Uno de los mayores bancos del mundo tira de las orejas al Gobierno: “El cierre de la nuclear en España es un gran error estratégico”

El cierre de la energía nuclear en España está programado para 2035. El primer reactor en clausurarse será Almaraz I, a finales de 2027, con el objetivo de que en 10 años se ponga fin de una vez y para siempre a esta tecnología en el país. Así lo ha reiterado la actual ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen. La última vez, este miércoles.

Pero, a medida que se repite ese mensaje, se alzan más voces que ponen en duda que ese sea el camino adecuado. Royal Bank of Canada (RBC) avisa de que “el cierre de esta electricidad de carga base es un gran error estratégico del Gobierno español” y considera que es poco probable que todos los reactores se cierren en 2035.

RBC, una de las mayores entidades financieras del mundo –su capitalización en Bolsa ronda los 160.000 millones de euros–, asegura que la nuclear generó alrededor del 20% de la electricidad producida en España el año pasado y que “fueron clave en muchas horas del año”. “Hubo periodos en el cuarto trimestre en los que la interrupción no planificada de solo una planta nuclear provocó un aumento significativo de los precios de la energía durante varias horas o incluso días”, señala.

Se refiere a la inestabilidad que se generó con la central de Ascó el pasado otoño.

El departamento de análisis del banco advierte de que “esta decisión aumentaría la dependencia de España del gas externo y aumentaría la volatilidad en los precios de la energía y en las emisiones”, y añade que “esta decisión aumentaría la dependencia de España del gas externo y aumentaría la volatilidad en los precios de la energía y en las emisiones”.

Europa se hace el 'haraquiri' con el GNL

La dependencia europea del gas ruso está provocando una crisis económica en Alemania que poco a poco se va contagiando al resto de Europa. La industria europea está sufriendo porque es incapaz de encontrar gas barato, que ha sido la base de su crecimiento en las últimas cuatro décadas.

El plan europeo de deshacerse del gas ruso puede generar una crisis sin precedentes en la industria europea porque hace imposible competir con sus rivales norteamericanos o ya no digamos asiáticos.

Los anuncios de cierres de fábricas o de despidos son continuos desde hace meses y la previsión no es nada halagüeña si vemos los mercados energéticos. Europa se ha quedado ya sin gas ruso vía Ucrania.

Según cuenta Bloomberg, Europa necesita más GNL porque no se contaba con el corte ucraniano. Siempre ha sido una baza para negociar, pero nunca se había cortado el suministro. Pero Zelenski se ha cansado.

Estas necesidades de más GNL están haciendo que se desvíen buques que tenían como destino Asia y acaben dirigiéndose hacia Europa porque han decidido pagar más por ese GNL.

Esto significa que Europa está dispuesta a pagar más por el gas, el GNL lo necesita como el comer porque tampoco tiene los almacenamientos como en la pasada crisis y no hay de momento tanto buque y GNL en el mercado. Además, la demanda de gas en Asia no está siendo alta gracias a las mejores temperaturas.

El precio actual de los mercados de gas es de unos 47 €/MWh. Lleva así varias semanas rondando los 50 €/MWh en el TTF holandés y el Mibgas español se sitúa en los mismos niveles, ya no consigue tenerlo más barato.

Entonces entrarían en juego los otros dos grandes players del GNL mundial, EEUU y Qatar, y ambos han amenazado a Europa con GNL más caro. Ambos países están llevando a cabo millonarias inversiones para producir gas y convertirlo en GNL para suministrarlo por barco a medio mundo. Y eso hay que pagarlo tarde o temprano.

¿Qué se prefiere? ¿Mantener el suministro ruso o comprar gas más caro en forma de GNL a otros proveedores y lastimar la industria europea? A lo mejor es el momento de repensar las cosas.

Un proyecto que hibrida aerotermia y fotovoltaica para la calefacción en 34 viviendas en Madrid consigue ahorros energéticos de más del 60%

La empresa de servicios energéticos Remica ha implementado el Plan Remica Hybrid Coste Cero en varios edificios de viviendas en Madrid y ha reducido su consumo energético en un 60% en todos los casos.

Uno de ellos se ha llevado a cabo en 2023, en un edificio residencial de 34 viviendas situado en la zona de Moncloa de Madrid para mejorar el sistema de calefacción y agua caliente sanitaria. Es una construcción de 12 plantas con un total de 34 viviendas, que data de 1976. Inicialmente, contaba con una caldera de gas estándar de 270 kW que proporcionaba agua caliente sanitaria y calefacción.

En 2023, Remica ha incorporado un sistema híbrido de climatización que combina aerotermia y energía solar fotovoltaica como fuentes principales, y ha mantenido las calderas existentes como sistema de reserva.

En concreto, se han instalado 15 paneles solares de 500 Wp cada uno y seis bombas de calor que proporcionan calefacción y agua caliente sanitaria. Asimismo, se ha dotado a las viviendas de un sistema de individualización de consumos con la instalación de repartidores de costes y válvulas termostáticas.

Gracias a esta intervención, la comunidad ha reducido su consumo energético en un 62,10%, lo que equivale a 211.379 kWh al año. Además, ha conseguido disminuir sus emisiones de CO2 en 37,62 toneladas anuales, lo que supone una reducción del 54,18%. A nivel económico, este cambio ha generado un ahorro anual de 15.666 €, un 34,26% menos en su factura energética.

Desde Remica explican que “el éxito de proyectos como este se ve favorecido por las deducciones fiscales y subvenciones disponibles. Entre las más destacadas están las deducciones en el IRPF, que permiten a los propietarios deducir hasta el 60% del coste del proyecto en su declaración de la renta, siempre que las mejoras reduzcan el consumo de energía primaria no renovable en al menos un 30% o que el edificio alcance una calificación energética A o B.

Daikin lanza bombas de calor aire-agua para viviendas unifamiliares

Daikin ha lanzado una línea de bombas de calor residenciales que utilizan propano (R290) como refrigerante, con unas dimensiones de unidad exterior de 1.122 mm x 1.330 mm x 600 mm. Los nuevos productos tienen una potencia que va de 6 kW a 14 kW y pueden suministrar agua caliente a una temperatura de hasta 75 °C.

Daikin Europe NV, una filial del fabricante japonés de sistemas de calefacción Daikin, ha presentado una nueva línea de bombas de calor aire-agua residenciales para viviendas unifamiliares.

Los sistemas utilizan propano (R290) como refrigerante y tienen unas dimensiones de unidad exterior de 1122 mm x 1330 mm x 600 mm. Su potencia oscila entre 6 kW y 14 kW y su coeficiente de rendimiento estacional (SCOP) oscila entre 3,6 y 5,5.

“La capacidad de calefacción líder en la industria de Daikin Altherma 4 H permite que la bomba de calor suministre agua caliente a una temperatura de hasta 75 °C”, afirmó el fabricante en un comunicado. “La unidad más grande disponible, de 14 kW, produce una potencia térmica de 13,3 kW incluso a una temperatura ambiente de -7 °C, con un ajuste de temperatura del agua de salida (LWT) de 55 °C”.

Las nuevas bombas de calor pueden funcionar a temperaturas de hasta -28 °C y tienen niveles de ruido de 28 dBA.

La Asociación Europea de Bombas de Calor (EHPA) impulsa un IVA reducido para las bombas de calor

La Asociación Europea de Bombas de Calor (EHPA) afirma que en la mayoría de los países europeos no existen ventajas en el impuesto sobre el valor añadido (IVA) para las instalaciones de bombas de calor en términos de costes iniciales. Pide a los Estados miembros de la UE que utilicen las herramientas fiscales disponibles para que las instalaciones sean más viables desde el punto de vista financiero.

La EHPA afirmó en un nuevo informe que casi todos los países europeos pueden adoptar más medidas fiscales para fomentar las instalaciones de bombas de calor.

El informe, “Bombas de calor versus calderas: impuestos y costos de funcionamiento ”, examina las tasas de IVA en 30 países europeos, incluidas las 27 naciones de la Unión Europea, así como Noruega, Suiza y el Reino Unido, para evaluar su impacto en la adopción de bombas de calor.

Señaló que solo Bélgica, Francia, Irlanda, Portugal, Rumanía y el Reino Unido aplican tipos de IVA más bajos a las bombas de calor en comparación con las calderas de gas. Otros países aplican el mismo tipo.

La legislación de la UE permite reducciones del IVA para las bombas de calor hasta un mínimo del 5 % desde 2022, pero la EHPA sigue presionando para conseguir tipos aún más bajos o exenciones totales.

El informe de la EHPA señaló que la mayoría de los países europeos tienen un margen significativo para implementar medidas fiscales adicionales para fomentar la adopción de bombas de calor, apoyando la descarbonización, la eficiencia energética y la independencia energética al reducir la dependencia de los combustibles fósiles.

“Cada bomba de calor instalada en Europa contribuye a la seguridad y soberanía energéticas de Europa”, añadió el director general de la EHPA, Paul Kenny. “Los Estados miembros deben utilizar todas las herramientas fiscales a su disposición para garantizar que esto suceda, con el apoyo de la UE”.

Aragón se ha convertido en el destino favorito de los centros de datos. Y ya amenazan con consumir la mitad de su energía

Estos últimos años, España se ha convertido en el objetivo de las grandes tecnológicas. Desde Meta hasta ACS, pasando por Microsoft, Amazon o Google, parece que todas quieren su porción del pastel de suelo —y red eléctrica— del país para instalar sus centros de datos. Una de las comunidades más atractivas para estas instalaciones es Aragón, donde Amazon o Microsoft tienen grandes planes.

El problema es que se estima que, para 2030, estos centros de datos consumirán la mitad de la electricidad de la comunidad.

Acelerón. Hace unas semanas, el Gobierno de Aragón presentó el 'Plan Energético de Aragón 2024-2030'. El documento hace un repaso de las últimas políticas y compara con la situación actual, pero también con la que estiman de cara a los próximos seis años, con datos muy interesantes. Por ejemplo, declaran que, desde 2020 hasta finales de 2023, la comunidad incrementó la potencia de energía eólica instalada en un 18%, mientras que la solar aumentó en un 56%. Son datos en la línea de una media nacional que ha permitido que España tenga un excedente de energía procedente de las renovables.

En noviembre del año pasado, un informe de la consultora Aurora Energy Research mencionó los puntos por los que España es una ubicación privilegiada para la instalación de centros de datos. Más allá del excedente energético o la situación con las renovables, se trata de un punto estratégico con respecto a América, África y el resto del continente, así como la disponibilidad de terrenos amplios para las instalaciones.

Esperan que las renovables aumenten significativamente: un 20,9%, pasando de 615,3 ktep a 744,1 ktep. Y sólo queda ver si ese aumento en las renovables es suficiente para alimentar a los tragones centros de datos cuando necesitan los picos de energía.

'Boom' de baterías en España: más de 22 GW de proyectos han pedido conectarse

La necesidad de almacenar energía que se está perdiendo o que se puede utilizar en otros momentos para abaratar la electricidad en momentos punta de precios ha hecho que el sector de las baterías se haya vuelto loco de repente en España.

Tanto es así que en cuestión de un año o dos como mucho se han presentado ante Red Eléctrica y las distribuidoras más de 22.000 MW de capacidad de almacenamiento a través de baterías.

Pueden ser proyectos hibridados con plantas de renovables o en el modo Stand-Alone (que se conectan directamente a la red), el caso es que se pretende instalar muchísima capacidad de almacenamiento con baterías en España.

El pasado julio, cuando El Periódico de la Energía publicó este artículo, eran 14 GW los proyectos de baterías que estaban a la espera de desarrollarse en España.

En sólo seis meses se han presentado ante el Operador del Sistema Eléctrico más de 8.000 MW de nueva capacidad de baterías que quieren conectarse a la red.

Ahora, de todos ellos, tienen permiso de acceso y conexión a la red un total de 9,5 GW de baterías, de los cuales casi 7 GW son a la red de Distribución y algo más de 2,5 GW a la red de Transporte.

Mientras que hay más de 12.000 MW de proyectos que están aún a la espera de conocer su situación y lograr el permiso de acceso.

Da la sensación que el hecho de anunciar durante el pasado semestre la puesta en marcha de un mecanismo de capacidad hizo que se incrementara como si no hubiese un mañana el número de solicitudes de acceso a la red.

El caso es que estos 22 GW de proyectos de baterías igualarían la capacidad de almacenamiento que el Gobierno quiere tener conectada a la red para 2030, según los datos de la actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima.

A ello habría que sumar los 9.000 MW de proyectos de bombeo que ya están conectados o que han solicitado acceso a la red a día de hoy.

En total, 31 GW de almacenamiento que seguro que solucionarían muchos problemas a generadores de solar fotovoltaica así como al propio Operador del Sistema Eléctrico para cubrir las necesidades energéticas en cualquier momento.