El Gas Natural en la Transición Energética | Natural Gas in the Energy Transition FuturEnergy | Mayo-Junio/May-June 2020 www.futurenergyweb.es 35 Sin embargo, el PNIEC propone un factor de carga para los ciclos combinados de un 13% en 2030, llegando incluso a un valor del 5% para el 2025, lo que implicaría un funcionamiento casi cuatro veces menor al que tuvieron durante el año móvil (agosto 18-julio 19). Esto confirma la tendencia observada en los últimos años, en los que la participación de los ciclos combinados en el mercado se ha venido reduciendo, con la excepción de 2019 donde el factor de carga se situó en un 19% gracias a que se dieron condiciones algo más favorables como: mayor hueco térmico, menor coste del gas y mejora de la competitividad de los ciclos combinados frente al carbón (coste CO2). Los ingresos de los ciclos combinados provienen del mercado diario, los servicios de ajuste del sistema y los pagos por capacidad, mientras que los costes variables de explotación dependen de la materia prima, peajes, derechos de emisión e impuestos. Aun habiendo aumentado su participación en el mercado durante 2018-19, las horas equivalentes medias de los ciclos combinados siguen muy por debajo del nivel para el que fueron diseñados, concretamente las horas equivalentes medias del año móvil ascienden a 1.648 h, muy por debajo de las 5.000 ó 6.000 horas equivalentes para las que fueron diseñados. En estas condiciones de funcionamiento tan solo 15 ciclos combinados recuperaron sus costes operativos (30% del parque), y se reducirán a 11 una vez agotado el incentivo a la inversión. Por tanto, el 70% del parque de ciclos combinados presenta pérdidas operativas. Estas condiciones de mercado y operación hacen que el ciclo medio presente un EBITDA negativo de 6,7 k€/MW. Con la terminación del incentivo a la inversión, (agotado ya para el 50% del parque), el EBITDA se situará en -11,5 k€/MW. Adicionalmente, si consideramos los costes de amortización y capital, el ciclo medio incurre en unas pérdidas de 44,2 k€/MW, -49k€/MWh sin pagos por capacidad. En este contexto, los ciclos combinados buscan fórmulas de variabilización de sus costes fijos de explotación, como la contratación a corto plazo del peaje de conducción que, aunque supone un menor coste para los ciclos, es una reducción de los ingresos del sistema gasista de aproximadamente 65 M€, debido a que el volumen de peajes contratado a corto tiene un gran peso (38%) en el mix de peajes de los ciclos combinados. Situándonos en el Escenario PNIEC 2030, casi 23 GW de ciclos combinados dejarán de ser viables económicamente, lo que presentafirm capacity and an increase in renewable penetration. This will turn combined cycles into the main backup technology in the ecological transition. However, the NECP proposes a load factor of 13% by 2030 for the combined cycles, even reaching a value of 5% by 2025, which will involve operating at almost four times less compared to the period August 18-July 19. This confirms the trend observed in recent years, in which the participation of combined cycles in the market has been reducing, with the exception of 2019, where the load factor stood at around 19% thanks to which, more favourable conditions were conferred, including: a greater thermal gap, lower gas cost and improved competitiveness of combined cycles compared to coal (CO2 cost). The revenue of the combined cycles originates from the daily market, the system’s balancing services system and capacity payments, while the variable operating costs depend on the commodity, tolls, emissions rights and taxes. Even though their market participation increased during 2018-19, the equivalent average hours of the combined cycles remains well below the level for which they were designed. Specifically, the equivalent average annual hours amount to 1,648, well below the design parameter of 5,000 or 6,000 equivalent hours. Under these operating conditions, just 15 combined cycles recoup their operating costs (30% of the stock), a figure that drops to 11 once the investment incentive has been used up. As a result, 70% of the combined cycle stock experiences operating losses. These market and operating conditions mean that the average cycle has a negative EBITDA of 6.7 k€/MW.With investment incentives coming to an end, (already used up for 50% of the stock), the EBITDA would stand at -11.5 k€/MW. Moreover, taking into account CAPEX and amortisation costs, the average cycle incurs losses of 44.2 k€/MW, -49 k€/MWh excluding capacity payments. In this context, combined cycles are looking for formulae that vary their fixed operating costs, such as short-term conductance contracts which, although representing a lesser cost for the cycles, reduce the gas system revenue by approximately €65m. This because the volume of tolls contracted in the short-term have a high weighting (38%) in the tolls mix of the combined cycles. Turning to the NECP’s 2030 Scenario, almost 23 GW of combined cycles will cease to be economically viable, leading to a context in which only 1.7 GW of combined cycles would manage to recoup their operating costs. In this situation, almost the entire stock would risk closure for failing to be CCC/CCGT Soto de Ribera, Naturgas. Foto cortesía de | Photo courtesy of: Sedigas
RkJQdWJsaXNoZXIy Njg1MjYx