Quemar carbón extranjero en Galicia vuelve a ser rentable por el parón de las renovables y el invierno

Endesa ultima para noviembre la puesta a punto de su central térmica de As Pontes. La mayor planta de carbón de España, cuya vida útil concluyó el pasado 30 de junio y que está a la espera de los trámites de cierre, se prepara para revivir a tenor de las necesidades de suministro con vistas al invierno y como consecuencia de los elevados precios del gas natural, combustible que utilizan las centrales de ciclos combinados.

Aprovechando la terminal de descarga de Endesa en el puerto de El Ferrol –la eléctrica tiene otras en Algeciras y Carbonera– la cercanía al mar de la planta podría hacer viable para Endesa quemar carbón extranjero, ya que las minas españolas están cerradas. En este sentido, Endesa recibirá en las próximas semanas alrededor de 85.000 toneladas de carbón en la terminal de El Ferrol. En ocho días está prevista la llegada de unas 20.000 toneladas, mientras que a mediados de noviembre podrían llegar otras 60.000. Si fuera necesario, en diciembre se fletaría un nuevo envío. Desde el pasado junio, la central se encuentra en situación de disponibilidad, aunque la última vez que entró en funcionamiento fue en la primera semana del pasado julio.

Endesa anunció a principios de este año el cierre de la planta térmica gallega. Las mezclas de biocombustibles y carbón que se probaron no funcionaron, por lo que la compañía avanzó que seguía adelante con el proceso de cierre de la planta iniciado en diciembre de 2019. La elevada emisión de mercurio y la gran generación de cenizas en dichas pruebas, entre un 187% y un 276% –lo que supone producir una tonelada por cada tres o cuatro de CO2 evitadas– «hizo inviable el mantenimiento de la planta «porque el megavatio hora generado de este modo costaría unos 65 euros», informó la eléctrica. Esto dejaba a la central fuera del mercado eléctrico, que entonces preveía para 2021 un precio de 47,3 euros por MWh. Un rango que el gas ha hecho saltar por los aires.

De hecho, la escalada del precio de la electricidad y los parones renovables por culpa de los recortes a la retribución anunciados por el Gobierno podrían reactivar las plantas de carbón –las más próximas a las terminales de descarga en la costa– y que agonizaban por los altos costes de los derechos de emisión de CO2.

La adquisición del mineral para As Pontes se cerró a finales de septiembre ante la posibilidad de que Red Eléctrica demande su entrada en funcionamiento en noviembre, cuando las paradas de Ascó I (Tarragona) y Cofrentes (Valencia), previstas para este mes de octubre, y Almaraz I (Cáceres), para noviembre, se solapen al durar alrededor de un mes cada parada. Almaraz y Ascó recargan cada 18 meses y Cofrentes cada 24. A los 3.000 MW menos de producción nuclear se une el cierre de un horno en la central gallega de gas de Sabón.

Endesa reconoce que «está analizando diversas opciones para atender los requerimientos del operador del sistema en caso de un invierno extremadamente crudo o de alteraciones en el mercado internacional del gas». La central de As Pontes sigue operativa y a disposición del Ministerio de Transición Ecológica y del operador del sistema (Red Eléctrica) en tanto la compañía no reciba la confirmación administrativa de su cierre, algo que no prevé hasta finales de este año o principios del próximo. Esta central tuvo que quemar carbón el pasado mes de enero para atender las necesidades energéticas provocadas en el país por la tormenta Filomena.

Otra planta térmica de la que el sistema podría llegar a tirar si, además, el suministro de gas llegado de Argelia no cumple las previsiones por el cierre del grifo al gasoducto Euromed que pasa por Marruecos, es la almeriense de Carboneras. Aunque el Ministerio de Transición Ecológica acaba de dar su visto bueno para el cierre definitivo, el Gobierno ha impuesto requisitos ante la situación de tensión energética. Uno de los grupos deberá estar disponible por si acaso hace falta ponerlo en marcha.

Alemania y China están importando carbón australiano para hacer frente a las crecientes necesidades de producción industrial y el consiguiente aumento de la demanda de electricidad.