Hibernación de Ciclos Combinados

 

Una cuestión asociada a la cobertura de la demanda que se ha planteado a nivel europeo a medida que las renovables han ido ocupando una participación más relevante, es la hibernación de las plantas de generación.

La hibernación consiste en un cierre temporal de la planta que permita su puesta en funcionamiento en un momento posterior.

Estas decisiones suelen plantearse cuando las centrales consideran que las condiciones de mercado actuales no permiten ni siquiera la recuperación de los costes fijos de explotación o costes evitables de estar disponibles.

Estos costes son aquellos en los que la central debe incurrir anualmente para mantenerse operativa, o lo que es lo mismo, aquellos costes en que la central no incurriría si decidiera cerrar.

Una de las cuestiones de prever a largo plazo, además de conocer la nueva potencia que estará instalada a cuatro años vista, es estimar cuando volverán a operación las centrales que han sido temporalmente hibernadas.

En general se puede decir que todos los agentes se han mostrado de acuerdo en que se permita la posibilidad de la hibernación en aquellos casos en que los generadores consideren el pago por disponibilidad insuficiente o cuando no resulten asignados en subasta.

Se plantearon diferentes niveles de hibernación, desde la versión menos ambiciosa que suponga la opción de evitar peaje de acceso y mantener personal mínimo hasta la posibilidad de reducción de plantilla y exención de impuestos y tasas (medio- ambientales, Plan de Ahorro y Eficiencia Energética…), sin limitación de tiempo alguno.

Algún agente ha sugerido  además, la eliminación de cualquier barrera que impida el cierre de una planta, ya que de otra forma los inversores considerarían que una vez comprometida su inversión, ésta se podría convertir en un coste hundido.

Los diseños regulatorios que no contemplan esta opción, no permiten que el mercado tenga la posibilidad de ajustar por si mismo la capacidad disponible, lo que lleva a una ineficiencia de costes y adicionalmente, a un posible incremento del precio requerido por los agentes cuando se requiera una subasta de capacidad para atraer nuevas instalaciones.

Por todo ello, se considera que se debería permitir la hibernación, de tal forma que el exceso de capacidad existente en un momento dado, pudiera autoajustarse gracias a las decisiones de los propios agentes.

No obstante, estas decisiones no deberían afectar en ningún caso a la seguridad del suministro, por lo que ésta debería requerir un análisis y autorización previa por parte del operador del sistema.

Para ello, sería necesario el desarrollo de un procedimiento de operación específico que determinara de manera transparente los criterios para poder autorizar la hibernación, así como el volumen de capacidad máximo que podría dejarse en estado de hibernación para un periodo determinado, todo ello, en coherencia con el procedimiento de operación del cálculo del índice de cobertura que ha de activar las subastas de capacidad de nueva potencia.

Con el fin de que la seguridad de suministro no se viera afectada en el medio plazo por estas decisiones, el plazo autorizado para la hibernación no debería ser superior a 1 año, debiéndose solicitar una nueva autorización para poder prorrogar dicho periodo.

La hibernación no debería eximir al generador del pago de los costes que regulatoriamente le sean asignados, como por ejemplo, la actual contribución al Plan de Ahorro y Eficiencia Energética.

Reforma Energética

El 12 de julio de 2013, el Consejo de Ministros aprobó un lote de medidas que componen la llamada reforma energética, cuyo gran cometido es evitar que siga engordando el déficit del sistema (24.000 millones acumulados).

Todas las medidas suponen recortes en las retribuciones que perciben las compañías, bien por distribuir, bien por transportar, bien por producir.

En total, 900 millones menos para las empresas, pero más para el ministerio, que prevé sumar otros 900 millones por la reciente subida del recibo de la luz a los consumidores.

De entre ese lote de medidas hay una que el sector lleva meses pidiendo a gritos, apoyado por la Comisión Nacional de la Energía (CNE), que en un informe de diciembre pasado ya aconsejaba lo siguiente: hibernar centrales eléctricas, es decir, cerrarlas temporalmente.

La reforma energética abre esta posibilidad por primera vez en la historia energética de España. ¿Por qué ahora y por qué lo demandaban las compañías? Porque el boom constructor de centrales -especialmente de las de ciclo combinado- de los últimos años se ha topado de bruces con una acusada contracción de la demanda eléctrica (5,1 % menos en el último lustro) y, al mismo tiempo, con una elevada producción de las tecnologías renovables.

Estas últimas tienen preferencia para entrar en la subasta diaria de energía en la que se compran los megavatios que se van a consumir. Los ciclos, por tanto, se han visto desplazados en los últimos años en el pool o mercado eléctrico.

De hecho, el último dato oficial es que están funcionando al 10 % de su capacidad. Los ingresos no alcanzan ni de lejos para costear su amortización y mantenimiento. Pero, hasta ahora, las empresas estaban obligadas a mantener estas centrales en activo sí o sí.

Bien es cierto que a cambio reciben pagos por capacidad, que suponen 26.000 euros anuales por megavatio instalado.

Cierre temporal de instalaciones de generación (Hibernación)

El Borrador de RD sobre Pagos por Capacidad y Cierre Temporal, por primera vez, regula el cierre temporal de centrales térmicas de ciclo combinado de más de 50 MW («hibernación»).

Ello responde básicamente a la demanda de las centrales de ciclo combinado para que se alivie la difícil situación que están atravesando en las actuales condiciones de mercado.

Actualmente, las centrales térmicas de ciclo combinado están proporcionando apoyo a las instalaciones renovables y, con ello, aportan flexibilidad del sistema eléctrico. En este escenario, puede ser preferible para una central de ciclo combinado cerrar temporalmente sus instalaciones hasta que el mercado se recupere.

Con esta finalidad, sobre la base de informes y proyecciones del Operador del Sistema sobre el margen de seguridad de suministro, se organizará una subasta para adjudicar la capacidad que podría cerrarse temporalmente durante el año siguiente.

Los participantes en la subasta pujarán por la compensación a percibir hasta que el límite de capacidad subastado se haya alcanzado. No obstante, existen varios aspectos sobre el funcionamiento de estas subastas que deben ser regulados en detalle.

El período de cierre temporal de las instalaciones tendrá una duración máxima de un año, un periodo que podría estimarse demasiado corto.

No obstante, de manera excepcional, la primera subasta podrá tener una duración mayor (aún por determinar). Sin embargo, el Gobierno públicamente ha estimado en unos 6.000 MW de capacidad de las centrales térmicas de ciclo combinado que se podrían acoger a la hibernación.

La reforma permite parar 6.000 MW

Uno de los extremos más llamativos de la reforma energética aprobada por el Gobierno es la posibilidad que se otorga a las empresas eléctricas para hibernar hasta un máximo de 6.000 MW de ciclos combinados de gas, una reclamación que las empresas de UNESA venían planteando desde hace meses debido al escaso funcionamiento de estas instalaciones, que presentan una utilización de apenas un 10% sobre el total de horas previstas.

Se había especulado con la posibilidad de que la hibernación pudiera extenderse también a algunas instalaciones renovables –especialmente a las solares termoeléctricas– pero el ministro Soria no ha aclarado este punto.

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