Un verano histórico por sus altas temperaturas, con el mes de julio más caluroso de la serie histórica, que coincide con unos precios de la energía disparados en toda Europa y con la puesta en marcha en España y Portugal de un tope al gas para mitigar el impacto en la factura de los consumidores. En esa tormenta perfecta -condicionada también por las consecuencias de la invasión de Ucrania por Rusia y las exigencias de ahorro energético- España ha visto cómo las eléctricas han disparado la generación de electricidad en base a gas, con el que funcionan las centrales de ciclo combinado.
Entre el 15 de junio, el día en que entró en vigor la solución ibérica -que pone un techo al precio del gas, pero que también conlleva una compensación para las empresas gasistas- el medio centenar de centrales de ciclo combinado que opera en España ha disparado la generación de electricidad en más de un 120%, según los datos que publica Red Eléctrica y que ha recopilado elDiario.es.
En estos dos meses, esas centrales de ciclo combinado han generado, en total, más de 17.154,8 gigavatios/hora (GWh), cuando en el mismo periodo del año anterior fueron 7.730,2 GWh, según los datos que publica el gestor de la red. Este crecimiento está muy condicionado por las dos olas de calor que se han producido a lo largo de este verano, sobre todo por la que abarcó entre el 9 y el 26 de julio, que derivó en uno de los meses de temperaturas más extremas de la historia.
En esas fechas, de forma casi constante, estas centrales de ciclo combinado aportaron al sistema más del 30% de la generación eléctrica y, algunos días, como el 13 y el 14 de julio, fueron más del 43% del total. Al mismo tiempo, las renovables perdieron eficiencia debido al calor extremo, la falta de aire y la calima.
Aportación récord
En esta misma dirección ha apuntado el gestor de la red gasista, Enagás. Ese miércoles 13 de julio, comunicó que se habían superado todos los récords históricos en cuanto a demanda de gas natural para generación de electricidad. En esa jornada se alcanzaron los 803,8 GWh. Pero no fue un hecho aislado porque los otros dos máximos históricos anteriores también han sido durante este verano y, de nuevo, con el tope al gas en marcha. Por un lado, el 16 de junio, 770 GWh; por otro, el 15 de ese mismo mes, 764 GWh. Y de nuevo, en ola de calor.
“Este fuerte incremento de la demanda de gas natural para generación de electricidad ha estado motivado, principalmente, por las altas temperaturas registradas por efecto de la ola de calor, que supone un aumento del consumo eléctrico, acompañado de una baja generación hidráulica, eólica, y también fotovoltaica y termosolar (debido a la calima), así como por un incremento de las exportaciones eléctricas”, enumeró el gestor de la red gasista.
Se constata, por un lado, que a más calor, más uso de ciclo combinado. Por otro, que poner un tope al gas, con la compensación que conlleva para que las empresas no vean un perjuicio en sus resultados y que instó a implementar Bruselas, no ha supuesto un freno para este tipo de centrales.
Solo en julio, según el balance mensual que publica Enagás, la demanda de gas para generación de electricidad alcanzó los 17,2 TWh, cuando en el mismo mes de 2021 fue menos de la mitad, 7,6 TWh.
En cuanto a las temperaturas y a cómo influyen en el uso de estas centrales, en estas últimas jornadas, donde se han suavizado, la situación es muy diferente. Por ejemplo, este miércoles, con tormentas en buena parte de la península, el ciclo combinado redujo su aportación al total de generación al 21%, a niveles similares a la nuclear, que se mantiene constante. Mientras, la eólica rozó el 23% cuando el 8 de agosto no llegaba al 9% mientras que el ciclo combinado volaba entonces por encima del 40%.
No es la primera vez que estas plantas energéticas disparan su producción, ya pasó algo similar en 2019, después de un 2018 donde prácticamente tocaron suelo. El año previo a la pandemia registró uno de los veranos más cálidos del hemisferio norte. Entonces, si se comparan las mismas fechas, la generación de electricidad de las centrales de ciclo combinado alcanzó los 14.458 GWh y multiplicó por tres los datos del año previo.
Una rentabilidad para las compañías que se va y vuelve
Hace cuatro años, en una situación diferente a la actual, las renovables suponían prácticamente el 40% de la producción eléctrica, lo que conllevaba un golpe para la rentabilidad de las centrales de ciclo combinado, que no llegaban al 15% de la producción total. Entonces, el presidente de Naturgy, Francisco Reynés, reclamó al Gobierno durante una junta de accionistas una “rentabilidad suficiente” para sostener estas centrales, que tienen que estar disponibles en cualquier momento, para que no generasen un roto financiero a las compañías.
En lo que va de este año fiscal, está sucediendo todo lo contrario. Las tres grandes eléctricas han ganado un 24% más que hace un año, en parte, por los precios del gas. Naturgy presentó hace unos días sus resultados entre enero y junio. En ellos reconoce que “la menor producción hidráulica (-64%) ha obligado a cubrir la demanda con mayor producción de los ciclos combinados en el periodo”. En este primer semestre, con “la severa sequía”, añade, la producción de estas centrales que usan gas “aumentó para cubrir el mayor hueco térmico empeorando así los ratios de emisiones”, en referencia a los gases con efecto invernadero.
En concreto, apunta que su generación con ciclo combinado en España se ha disparado un 26,6%, desde los 5.248 GWh del primer semestre de 2021 hasta los 7.172 GWh del mismo periodo de 2022. Y eso se traduce en resultados. “En los primeros seis meses de 2022, el Ebitda ordinario ascendió a 80 millones de euros, un 17,6% más que en los primeros seis meses de 2021 debido a la mayor producción eléctrica y al alza de los precios en los contratos bilaterales”, explica sobre esta situación en España. “Los precios del pool se multiplican por 3,5 veces respecto a los seis primeros meses de 2021, con una media de 206 euros/MWh en el periodo, como consecuencia de los mayores precios del gas y del CO2”, añade.
El crecimiento del ciclo combinado va también en paralelo a la demanda de gas del sector eléctrico. En julio, según publica Enagás, esta se disparó un 125,9%, hasta 17.195 GWh; y en acumulado del año el despegue ha sido inferior pero, también, significativo: de un 83,2%, hasta 72.984 GWh. Crece la demanda eléctrica y las exportaciones a través de las conexiones internacionales, sobre todo a Francia, pero crecen mucho menos. En concreto, en julio repuntaron un 34,7% hasta 3.397 GWh.
Este alza de la aportación de las centrales de ciclo combinado por parte de las eléctricas y, por tanto del uso del gas para generar electricidad, contrasta con las exigencias de ahorro que reclama la Comisión Europea. España se ha comprometido a rebajar en un 7% su consumo de gas para cumplir con las exigencias que requiere Bruselas ante un invierno donde Rusia puede cerrar el grifo de la energía que manda a Europa, lo que afectaría sobre todo a Alemania. Además, si se cierra el grifo, el recorte no será voluntario, como ahora; sino obligatorio.
Esta semana, la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, aseguró que en la primera semana de aplicación del plan de ahorro, la reducción del consumo eléctrico ha sido del 3,7%. Ahora queda por ver si ese paso atrás se traduce también en una menor presencia del gas en la producción de luz y una mayor contribución de otras fuentes de energía menos contaminantes.