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EDP España pide al Gobierno que defina un mercado de capacidad para tecnologías de respaldo a las renovables

  • El directivo consideró que no debe cerrarse ninguna tecnología "por decreto", sino que debe ser el mercado quien reconozca si una planta sigue funcionando o no "mientras sea competitiva".

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EDP España ha pedido al Gobierno que defina un mercado de capacidad para los ciclos combinados de gas natural y las térmicas, las tecnologías encargadas de dar respaldo a las renovables en la transición energética, que permita a los operadores mantener estas plantas en funcionamiento. En un encuentro con la prensa, el consejero delegado de EDP España, Rui Teixeira, ha asegurado que los ciclos están diseñados para trabajar 6.000 horas y están funcionado en torno a las 1.000 horas, por lo que hay un conjunto de costes que el operador tiene fijos para mantener la planta abierta durante todo el año.

Así, ha señalado que es necesario generar ese incentivo para que los operadores puedan mantener las centrales abiertas, aunque no estén funcionando, y garantizar así el índice de cobertura de la demanda "en niveles confortables". El directivo indicó que este desarrollo de un mercado de capacidad está más adelantado en otros países de Europa, y que en España y Portugal se va más "retrasado", siendo necesario avanzar en ello para generar la competencia entre los agentes y que, según esa competencia, se logre un ingreso que permita soportar los costes.

EDP España pide al Gobierno que defina un mercado de capacidad para tecnologías de respaldo a las renovables

No debe cerrarse una tecnología "por decreto".

Asimismo, el directivo consideró que no debe cerrarse ninguna tecnología "por decreto", sino que debe ser el mercado quien reconozca si una planta sigue funcionando o no "mientras sea competitiva". "La transición energética no se debe producir de golpe", dijo. Aún así, Teixeira reconoció que los precios del mercado de emisiones de CO2 harán complicado que se puedan mantener las centrales de carbón más allá de 2030. De esta manera, indicó que el grupo 1 de la central de Aboño cerrará a mediados de 2020, mientras que en Aboño 2 y Soto de Ribera, plantas en las que sí que ha acometido las inversiones para cumplir con las obligaciones medioambientales, seguirán funcionando "mientras el mercado lo justifique".

No obstante, el consejero delegado de EDP España indicó que la energética trabaja en encontrar un combustible alternativo al carbón para estas centrales, como la biomasa, residuos o reconversión al gas, que permita a estas plantas poder seguir funcionando en el futuro. El directivo consideró que la manera de implementar los "ambiciosos" objetivos marcados por el Gobierno español en la transición energética, por encima de los de Europa, es uno de los "mayores retos" a afrontar. "La forma en la que se implementen estos objetivos será clave para garantizar una mayor competitividad de la economía", afirmó.

Destino de la recaudación de los derechos de co2.

A este respecto, advirtió de la importancia de definir un contexto fiscal sobre el que marcar el destino de la recaudación por los derechos de emisión de CO2, para lo que propuso un reparto entre la renta individual de los ciudadanos y la inversión en empresas (industria, comercio, etc.). "Con esta combinación estamos creando algo más de capacidad económica en los ciudadanos y también promovemos la inversión específica en el mercado. Supone creación de empleo y crecimiento económico", dijo.

Por otra parte, Teixeira pidió al Ejecutivo español un modelo de subastas que dé visibilidad de precios "a largo plazo", y no sólo que esté "expuesto al mercado", para invertir en nueva capacidad de renovables en el país. El consejero delegado de EDP España consideró que el futuro apunta a escenarios donde una tecnología como la solar llevará a precios cero en algunos momentos del día, por lo que se debe invertir con "contratos de venta de energía a largo plazo, que dan una estabilidad de precios a largo plazo".

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Así, puso el ejemplo de las subastas en países como Brasil, donde se subasta potencia con contrato a largo plazo y con un precio al que se está dispuesto a vender la electricidad. "Conceptualmente para nosotros sería el modelo ideal", dijo.

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