Por ello, el mercado de capacidad previsto en España, además de retribuir los costes fijos de mantenimiento de estas instalaciones, debería incluir las inversiones esenciales para adecuarlas a un entorno operativo más exigente. Estas son algunas de las conclusiones del informe de PwC Pasado, presente y futuro de las centrales térmicas de ciclo combinado, publicado por la Fundación Naturgy y presentado en el marco de una jornada con expertos.
“El análisis histórico de esta tecnología constata que los ciclos combinados se diseñaron para ser una tecnología principal en la generación de electricidad, aportando capacidad firme y generando una parte significativa de la energía, sin embargo, tanto ahora como en el futuro, su papel se centrará más en proporcionar respaldo y flexibilidad”, explica Fernández, manager del área de consultoría en energía de PwC y uno de los autores del informe.
La progresiva entrada en el sistema eléctrico español de las energías renovables ha provocado un uso más extremo de esta tecnología, con paradas, arranques y cambios de carga continuos, “lo que refleja un funcionamiento muy variable y alejado del funcionamiento en carga base previsto en su puesta en marcha”.
El borrador de actualización del PNIEC 2023-2030 incrementa el objetivo de nueva potencia renovable a 139,8 GW, pero mantiene la necesidad de potencia instalada de ciclos combinados en 24,5 GW. Tomando en consideración estos objetivos, los autores han hecho una estimación de la curva de generación de los ciclos combinados en 2030, en función del funcionamiento y mix de tecnologías de producción eléctrica desde 2021.
La conclusión es que “en 2030 España podría contar con un parque de ciclos que prácticamente arrancaría todos los días del año para acompañar la entrada y salida de tecnología fotovoltaica, como ya ocurre con algunos ciclos actualmente, lo que obligaría a llevar al límite las características técnicas de funcionamiento para la que fueron diseñados”, según el informe de PwC.
Los autores del informe sostienen que, para el año 2030, los requisitos de respaldo y flexibilidad de los ciclos aumentarán, a pesar de que su contribución en términos de energía será menor. Además de la recompensa por la contribución en términos de energía, “las proyecciones destacan la necesidad de reconocer y retribuir adecuadamente el respaldo y la flexibilidad que estas plantas proporcionan al sistema de generación eléctrica”.
“A medida que la demanda y la generación de energía se vuelvan más intermitentes debido a la expansión de las fuentes renovables, los ciclos combinados se volverán esenciales para mantener la estabilidad en el sistema eléctrico”, explicó Fernández, que recordó cómo la generación con esta tecnología en España experimentó un aumento significativo en 2022 respecto a 2021, debido a una disminución en la generación hidráulica por la sequía, el aumento las exportaciones a Francia y Marruecos, y la reducción de la cogeneración.
Según datos históricos recogidos en el informe, desde el año 2002 ha habido una reducción del 13% en la disponibilidad de los ciclos combinados, acentuada en los tres últimos tres años. “Este aumento de indisponibilidades no planificadas se relaciona con tareas de mantenimiento imprevistas y la reducción de los pagos por ‘incentivo a inversión a largo plazo’ o por ‘servicio de disponibilidad de potencia a medio plazo’, lo que afecta negativamente a la economía de los ciclos combinados”, según el documento.
Asimismo, se ha dado también una reducción del 45% en las horas de funcionamiento en las últimas dos décadas. Según el informe de PwC, “este fenómeno ha disminuido su participación en el mercado diario, reduciendo el conocido ‘hueco térmico’ y afectando a los precios de mercado y los ingresos de estas centrales”.
Sin embargo, en este tiempo el peso de los ciclos combinados en el mix de generación eléctrica ha aumentado considerablemente en términos de necesidad de aporte de respaldo y flexibilidad al sistema, incrementando así la exigencia y puesta al límite de esta tecnología.
En el coloquio Gil, directivo de Naturgy afirmó que “el régimen actual de funcionamiento requiere mantenimientos constantes y es difícil conseguir aprobar esas inversiones con márgenes reducidos”, por lo que valoró muy positivamente que el Gobierno haya sacado ya a información pública el mecanismo de mercados de capacidad. Con esta medida, “tenemos buenas perspectivas para reinvertir en la mejora de los ciclos combinados”, dijo Gil, que añadió que “los mercados de capacidad son críticos; si queremos tener el respaldo de los ciclos combinados ante el despliegue de las renovables y la exigencia es estar disponible, esto se debe retribuir”.
Por su parte, Postigo insistió en que ”los ciclos combinados no estaban ideados para funcionar como lo están haciendo actualmente y como está previsto que lo haga en los próximos años”, por lo que esta situación va a requerir de un mayor mantenimiento. “En otros países ya se está reinvirtiendo en los ciclos combinados para adaptarlos a la alta exigencia de flexibilidad y mejora de eficiencia”, dijo el directivo de Siemens Energy, que alertó sobre “el cuello de botella de este mercado a nivel mundial, por lo que será necesario mejorar las previsiones de mantenimiento de las instalaciones”, para reducir también el tiempo de indisponibilidad de estas plantas de generación
El presidente de AEPIBAL defendió la complementariedad de las baterías y los ciclos combinados para atender las necesidades del sistema, y afirmó que “en el despliegue de las renovables, el almacenamiento es imprescindible para asegurar unas curvas de precio razonables”.
