CRISIS ENERGÉTICA

España dispara la quema de carbón hasta los máximos alcanzados con Filomena en pleno caos del precio de la luz

  • La ola de calor y el parón de las renovables provocaron que las tres centrales de carbón aún activas relanzaran su producción de electricidad en la semana del estreno de la ‘excepción ibérica’

  • Alemania, Austria o Países Bajos reactivan sus plantas de carbón para blindarse frente al corte de suministro de gas ruso. En España el sector eléctrico descarta la marcha atrás al cierre definitivo de las centrales

Central térmica de As Pontes (A Coruña), propiedad de Endesa.

Central térmica de As Pontes (A Coruña), propiedad de Endesa. / EFE/Kiko Delgado

5
Se lee en minutos

El arranque de esperadísimo tope al gas, el plan de España y Portugal para bajar la luz interviniendo el mercado eléctrico, coincidió la semana pasada con una combinación de factores que diluyó su impacto y aguó las altas expectativas sobre el efecto de la medida. La demanda de electricidad se disparó por la ola de calor y la producción de las energías renovables descendió por la falta de viento, lo que obligó a utilizar otras tecnologías de generación más caras y la rebaja de precio de la electricidad fue menor de la esperada.

Mucho se ha hablando de que, con más consumo y menos renovables, se había incrementado la producción de las centrales de gas hasta máximos históricos para cubrir toda la demanda (llegando a concentrar más del 40% de toda la producción nacional algunos de los días). Pero en plena ola de calor también se disparó la utilización de las centrales de carbón hasta niveles de producción que no se habían alcanzados en plena ola de frío provocada por la borrasca Filomena, a principios de enero de 2021.

La denominada excepción ibérica implica que España y Portugal impondrán durante un año un precio máximo al gas y también al carbón que se usan para producir electricidad (durante los primeros seis con un límite de 40 euros por megavatio hora, MWh) para conseguir rebajar la cotización del conjunto del mercado mayorista eléctrico y evitar que el alto precio del gas y el carbón contamine lo que se paga por la electricidad producida por el resto de tecnologías.

Tanto el uso de gas y carbón, las dos tecnologías topadas, se multiplicaron en los primeros días del plan estrella del Gobierno por el consumo eléctrico disparado. El sistema diseñado por los Gobiernos ibéricos obliga a pagar una compensación a las plantas de gas y de carbón para cubrir sus costes reales de producción, a pesar de que el precio teórico de sus ofertas en el mercado eléctrico tienen un precio limitado.

En plena ola de calor, las eléctricas registraron una producción diaria mediante la quema de carbón de más de 40 gigavatios hora (GWh) durante varias jornadas, según los registros de Red Eléctrica de España, el operador del sistema eléctrico. El 17 de junio, en concreto, se alcanzaron los 46 GWh, concentrando un 5,1% de toda la generación eléctrica nacional, y con lo que prácticamente se empataba con la producción alcanzada el 8 de enero de 2021, con media España congelada por Filomena, y también con la generación registrada durante otra ola de frío un año antes, el 24 de enero de 2020.

A la espera del apagón

España está a las puertas del apagón definitivo de todas sus centrales de carbón. Frente a la decisión actual de países como Alemania, Austria o Países Bajos de reactivar la producción de sus plantas térmicas para blindarse por el recorte del suministro de gas por parte de Rusia, en el caso español desde el Gobierno y desde el sector eléctrico se apunta que no hay marcha atrás para el adiós.

Las grandes eléctricas han clausurado ya o han solicitado la autorización al Gobierno para poder cerrar todas sus plantas de carbón en el país (con las únicas excepciones, muy particulares, de una central en Asturias y otra en Mallorca). Pero con el mercado eléctrico con precios disparados, las centrales de carbón que ya sólo se preparaban para echar el cierre y que en la mayoría de los casos habían estado mucho tiempo sin funcionar ahora están reactivándose y disparan su producción.

Mientras esperan la autorización definitiva de cierre, las eléctricas están obligadas a tener disponibles sus centrales y a presentar ofertas en el mercado eléctrico para producir si es necesario. La escalada de los precios ha hecho durante el último año que quemar carbón para producir electricidad vuelva a ser rentable en determinados momentos. Los precios altos y un alto consumo han permitido que las ofertas que presentan las plantas térmicas a veces consigan entrar en el mercado.

La generación de las centrales de carbón acumula diez meses consecutivos de subidas en España. Desde septiembre de 2021, mes a mes, la generación de las plantas térmicas ha registrado crecimientos interanuales. Algunos meses la producción se ha duplicado y otros incluso se ha triplicado en relación con el mismo mes del año anterior, según datos de Red Eléctrica. Pero durante la pasada semana la producción con carbón se desbocó por las condiciones extremas del sistema eléctrico.

Aún disponibles para el mercado eléctrico están dos centrales de Endesa, la coruñesa de Endesa de As Pontes y la mallorquina de Es Murterar; las plantas asturianas de EDP de Aboño y de Soto de Ribera; y la planta de Viesgo -ahora integrada también en el grupo EDP- de Los Barrios, en Cádiz. Tres de estas centrales están a punto de cerrar, prácticamente esperando el último permiso administrativo o cumpliendo el breve periodo de carencia posterior a recibirlo.

Las supervivientes

Tras la última oleada de cierres de plantas ya en marcha, en España sólo quedará en funcionamiento una central en la Península (la asturiana de Aboño, de EDP) y otra en Mallorca (la de Es Murterar, de Endesa). El caso de la central de Aboño es peculiar, ya que además de quemar carbón para generar electricidad, también utiliza los gases siderúrgicos de la planta aledaña de ArcelorMittal y evita así que simplemente sean quemados en una antorcha y emitidos directamente a la atmósfera, en una suerte de proceso particular de economía circular.

La planta mallorquina de Endesa ya ha cerrado dos de sus grupos y mantiene operativos otros dos por seguridad de suministro en las islas y con limitaciones de utilización. Hasta agosto de 2021 ambos grupos podían funcionar un máximo de 1.500 horas anuales y desde entonces se ha reducido 500 horas al año como tope. La central seguirá abierta al ralentí hasta que esté conectado el segundo cable de conexión entre la Península y Mallorca que, en principio, debería estar operativo antes de 2026.

Noticias relacionadas