SALA DE PRENSA

El precio del CO2 y la vuelta del impuesto del 7% hunden la generación con carbón

Las políticas de descarbonización en Europa y en España están logrando sus frutos. La generación de electricidad con carbón, combustible fósil históricamente más competitivo que el gas natural, se va hundiendo paulatinamente. Así, en el mercado español, dicha producción se ha reducido este año más del 25% respecto al año pasado y en lo que va de 2019 el descenso es aún más significativo: frente a una media de casi 90.000 MWh generados en la última semana de febrero, dos meses después este dato bajó a 17.000 MWh .

La situación se ha agravado, si cabe, en la primera quincena de mayo en que la generación térmica de carbón apenas ha representado un 1,3% del total del sistema, frente, por ejemplo, al gas, que se situó en un 16%, según datos de REE. Se puede decir que las centrales están “prácticamente paradas”, indican en el sector.

Dos son los motivos que los analistas del sector atribuyen al descalabro del carbón en 2019: por un lado, el impacto de la subida de los precios del mercado de emisiones de CO2, que en estos momentos cotiza a 25 euros la tonelada, y que ya a lo largo del año pasado se triplicó, y, por otro, la recuperación el pasado 1 de abril del impuesto del 7% a cualquier generación eléctrica que el Gobierno de Pedro Sánchez había suspendió durante seis meses (en el último trimestre de 2018 y el primero de 2019).Todo ello impide a estas centrales casar sus ofertas en un mercado en el que proliferan las renovables y donde la nuclear tiene un importante peso.

Aunque el gas también sufre las consecuencias de esta situación, cuenta con algunas ventajas respecto al carbón: el Gobierno sí ha mantenido la exención del llamado céntimo verde, un tipo del impuesto de hidrocarburos que se aplicaba al gas, y, además, necesita comprar menos de la mitad de derechos de CO2 que aquel para producir. La emisión específica de un grupo convencional de carbón es aproximadamente de una tonelada por MWh, mientras que la de un ciclo combinado de gas es de unas 0,35 toneladas/MWh.

El año pasado, el precio medio de la tonelada de CO2 fue de 16 euros, mientras que en lo que va de 2019 el promedio está en el entorno de los 23 euros. El impacto en el coste de generación por el mayor coste precio de los derechos para una planta de carbón sería de unos siete euros/MWh, mientras que el ciclo combinado es mucho menor, del orden de 2,5 euros/MWh.

A la vista de la escasa influencia del mercado de CO2 en la reducción real de las emisiones lanzadas a la atmósfera (entre 2013 y 2017, el precio de la tonelada languideció en torno a los cinco euros), la Comisión Europea decidió, a través de la llamada reserva de estabilidad del mercado, reducir la oferta de derechos un 24% en enero de este año para encarecer el precio y forzar un recorte. Ello provocó ya una fuerte subida en 2018, cuando el mercado anticipó la escasez que se produciría este año.

La mayor generadora de electricidad con carbón, Endesa, ha reducido este año su producción con carbón en la Península respecto a 2018 casi un 25%, hasta 4.059 millones. En Naturgy reconocen que también sus tres centrales están prácticamente al ralentí.

Cierres a la vista

A las trabas antes citadas se unen otras también de tipo político: la prohibición de la Directiva de Emisiones Industriales (DEI) de que las plantas que no inviertan en procesos de desulfuración y otras medidas medioambientales puedan funcionar más allá de junio de 2021.

En el caso de España, las eléctricas, animadas por la política abiertamente renovable del Gobierno de Pedro Sánchez, frente a la defensa de las térmicas del Gobierno anterior, han solicitado masivamente el cierre de sus centrales de carbón, hasta un total de siete. Las dos mayores centrales que echarán el cierre, corresponden a Endesa y suman 2.300 MW de potencia; Compostilla, en Cubillos del Sil (León) y la de Andorra, en la provincia de Teruel.

A ellas se suman las dos que le quedan a Iberdrola(las de Lada, en Asturias, y Velilla, en Palencia), cuya clausura pidió a finales de 2017, y las tres de Naturgy(Anllares, La Robla y Narcea). Continuarían en funcionamiento las grandes plantas de carbón de importación de Endesa de Litoral (Almería) y As Pontes (La Coruña), en las que ha optado por las inversiones que impone la directiva. No obstante, se trata de un funcionamiento con carácter temporal, ya que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) remitido en febrero por el Gobienro a Bruselas prevé que en 2030 la generación con carbón haya desaparecido por completo.

Sin embargo, si el ritmo de evolución es el vivido en el último año, la parálisis de estas centrales se acelerará y solo seguirán disponibles para el sistema si se le garantizan los costes de mantenimiento.

Queda por ver el papel del gas en la próxima década. Aunque el PNIEC mantiene la actual capacidad (o sobrecapacidad) de los ciclos combinados para 2030, queda por ver el grado de implantación de las energías renovables, si se cumple el calendario pactado entre el Gobierno y las eléctricas para el cierre ordenado del parque nuclear, hasta cuatro centrales (o 4.000 MW) entre 2027 y 2030.

Con la desaparición del carbón en las casaciones del mercado eléctrico, será el gas, por tratarse de la tecnología más cara en ausencia de aquel, la que marque el precio marginal en los próximos años. Algo que podría encarecer el precio de la electricidad en el pool y, como consecuencia, de la factura de la luz.

Fuente: Cinco Días