Las térmicas de carbón fueron construidas en su mayoría en los años 70 y 80 del pasado siglo, primero en el contexto de la gran crisis del petróleo y después al decaer, por razones políticas y financieras, los planes de crecimiento de la energía nuclear en España. Las que permanecen activas son por tanto centrales de producción eléctrica que a menudo están al límite de su vida útil teórica, aunque las inversiones de las empresas generadoras, a menudo estimuladas mediante incentivos con cargo al recibo de la luz, han preservado su solvencia técnica y frecuentemente también su adaptación a una legislación ambiental cada vez más exigente.
Aunque su papel en el sistema eléctrico ha registrado mutaciones en los últimos lustros, la misión de las térmicas de carbón consiste sobre todo en actuar como respaldo para garantizar el suministro en las horas del día en las que la demanda alcanza un nivel que no es posible cubrir con otras tecnologías, sea por razones meteorológicas (cuando falta viento, sol o agua para las energías eólicas, solares e hidráulicas) o por indisposición de instalaciones que por sus características sólo pueden tener una producción constante y carecen de flexibilidad para conectarse y desconectarse a la red en función de las necesidades de consumo (centrales atómicas). En ese cometido, las térmicas contribuyen de manera singular a preservar el suministro y a la formación de los precios, aunque tienen un efecto colateral que las sitúa en el punto de mira ahora que la humanidad intenta detener el fenómeno del cambio climático: son los complejos de generación eléctrica que emiten más dióxido de carbono (CO2), gas responsable del efecto invernadero.
El suministro. El riesgo de un cierre acelerado de las centrales carboneras remite en primer lugar a sus repercusiones para la seguridad del suministro eléctrico en el conjunto del país. La amenaza de que quede comprometida la cobertura de la demanda es precisamente el único argumento que legalmente puede invocar ahora la Administración para impedir que una empresa cierre una térmica de carbón o cualquier otro tipo de instalación (hidroeléctrica, nuclear, de gas natural...).
¿Son prescindibles centrales carboneras como las asturianas o peligraría el suministro? Aunque la cercanía entre los centros de generación y de consumo mejora la eficiencia (hay menos pérdidas en la red de alta tensión que transporta los kilovatios), una población o una industria pueden abastecerse con luz producida a miles de kilómetros de distancia si el mallado eléctrico es suficientemente tupido y robusto. El de España lo es, si bien hay planes permanentes de mejora para atender nuevas necesidades. Un ejemplo: Madrid, gran consumidora de electricidad, apenas tiene capacidad de generación: 502 megavatios, frente a los casi 4.500 de Asturias.
Existiendo una red solvente, la clave para saber si el suministro está garantizado es si también existe potencia instalada suficiente y con el grado de diversificación necesario. ¿Tendría el país músculo energético para abastecerse sin problemas si se cerrasen de golpe una o varias térmicas de carbón? El reciente informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) acaba de responder de manera contundente: "El sistema eléctrico español podría prescindir sin riesgo de cobertura de casi 3.000 megavatios hasta 2020, es decir, cerca de un 30% del parque de carbón existente". Y a más largo plazo, considerando un aumento anual de la demanda del 1%, España no necesitaría instalar más potencia de ningún tipo hasta 2028 aún en el caso de que se achatarrarán la mitad de los grupos carboneros. Hay instalados en total unos 10.000 megavatios de potencia con carbón, 2.073 de ellos en Asturias.
Ocurre de ese modo porque España tiene una gran sobrecapacidad de generación eléctrica. El intenso despliegue de energías renovables y de centrales de gas (ciclos combinados) antes de la crisis -lo que una corriente de analistas ha considerado la "burbuja energética" española-, unido a la contención de la demanda, ha mantenido ociosas decenas de instalaciones. Particularmente, los ciclos combinados, que cumplen en el sistema la misma misión que las térmicas de carbón y compiten con ellas por entrar en el mercado. Hay casi setenta grupos alimentados por gas que costaron 17.000 millones de euros y que, como remarca el mismo documento de la CNMC, en muchos casos están en pérdidas o rozando la inviabilidad económica pese a recibir los llamados "pagos por capacidad", una retribución que también se costea con cargo al recibo de la luz. De modo que, a medida que cerrasen las térmicas de carbón, se ampliaría el "hueco" de mercado de los ciclos combinados. Iberdrola y Gas Natural-Fenosa son las compañías con más centrales de ese tipo y, por tanto, las que salen más favorecidas con el declive del uso eléctrico del carbón.
El precio. En ausencia del argumento de la garantía de suministro, el Ministerio de Energía ha planteado una reforma legal para tener capacidad de impedir cierres de centrales eléctricas con base en otros argumentos: cuando esos cierres conducen a subidas de los precios o socavan la competencia en el mercado de la electricidad, entre otras razones. ¿Qué pasaría con el precio de la luz en caso de cierre prematuro y acelerado de las centrales de carbón? El Gobierno ha hecho un cálculo considerando la evolución histórica del mercado: la cotización del kilovatio, que supone el 40% del recibo doméstico, aumentaría hasta el 26%.
Sería, siempre según esa versión del Ministerio de Álvaro Nadal, como consecuencia de la sustitución de la aportación del carbón por más producción de los ciclos combinados, que en este momento tienen costes de producción superiores. El impacto es además sobre el precio del conjunto de la electricidad que se consume, debido al funcionamiento "marginalista" del mercado: todos los kilovatios se pagan al precio marcado por la última central (la más cara) en entrar en la asignación de la generación que se hace para atender las necesidades de cada hora del día.
Sin embargo, no existe unanimidad entre los expertos sobre el alcance de la incidencia en el precio. Natalia Fabra, economista experta en energía cuyos análisis son generalmente invocados por los partidarios de las tecnologías renovables, ha elaborado un informe según el cual el encarecimiento de la luz en los dos últimos años en caso de haber prescindido de todas las centrales de carbón habría sido más contenido, de entre el 1,5% y el 3,5%. Queda además otra incógnita por despejar: los cálculos conocidos están hechos hacia atrás; hacia adelante, hay importantes incentidumbres. Particularmente porque la mayor competitividad de las centrales de carbón está en buena parte fundamentada en el hecho de que el coste de emitir CO2 -las eléctricas están obligadas a comprar bonos en un mercado- es por el momento muy bajo, pero las reglas que prepara Europa para endurecer ese mercado podrían hacer que subiera significativamente tal penalización económica a partir de 2020. Como quiera que los ciclos combinados generan menos CO2 que las plantas de carbón (en torno a un 40% menos), una variación relevante en el coste de los llamados "bonos de carbono" puede resultar determinante para el pulso entre esas dos tecnologías y, a la postre, para lo que pagarán en el futuro por la luz los hogares y las empresas.
