Tecnologías más caras suplen la caída de la producción de renovables por la sequía
28 oct 2017 . Actualizado a las 05:00 h.Lo que mal empieza mal acaba. No siempre acierta el dicho popular, pero esta vez tiene trazas de que dará en el clavo con el precio de la electricidad, que estrenó el año más caro y tiene visos de acabarlo igual.
Recordarán el escándalo que se montó en enero a cuenta de las desorbitadas cotizaciones que alcanzó el megavatio hora producido por las centrales de generación en el mercado diario donde se compran y venden. Y si no lo recuerdan, deberían, porque una familia media pagó en el recibo de la luz de ese primer mes del año un 28 % más que en el que abonó en enero del 2016.
Los precios de mercado se vieron fuertemente alterados entonces por una conjura de factores: aumentó el consumo nacional por el frío y también la demanda procedente de Francia (por el parón de varias de sus centrales nucleares), que cubrieron, en buena parte, las centrales de ciclo combinado con un gas comprado casi de un día para otro a precio de oro. Las renovables, que abaratan el mercado, empezaban a escasear por la ya entonces persistente sequía.
Y el panorama meteorológico no ha mejorado en absoluto desde entonces. Al revés. La entrada masiva en el mercado a lo largo de los siguientes meses de las tecnologías más caras, fundamentalmente carbón y gas natural, por la escasez de agua y viento, ha encarecido este año la factura de la luz. ¿Cuánto? Cada hogar es un mundo, pero una familia que viva en una casa con un contrato en el mercado regulado, con una tarifa sin discriminación horaria, con potencia contratada de 4,45 kilovatios y un consumo anual medio de 3.487 kilovatios hora habrá pagado entre enero y septiembre de este 2017 un 13 % más que durante los mismos meses del 2016. Esa familia pagó este año 566 euros, frente a los 501 del anterior.
Son cálculos realizados por la Axencia Provincial da Enerxía, que se dedica a asesorar a Administraciones públicas y empresas para ahorrar en electricidad.
La situación excepcional de enero, que provocó incluso la apertura de una investigación por parte de la Fiscalía de lo Civil de la Audiencia Nacional, de la que todavía nada se ha sabido, no se ha vuelto a repetir. Pero puede volver a ocurrir. Porque parece que se avecina, para marzo, un nuevo parón nuclear en Francia, que volverá a adquirir electricidad en el mercado ibérico. «Podemos vaticinar un final de ano cun prezo alcista, contención e baixa de xaneiro a abril, e forte incremento na primavera do 2018», resume Xosé Manuel Golpe, técnico de la Axencia Provincial da Enerxía.
La tecnología más cara manda
El juez de la Audiencia Nacional Ismael Serrano tiene entre manos una investigación contra Iberdrola por si manipuló el mercado eléctrico a finales del 2013 para que subiesen los precios y embolsarse así 20 millones de euros. Es lo que defiende la Fiscalía Anticorrupción y antes la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que multó a la eléctrica con 25 millones. Ese mismo mercado bajo investigación judicial es el que determina en torno a un tercio de la factura eléctrica de los consumidores. Supuestamente, Iberdrola bajó producción de sus hidráulicas, entre ellas, las de Sil, lo que obligó a comprar esos días energía más cara. Las renovables, junto a la nuclear, tienen preferencia de entrada en el mercado. Luego, carbón y gas. La última marca el precio final del día.
Desplome total de la generación hidráulica en Galicia
b. couce/ f. f.
El desplome de la producción hidráulica este año en Galicia -segunda potencia nacional en este tipo de energía- por la escasez de agua en los ríos es espectacular. Así lo reflejan los datos facilitados por las tres empresas eléctricas que poseen la mayor parte de las grandes centrales instaladas en los principales ríos de la comunidad. Las de Gas Natural Fenosa generaron de enero a septiembre un 80 % menos de electricidad, al pasar de 3.356 gigavatios hora el año pasado a solo 688. Las de Endesa bajaron un 70 % su producción durante ese mismo período: durante los primeros nueves meses del 2016 generaron 1.010 gigavatios hora, y este año, 298. Iberdrola no facilitó datos absolutos de producción de sus plantas gallegas. Solo informó de que la generación había caído en torno a un 40 %.
A nivel nacional, y de acuerdo con los datos que cuelga Red Eléctrica en sus boletines mensuales sobre el balance del sistema eléctrico, la producción hidráulica peninsular se desplomó un 50 % entre enero y septiembre.
La energía eólica también se ha resentido de esta meteorología atípica. Los parques de Gas Natural Fenosa en la comunidad generaron un 16 % menos, y los de Iberdrola, un 18 %. A nivel nacional, la caída es del 11 %.
Y si el sistema no dispone de tecnologías renovables, tira de las convencionales, fundamentalmente de las centrales de carbón y de los ciclos combinados. Estos últimos fueron construidos precisamente para actuar como tecnología de respaldo de las renovables y en los últimos años funcionaron a medio gas. Pero este 2017 están haciendo su agosto. En Galicia hay dos centrales de este tipo, una en As Pontes, de Endesa, y otra en Arteixo. de Gas Natural Fenosa. La primera generó de enero a septiembre pasados 859,6 gigavatios hora, un 1.200 % más que durante el mismo período del 2016, cuando produjo 62. La de Fenosa aumentó su generación un 18 %, al pasar de 189 a 223 gigavatios hora.
A nivel nacional, los ciclos combinados aumentaron su contribución al sistema de generación un 45 %.
Más carbón al sistema
Las centrales de carbón no les van a la zaga, al crecer su aportación un 40 % a nivel nacional. En Galicia hay otras dos instalaciones que utilizan ese combustible: la de As Pontes, propiedad de Endesa, generó este año, hasta septiembre, un 37 % más que el pasado. La de Meirama (Cerceda), de Fenosa, bajó la producción un 32 %, pero porque estuvo parada durante casi un mes y medio, todo abril y parte de mayo, por tareas de mantenimiento rutinarias, informó la compañía.