La producción eléctrica con carbón se hunde en España.

El carbón cae al 4,3% del mix y cierra la mitad de su parque​

El 14 de diciembre de 2019 ninguna central térmica de carbón produjo un solo megavatio en la España peninsular. El 21, el 22, el 24 y el 25, tampoco. No hubo apagón ni emergencia: simplemente no hizo falta encenderlas. Siete meses antes, en mayo, el carbón había firmado el 2,3% de la producción eléctrica peninsular. El desplome ya estaba en marcha.

El año cerró con 12.725,7 GWh de generación con carbón en el conjunto nacional, un 65,9% menos que en 2018, y 10.714,2 GWh en la península, un 69,3% menos. La caída no fue homogénea: entre enero y febrero el retroceso se quedó en un 18,2%, mientras que de marzo a diciembre se disparó hasta el 81%. En 2017 el carbón aportaba el 17,4% del mix; en 2018, el 14,5%; en 2019, el 4,3%. Tres ejercicios para perder tres cuartas partes del peso.

Quién ocupó el hueco que dejó el carbón​

El gran beneficiario fue el ciclo combinado de gas: 51.185,8 GWh en 2019, un 93,9% más. La letra pequeña es que funcionó al 23,8% de su capacidad teórica máxima, frente al 12,7% de 2018. Ganó el mercado sin necesidad de encender todo el parque. La eólica generó 52.841,2 GWh (+7,9%) y el 21,4% del mix peninsular; la nuclear aportó el 22,6%; la hidráulica cayó un 27,8%. La fotovoltaica sumó 8.808,9 GWh (+19,4%), un 3,6% del total. Poco, pero creciendo.

¿Por qué el carbón dejó de ser competitivo?​

Porque incluso ignorando el precio de las emisiones de CO2 salía más caro que el gas. En junio de 2019 el gas natural ruso cotizaba a 3,59 dólares por MMBtu, equivalentes a 12,24 dólares por MWh; el carbón australiano, a 72,49 dólares por tonelada, esto es, 9,34 dólares por MWh. Sobre el papel gana el carbón. El detalle está en el rendimiento: las centrales de gas españolas operan en torno al 47,5%, las de carbón alrededor del 34%. Con esas cifras, el gas saca ventaja antes de sumar el coste de las emisiones.

El cierre del 30 de junio de 2020 y el golpe del coronavirus​

La primera mitad de 2020 se cerró con el apagado de aproximadamente la mitad del parque de carbón español. Los datos provisionales del semestre: 3.103 GWh, un 59,3% menos. Enero cayó un 71,7%, febrero un 63,4%, marzo un 42,2%, abril un 57,6%, mayo un 28,6% y junio —estimado— un 7,9%. El ciclo combinado, su gran rival, también retrocedió un 26,2%, lastrado por la crisis sanitaria y por la competencia renovable. El carbón ya no era el enemigo a batir; era el que se apagaba solo.

La factura futura: gas argelino y respaldo del sistema​

Aquí empieza el desacuerdo. Una parte del análisis subraya que el gas barato no va a durar siempre y que España se ha quedado sin producción propia, más dependiente de Argelia que nunca. Otra corriente sostiene lo contrario: el gas cada vez marca el precio menos horas y su peso en el sistema eléctrico es decreciente. Y una tercera recuerda que las renovables necesitan respaldo instalado, aunque solo sea por un minuto de noche o de falta de viento. El cierre de las térmicas no resuelve ese debate; lo aplaza.

El caso balear que rompe el relato​

Baleares quemó carbón todos los días de 2019 y generó 2.011,4 GWh, un 16% menos. El 31 de diciembre, a las 22:10, la central de Es Murterar se detuvo: entró en vigor la restricción de 1.500 horas anuales de funcionamiento y solo dos grupos pueden operar. Se espera que vuelva en verano con el turismo.

El 10 de junio el carbón peninsular generó una potencia de tan solo 300 MW. Hay días, directamente, en que no genera nada. La única duda razonable es si eso convierte a España en un país más limpio o en un país que le compra el gas a otro.