Termina el verano del gas: España nunca había recurrido tanto a las centrales de ciclo combinado

El calor, la ausencia de viento y las exportaciones a Francia hicieron que en verano casi un 33% de la electricidad se generase con gas Leer

Termina el verano del gas: España nunca había recurrido tanto a las centrales de ciclo combinado

El calor, la ausencia de viento y las exportaciones a Francia hicieron que en verano casi un 33% de la electricidad se generase con gas Leer

El verano más cálido de la historia de España -y Europa– desató también un tormenta perfecta en el sector eléctrico. El país, que ya tiene más potencia instalada en eólica que en ciclo combinado, ha tenido que usar el gas para generar electricidad a un nivel nunca visto: durante el periodo estival ha aportado casi un tercio del total de toda la producción. Pero no sólo el clima ha sido el causante de esta situación, pues desde la entrada en vigor de la excepción ibérica, Francia ha aumentado su importación de electricidad de España un 315% y ha reducido sus exportaciones un 85,75%, de media, respecto a 2021.

Los motivos de este protagonismo gasista son varios, aunque están muy relacionados con el calor. Para empezar, las altas temperaturas tensionaron el sistema con unas necesidades de refrigeración mayores. De hecho, las primeras medidas del plan de contingencia y ahorro de gas del Gobierno apuntaban a los termostatos, a pesar de que los expertos consideraban que esta solución sería más efectiva, precisamente, en invierno, cuando haya una relación más directa entre temperatura y gas. Además, sopló menos viento y sin una fuerza que empujase sus palas, los aerogeneradores poco podían hacer. También la fotovoltaica pierde eficiencia en estas condiciones, aunque pueda resultar paradójico.

Así, en el mes de junio las centrales de ciclo combinado aportaron el 27,9% de toda la electricidad; en julio, el 32,2%; en agosto, el 32% y en lo que va de septiembre, el 36,3% (el día 15 llegaron a generar el 45% de toda la electricidad del país). Mientras, la eólica no superó en ningún mes el 17,3% del total (lo marcó en julio) y la fotovoltaica estuvo los cuatro por debajo del 13,8% de junio. Y a esto hay que unir la caída de la cogeneración -las centrales que utilizan gas para producir a la vez calor y electricidad- que cayó tras la aplicación del tope ibérico, del que quedaba fuera. Con el hidrocarburo a un altísimo precio y sin beneficiarse de la compensación que sí recibían las centrales que queman gas, la actividad quedó prácticamente paralizada, aunque se espera que se recupere ahora que el Gobierno ha rectificado y permitirá que se beneficien de esta herramienta.

Un verano marcado por el gas

Por comparar, en el periodo estival de 2021 la contribución mensual media más alta del gas fue el 23,9% que sumó en septiembre, mientras que la eólica tuvo una aportación algo mayor y la cogeneración no estuvo por debajo del 9,8%. También la energía hidráulica tuvo un mayor protagonismo en un año en el que, en cualquier caso, hubo una demanda bastante inferior de electricidad, pues aún se notaban las consecuencias de la pandemia.

En el último año anterior a la crisis sanitaria, 2019, los porcentajes de generación se acercaron más a los de este año, con dos meses, julio y agosto, en los que los ciclos combinados superaron el 30%. No obstante, entonces la potencia instalada de centrales de gas era la misma que en 2022 (26.250 MW), pero había bastante menos potencial de generación con molinos (24.417 MW frente a los 28.512 MW actuales) y, sobre todo, con placas fotovoltaicas (6.537 MW en 2019 y 17.191 MW en 2022).

2019 fue, en cualquier caso, el único año en el que el gas trabajó a un nivel parecido. Anteriormente las centrales térmicas de carbón todavía tenían un gran peso en el mix eléctrico, pero su desmantelamiento les ha dado un papel tan testimonial que ya apenas quedan grupos operativos. El Gobierno, tras un informe de Red Eléctrica, sigue con su idea de culminar lo antes posible el cierre definitivo de la fuente más contaminante, que en 2017 se movió entre el 14,9% y el 20,6% de la generación en los meses de verano.

El tercer ingrediente que condimenta la dependencia del gas es que sea más barato utilizarlo para producir energía que en Francia. La luz cuesta menos en España que en Francia –127,9 euros por megavatio hora en lugar de los 399,2 que paga el país vecino, según las cifras publicadas por el Ministerio de Transición Ecológica- y París aprovecha estas ‘rebajas’ para comprar electricidad a través de los Pirineos. Además, le sirve para preparar su sistema, mucho más dependiente de las centrales nucleares, para el duro invierno que se avecina.

Francia alega parones de seguridad en sus reactores -por corrosión, principalmente, aunque también porque las aguas de los ríos que refrigeran sus centrales están demasiado calientes-, aunque lo cierto es que han coincidido con la entrada en vigor del tope ibérico al gas, que hizo caer el precio del megavatio hora. Sea como fuere, el saldo con el país galo ha pasado a ser eminentemente negativo desde que comenzó a aplicarse la medida.

La diferencia es aún más evidente si se comparan los datos con los de los mismos meses de 2021. En junio las exportaciones a Francia crecieron un 143% y las importaciones bajaron un 66% respecto a lo registrado el año anterior. En julio, el aumento fue del 198% y la caída, del 91% y ya en agosto se dispararon hasta el 619% y el -92%, con un saldo negativo de 1.480.173 MWh. En lo que va de septiembre la electricidad enviada ya ha subido un 459% y la recibida ha bajado un 94%, a pesar de que Red Eléctrica mide este dato en términos absolutos, por lo que parece difícil que vaya a cambiar la tendencia, cuando a 22 de diciembre se han importado 97.444,1 MWh (en 2021 fueron 1.537.095,1 MWh) y se han exportado 1.417.597 (que, pase lo que pase, van a ser más que los 253.796,6 MWh del año pasado).

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