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El consejero delegado de EDP España, Rui Teixeira, ha criticado al Gobierno por querer acabar de un plumazo con las centrales térmicas, que generan energía a partir de combustibles fósiles como petróleo, gas natural, carbón y núcleos de uranio, porque siguen teniendo un papel fundamental en España para garantizar la estabilidad del sistema. "No debe cerrarse una tecnología por decreto", sobre todo cuando "hay mercado" y es "competitiva".
Así lo ha asegurado este miércoles en un encuentro con periodistas, en el que ha recordado que las centrales térmicas son la "variable de cierre" en el sistema eléctrico y que, sin ellas, el suministro no está garantizado. Sobre todo porque, aunque la prioridad la tienen las renovables, no se debe olvidar que la generación en estos casos depende de factores meteorológicos (lluvia, viento, sol...), por lo que la única forma de garantizar la estabilidad del sistema es con tecnologías de respaldo.
En el modelo de transición energética que propone el Gobierno, el peso de las térmicas debe reducirse considerablemente de aquí a unos años, aunque Teixeira cree que es una tecnología que no puede eliminarse, dado que es imprescindible para el sistema. El problema, según el directivo de EDP España, es cómo garantizar su funcionamiento en un contexto como el actual, en el que "las térmicas trabajan con horas de funcionamiento muy bajas, pero tienen que estar siempre disponibles por si hace falta entrar".
La propuesta de EDP es clara, y ya se lo ha planteado al Ejecutivo: compensar a los actores del sistema por el coste que supone mantener esas centrales abiertas. Según Teixeira, este tipo de centrales están diseñadas para trabajar 6.000 horas y actualmente están funcionado en torno a 1.000 horas, por lo que hay unos costes fijos que el operador debe asumir para mantener la planta abierta durante todo el año. Por eso, reclama al Gobierno que defina un mercado de capacidad, como ya han hecho Francia, Bélgica o Alemania, que permita "cubrir una parte, si no todo, de los costes fijos de mantener abierta la central".
"En función de la calidad competitiva del sector, que el mercado decida si una planta debe seguir o no funcionando", defiende EDP
El consejero delegado ha destacado que España y Portugal van más "retrasadas" en este sentido, por lo que ha pedido que se aborde el problema y se genere un marco que permita competir a los agentes para que se logre un ingreso que permita soportar los costes. "Si hace falta mantener una capacidad disponible, que sea el mercado el que defina el coste, que diga qué necesita. Que se genere competencia entre los agentes, y que ellos obtengan un ingreso que ayude a soportar la decisión de mantener las centrales abiertas", ha reclamado Teixeira.
RECONVERSIÓN DE LAS PLANTAS
"En función de la calidad competitiva del sector, que el mercado decida si una planta debe seguir o no funcionando", ha dicho el directivo, que ha remarcado que "la transición energética no debe producirse de golpe". No obstante, consciente de los retos climáticos, EDP España sabe que tendrá que pensar cómo mantener sus plantas de carbón abiertas más allá de 2030. Actualmente tiene tres, Alboño, Alboño 2 y Soto de Ribera. La primera cerrará a mediados de 2020, como está previsto, y las otras dos se mantendrán porque se han acometido inversiones para reducir emisiones y cumplir así con las obligaciones medioambientales. Según ha señaladoTeixeira, trabajan en encontrar un combustible alternativo al carbón para estas centrales, como la biomasa, residuos o reconversión al gas, que permita a estas plantas seguir funcionando más allá de 2030.
A juicio del directivo, el Gobierno ha presentado un "ambicioso" plan de transición energética, mucho más que lo que exige Bruselas, y la forma en que se implementen estos objetivos "será clave para garantizar una mayor competitividad de la economía". Además, ha dicho, dado que el Plan de Energía y Clima va a obligar a crecer en renovables, EDP España ya busca la forma de hacerlo, aunque para invertir en nueva capacidad renovable pide al Ejecutivo un modelo de subastas que dé visibilidad de precios "a largo plazo", de forma que no esté solo "expuesto al mercado".
Tal y como ha explicado, dado que para 2030 se espera un escenario en el que una tecnología como la solar tenga tanta penetración que hará que los precios sean muy bajos durante el día y altos por la noche (al contrario que ahora), eso puede llevar a precios cero que habrá que compensar. Para invertir, ha indicado Teixeira, el Gobierno debe lanzar "contratos de venta de energía a largo plazo, a 15-20 años, y que a través de ese contrato se pueda vender la electricidad cobrando un precio fijo". La idea es que los operadores dijesen a qué precio están dispuestos a vender la electricidad, y que ganase el precio más bajo en la subasta. "Sería el modelo ideal", ha concluido.
