Leag se convirtió en la principal ganadora de la primera licitación de Alemania para nuevas centrales eléctricas, concebidas para garantizar el suministro de electricidad cuando la generación eólica y solar es baja. La Agencia Federal de Redes adjudicó el martes a la empresa, con sede en Cottbus, siete de los 11 contratos anunciados, incluidos seis proyectos en Lusacia y uno en Leipheim, Baviera.

En Lusacia, Leag planea adaptar partes de sus centrales eléctricas de lignito existentes en Jänschwalde y Boxberg para que funcionen con gas. La empresa espera invertir hasta 2.000 millones de euros en instalaciones con una capacidad computable de casi tres gigavatios. El director ejecutivo de Leag, Adi Roesch, calificó el resultado de gran éxito y dijo que los proyectos reutilizarían las conexiones a la red, los edificios y los equipos técnicos existentes para ahorrar tiempo y dinero.

Las nuevas centrales están destinadas a proporcionar respaldo cuando la generación renovable sea insuficiente, por lo que se espera que funcionen solo de forma intermitente. Inicialmente utilizarán gas natural y deberán convertirse al hidrógeno antes de 2045. En virtud del programa, se pagará a los operadores por mantener disponible la capacidad durante un periodo de 15 años. La ministra de Economía, Katherina Reiche, dijo que la nueva capacidad debería estar lista, a más tardar, en 2031.

RWE fue otra de las grandes ganadoras y obtuvo contratos para tres nuevas centrales de gas preparadas para funcionar con hidrógeno en Voerde, Weisweiler y Werne. Sus capacidades computables son de 730 megavatios en Voerde y 700 megavatios en cada uno de los otros dos emplazamientos. La empresa dijo que esperaba comenzar la construcción de su primera central, probablemente en Weisweiler, en cuestión de semanas. Stadtwerke Karlsruhe también ganó un contrato para una central de motores de gas más pequeña, de 54 megavatios.

La licitación recibió 41 ofertas por una capacidad de casi 12 gigavatios, cerca del triple de los 5,16 gigavatios adjudicados finalmente. Los precios medios de adjudicación fueron de 155.296 euros por megavatio de capacidad computable al año, por debajo del máximo de 244.000 euros. Ninguna oferta de almacenamiento en baterías tuvo éxito. La Asociación Alemana de Servicios Públicos Locales y Los Verdes criticaron la concentración de los contratos en un pequeño número de proveedores.

La distribución geográfica de las adjudicaciones también fue desigual. Según el operador de red Amprion, el 53% de los proyectos seleccionados está en la zona técnica norte de la red, en Brandeburgo y Sajonia, mientras que el 47% se encuentra en el sur, incluidos Renania del Norte-Westfalia, Baviera y Baden-Württemberg. Amprion dijo que la bonificación para el sur de la licitación no había logrado una distribución norte-sur suficientemente eficaz de la capacidad asegurada.

El plan de Leag de adaptar unidades de carbón ha suscitado dudas sobre su rendimiento. Se espera que las centrales convertidas tengan una eficiencia del 40% al 45%, frente a hasta el 60% de las modernas turbinas de gas de ciclo combinado. Eso significa que consumirían más gas y emitirían más dióxido de carbono por cada unidad de electricidad producida. Una estimación de Hendrik Diers, del Instituto de Economía Energética de la Universidad de Colonia, sitúa las emisiones anuales de las centrales convertidas de Leag en alrededor de 1,5 millones de toneladas si funcionan aproximadamente 1.000 horas. Las nuevas centrales de ciclo combinado con la misma capacidad y tiempo de funcionamiento emitirían alrededor de 1,1 millones de toneladas, aunque convertir las instalaciones existentes podría reducir costes y evitar las emisiones asociadas a la demolición y a una nueva construcción.

Las unidades adaptadas también tardarían más en aumentar y reducir su producción que las modernas centrales de ciclo combinado. Diers dijo que esta falta de flexibilidad podría elevar unos pocos euros por megavatio-hora los precios medios mayoristas de la electricidad, ya que estas centrales quizá tengan menos capacidad para compensar los errores de previsión de la generación renovable. Señaló que los tiempos de puesta en marcha importan menos en el mercado del día siguiente, donde las previsiones meteorológicas suelen indicar con varios días de antelación cuándo se necesitarán las centrales.

EnBW, TotalEnergies y Uniper no obtuvieron contratos en la primera ronda y podrían buscar oportunidades en licitaciones posteriores. Uniper declinó comentar si podría impugnar el resultado ante los tribunales. En las conversaciones del sector previas a la licitación se habían planteado cuestiones jurídicas sobre la conversión de antiguas centrales de carbón, entre ellas si una instalación podría recibir una compensación por cerrar en el marco de la eliminación progresiva del carbón y obtener después nuevas ayudas cuando algunas de sus partes volvieran al mercado eléctrico.

La Agencia Federal de Redes no facilitó una estimación de los costes adicionales para los consumidores de electricidad. El artículo señala que los 12.000 millones de euros de ayudas totales, junto con los costes de futuras licitaciones, aparecerán en las facturas de electricidad mediante un recargo.

Fuentes: FAZ.