La generación de electricidad con carbón en la Península Ibérica se duplicó con respecto al año anterior en octubre, alcanzando su nivel más alto desde enero y el segundo más alto en 20 meses, en medio de una menor producción hidroeléctrica y eólica y mientras el carbón ampliaba su ventaja sobre el gas en el orden de mérito diario.
Sin embargo, se prevé que el potencial de mejora del carbón siga siendo muy limitado, ya que la mayoría de las centrales existentes están en vías de cierre definitivo.
La producción de carbón ascendió a 533 GWh el mes pasado, o una media horaria de 716 MW, frente a los 664 MW de septiembre y los 316 MW de octubre de 2020, según los datos preliminares del operador de la red eléctrica REE.
Se trata del segundo volumen más alto desde febrero de 2020, sólo por detrás de enero de 2021, con 750MW (ver gráfico).
La generación de carbón en tiempo real alcanzó hasta 1,335GW a las 12:30 del 28 de octubre, su máximo desde el 18 de enero. Y el volumen programado de carbón para todo octubre, de 508TWh o 683MW, superó los 485TWh registrados en enero, convirtiéndose en el más alto desde febrero del año pasado, con 588TWh.
Las bajas reservas hidroeléctricas y los factores de carga del viento favorecieron la generación con combustibles fósiles el mes pasado, con una producción de las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) que aumentó un 36,6% en el año, hasta los 5,12GW.
La producción hidroeléctrica se redujo un 47,4% en el año, hasta 1,34 GW, mientras que la producción eólica descendió un 26%, hasta 5,65 GW.
El mes pasado, en medio de la escalada de los precios del gas, los diferenciales limpios y oscuros para una central de 38% de eficiencia aumentaron su ventaja hasta los diferenciales limpios de 55% de eficiencia. Los «clean dark spreads» alcanzaron una media de 65 euros/MWh en octubre, muy por encima de los 14,24 euros/MWh de los «clean spark spreads». El carbón ya se había adelantado al gas en el orden de mérito diario en septiembre, con unos diferenciales oscuros limpios de 37,89 euros/MWh de media, frente a los 16,98 euros/MWh de los diferenciales de chispa limpia para esas mismas eficiencias, según cálculos basados en los precios diarios de la energía en Omie, los precios de PVB en la bolsa Mibgas y las evaluaciones de Argus de los swaps de carbón API 2 y los derechos del sistema de comercio de emisiones de la UE (véase el gráfico).
Y los mercados a plazo actuales indican que el carbón debería mantenerse por delante del gas en el orden de mérito hasta el final del invierno, quedando rezagado en el segundo trimestre de 2022, pero manteniéndose por encima en la media del calendario de 2022.
Un margen de maniobra limitado para el carbón
A pesar del reciente aumento y de los favorables márgenes de generación implícitos para el futuro próximo, se espera que la producción de carbón siga siendo muy limitada en la España peninsular, ya que está previsto el cierre definitivo de la mayoría de las centrales existentes, siendo las CCGT nacionales las que más se beneficiarán de la competencia de bajo volumen.
Endesa reinició su central de carbón Litoral de Almería 2, de 562 MW, a mediados de octubre, tras meses de indisponibilidad, y ha comprado recientemente carbón que podría utilizar en sus restantes centrales de carbón de la península antes de su cierre. Pero espera cerrar pronto su complejo de 1,4 GW de Puentes de García Rodríguez y la totalidad de Litoral de Almería, de 1,12 GW, debería hacer lo mismo cuando se emita la aprobación definitiva.
Litoral 2 vuelve a no estar disponible, hasta el 1 de enero de 2022, al igual que la unidad Litoral 1 de 558MW, según los últimos datos de Remit. Las unidades 1 y 2 de Puentes, por su parte, no estarán disponibles hasta el 21 de noviembre, mientras que las unidades 3 y 4 no se espera que estén disponibles hasta el 1 de enero, ya que cada una de ellas tiene unos 350MW de capacidad.
Las centrales de carbón Abono 1, de 341MW, Abono 2, de 562MW, y Soto de Ribera 3, de 346MW, todas ellas en la región noroccidental de Asturias, habían sido hasta hace poco las únicas centrales de carbón operativas en España. Pero Abono 1 se estropeó el mes pasado y no está previsto que vuelva antes de principios de 2022.
REE prevé una disponibilidad de sólo 908MW de capacidad de carbón durante la mayor parte de este mes, compuesta por Abono 2 y Soto de Ribera 3.
La disponibilidad aumentaría a 1,61GW a partir del 21 de noviembre con el regreso de las dos unidades de Puentes y se mantendría así hasta finales de este año.
Y a partir de 2022, Abono 2 será la única central de carbón operativa en la península, ya que el resto de centrales se cerrarán y Abono 1 se convertirá en una instalación de gas de 181MW, según los últimos planes de las empresas locales. EDP no respondió a las preguntas de Argus sobre la última actualización del plan de conversión.
Por lo que respecta al gas, aunque el suministro sigue siendo en general escaso y los precios históricamente altos en España, el operador del sistema de transporte de gas (TSO) Enagas ha dicho que el país debería tener recursos suficientes para satisfacer la demanda en el invierno 2021-22.
Enagás ha previsto que la demanda total de gas de los hogares, las empresas, la industria y el sector eléctrico aumente hasta una media de 1,20 TWh/d en noviembre y 1,24 TWh/d en diciembre, desde los aproximadamente 965 GWh/d de octubre.
En los últimos cinco años, el consumo de gas del sector eléctrico español ha representado una media del 23,4% de la demanda global en noviembre. Aplicando este porcentaje a la previsión de demanda de Enagás, la demanda de gas del sector eléctrico sería de unos 280 GWh/d.
Este invierno, se espera que el suministro de GNL desempeñe un papel crucial en la satisfacción de la demanda estacional de gas en España, debido a la previsible caída de la capacidad de importación desde Marruecos, así como a que las existencias subterráneas del país se sitúan en el nivel más bajo de los últimos tres años al comienzo del invierno.
Las importaciones por gasoducto desde Argelia a través de Marruecos en la línea Magreb-Europa (GME) cesaron el 1 de noviembre, pero Argelia ha asegurado a España que puede cumplir sus obligaciones contractuales aumentando los flujos en el gasoducto separado Medgaz y enviando potencialmente cargas de GNL.
Sin embargo, aunque los flujos de Medgaz pueden cubrir las necesidades de España desde Argelia durante el resto de este año, la capacidad de la línea podría ser insuficiente para satisfacer la demanda en enero-marzo de 2022.
En ese momento, el consumo de invierno suele alcanzar su punto máximo y, en años anteriores, las importaciones de GME también han aumentado.
Suponiendo que las empresas españolas necesiten el próximo trimestre las mismas importaciones de gas que un año antes y que la capacidad de Medgaz se maximice, Argelia tendría que dedicar más de una cuarta parte de sus exportaciones de GNL a España en enero-marzo para sustituir los flujos del primer trimestre en el gasoducto GME, según el análisis de Argus.
Mientras tanto, las existencias de GNL en las terminales de todo el país están programadas para alcanzar un máximo de dos años a mediados de noviembre y terminar el mes firmemente por encima de la media, lo que podría proporcionar un importante medio de almacenamiento y suministro a lo largo del invierno.