El cierre de las térmicas de Lada y Tineo reduce un 19% la potencia instalada en Asturias
Queda aún en el aire saber qué hará EdP con el grupo 1 de Aboño, en el que aún no ha realizado las inversiones necesarias
Las previsiones del Gobierno se van cumpliendo. El secretario de Estado de Energía, José Domínguez, reveló en noviembre que el Ejecutivo barajaba el cierre de nueve de las catorce centrales de producción eléctrica con carbónque hay en España de aquí a 2020 y, esta semana, Naturgy (antigua Gas Natural Fenosa) confirmó que había solicitado el cese de la actividad en las instalaciones de este tipo que le quedaban: la asturiana de Narcea, situada en Soto de la Barca (Tineo) y las de Meirama (Galicia) y La Robla (Castilla y León). Se suman así a la de Anllares, cuyo desmantelamiento ya aprobó el Gobierno; las de Lada (Langreo) y Velilla (Palencia), cuyo cierre solicitó Iberdrola en noviembre de 2017 y está a la espera de resolución, o las de Compostilla (León) y Andorra (Teruel), que pidió Endesa el pasado mes.
Con el desmantelamiento de las plantas de Tineo y Lada, Asturias perdería el 19% de su capacidad instalada. Entre ambas plantas suman 880 megavatios (Mw), 530 de la de Naturgy y 350 Mw la de Iberdrola, de los 4.700 de la región. Además, el Principado también reduciría en alrededor de un 19% la generación eléctrica, si se tienen en cuenta los datos de producción de 2017, los últimos de los que dispone Red Eléctrica de España (REE) de forma desagregada. La producción de ambas en 2017 fue de 2.681 GWh (1.538 la de Langreo y 1.143 la de Tineo) de los casi 14.000 GWh que se produjeron en Asturias. Del total, 11.000 correspondieron a plantas que utilizan el carbón como combustible, con un peso fundamental de la térmica de Aboño (5.995 GWh).
EdP
Ante este panorama, de las grandes eléctricas solo EdP tiene intención de continuar con la generación de carbón en Asturias, que mantendrá la actividad en su planta de Soto de Ribera, donde tiene un grupo de carbón de 361 MW, a los que se suma dos de ciclo combinado, y en Aboño, aunque en este caso está en el aire la continuidad de uno de los grupos.
La central gijonesa tiene una potencia instalada conjunta de 952 Mw, superior a la de hace unos meses, ya que en la última parada, un cambio de turbina logró una mayor eficiencia y capacidad. 592 Mw corresponden al grupo 2, cuya continuidad hasta 2030 ya ha garantizado EdP con cuantiosas inversiones, mientras que en el caso del grupo 1 no se ha tomado una decisión.
El grupo portugués, propietario de la antigua Hidrocantábrico, ha invertido más de 200 millones de euros en la última década en mejoras ambientales en sus centrales en la región, entre los que destacan los 90 de las dos plantas de desnitrificación de Soto de Ribera y Aboño. Estas cuantías permitirán a sus centrales continuar más allá del 30 de junio de 2020, cuando entrarán en vigor los nuevos límites de emisiones establecidos por la Unión Europea.
Además de una ubicación privilegiada, la central de Aboño cuenta con otra ventaja y es su capacidad de ser multicombustible. Así, funciona con carbón, tanto nacional como importado, gas natural, fuelóleo, gasóleo, gas procedente de los hornos altos y de las baterías de cok de Arcelor e, incluso, biomasa.
También parece que puede continuar la central térmica de La Pereda, propiedad de Hunosa, de muy pequeña capacidad, en comparación con las otras, alrededor de 50 MW.
El panorama, sin embargo, no es alentador para la generación de carbón. Los acuerdos por el clima firmados por el Gobierno llaman a la descarbonización de la economía, pero además el Ejecutivo de Pedro Sánchez se ha mostrado dispuesto a acelerar los plazos. De hecho, las centrales españolas ya no reciben los llamados pagos por capacidad por disponibilidad, es decir las cuotas que cobraban solamente por estar listas para entrar en el sistema eléctrico si era necesario. Este mecanismo estaba diseñado para garantizar el suministro desde el lado de la oferta, pero es cuestionado por Bruselas, que considera que con él se pueden estar pagando subsidios ilegales a las eléctricas. Precisamente, como la idea era modificar todo el diseño de los mercados eléctricos, el anterior ministro de Energía, Álvaro Nadal, impulsó en noviembre la Orden ETU/1133/2017, que eliminaba esos pagos a partir del 30 de junio. Preveía que para ese día estuviera aprobado un nuevo modelo, pero no ha sido así y los pagos no se han recuperado por el nuevo Ejecutivo socialista. Esto deja la rentabilidad de estas instalaciones en una situación crítica. Además, para algunas centrales la situación es aún más complicada porque han dejado de recibir la retribución por incentivos a la inversión, aunque las dos centrales de gas de EdP siguen cobrándolos.
Pero, además, la Unión Europea ha acordado retirar los subsidios a la capacidad de generación que emitan 550gr de CO2/kWh o más. Las centrales ya existentes que estén por encima de esa cifra podrán recibir ayudas hasta el 1 de julio de 2025, mientras que las nuevas se quedarán al margen, lo que relega este tipo de plantas frente a las de gas como tecnología de respaldo de las renovables.
Además, con la reducción de asignaciones de CO2 en el mercado de derechos de emisión, el precio por contaminar se ha disparado, lo que también lastra las cuentas de las eléctricas que aún apuestan por mantener sus térmicas de carbón.
En caso de que EdP decida cerrar también el grupo 1 de Aboño, la caída de la potencia instalada en Asturias se elevará al 26%. Todo esto en una comunidad con el mayor consumo eléctrico per capita del país, debido al peso de la industria en la demanda final, que gasta el 69% del total, y con redes insuficientes de transporte para importar electricidad de otros territorios.
Efectos
En este contexto, el Gobierno regional, la Federación Asturiana de Empresarios y los sindicatos han alertado de los efectos devastadores que pueden tener los cierres de estas centrales. Más allá del empleo directo que se pierda (las térmicas cuentan con unos 600 trabajadores en plantilla), hay que añadir los de auxiliares o los camioneros que mueven el carbón desde el puerto de El Musel a las centrales. Los sindicatos calculan que unas 1.200 personas dependen directamente de las centrales térmicas instaladas en la región.
Otro de los riesgos de los que advierten es el de un posible encarecimiento del precio de la electricidad, que lastraría duramente la competitividad de la gran industria, cuyas quejas por su factura energética ya son recurrentes. Además, también se teme que pueda empezar a fallar el abastecimiento. De hecho, este es el único argumento que, según el Gobierno, justificaría una negativa por su parte al cierre.
Mientras, Arcelor tiene proyectada ya una planta para aprovechar los gases de acería que ahora utiliza EdP en Aboño.
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