El Gobierno confía en el almacenamiento para dar robustez al sistema eléctrico, pero la empresa prevé un notable aumento de los ciclos combinados en picos de demanda para 2030
Ocurre que, últimamente, todo se analiza en clave nuclear. En parte, porque la proximidad del cese de actividad de la central de Almaraz ha resucitado el debate político, paradójicamente, sin que sus propietarias (Iberdrola y Endesa) o el Gobierno hayan pedido revertir el plan de desmantelamiento. En parte también, porque crecen los avisos sobre los efectos de segunda ronda que acarreará el apagón. Con solo unos días de diferencia, la Agencia Internacional de la Energía (IEA) y Enagás, la empresa que gestiona los grandes gasoductos españoles, han advertido de que la muerte de las nucleares aumentará la dependencia de España del gas natural en momentos críticos, cuando haya picos de demanda eléctrica y las renovables no den abasto.
«La desconexión nuclear va a llevar a la pérdida de una generación en base que va a hacer que los ciclos combinados [instalaciones que queman gas para generar electricidad] ganen un rol adicional para proporcionar esa capacidad de generación», pronosticó ayer el CEO de Enagás, Arturo Gonzalo Aizpiri, durante la presentación de resultados anuales del grupo.
En detalle, el ejecutivo estimó que los picos de demanda eléctrica que tendrá que abastecer el gas pueden incrementarse en un 22% para el final de la década frente a los valores de 2024. Si se compara con la media histórica registrada desde el invierno 2017-2018, la demanda de gas natural para atender los picos de consumo eléctrico crecerá un 70% para 2030, según recogió la compañía en uno de los documentos que remitió ayer al mercado.
«Las puntas de demanda van a crecer porque las energías renovables, que serán la base de nuestro sistema eléctrico, tienen un carácter intermitente», indicó Aizpiri, quien recordó la aportación récord de los ciclos el pasado diciembre por el fenómeno bautizado como «calma oscura» -o Dunkelflaute, en alemán-, la ausencia simultánea de viento y sol y, por tanto, de energía renovable, que ha disparado el consumo de gas en Europa este invierno.
Esta vulnerabilidad es especialmente relevante si se tiene en cuenta que según el Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC) para 2030, que el Ministerio de Transición Ecológica actualizó en septiembre, la demanda eléctrica aumentará en España un 34% para 2030, cuando el 84% de la electricidad que se consuma en el país debe proceder de fuentes renovables. Entre los nuevos motores de consumo, Aizpiri destacó el desembarco de centros de datos.
En su día, el ministerio que dirige Sara Aagesen sometió las proyecciones del PNIEC al examen de Red Eléctrica, la empresa pública que se encarga de gestionar el sistema eléctrico nacional, es decir, de que la demanda y la oferta de electricidad casen en cada segundo, todos los días del año. En su análisis, la compañía indicó que «la cobertura de la demanda se encuentra asegurada», pero, al borrar a la nuclear de la ecuación, también alertó de que cualquier desviación en el despliegue de generación verde o de almacenamiento podría comprometer «el nivel deseado de seguridad de suministro». El almacenamiento es la solución en la que confía el Gobierno para dar al sistema la robustez que hasta ahora le habían aportado las energías gestionables (carbón, nuclear o gas natural).
A medida que han ganado peso en el sistema, las renovables, han ido sustituyendo a los ciclos en el mix eléctrico por su menor precio y estos, a su vez, han recortado el número de horas en funcionamiento. Desde la pandemia no han superado las 2.000 horas anuales, a excepción de 2022 (2.466). En 2024, funcionaron durante 1.185 horas. El último PNIEC recorta a 800 la previsión de horas de actividad anuales de los ciclos para 2030. Sin embargo, la flota peninsular de ciclos combinados ha ido elevando en paralelo las veces que ha tenido que arrancar sus máquinas desde la pandemia: de 4.175 arranques en 2021 a más de 8.000 en 2024.
Esta evolución refleja bien el cambio de rol que ha asumido el gas en el sistema eléctrico nacional. Primero, por el desmantelamiento de centrales de carbón y, próximamente, por el cierre nuclear; el gas está llamado a convertirse en el mecanismo de seguridad que evitará apagones cuando así se lo exija Red Eléctrica. Esa es la razón por la que el Gobierno está ultimando un modelo de mercados de capacidad, es decir, de pagos regulados por garantizar la cobertura en momentos de estrés del sistema.
La hoja de ruta del Gobierno no avisa de que el cierre nuclear supondrá una mayor dependencia del gas natural para generar electricidad en momentos clave, pero sí mantiene intacta la potencia instalada de los ciclos para el final de la década. Mientras que el Gobierno prevé recortar la capacidad nuclear prevista de los casi 7,4 gigavatios (GW) actuales a 3 GW para 2030, la de los ciclos permanece inmóvil en 26,6 GW.
Hace unos días, en su último informe global, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) también aludió al calendario de cierre nuclear español. Señaló que, «a menos que haya un aumento en el almacenamiento, la dependencia del sistema eléctrico en los ciclos combinados aumentará». El organismo internacional recordó que nuestro país carece de yacimientos de gas, por lo que «un incremento del consumo de esta fuente de energía fósil dañará la competitividad de la industria».
Al respecto, fuentes técnicas explican que, aunque la flexibilidad de los ciclos será «muy importante» para España a corto plazo, las nucleares no se sustituirán de forma masiva por gas natural, sino por renovables. «Los ciclos cubrirán las puntas, sí, pero operarán muy poco el resto del tiempo, por eso no habrá más emisiones de CO2 por el cierre nuclear», reflexionan.
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