martes, mayo 31, 2005

Las centrales de gas de ciclo combinado

por Ladislao Martínez

A principios del año 2002 no existía ninguna central de gas en ciclo combinado en el sistema peninsular del estado español. A finales del 2004, funcionaban, según Red Eléctrica 8259 MW de estas centrales. Más potencia que los casi 7800 MW de origen nuclear que operaban en ese mismo momento. Además entre las centrales de gas en ciclo combinado que ya funcionan y las que disponen de derechos de emisión de acuerdo con el Plan Nacional recientemente aprobado, suman más de 17.000 MW. Finalmente unos 60 proyectos adicionales de centrales del mismo tipo, con más de 40.000 MW de potencia, se encuentran en fases tempranas de su tramitación.

Como puede verse de esta ristra de cifras, una tecnología apenas conocida hace unos años, ha crecido de forma espectacular, y, si no hay cambios inesperados en el horizonte energético, se convertirá en el principal mecanismo de generar electricidad antes de que finalice el decenio.

Las razones de este “éxito” son diversas. El elevado rendimiento de estas plantas es una de ellas. Estas centrales emplean la tradicional turbina de vapor y una turbina de gas que aprovecha la energía de los gases de escape de la combustión. Con ello se consiguen rendimientos termoeléctricos del orden del 55%, muy superiores al de las plantas convencionales.

Otro factor es el relativamente reducido coste de instalación que se sitúa entre 0,40-0,50 millones de euros/MW, muy inferior al de las centrales nucleares que puede ser 8-10 veces mayor y al de las instalaciones eólicas que duplican esta relación. Vinculado a lo anterior están los cortos períodos de duración de las obras, aproximadamente tres años. A lo que hay que unir la alta disponibilidad de estas centrales que pueden funcionar sin problemas durante 6.500-7500 horas equivalentes al año. Todo ello se traduce en unos precios de producción del kWh mucho menores que los de la mayoría de las demás centrales termoeléctricas del sistema peninsular. En un marco de "oferta competitiva", donde la electricidad se adquiere a quien la produce más barata pero se retribuye en función de la oferta más cara de las necesarias para cubrir la demanda, esto se traduce en unos elevados márgenes de beneficio que permiten amortizar la planta en tiempos muy cortos y entrar rápidamente en período de beneficios. Además el grueso de los costes son variables por lo que, de no ser necesario el funcionamiento de la planta, no se incurre en ellos.

La explicación de porque no se había acometido antes la construcción de estas plantas está en el hecho de que se trata de una tecnología relativamente reciente y en que en nuestro país la infraestructura gasista estaba en mantillas. En parte debido a la distancia de los centros de producción europeos de gas natural (Noruega, Reino Unido y en menor medida Holanda) y en parte a decisiones políticas del pasado en el que primó el recelo sobre los suministradores africanos más próximos (Libia y sobre todo Argelia), bajo regímenes que no ofrecían garantías a nuestros gobernantes. En los últimos años ha aumentado mucho el suministro de otros países como Nigeria, Trinidad y Tobago, Abu-dhabi, Qatar.... La construcción de los gasoductos de unión con europa (por los Pirineos), y la conexión a través del estrecho con Argelia, así como el crecimiento acelerado de las planta de regasificación y de la red de gasoductos peninsulares, han convertido al gas en la materia energética con mayor crecimiento en los últimos años.

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