgarse para garantizar la viabilidad de las centrales que prestan el servicio.
Trámites largos y complejos
La Comisión Europea, poco amiga de distorsionar el mercado y de las subvenciones, está autorizando estos esquemas, denominados mecanismos de capacidad, siempre que los Estados justifiquen su necesidad para garantizar el suministro desde un punto de vista técnico.
Además, Bruselas exige que estén abiertos a la participación de otros Estados, mediante las interconexiones; que la retribución se adjudique con procedimientos competitivos tecnológicamente neutros -renovables, térmicas, almacenamiento o gestión de la demanda- y que tengan una duración de 10 años, al objeto de que no se conviertan en algo permanente.
Al final, el cúmulo de análisis y verificaciones del procedimiento para obtener el visto bueno de Bruselas, una vez el Estado interesado haya presentado su propuesta, viene a durar unos dos años, con lo que no podría materializarse a corto plazo.
Reserva estratégica en tramitación
El Miteco ya está tramitando una Reserva estratégica de capacidad que, a priori, encaja con las exigencias de la normativa europea, pero los requisitos para participar en el procedimiento de adjudicación limitan los beneficiarios a la gran industria que venía ofreciendo el servicio de interrumpibilidad, suprimido este mismo año.
Las empresas eléctricas rechazan el planteamiento del Miteco con relación a esta Reserva, y creen que, si Bruselas la aprueba, será muy difícil que acepte un segundo esquema de capacidad.
En España hubo un pago por la disponibilidad de las centrales de carbón, gas e hidroeléctricas -hasta 5.000 euros por MW al año- que Bruselas obligó a suprimir en 2018 porque no se concedió mediante un sistema de mercado.
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