El Gas Natural en la Transición Energética | Natural Gas in the Energy Transition www.futurenergyweb.es 36 FuturEnergy | Mayo-Junio/May-June 2020 ría un contexto en la que únicamente 1,7 GW de ciclos combinados lograrían recuperar sus costes operativos. En esta situación prácticamente todo el parque estaría en riesgo de cierre al no ser viable económicamente (el 93% de la potencia no es capaz de cubrir sus costes de explotación). Considerando el nivel de funcionamiento de los ciclos combinados establecido en el PNIEC, el sector C tendría que enfrentarse a unas pérdidas acumuladas de más de 4.400 M€ hasta 2030. Este contexto hace muy probable un cierre progresivo de muchas de estas centrales por cuestiones económicas, lo que pondría en riesgo el respaldo que este tipo de tecnología realiza sobre las energías renovables. Ello provocaría la necesidad en el sistema de atraer inversiones para instalar nueva potencia firme, lo que resultaría en una estrategia tres veces más ineficiente en términos económicos que asegurar la viabilidad económica de los ciclos existentes. Los cálculos realizados en el estudio lo dejan claro. Realizar inversiones para construir nuevos ciclos combinados que aporten 22,9 GW de potencia con una rentabilidad del 5,58%, supondría un coste de unos 1.327 M€/año, mientras que establecer un mecanismo que incentive los 22,9 GW de potencia de ciclos combinados existente de forma que recuperen las pérdidas actuales en términos de EBITDA supondría unos 402 M€/año. Los mayores costes en potencia firme tendrían además repercusión en el incremento de la tarifa eléctrica. En Europa existen diversos mecanismos de capacidad que dan soporte a las necesidades del mercado y que están alineados con las directrices de la UE, principalmente subastas y reservas estratégicas. Los mecanismos aprobados en otros países del entorno han llevado de un plazo de aprobación de alrededor de dos años. Y estos plazos se han alargado con la aprobación de nuevos requisitos. La situación actual de los ciclos combinados, agravada por el contexto del COVID19, requiere ser ágiles para poner en marcha una solución equiparable a homólogos europeos, sin necesidad de iniciar un proceso desde cero que pueda durar años. economically viable (93% capacity is unable to cover their operating costs). Considering the operating level of the combined cycles established in the NECP, sector C would have to face cumulative losses of over €4.4bn to 2030. This context makes it highly likely that many of these plants will suffer a gradual closure due to economic reasons, thus risking the backup that this type of technology provides to renewable energies. This would give rise to the need to attract investments in the system to install new firm capacity, resulting in a strategy that is three times more inefficient in economic terms compared to guaranteeing the economic feasibility of the existing cycles. The numbers contained in the study speak for themselves. Investing in the construction of new combined cycles that contribute 22.9 GW of capacity with a profitability of 5.58%, would represent a cost of around €1.327bn/year; while establishing a mechanism that incentivises the 22.9 GW of existing combined cycle output so that they recoup their actual losses in terms of EBITDA, would cost around €402m/ year. The biggest costs in firm capacity would moreover have repercussions on the increase in the electricity tariff. Different capacity mechanisms exist in Europe that support the needs of the market and that are in line with EU directives, mainly auctions and strategic reserves. The mechanisms passed in Spain’s neighbours have resulted in an approval period of around two years. And these periods have been extended with the approval of new requirements. The current situation of the combined cycles, aggravated by the context of COVID-19, needs flexibility to put into place a solution that is on a level playing field with our European counterparts, with no need to start a process, which could take years, from zero. CCC/CCGT BBGE, EVE. Foto cortesía de | Photo courtesy of: Sedigas
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