Ribera tacha de «inmenso error» la advertencia de las eléctricas y no ve justificada una revisión de tarifas

La vicepresidenta para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha tachado en el Pleno del Congreso de «inmenso error» la advertencia de las grandes empresas eléctricas sobre un posible adelanto del cierre nuclear y no ve justificada la revisión de tarifas, como han trasladado algunas compañías.

El largo declive de la energía nuclear a la sombra de la eólica y la solar

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.

Crisis en la senda verde europea: "El gas y el carbón son más atractivos que las renovables"

El descontrol de los precios de la electricidad dispara las dudas entre inversores y empresas de la rentabilidad que existe sobre el despliegue de renovables frente a las fuentes de energía tradicionales.

La crisis eléctrica que vive Europa ha provocado un terremoto en consumidores, Estados, empresas e inversores. El efecto sobre la factura de la luz, su impacto sobre la inflación y las medidas de urgencia de los gobiernos para frenar esta sangría han torpedeado la senda verde en la que están inmersas las grandes compañías para cumplir los objetivos de descarbonización de la economía.

Este escenario compromete el atractivo que habían encontrado los inversores. “¿Quién va invertir ahora en renovables con este escenario?”, comenta un alto directivo de una energética con un gran posición en renovables. “Si hay que pagar 80 o 100 euros/MWh de renovables, cuando el gas se paga 20 y el carbón 60 euros/mwh, el plan de descarbonización de la Unión Europea está en riesgo. El gas y el carbón son ahora más atractivos que las renovables”, insiste.

Los mercados de gas europeos siguen atrapados desde hace meses entre sus bajos niveles actuales de almacenamiento, la fuerte demanda de gas natural licuado (GNL) desde Asia y una reducción de los suministros por gasoducto desde Rusia y Noruega. “Los precios diarios registran máximos históricos y los futuros para este invierno han subido un 200% y superan los 70 euros/MWh”, recuerdan los analistas del Grupo ASE.

En España, las centrales de ciclo combinado que utilizan este gas se han convertido en septiembre en la principal fuente de generación del mix con el 26%, desplazando a la nuclear (24,3%) a la segunda posición. El carbón, por su parte, ha generado el 2,5% del mix frente al 1,6% de agosto y el 1,4% de julio. La fotovoltaica y la eólica han generado de forma conjunta en este mes el 21,9%.

Desmontando el oligopolio eléctrico

Llama la atención que las recientes medidas del Gobierno para abaratar el precio de la electricidad no se haya traducido en un fuerte empuje al autoabastecimiento y las comunidades energéticas, sin duda parece que habrá apoyos a partir de los fondos Next Generation, pero también sin duda se han perdido y se están perdiendo años y años sin que se tome como una política de Estado la necesidad de cubrir todos y cada uno de los tejados de este país con placas solares.

Empezamos por este tema concreto porque es una de las cuestiones claves para aumentar niveles de competencia para escapar del oligopolio energético. La idea de aplicar políticas y medidas económicas adecuadas para un futuro descentralizado de la energía, es muy potente, recordemos que todavía tenemos una tasa de dependencia energética (energía que importamos de otros países) del orden del 73%, una de las mayores de toda la UE; y a este respecto, el autoconsumo y las comunidades energéticas vendrían a reducir nuestras demandas de electricidad de las redes en un 20-25% si podemos acceder a tejados o fachadas solares, piensen también en la España rural, naves industriales, etc.; además, estas instalaciones no tendrían impactos significativos sobre ecosistemas y paisajes como otras instalaciones masivas de fotovoltaicas o eólicas

Alemania acaba de conseguir alcanzar dos millones de tejados solares con una insolación algo mayor que la mitad de España[1]. El primer millón de tejados solares se podría alcanzar en 2025 o incluso antes, implicaría 17.603 hectáreas, supondría una potencia instalable de 10.400 MW y una energía producible de 15.500 GWh/año con periodos de recuperación de la inversión de 5 a 7 años (que con los precios actuales de la energía serían más cortos) y se llegaría a 7,45 millones de personas abastecidas por energía solar y generarían empleo del orden de 15.532 personas. Otros informes como el de idealista y CIEMAT llegan a resultados similares, pensando en los 25 millones de tejados que existen en España. Otros artículos científicos de la academia arrojan resultados también muy prometedores para España y para ciudades también, como el caso de Madrid o Valencia. (+)

El Gobierno admite que "se desconoce el precio real de un megavatio de origen nuclear" en plena guerra eléctrica

En su respuesta, el Ejecutivo argumenta que no impulsa la nuclear porque, entre otras razones, las centrales "utilizan un combustible que, una vez gastado, se convierte en un residuo de alta actividad y muy larga vida (miles de años), del que es imposible precisar el coste de su gestión definitiva, dado que, hasta ahora, esta no se ha llevado a cabo en ningún país occidental".

Si bien "los titulares de las centrales pagan a la empresa pública Enresa una prestación patrimonial destinada a la financiación de la gestión de estos residuos y el desmantelamiento de las centrales", esa falta de experiencia "hace que sea el Estado el que, finalmente, haya de asumir las incertidumbres económicas existentes en relación con el coste final de su gestión", recuerda el Ejecutivo.

Desde 2005 los reactores pagan una tasa para financiar la gestión de los residuos y el desmantelamiento, que hasta entonces se cargaba al recibo de la luz. Esta tasa, que en 2020 recaudó unos 480 millones, se incrementó a finales de 2019 un 19% (llevaba sin revisarse desde 2010), hasta 0,798 céntimos de euro por kilovatio hora generado, en el marco del cierre escalonado de los reactores entre 2027 y 2035 que pactó el Gobierno con las eléctricas.

Ahora las empresas, que dicen que los llamados beneficios caídos del cielo son un mito, aseguran que ese calendario está en peligro tras la aprobación de un decreto calificado de "intervención del mercado" por el sector, que "hará que numerosas centrales de generación incurran en pérdidas económicas significativas", según la patronal Aelec.

Las compañías han amenazado con un cierre unilateral y "desordenado" de los reactores, que dejarían de nutrir al fondo que financia a Enresa y pondrían en peligro los objetivos de descarbonización, por el papel de estas centrales (que no emiten CO2) como respaldo de las renovables mientras no exista una solución para almacenar la energía.

A cierre de 2020, el fondo que gestiona Enresa acumulaba algo menos de 6.600 millones, frente a los más de 23.000 millones en los que la empresa pública estima el coste de gestionar los residuos y el desmantelamiento de las instalaciones nucleares hasta 2100. Esa cifra incluiría la construcción del almacén temporal para guardarlos. Enresa ha asegurado recientemente que su plan "sigue siendo disponer de un ATC" y ha avisado del posible "lucro cesante" para las eléctricas si no hay donde guardarlos en 2026 y las centrales tuvieran que parar.

El coste del hidrógeno generado por energía fotovoltaica caerá en picado

Un grupo de investigadores europeos dirigidos por la Universidad Tecnológica de Lappeenranta (LUT), en Finlandia, ha tratado de evaluar los gastos de capital (CAPEX) y de explotación (OPEX) de la electrólisis de hidrógeno alimentada por energía solar a gran escala para las próximas tres décadas y han predicho que el coste de este combustible ecológico puede bajar de los entre; 

0,031 - 0,081 euros/MWh actuales a 

0,020 - 0,055 euros/MWh en 2030 y a 

0,010 - 0,027 euros/MWh en 2050.

“Asistimos a un crecimiento sin precedentes del hidrógeno verde debido a la enorme atracción que ejerce la demanda para optar por soluciones reales y a un descenso masivo del coste del hidrógeno verde a gran escala, impulsado por la energía solar fotovoltaica y los electrolizadores de muy bajo coste”, declaró a pv magazine el profesor de economía solar del LUT Christian Breyer. “Surgen enormes oportunidades de negocio ahora mismo, para empresas y países, pero solo se beneficiarán los responsables inteligentes de la industria y la política”.

Según los investigadores, el LCOH disminuirá hasta situarse entre 0,020 y 0,054 euros/MWh o entre 0,7 y 1,8 euros/kg en 2030 y entre 0,010 y 0,027 euros/MWh o entre 0,3 y 0,9 euros/kg en 2050. “Ya durante esta década, el hidrógeno solar será globalmente un combustible menos caro en comparación con el hidrógeno producido a partir de gas natural con almacenamiento de captura de carbono”, concluyen. “Los mejores emplazamientos de recursos solares del mundo alcanzan hoy la plena competitividad del hidrógeno verde frente al hidrógeno fósil basado en el metano, incluso sin la captura de carbono fósil”, añadió Breyer. “Ya no hay tiempo para los adornos y el lavado de cara verde, y las principales industrias, como la siderúrgica, la química, la marítima y la aeronáutica, tienen que ofrecer verdaderas estrategias de transición para reaccionar ante la enorme presión política y de los inversores”.

Sus conclusiones y la metodología asociada se describen en el artículo “The True Cost of Solar Hydrogen”, publicado en RRL Solar. El equipo de investigación está formado por científicos del LUT, la Basque Research and Technology Alliance (BRTA) de España, el instituto de investigación italiano Eurac, el Centro Común de Investigación (CCI) de la Comisión Europea y el Instituto Becquerel de Bélgica.

Los precios del gas y el CO2 se disparan en Europa. Las renovables con respaldo y el bombeo se posicionan como alternativa

En los últimos meses estamos siendo testigos de como el precio del MWh ha pasado de ser un dato irrelevante para el gran público, a ser como en su momento la prima de riesgo, motivo de conversación diaria. Algo a lo que podemos añadir los derechos de emisión de CO2. Dos elementos que han impulsado el coste energético de Europa, impulsado por factores como el encarecimiento del gas, que amenaza con empeorar la situación.

Un problema que sufre buena parte de Europa, aunque con diferencias debido al formato y funcionamiento de cada sistema. En España, el precio para la mayor parte de los clientes, acogidos a la tarifa regulada (PVPC) depende del mercado mayorista, por eso nos afecta tanto y está de plena actualidad el precio del MWh. En otros lugares, como Portugal o Francia, las compañías fijan las tarifas del mercado una o dos veces al año. Esto supone que no sufren tantos cambios, pero no mucho menos que no estén viviendo también un incremento importante del coste de la electricidad.

Las razones de este incremento de costes podemos encontrar factores como el encarecimiento del gas en los mercados internacionales, provocado por factores como la compra de los mercados asiáticos, que están ‘lanzándose’ al mercado ofreciendo precios muy altos para acaparar una mayor parte de la producción física de esta materia prima. Esto está marcando una tendencia muy preocupante que empuja los costes del gas hasta los 70 euros/MWh, cifra que podemos comparar con los 14 euros el MWh que marcaba hace apenas un año. También se han sumado a la fiesta los derechos de emisión de CO2, que duplican el precio de mediados de 2020.

La situación como vemos puede ir a peor según aumente la demanda de Asia de gas, y mercados como Rusia prefieran mandar su producción a esos lugares en vez de Europa, lo que de nuevo será un efecto negativo y una espiral de la que nadie sabe hacía donde iremos.

Es por eso que la apuesta por las renovables es urgente. Como ejemplo dos proyectos de la eléctrica española Iberdrola, que ponen sobre la mesa el potencial que tenemos el España y Portugal para convertirnos en autosuficientes, e incluso potencias exportadoras. (+)