Tras el accidente de Fukushima la energía nuclear no levanta cabeza. Un informe de expertos independientes concluyó que se hubiera producido una catástrofe similar incluso sin terremoto. El problema de fondo fué la "connivencia" entre el Gobierno y Tepco.
Por otro lado el lider mundial en el sector de la energía nuclear; Areva, pasa por un pésimo momento financiero. Cabe recordar
que el Estado francés ha tenido que salir para salvar a la compañía con más de 5.000 millones de €.Además, la Autoridad de Seguridad Nuclear francesa puede echar para
atrás el proyecto de un reactor EPR en Flamanville (Francia) por los más de 400 informes falsos de controles de calidad por parte de AREVA.Esos mismos defectos también pueden estar en el mismo reactor que se está construyendo para un proyecto en Taishan (China).Asimismo, Areva tiene varios litigios multimillonarios con el grupo
energético finlandés TVO por las demoras en la entrega de un EPR de
Olkiluoto cuyo coste se ha triplicado hasta 10.000 millones y ocho años de retraso.
Los altos directivos de EDF explican que con esta situación es complicado
dar el ok definitivo a la central nuclear de Hinkley Point C en el Reino Unidoy. Este proyecto ha recibido duras críticas por las ayudas que recibiría; La energía solar requeriría la mitad de subvenciones que la central
nuclear por producir la misma cantidad de energía.A todo ello, EDF también tiene fuertes problemas financieros que a día
de hoy hacen inviable un proyecto de la envergadura de Hinkley Point C.
Por otro lado se está viendo que los costes de los cementerios nucleares para almacenar los residuos nucleares son inasumibles aunque sean financiado con dinero público.En España hasta el mismo presidente de Iberdrola declaró que la central de Garoña debería cerrarse por ser inviable.
Y es que, la nuclear no solo es peligrosa ademas es mucho más cara que las nuevas renovables. Si consideramos los costes externos de la nuclear, su energía costaría entre 0,31 y 0,54 € si fuera producido por una central nueva, y si fuera producido por una vieja entre 0,13 y 0,36 €/kWh frente a los0,05 a 0,06 dólares por kWh que le cuesta con las renovables solar y fotovoltaica.
El Tribunal de Cuentas de Francia ha hecho las cuentas, y ha dejado al Gobierno francés y a EDF helados. Según un informe que se ha conocido esta semana, alargar la vida de los 58 reactores cuesta ¡100.000 millones de euros! Ni más, ni menos.
Si esto se extrapola a los ocho reactores españoles, estamos hablando de un inversión de casi 14.000 millones de euros.
¿Está España preparada para un gasto así? ¿Lo están las eléctricas? ¿Y
los españoles? ¿Acabará en la tarifa eléctrica como siempre?
El caso es que en una época de debate de lo que hay que hacer con la
energía nuclear, la sostenibilidad económica del sistema tiene que estar
presente. Si lo es para regular el autoconsumo, también debe serlo para
alargar la vida de las nucleares.
.
Pero, ¿y construir nuevas centrales?, ¿es rentable? Si a los hechos nos acogemos, la nueva central nuclear de Hinkley Point en Reino Unido
que quiere levantar la francesa EDF va a tener unos costes que hacen
inviable el proyecto, incluso con las ayudas que recibiría.
. La Asociación de Comercio Solar (STA) del Reino Unido ha publicado un análisis que demuestra que
la energía solar, con almacenamiento y otras estructuras de
flexibilidad requeriría la mitad de subvenciones que la polémica central
nuclear de Hinkley Point C para producir la misma cantidad de energía
durante la vida útil de la central. .
Se prevé que la energía nuclear alcance un nuevo récord en 2025 y puede mejorar la seguridad energética a medida que se acelera la demanda de electricidad, pero es necesario abordar los costos, los sobrecostos de los proyectos y la financiación
El renovado impulso de la energía nuclear tiene el potencial de abrir una nueva era para esta fuente de energía segura y limpia a medida que la demanda de electricidad crece fuertemente en todo el mundo, según un nuevo informe de la AIE .
El informe, titulado The Path to a New Era for Nuclear Energy (El camino hacia una nueva era para la energía nuclear), muestra el nuevo impulso que está adquiriendo la energía nuclear en forma de nuevas políticas, proyectos, inversiones y avances tecnológicos, como los reactores modulares pequeños (SMR). Ofrece una evaluación exhaustiva de la situación actual, en la que se identifican los principales desafíos que es necesario abordar para aprovechar el impulso actual y permitir que se afiance una nueva era. Esto incluye información sobre cómo financiar nuevos proyectos nucleares y, al mismo tiempo, garantizar cadenas de suministro fiables y diversificadas para construirlos y abastecerlos de combustible.
“Hoy está claro que el fuerte regreso de la energía nuclear que la AIE predijo hace varios años está en marcha, y se prevé que la energía nuclear genere un nivel récord de electricidad en 2025”, afirmó el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol . “Además, se están construyendo más de 70 gigavatios de nueva capacidad nuclear a nivel mundial, uno de los niveles más altos de los últimos 30 años, y más de 40 países de todo el mundo tienen planes para ampliar el papel de la energía nuclear en sus sistemas energéticos. Los SMR, en particular, ofrecen un potencial de crecimiento apasionante. Sin embargo, los gobiernos y la industria aún deben superar algunos obstáculos importantes en el camino hacia una nueva era para la energía nuclear, empezando por la entrega de nuevos proyectos a tiempo y dentro del presupuesto, pero también en términos de financiación y cadenas de suministro”.
Un estudio independiente del Clean Energy Council confirma los elevados costes iniciales y la carga que supondría para los consumidores la incorporación de la energía nuclear al mix energético australiano.
La construcción de reactores nucleares costaría seis veces más que la energía eólica y solar reforzada con baterías, según el informe independiente publicado por el Clean Energy Council.
Estos informes no incluían la gestión de residuos ni el desmantelamiento de una central nuclear en los cálculos de costes, por lo que el coste real podría ser aún mayor, según Thornton.
“Apoyamos una visión clara de los costes y el tiempo necesarios para descarbonizar Australia y, en este momento, la energía nuclear simplemente no se sostiene”, declaró Kane Thornton, director ejecutivo del organismo, quien advirtió de que los contribuyentes debían comprender los costos que tendrían que soportar si se ven obligados a pagar la factura de construir una industria nuclear desde cero durante un período de décadas.
El análisis elaborado por Egis, expertos en construcción e ingeniería, concluía también que la energía nuclear tenía escasa viabilidad económica en una red dominada por las energías renovables.
Según los objetivos actuales, las energías renovables cubrirán el 82% del mercado nacional de la electricidad australiano en 2030, es decir, al menos una década antes de que la energía nuclear pueda entrar teóricamente en funcionamiento.
Las centrales nucleares no están diseñadas para adaptarse a la generación de energía renovable, pero es que, además, Australia carece de industria nuclear porque está prohibida por las leyes estatales y de la Commonwealth, que habría que modificar.
Según Thornton, el análisis confirma que la construcción de centrales nucleares en lugar de renovables “dispararía” los precios de la electricidad.
El análisis se basó en el borrador de consulta GenCost 2023-24 del CSIRO, el estudio Small Modular Reactors del Mineral Council of Australia y el informe Lazard Levelized Cost of Energy Report, de referencia en el sector.
La primera central nuclear flotante del mundo, la rusa «Akadémik Lomonósov», construida a prueba de tsunamis e impacto de icebergs, ha zarpado con rumbo al Océano Glacial Ártico entre las críticas de los ecologistas que la consideran una bomba de relojería comparable a la planta de Chernóbil.
Mientras, Rusia defiende que la planta no dejará ni rastro de polución y permitirá ahorrar anualmente cientos de miles de toneladas de petróleo y carbón.
Nikitin cree que el lanzamiento del «Akadémik Lomonósov» es también un nuevo paso en la carrera por la explotación del Ártico, aunque pronostica que una planta flotante podría ser instalada también próximamente en Crimea, península que desde la anexión rusa sufre problemas de suministro de electricidad.
China se sumó al proyecto al principio, pero lo abandonó poco después para construir su propia flota de plantas flotantes, mientras un inversor norteamericano se está planteando reavivar una idea que nació en Estados Unidos.
EE.UU. botó en 1968 la primera central flotante (Surgis) de la historia en el Canal de Panamá, pero la desguazó en 1976 por el alto coste del mantenimiento.
La energía nuclear está de capa caída. O mejor dicho, la nueva nuclear. En los últimos años se ha escuchado por activa y por pasiva que la nuclear está viviendo una segunda vida, un renacimiento tras el desastre de Fukushima, pero esto se ha convertido más en un mito que en una realidad.
Pero ya no solo la nuclear tiene un problema con las renovables y los altos costes de la nueva nuclear. La seguridad se ha convertido también en una barrera para el desarrollo en estos últimos años. Los fallos en reactores belgas han hecho que hasta se reparte iodo en algunas poblaciones cercanas a la central de Tihange 2, un reactor que halevantado muchas ampollas hasta en los países vecinos.
El informe de la industria nuclear de este año –2017 World Nuclear Industry Status Report puede que sea el documento más decisivo en la historia de la energía nuclear. El informe deja claro, al narrar los detalles, que el debate ha terminado. La energía nuclear ha sido eclipsada por la solar y la eólica. Estas fuentes renovables de combustible libre ya no son un sueño o una proyección, sino que son una realidad que está reemplazando a la nuclear como la opción preferida para las nuevas plantas de energía en todo el mundo.
La industria nuclear está en decadencia en casi todo el mundo y, especialmente, en los principales países productores como Estados Unidos, Francia, Alemania o Japón. Pero lo más revelador es el hecho de que en ninguna parte del mundo donde haya un mercado competitivo para la electricidad, incluso se haya iniciado una única central nuclear.
Solamente donde el gobierno o el consumidor toma los riesgos de los excesos de costes y de los retrasos, es donde sigue siendo tenida en consideración, como el caso de China, Rusia o Corea del Sur.
Tal vez la revolución no ha sido televisada, pero está muy avanzada. La energía renovable tiene un coste más bajo y es una alternativa más limpia y segura que los combustibles fósiles y que la energía nuclear. El mundo ya no necesita construir centrales nucleares para evitar el cambio climático y, mucho menos, para ahorrar dinero.
España acaba de tomar una decisión energética importante: mantener operativa la central nuclear de Almaraz hasta junio de 2030.
El argumento utilizado por el Gobierno es sencillo: el mundo energético de 2026 ya no es el que se utilizó para diseñar el calendario nuclear español.
La crisis de Oriente Medio, los problemas de suministro de GNL y la volatilidad del gas han cambiado las condiciones.
Pero hay un dato detrás de la decisión que merece mucha más atención.
Según los análisis del MITECO recogidos por Público, prolongar Almaraz reduciría aproximadamente un 7% la generación eléctrica mediante ciclos combinados de gas, aunque también supondría alrededor de un 1,4% menos de generación renovable de la prevista para 2030.
Ese intercambio resume perfectamente el dilema energético español.
Pero también muestra algo más importante:
Almaraz no resuelve el problema. Compra tiempo.
España no tiene un problema de generación. Tiene un problema de cuándo puede utilizarla.
España dispone hoy de enormes cantidades de potencia solar y eólica.
Y seguirá instalando más.
Pero tener muchos GW renovables instalados no significa necesariamente disponer de esos GW exactamente cuando el sistema los necesita.
A las 14:00 podemos tener abundancia de solar.
A las 21:00 podemos necesitar gas.
Esa diferencia entre energía disponible y energía disponible en el momento adecuado es probablemente uno de los grandes problemas que tendrá que resolver el sistema eléctrico español durante esta década.
Y ahí la discusión deja de ser simplemente:
nuclear vs. renovables.
La discusión real empieza a parecerse mucho más a esto:
La central aporta aproximadamente 2 GW de potencia al sistema. El calendario anterior contemplaba el cierre de sus dos reactores en 2027 y 2028; ahora ambos podrán continuar hasta el 8 de junio de 2030. El CSN emitió además un dictamen favorable sobre la prolongación desde el punto de vista de seguridad nuclear.
Eliminar esa generación sin tener preparada suficiente flexibilidad podría aumentar temporalmente el uso de los ciclos combinados.
Y precisamente eso es lo que España intenta evitar.
El gas tiene una característica extraordinariamente útil: puede generar cuando el sistema lo necesita.
Pero también tiene un enorme inconveniente.
Depende de un combustible cuyo precio y disponibilidad España no controla.
La propia experiencia reciente demuestra la importancia de reducir esa exposición. Según los datos citados por Público, el gas marcó el precio eléctrico únicamente alrededor del 15% de las horas durante 2025, muy por debajo de lo ocurrido durante la anterior crisis energética.
Las renovables han reducido la dependencia económica del gas.
Ahora el siguiente paso es reducir también su dependencia operativa.
Aquí empieza el verdadero business case del BESS
Un sistema BESS no produce energía.
Hace algo cada vez más valioso:
decide cuándo utilizarla.
Carga cuando existe energía abundante o barata.
Descarga cuando el sistema la necesita.
Absorbe excedentes renovables.
Reduce curtailment.
Gestiona picos.
Puede proporcionar servicios de red.
Y, con arquitecturas adecuadas, puede contribuir a funciones avanzadas de soporte de red.
Eso cambia completamente el papel del almacenamiento.
El BESS deja de ser simplemente una batería que arbitra precios.
Se convierte en infraestructura del sistema eléctrico.
Pero cuidado: 2 GW de Almaraz no se sustituyen con 2 GW de baterías
Esta comparación sería técnicamente incorrecta.
Una central nuclear puede producir durante muchas horas consecutivas.
Un BESS dispone de una cantidad limitada de energía almacenada.
Por tanto, sustituir progresivamente generación nuclear o fósil requiere una combinación de:
más generación renovable + BESS con distintas duraciones + interconexiones + gestión de demanda + refuerzo de red + generación flexible de respaldo.
La cuestión estratégica no es instalar una batería equivalente a Almaraz.
Es construir un sistema capaz de funcionar sin necesitar permanentemente esos 2 GW de generación firme.
Ahí está el cambio de paradigma.
2030 está mucho más cerca de lo que parece
La prórroga puede resultar razonable como medida de seguridad energética en el contexto actual.
Pero también crea una ventana extraordinariamente clara.
España tiene ahora aproximadamente cuatro años para acelerar el despliegue de la infraestructura que deberá ocupar progresivamente ese espacio.
No solo más paneles.
No solo más aerogeneradores.
También almacenamiento.
Porque continuar instalando renovables sin aumentar simultáneamente la capacidad de almacenar, desplazar y gestionar esa energía aumenta los vertidos y reduce el valor capturado por las propias renovables.
El siguiente gran salto de la transición energética española probablemente no vendrá únicamente de generar más electricidad.
Vendrá de poder controlar cuándo se entrega.
Y ahí empresas como SolaX Power tienen una oportunidad enorme
La próxima fase del almacenamiento no estará limitada a grandes baterías conectadas directamente a la red.
También ocurrirá detrás del contador.
Industria.
Centros logísticos.
Centros de datos.
Infraestructura comercial.
Comunidades energéticas.
Instalaciones fotovoltaicas C&I.
Miles de sistemas distribuidos capaces de almacenar energía cuando existe abundancia y reducir demanda de red cuando el sistema está tensionado.
Plataformas BESS como las desarrolladas por SolaX Power permiten trasladar esa flexibilidad hasta el propio consumidor industrial.
Y eso introduce otra idea importante:
la transición energética no necesita únicamente nuevas centrales. Necesita millones de puntos capaces de gestionar cuándo consumen, almacenan y entregan energía.
Almaraz nos está diciendo algo
Puede parecer una noticia sobre energía nuclear.
En realidad, es una noticia sobre flexibilidad.
El Gobierno ha decidido mantener aproximadamente 2 GW de generación nuclear porque considera que retirarlos ahora aumentaría la exposición al gas.
Eso significa que el verdadero objetivo para 2030 debería estar perfectamente claro:
construir un sistema en el que cerrar Almaraz ya no implique quemar más gas.
Renovables proporcionarán gran parte de la energía.
Las redes permitirán moverla.
La gestión de demanda reducirá los picos.
Y el almacenamiento permitirá mover esa energía también en el tiempo.
La prórroga de Almaraz puede comprar cuatro años.
La cuestión importante es qué hacemos con ellos.
Porque la verdadera independencia energética no llegará cuando España produzca más electricidad.
Llegará cuando pueda decidir cuándo utilizarla sin tener que mirar primero el precio internacional del gas.
Ese es el espacio que el BESS está llamado a ocupar.
El 11 de marzo de 2011 se
produjo el catastrófico accidente nuclear en la central de
Fukushima-Daiichi (Japón) en un momento en que se estaba produciendo una
verdadera ofensiva de la industria nuclear (sobre todo en China y la
India) para intentar revertir su declive. Los costes totales del
accidente superan los 80.000 millones de euros...
Consecuencias de las que toman
nota en otros lugares del mundo. Y Europa no es una excepción. Alemania
ha decidido cerrar todos sus reactores en 2022. En Austria, la
constitución prohíbe la instalación de plantas nucleares gracias a la
movilización ciudadana. En Italia se rechazó en referéndum la energía
nuclear. Y en España, tal y como demuestran las encuestas, una mayoría
de la población está en contra de la energía nuclear.
Por si fuera poco, el
pasado mes de mayo se destapó el escándalo de la empresa francesa
AREVA, responsable de haber falseado alrededor de 400 protocolos de
control de calidad. AREVA está contratada por la empresa CNAT, entidad
que gestiona las operaciones de mantenimiento y fabricación de
combustible en las centrales españolas de Almaraz I y II (Cáceres) y de Trillo (Guadalajara). El pasado 29 de abril el Parlamento portugués aprobó por unanimidad pedir al Gobierno español el cierre de Almaraz.
Pero, ¿es
realmente necesario someternos a este riesgo catastrófico? Muchas veces
se suele argumentar que los riesgos de la energía nuclear se compensan
por sus beneficios económicos y de rendimiento productivo. Pero,
contrariamente a lo que se suele pensar, las centrales nucleares no son
rentables. No podrían funcionar sin el coste astronómico que suponen para las y los contribuyentes. En el caso del mercado eléctrico español, estamos pagando un kilovatio/hora (kWh) varias veces por encima de lo que le cuesta producirlo a las empresas, dado que las centrales nucleares no asumen entre sus gastos muchas de sus externalidades que genera su funcionamiento, entre los que se incluyen la gestión de los residuos, el desmantelamiento de las centrales, la moratoria nuclear, el almacenamiento del uranio, la seguridad o los costes de transición a la competencia. Pero estos costes no asumidos, no se esfuman en el aire, sino que terminan distribuidos entre todos los consumidores de energía eléctrica a través del recibo de la luz. De esta forma, la energía nuclear se vuelve un gran negocio para las empresas del sector pero uno muy ruinoso para las y los contribuyentes y usuarios eléctricos.
La única
forma de evitar futuros accidentes como los de Chernóbil o Fukushima es
proceder al cierre escalonado de centrales nucleares lo antes posible,
apostando por un nuevo modelo energético y de desarrollo justo y
sostenible tanto social como ambientalmente.
Lo diremos en la manifestación del Movimiento Ibérico Antinuclear, en
los parlamentos, en las calles y donde corresponda. Porque el futuro nos va en ello.
Un informe inédito del Gobierno británico calcula que la energía solar fotovoltaica a gran escala y la energía eólica serán mucho más baratas de producir que la energía nuclear para cuando llegue el momento en que la planta Hinkley entrase en funcionamiento. Las cifras reveladas en un informe de la Oficina Nacional de Auditoría (NAO) sobre la energía nuclear el mes pasado muestran que las cuentas del gobierno pronostican que la energía solar a gran escala costará entre 50 y 75 libras / MWh (entre 58 y 78 € / MWh) para el año 2025.
La energía nuclear, por el contrario, se espera que se mueva en la banda en torno a 85 y 125 libras / MWh ( entre 98 y 145 € / MWh) para la misma fecha.
“La investigación ha demostrado que la
energía solar sería una forma menos costosa de generar la cantidad
equivalente de energía, y ahora las propias proyecciones del gobierno
muestran que la energía eólica terrestre también será más barata que la
energía nuclear en el momento en que Hinkley se construya,” dijo Scott
Cato.
El mes pasado, la primer ministro Theresa May pospuso la decisión final sobre la planta de Hinkley -un proyecto de 24.000 millones de euros. .
En 2020, la generación de energía nuclear se desplomó por un margen sin precedentes de más de 100 TWh (a excepción de las secuelas inmediatas de los eventos de Fukushima en 2011-2012), mientras que la capacidad nuclear operativa neta crecía en 0,4GW alcanzando un nuevo pico a mediados de 2021, según el último Informe sobre el estado de la industria nuclear mundial 2021 (WNISR2021).
En términos generales, la energía nuclear ha estado estancada durante 30 años. WNISR señala que el parque mundial de 415 reactores es 23 menos que el pico de 2002 de 438, pero la capacidad nuclear y la generación han aumentado marginalmente debido a la mejora de la potencia y a la construcción de reactores más grandes.
Pero hay una gran diferencia con la situación de hace 30 años: la flota de reactores era joven entonces, ahora es vieja. La edad media de la flota mundial de reactores sigue aumentando y, a mediados de 2021, alcanzó los 30,9 años. La edad media de los 23 reactores cerrados entre 2016 y 2020 fue de 42,6 años.
El año pasado, la generación nuclear en los EEUU disminuyó en un 3.6 por ciento al nivel más bajo desde 2012, mientras que la energía eólica aumentó en un 14 por ciento y la solar en un 22 por ciento.
La generación nuclear de Francia cayó un 12 por ciento en 2020, señala WNISR, al nivel más bajo en 27 años. Con los servicios públicos cargados de deudas, las enormes responsabilidades por el desmantelamiento y la gestión de residuos, una flota de reactores envejecida y un aumento catastrófico de los costos de los nuevos reactores, la situación es desoladora.
Por último, el informe WNISR detalla el progreso lento e inestable de los pequeños reactores modulares. El informe señala que “los reactores modulares pequeños (SMR) obtienen mucha cobertura de los medios, algo de dinero público, pero hasta ahora no están disponibles comercialmente y no lo estarán hasta dentro de 10 a 15 años, si es que alguna vez lo están. Los proyectos piloto en Argentina, China y Rusia han sido decepcionantes”.
En el informe WNISR2021, coordinado por Mycle Schneider, han participado trece expertos interdisciplinarios de Canadá, Francia, Alemania, Japón, Líbano, EEUU, Ucrania y Reino Unido, de los mejores think tanks como Chatham House en Londres y prestigiosas instituciones académicas como Harvard en Cambridge, Meiji en Tokio, Universidad de Nagasaki, Universidad de Columbia Británica y la Universidad Técnica de Berlín.
La decisión de prolongar la operación de la central nuclear de Almaraz hasta 2030 puede parecer, a primera vista, una mala noticia para el almacenamiento.
Más generación nuclear significa más electricidad disponible, menos necesidad de generación térmica y, aparentemente, menos espacio para las baterías.
Pero el sistema eléctrico no funciona así.
De hecho, puede ocurrir exactamente lo contrario.
Mantener Almaraz reduce la necesidad de quemar gas, pero aumenta la presión sobre las renovables durante determinadas horas y refuerza la necesidad de disponer de almacenamiento capaz de desplazar energía desde las horas de exceso hacia las horas en las que realmente tiene valor.
Y eso convierte al BESS en una pieza todavía más importante del sistema eléctrico español.
Almaraz reduce gas. Esa parte es sencilla.
Las dos unidades de Almaraz suman aproximadamente 2,1 GW de potencia y produjeron alrededor de 14,75 TWh netos en 2025, según los datos recogidos por AleaSoft.
Mantener esa producción hasta junio de 2030 evita que una parte relevante tenga que ser sustituida por ciclos combinados.
El propio Gobierno estima que la prolongación de Almaraz permitirá reducir alrededor de un 7% la generación eléctrica mediante gas frente al escenario contemplado anteriormente en el PNIEC.
Desde el punto de vista de seguridad de suministro, dependencia energética y emisiones, la lógica es evidente.
Pero existe otra cara de la decisión.
El problema aparece cuando sobra electricidad
España está instalando enormes cantidades de generación solar.
Y la solar tiene una característica fundamental: produce simultáneamente.
Cuando llega el mediodía de un día soleado, miles de plantas fotovoltaicas empiezan a inyectar electricidad prácticamente al mismo tiempo.
Si además permanecen conectados más de 2 GW de generación nuclear prácticamente continua, el espacio disponible para absorber toda esa electricidad renovable disminuye.
No porque falte capacidad de generación.
Precisamente porque sobra.
El resultado puede ser:
más horas con precios muy bajos, más precios negativos, mayor canibalización de la solar y mayores vertidos renovables.
El Gobierno reconoce este efecto en la propia documentación relacionada con la extensión de Almaraz: la generación renovable prevista para 2030 podría reducirse aproximadamente un 1,4% respecto al escenario anterior.
Ese porcentaje puede parecer pequeño.
En un sistema eléctrico del tamaño del español, no lo es.
El verdadero problema no es producir energía. Es moverla en el tiempo.
Aquí aparece el almacenamiento.
Un BESS no compite necesariamente con una central nuclear.
Hace algo diferente.
Cuando coinciden nuclear, solar y baja demanda, la batería puede absorber parte de la electricidad que de otra manera tendría muy poco valor económico o incluso tendría que ser vertida.
Horas después, cuando desaparece la producción solar y aumenta la demanda, esa electricidad puede volver a la red.
Y esa transformación será cada vez más valiosa en un sistema con porcentajes crecientes de generación renovable.
Por eso el debate sobre almacenamiento no debería plantearse únicamente en términos de sustitución de generación.
El BESS empieza a convertirse en una infraestructura necesaria para hacer utilizable la generación que ya tenemos instalada.
Pero 2030 introduce una segunda paradoja
Existe además un problema todavía mayor.
La prolongación de Almaraz no elimina el cierre nuclear.
Lo retrasa.
Y concentra una parte importante del ajuste alrededor de 2030.
Según el calendario actualmente previsto, alrededor de ese periodo podrían salir del sistema:
Almaraz I y II: aproximadamente 2,1 GW
Ascó I: alrededor de 1 GW
Cofrentes: alrededor de 1 GW
Es decir, España podría perder más de 4 GW de generación nuclear en un intervalo relativamente corto.
Hasta entonces, el almacenamiento será necesario principalmente para absorber excedentes renovables, reducir vertidos y desplazar energía.
Después, además, será necesario aportar potencia, flexibilidad y capacidad firme durante determinadas horas.
El mismo activo empieza así a resolver dos problemas diferentes.
Antes de 2030
Absorber energía excedentaria.
Después de 2030
Ayudar a cubrir las horas en las que desaparece generación firme.
Esta transición cambia completamente la economía del almacenamiento.
Y aquí entra el mercado de capacidad
El negocio de una batería no puede depender exclusivamente del arbitraje diario —comprar barato y vender caro—.
A medida que aumenta el número de baterías, esos diferenciales tenderán a comprimirse.
Por eso resulta fundamental que los BESS puedan monetizar simultáneamente varios servicios:
arbitraje energético, servicios de ajuste, control de potencia, reducción de congestiones, capacidad y soporte al sistema.
El desarrollo del mercado de capacidad español puede convertirse precisamente en una de las piezas necesarias para proporcionar señales económicas de largo plazo a estos activos.
Porque si el sistema necesita capacidad disponible durante determinadas horas críticas, debe existir también un mecanismo que remunere esa disponibilidad.
La batería deja entonces de ser simplemente un sistema que compra y vende electricidad.
Se convierte en infraestructura de seguridad del sistema eléctrico.
La conclusión es aparentemente contradictoria
Mantener Almaraz hasta 2030 puede reducir el consumo de gas.
Pero también puede aumentar los excedentes renovables durante determinadas horas.
Y cuando Almaraz finalmente cierre, el sistema necesitará sustituir parte de la capacidad y flexibilidad que desaparezca.
En ambos escenarios aparece el almacenamiento.
Antes del cierre, absorbiendo excedentes.
Después del cierre, devolviendo energía y potencia cuando el sistema la necesita.
Por eso quizá la pregunta correcta no sea si España debe elegir entre nuclear, renovables o almacenamiento.
La cuestión es cómo construir un sistema capaz de integrar las tres tecnologías durante la transición.
Y en ese sistema hay algo que cada vez parece más difícil de evitar:
cuanto mayor sea la penetración renovable, más importante será poder decidir no sólo cuánta energía producimos, sino cuándo la utilizamos.
Ahí está probablemente una de las grandes oportunidades del BESS en España durante los próximos años.
Y también la razón por la que fabricantes como SolaX Power, capaces de integrar baterías, PCS y sistemas de gestión energética dentro de una misma arquitectura, pueden jugar un papel cada vez más relevante en el segmento comercial e industrial y en proyectos de almacenamiento de mayor escala.
Porque la próxima fase de la transición energética española ya no consiste únicamente en instalar más megavatios.
Consiste en hacer gestionables los que ya tenemos.
Fuentes: Orden TED/864/2026 y documentación publicada en el BOE sobre la prolongación de Almaraz; análisis de AleaSoft publicado por El Periódico de la Energía sobre impacto en gas, precios, vertidos renovables y mercado de capacidad.
El gigante energético BP Plc lleva siete décadas publicando su revisión anual de las estadísticas energéticas mundiales. La última edición, publicada en julio, se centra en el mayor descenso interanual del consumo de energía primaria desde 1945.
Pero hay otro dato que merece la pena destacar: 2020 fue el primer año en el que la generación de energía renovable, excluida la hidráulica, superó a la nuclear a escala global.
Esto no significa, sin embargo, que las centrales nucleares vayan a desaparecer. Según el analista de Bloomberg, "una señal alentadora para la energía nuclear es la relativa abundancia de las centrales más jóvenes. Hay cuatro veces más centrales nucleares de cinco años o menos que de 11 a 15 años, y el doble de las de 16 a 20 años".
La edad de las centrales es, además, un indicador de seguimiento. Se necesitan años, a veces una década o más, para que una central nuclear entre en pleno funcionamiento, lo que significa que hay un desfase importante entre el inicio de la construcción y el momento en que la instalación terminada se conecta a la red. Bullard recuerda, por otra parte, que, desde el punto de vista climático, la energía nuclear y las renovables no compiten. Y en su opinión, la demanda de electricidad crecerá lo suficiente como para respaldar una expansión significativa de todas las tecnologías de generación de energía con cero emisiones de carbono.
BloombergNEF ha publicado recientemente tres escenarios para alcanzar un sector energético con cero emisiones netas en 2050, y uno de ellos supone un despliegue masivo de pequeños reactores nucleares modulares diseñados para complementar las tecnologías eólica, solar y de baterías. Ese escenario incluye la energía nuclear aplicada no solo a la electricidad, sino también a la fabricación de hidrógeno. Varias startups están probando estas tecnologías de generación nuclear más pequeñas y modulares.
Tras meses de anticipación, el presidente francés, Emmanuel Macron, reveló hoy su plan con el que pretende impulsar a la industria nuclear francesa tras décadas de estancamiento. Desde Belfort, una pequeña ciudad a escasos kilómetros de la frontera con Suiza, y flanqueado con varios ministros, el mandatario anunció la construcción de seis nuevos reactores europeos presurizados de segunda generación (conocidos como EPR 2) de aquí a 2035, los cuales podrían ampliarse hasta un total de 14 si los estudios al respecto determinan su viabilidad. También anunció que, mientras los análisis de seguridad no indiquen lo contrario, la vida de todos los reactores que existen actualmente en el país se prolongará en la medida lo posible.
Macron ha justificado esta decisión argumentando que, pese a que su Gobierno también planea una inversión masiva en energías renovables, estas no son suficientes por sí mismas para satisfacer la demanda de un futuro de mayor consumo eléctrico y descarbonizado. "Necesitaremos producir mucha más electricidad y la clave para producir esta electricidad más libre de carbono, más segura y más soberana es precisamente tener una estrategia plural", indicó el presidente. "No tenemos más remedio que apostar por estos dos pilares [nuclear y energías renovables] al mismo tiempo. Esta es la elección más relevante desde el punto de vista ecológico y la más conveniente desde el punto de vista económico. Y, finalmente, el menos costoso desde el punto de vista financiero", sentenció.
Francia es, con diferencia, la mayor potencia nuclear de Europa, además del segundo país con más reactores activos del mundo (45). El 70% de la electricidad consumida en el país es generada por este tipo de energía. Sin embargo, su parque de centrales está muy envejecido. Por ello, Macron ha solicitado a Électricité de France (EDF), la gigante eléctrica del país de la que el Estado es accionista mayoritario, que "estudie las condiciones para una prórroga más allá de los 50 años". La mayoría de los reactores del mundo tienen una vida útil operativa de entre 20 y 40 años.
Sin embargo, a nadie se le escapa que el anuncio de Macron se produce exactamente 60 días antes de la primera ronda de las elecciones presidenciales francesas. La industria nuclear es el tercer mayor empleador de Francia.
De puertas para afuera, el Gobierno francés lideró el año pasado una batalla tras las bambalinas de Bruselas que ha dado sus frutos. Al comenzar 2022, la Comisión Europea anunció que la energía nuclear estaba incluida en su propuesta para el etiquetado de inversiones verdes —la famosa taxonomía—. Junto al gas natural y siempre que cumpla una serie de criterios, la nuclear sería considerada como una energía transicional hasta 2040, lo que le facilitaría el acceso a la inversión privada en proyectos sostenibles. El acto delegado de la Comisión todavía podría ser bloqueado en el Consejo y el Parlamento en los próximos meses, pero las cuentas, por ahora, apuntan a que saldrá adelante.
Lo dicen los ecologistas, que critican duramente que la Comisión Europea (CE) haya decidido incluir entre los sectores a apoyar -para combatir el cambio climático- al gas natural y a la energía nuclear. La CE ha publicado hace unos minutos la versión final de Taxonomía, el documento que identifica los sectores llamados a ayudar a la UE a alcanzar sus objetivos climáticos. Entre esos sectores, la Comisión que preside la popular Ursula Von der Leyen ha decidido incluir al gas natural y a la energía nuclear, a los que ha identificado como “verdes”.
Una vez publicado el documento final por parte de la Comisión, pasará a manos del Consejo y del Parlamento Europeo, que tendrán cuatro meses para, en su caso, vetar el documento y rechazar la inclusión del gas y nuclear. En el caso del Consejo, esto se conseguiría si se reúne al menos a 20 Estados miembros. En el caso del Parlamento, este rechazo se conseguiría con una mayoría de pleno, es decir, 353 diputados y diputadas.
Si no se consigue el consenso en el plazo establecido, la energía nuclear y el gas serán consideradas energías “verdes” de la UE y podrán captar grandes cantidades de recursos, tanto de inversores privados como de fondos públicos. En palabras de Sara Bourehiyi: “de la aprobación o no del documento dependerá alcanzar los compromisos climáticos. Que el gas y la energía nuclear sean considerados verdes, supone un claro freno a la transición energética”.
De aprobarse, supondría en la práctica la financiación de combustibles fósiles hasta 2050, y que sectores como el nuclear y el gasístico puedan obtener la misma etiqueta de sostenibilidad que actividades económicas dirigidas a la construcción de sistemas renovables.
Además -apuntan desde Ecologistas-, se seguiría financiando la construcción de nuevas infraestructuras fósiles que irían en contra de la reducción de las emisiones, y del mismo modo, seguirían produciéndose cientos de toneladas de residuos nucleares radiactivos para los que no existe ninguna solución a día de hoy.
Según la oenegé, "estos planes mantendrían, además, los ingentes beneficios caídos del cielo que reciben estas empresas, y dificultarían enormemente el despliegue de energías renovables necesario para enfrentar la emergencia climática".
Por todo ello, Ecologistas en Acción insta a que el Parlamento Europeo rechace este documento, por no estar alineado con los compromisos climáticos del Acuerdo de París –limitar en 1,5ºC la temperatura media global– ni con el objetivo de la UE de alcanzar la neutralidad climática para el año 2050.
