El Ministerio de Energía tiene que enviar a principios del próximo año su propuesta de mix energético a la Comisión Europea y para ello ha pedido a un grupo de expertos que elabore un análisis sobre los costes de las posibles propuestas.
En los cálculos que realicen y en los que tendrá que revisar el Ministerio jugará un papel prioritario la previsión de precios de los derechos de CO2 ya que pueden decantar la balanza de los costes del carbón al gas natural si se produce una fuerte subida, como todo parece indicar tras los acuerdos alcanzados entre el Parlamento Europeo, la Comisión y el Consejo.
Según las previsiones de precios que se manejan para 2018, producir un megavatio con carbón supondrá del orden de 50 euros el año próximo, frente a los 49,4 euros que puede suponer otro megavatio generado con un ciclo combinado.
Prueba de esta igualdad de precios es que a lo largo de este mismo mes de noviembre, las principales fuentes de generación han sido el carbón (21,9 %) y los ciclos combinados (21,6 %), es decir, una producción similar, lo que supone que han casado en el mercado mayorista de forma muy parecida.
Si el coste del derecho de emisión pasará de los 7,3 euros por tonelada a 15 euros, las diferencias de costes entre ambas tecnologías serían notables, ya que el carbón pasaría a tener un coste cercano a los 58,3 euros y el ciclo combinado se quedaría del orden de 52,4 euros, lo que en la práctica supondría que fuese más barato generar con gas que con carbón siempre que el coste de esta materia prima siguiera estable.
Por ese motivo, fuentes del sector indican que la igualdad de costes entre ambas tecnologías no supondría un incremento de precios en el mercado para los consumidores, pero el Ministerio de Energía considera que se incrementarían en 2,5 euros anuales, frente a un recibo medio del orden de 750 euros.
En España sobran del orden de 9.800 MW de potencia instalada. y el Gobierno quiere poder tomar una decisión sobre el previsible cierre de centrales conforme se vaya produciendo la entrada de los 8.935 MW que se han adjudicado a lo largode las tres últimas subastas de renovables. Además, a esta cantidad se sumará la potencia que se incorporará a las islas en la convocatoria que el Gobierno quiere realizar en el primer trimestre del año que viene.
Los cierres además los consideran inevitables hasta las agencias de calificación de crédito. Moody’s, por ejemplo, cifra en 4.500 MW la cantidad de potencia de carbón que desaparecerá en los próximos años.
Si echamos la vista atrás, el 25 de enero de este año, en plena ola de frío, la máxima demanda de ciclos combinados fue de 12.000 MW a las 8 de la tarde frente a los cerca de 25.000 MW existentes en este momento en el sistema, lo que en la práctica supone que hay alrededor de 8.000 MW adicionales con capacidad para sustituir el carbón sin riesgo para el suministro. Por ese motivo, tanto el cierre de centrales de carbón planteado por las eléctricas -no solo por Iberdrola- podría verse acompañado de la hibernación de algunos ciclos combinados.
La competitividad de las centrales además se complicará en la medida en que se vayan incorporando instalaciones renovables que abaratan el precio de la electricidad en el mercado mayorista y dificultando la rentabilidad de otras, como por ejemplo, las centrales nucleares.