Acciona estudia mejorar la eficiencia de sus aerogeneradores recubriendo su torre con paneles solares que abastezcan de energía su turbina

Redacción.- La división energética de Acciona ha desarrollado una solución pionera a nivel global en el campo de la hibridación entre la energía eólica y fotovoltaica consistente en recubrir la torre de un aerogenerador con paneles orgánicos flexibles destinados a producir energía para el consumo eléctrico interno de la turbina. El proyecto de innovación permitirá estudiar tanto el comportamiento de los paneles orgánicos, una tecnología fotovoltaica emergente, como su aplicación para mejorar la eficiencia del aerogenerador.

El sistema ya ha sido instalado en una de las turbinas del parque eólico de Breña (Albacete), que Acciona opera en propiedad. Se trata de un aerogenerador AW77/1500 de tecnología Nordex-Acciona Windpower, asentado sobre torre de acero de 80 metros de altura de buje. Adheridos a la torre, se han instalado 120 paneles solares ubicados en orientación sudeste-sudoeste para captar el máximo de energía a lo largo del día, y se han distribuido ocupando una longitud total de unos 50 metros de torre. Los módulos fotovoltaicos, que totalizan una potencia de 9,36 kilovatios pico (kWp), son de tecnología Heliatek, modelo HeliaSol 308-5986. Tienen un grosor de tan sólo 1 milímetro.

A diferencia de la tecnología convencional de fabricación de módulos fotovoltaicos basada en el silicio, los paneles orgánicos utilizan el carbono como materia prima y se caracterizan por su flexibilidad estructural, lo que los hace adaptables a muy diversas superficies; son también reseñables sus menores costes de mantenimiento, el menor consumo de energía en su fabricación y sus facilidades logísticas, pero su eficiencia es todavía inferior a la del silicio. “Este proyecto de hibridación supone una optimización del uso del espacio para la producción renovable y nos permitirá probar la eficiencia de la fotovoltaica orgánica, una tecnología que creemos tiene una de las mayores curvas de mejora de eficiencia tecnológica”, afirma Belén Linares, directora de Innovación de Energía en Acciona.

La aplicación inmediata del proyecto de Breña es producir parte de la energía que necesitan los sistemas internos del aerogenerador. Cuando éste está funcionando, parte de la energía generada es utilizada para alimentar dichos sistemas auxiliares. En situación de parada, algunos sistemas deben seguir funcionando, por lo que son alimentados desde la red, con lo que el aerogenerador registra entonces un consumo neto de energía.

El nuevo sistema fotovoltaico adherido a la torre permitirá cubrir en todo o en parte esa demanda inherente al funcionamiento del aerogenerador, cuando exista radiación solar e incluso, en una eventual fase posterior del proyecto, en ausencia de sol mediante el uso de un sistema de almacenamiento en baterías, lo que redundará en todo caso en una mejora de la producción neta aportada a la red. Los paneles orgánicos van conectados a dos inversores que transforman la corriente continua en alterna, para su conexión posterior a la red que alimenta los equipos eléctricos del aerogenerador.

Todo el sistema está monitorizado al objeto de poder evaluar la solución adoptada en condiciones reales tanto desde el punto de vista de la producción energética como de la degradación de los paneles solares. Conceptualmente, supone una configuración muy novedosa con respecto a las experiencias existentes de hibridación eólico-fotovoltaica, basadas en la instalación de paneles en suelo. La iniciativa se enmarca en un proyecto de innovación de más amplio alcance impulsado por Acciona para estudiar diversas tecnologías fotovoltaicas emergentes con el fin de ser pionera en adoptar las soluciones más eficientes en cada caso y consolidar su liderazgo como promotor fotovoltaico, con más de 1.200 MWp operativos o en construcción en diversas regiones del mundo.

Asturias y el Instituto del Carbón seleccionan 73 proyectos dotados con 97,9 millones de euros procedentes de los fondos mineros

Redacción.- El Gobierno de Asturias y el Instituto para la Reestructuración de la Minería del Carbón (IRMC) han realizado la preselección final de los 73 proyectos que se financiarán con cargo al Plan Marco del Carbón 2013-2018. Estas actuaciones movilizarán una inversión de 97,9 millones, de los que el Ejecutivo central aporta 72,6 y el resto, 25,3, por la administración autonómica.

La comisión de cooperación formada por el IRMC y el Principado de Asturias ha seleccionado las 73 actuaciones entre las 127 recogidas en el convenio marco de colaboración para el impulso económico de las comarcas mineras suscrito entre ambas administraciones en noviembre de 2017. Los 73 proyectos, 25 de los cuales han sido propuestos por el Principado de Asturias y 48 por los ayuntamientos, implican la puesta en marcha de acciones de restauración, telecomunicaciones y eficiencia energética. Asturias es la comunidad autónoma más beneficiada con la distribución de los fondos mineros, dado que recibe 72,5 millones, el 54,5% de la cuantía global de estas ayudas para el periodo 2013-2018 en todo el país, que asciende a de los 132,9 millones.

SolarPower Europe prevé que se instalen 800 GW fotovoltaicos durante el próximo lustro para alcanzar los 1.300 GW en 2023

Redacción.- El informe global de SolarPower Europe sobre el mercado solar de los próximos 5 años prevé 800 GW adiciones a la capacidad total instalada de 1.300 GW para 2023. SolarPower Europe lanzó su Global Market Outlook 2019-2023 en Intersolar Europe, el evento del sector más importante de Europa, recalcando que la energía solar alcanzó importantes hitos en 2018, con un panorama aún más optimista previsto para los próximos cinco años.

Christian Westermeier, presidente de SolarPower Europe , destacó que «2018 fue un año único para la industria solar global ya que superamos la cifra mágica de instalar 100 GW por año por vez primera, lo que llevó al sector de la energía solar a crecer hasta los 500 GW instalados. El año pasado, nuevamente vimos fuertes mejoras en los costes de la energía solar, convirtiéndose en la fuente de generación de energía con el coste más bajo en cada vez más regiones. Al mismo tiempo, las nuevas aplicaciones han progresado rápidamente, como la energía solar flotante, mientras que los acuerdos corporativos de compra de energía renovable alcanzaron un los 2 dígitos a nivel de GW».

Un total de 102,4 GW de energía solar se conectaron a la red en todo el mundo en 2018, un 4% más que los 98,5 GW instalados en 2017, ejercicio que ya tuvo una tasa de crecimiento del 30%. La principal razón para el menor crecimiento del mercado solar del año pasado fue la contracción del mercado chino que, con 44,4 GW, se redujo en un 16% en comparación con su récord de 52,8 GW en 2017. Otros mercados líderes en energía solar también se han contraído (India, Japón) o estancado (Estados Unidos) por diversos motivos. En este sentido, muchos mercados nuevos y emergentes, así como reemergentes, compensaron el crecimiento más lento de los tradicionales líderes del sector solar fotovoltaico.

En 2018, 11 países instalaron más de 1 GW de energía solar. El escenario medio de SolarPower Europe estima que la cantidad aumentará significativamente a 16 países en 2019. Europa en su conjunto agregó 11,3 GW en 2018, un aumento del 21% con respecto a los 9,3 GW instalados el año anterior, principalmente debido a los objetivos nacionales vinculantes de renovables exigidos por la Unión Europea para 2020. En 2019, el escenario medio de SolarPower Europe ve un aumento de la demanda de más del 80%, hasta los 20,4 GW, y un crecimiento del 18% en 2020 hasta los 24,1 GW, lo que sería un nuevo récord de instalación, superando los 22,5 GW de 2011.

Más interés por la solar

Walburga Hemetsberger, CEO de SolarPower Europe, destacó que “la demanda solar global continuó creciendo el año pasado ya que los nuevos mercados emergentes se han aprovechado del menor coste del negocio solar. El interés en la energía solar está aumentando a un ritmo rápido«. Hemetsberger añadió que “en Europa hemos entrado en una nueva era de crecimiento solar y, con el recientemente concluido Paquete de Energía Limpia, tenemos un nuevo marco para la energía solar en el que veremos que nuestra tecnología prospera aún más en los próximos años. Ahora esperamos que los Estados miembros de la Unión Europea implementen ambiciosos objetivos solares y garanticen unas directrices de implementación sólidas en sus Planes Nacionales de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030″.

A nivel global, en su escenario medio, SolarPower Europa anticipa que se instalarán alrededor de 128 GW de nueva capacidad fotovoltaica en 2019, lo que se traduciría en un crecimiento del mercado del 25%. Esto llevará a una capacidad instalada acumulada de 645 GW, que es aproximadamente un 4% más alta que la que se asumió en el informe del año pasado. Lo más probable es que se supere el umbral del TW solar en 2022. La Perspectiva del Mercado Global de los próximos 5 años espera que las capacidades de generación de energía solar global sumen casi 800 GW y alcancen una capacidad de generación de energía solar total de 1,3 TW en 2023.

Michael Schmela, asesor ejecutivo de SolarPower Europe, destacó que “la energía solar está avanzando significativamente y esta es una muy buena noticia para la transición energética. Sin embargo, debemos acelerar rápidamente el despliegue de la energía solar para cumplir los objetivos del Acuerdo de París. La energía solar está lista, tanto en términos de tecnología como de asequibilidad, para un uso mucho mayor de nuestra fuente de energía limpia para ayudar a mitigar la crisis climática«. Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), se deben instalar un promedio de más de 400 GW de energías renovables por año hasta 2050 para mantener el aumento de temperatura por debajo de 2°C. En 2018, se instalaron alrededor de 180 GW renovables.

REE empieza a publicar el precio con el que compensar a los autoconsumidores por verter su excedente a la red

Redacción.- Red Eléctrica de España, como operador del sistema eléctrico nacional, ha iniciado en la web del operador del sistema eSios la publicación diaria del precio por megavatio-hora (MWh) con el que se compensará a los autoconsumidores que viertan a la red la energía excedentaria. En este sentido, la energía excedentaria hoy se vería en la factura a 0,05372 €/kWh mientras que el término de energía se cobraría a 0,11583 €/kWh.

Para ello, el usuario ha de tener un contrato de tarifa regulada PVPC con una comercializadora de referencia y estar acogido al mecanismo de compensación simplificada definida en el Real Decreto 244/2019 por el cual se recompensa con una reducción de su factura de electricidad al autoconsumidor que integre su energía generada y no consumida en la red. Ésta es una de las medidas aprobadas por el Ministerio para la Transición Ecológica que pretende impulsar las tecnologías de autoconsumo y de generación distribuida de origen renovable y reducir las emisiones de CO2 a la atmósfera asociadas a la generación eléctrica.

Este precio, con el que se compensará a los autoconsumidores, es el resultado de restar al precio medio horario (basado en el resultado del mercado diario e intradiario para cada hora del día) el coste de los desvíos. Para el cálculo de este valor no se tienen en cuenta los peajes de acceso. De esta manera, los autoconsumidores que viertan el excedente de generación renovable en la red, obtendrán una reducción sobre su factura eléctrica. La web eSios publica diariamente a las 20:20 horas los precios para el día siguiente.

Red Eléctrica destaca que, con esta nueva herramienta, “el usuario toma cada vez más fuerza como consumidor activo y se abre así a una nueva relación bidireccional entre los diferentes actores del sistema eléctrico”. Según el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030, el autoconsumo es una herramienta relevante para alcanzar los objetivos de reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera y lucha contra el cambio climático.

Los precios de almacenamiento de energía en parques solares cae en Estados Unidos a menos de 40 dólares por megavatio/hora

Redacción.- Las utilities de Estados Unidos, en su búsqueda de nuevas fuentes de energía en los períodos punta (de mayor consumo), están recurriendo a parques solares integrados con sistemas de almacenamiento de baterías que ahorran energía para su uso posterior, compensando su dependencia de los generadores convencionales mediante combustibles fósiles, a menudo a precios más bajos.

Esta tendencia es más evidente en Hawái y en el oeste de los Estados Unidos, donde la multiplicación de los acuerdos de compra de energía (PPA) con almacenamiento solar, refleja unos activos maduros de potencia punta, con precios competitivos, según una revisión de S&P Global Market Intelligence. Si bien las configuraciones de los proyectos y las condiciones de los contratos varían, los precios de los parques solares a gran escala junto con las grandes baterías de iones de litio, que generalmente ofrecen 4 horas de almacenamiento de energía, han caído a entre 30 dólares/MWh y 40 dólares/MWh en varios acuerdos recientes y contratos en negociación.

La actividad de contratación, para lo que el desarrollador de proyectos AES Corp. ha llamado «picos fotovoltaicos», ha despegado en el suroeste de Estados Unidos, tanto para PPA como para proyectos propiedad de utilities. En 2018, los agregadores de la comunidad de California Monterey Bay Community Power y Silicon Valley Clean Energy anunciaron acuerdos con los desarrolladores de dos grandes plantas fotovoltaicas integradas con almacenamiento de batería en los condados de Kern y Kings, a precios que se revelaron en una reunión pública que no debe exceder los 40 dólares/MWh.

Por un lado, el proyecto Slate Solar, que integra 150 MW de energía fotovoltaica con un sistema de almacenamiento de energía de batería de 45 MW, está programado para estar conectado en junio de 2021 bajo contratos separados de 15 años entre Recurrent Energy LLC y los dos agregadores. Y por otro, EDF Renewables tiene un acuerdo de 20 años a partir de diciembre de 2021 para dar salida a su proyecto Big Beau Solar, que incluye 128 MW de energía solar y un sistema de batería de 40 MW.

«Este tipo de acuerdos son repetibles… a pesar de que la gente me dijo que el almacenamiento aún no era rentable», recalcó el presidente de Monterey Bay Community Power, Tom Habashi. Añadió que los proyectos a precios competitivos ayudan a reducir la exposición de la agencia pública a las costosas compras de energía punta a corto plazo y el componente de almacenamiento representa menos de 10 dólares/MWh del precio total.

En Nevada, como parte de una decisión que incluyó la jubilación anticipada de un generador de carbón envejecido, los reguladores energéticos estatales aprobaron en diciembre acuerdos a largo plazo entre NV Energy y desarrolladores de tres grandes instalaciones de almacenamiento solar que se espera que funcionen en 2021. Los parques solares Fish Springs Ranch y Dodge Flat de NextEra Energy, así como el proyecto Battle Mountain de Cypress Creek, conforman 3 PPA de 25 años suministrando energía solar a la compañía Sierra Pacific Power a precios fijos de aproximadamente 27 dólares/MWh y 30 dólares/MWh, con contratos adicionales de almacenamiento de entre 10 y 15 años para el almacenamiento de energía.

En un informe de 2018, el Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley estimó en aproximadamente 5 dólares/MWh lo que supone el almacenamiento de energía para esos tres proyectos. A un precio estimado de entre 32 dólares/MWh y 35 dólares/MWh, incluidos los precios de la energía solar revelados por el regulador y los agregados de almacenamiento estimados por el laboratorio nacional, los precios son alrededor de una cuarta parte de lo que la utility Nevada Power (NV Energy) está pagando en su PPA por la producción de Crescent Dunes Solar, planta de energía de concentración de 110 MW con hasta 10 horas de almacenamiento de sal fundida que entró en funcionamiento en 2015.

Como parte de su Plan de Energía de Colorado para alejarse del carbón, Xcel Energy, a través de su filial Public Service de Colorado, está buscando cerrar los contratos para 3 proyectos fotovoltaicos respaldados por batería con «precios bajos sin precedentes» en el rango de entre 30 dólares/MWh y 32 dólares/MWh, según indicó al regulador en 2018. Dos de las tres instalaciones incluyen matrices de baterías de 100 MW y mayores. «No sé si pueden bajar más los precios», apuntó Alex Eller, analista de investigación de Navigant Consulting. «Hemos tenido una carrera hacia el fondo desde hace algún tiempo», señaló.

En Hawái, que tiene los precios de energía más altos del país y que se ha convertido en el terreno de prueba para los paneles solares con baterías, 6 PPA a largo plazo, aprobados recientemente entre Hawaiian Electric Industries y las filiales de AES Corp. Clearway Energy, Hanwha Corp. e Innergex Renewable Energy, varían entre los 78 dólares/MWh y 99 dólares/MWh para proyectos contratados para comenzar en 2021 y 2022.

Si bien son más altos que otros PPA recientes en los Estados Unidos, esos precios son «significativamente más bajos que el coste actual de la generación mediante combustibles fósiles» en Hawai, a aproximadamente 150 dólares/MWh, señaló Hawaiian Electric en marzo. Además, los últimos acuerdos de Hawai tienen un precio muy por debajo de los contratos anteriores a pesar de contar con baterías sustancialmente más grandes.

Por ejemplo, el proyecto AES Kuihelani Solar en Maui, contratado para comenzar en 2021, incluye una planta fotovoltaica de 60 MW emparejada con 60 MW de baterías de 4 horas. El proyecto se basa en «un nuevo modelo de PPA», según la Comisión de Servicios Públicos de Hawaii, que otorga a Maui Electric una «flexibilidad contractual para gestionar instalaciones de energía renovable» a 78 dólares/MWh.

Henrik Andersen se convertirá en agosto en el CEO de la eólica danesa Vestas tras la marcha de Anders Runevad

Redacción.- La eólica danesa Vestas anunció que Anders Runevad dimitirá como director ejecutivo (CEO) de Vestas el 1 de agosto de 2019 y será reemplazado por Henrik Andersen, actualmente CEO de la compañía industrial Hempel A / S y miembro de la junta directiva de Vestas.

Henrik Andersen, quien se unió al consejo de Vestas en 2013, aporta una amplia experiencia en roles de gestión en compañías globales durante los últimos 20 años. Con el nombramiento de Andersen, Vestas apunta a continuar y desarrollar su estrategia de crecimiento rentable y su visión a largo plazo, en la que Andersen participó como miembro de la junta durante los últimos 6 años, según destacó la eólica danesa. Andersen destacó que su objetivo al frente de Vestas es preparar la compañía para el futuro e impulsar la transición energética.

Se cumplen así los planes de sucesión a largo plazo en Vestas, pues Anders Runevad seguirá siendo asesor de la compañía hasta mediados de 2020, trabajando junto al presidente de Vestas, Bert Nordberg, y el director ejecutivo entrante. Durante el mismo período, Anders Runevad también seguirá siendo presidente de MHI Vestas Offshore Wind, la compañía dedicada a la eólica marina.

Tras la decisión de Runevad de renunciar, Bert Nordberg, presidente del consejo de administración de Vestas, agradeció “su fuerte liderazgo estratégico y operativo para convertir a Vestas en el líder mundial en energía eólica y llegar a ser líder mundial en soluciones de energía sostenible”. “Vestas tiene una base sólida para abordar sus prioridades, invertir en el futuro y ayudar a preservar nuestro planeta para las generaciones futuras”, destacó Nordberg. En el mismo sentido, se mostró convencido de que Andersen tiene una trayectoria “comprobada” en la construcción y transformación de empresas globales, “lo que será un gran activo a medida que Vestas pase de ser líder en energía eólica a ser líder en energía sostenible”.

Anders Runevad justificó su decisión de abandonar el liderazgo de Vestas al considerar que la industria entra en una nueva fase “después de llevar la energía eólica a la par con el combustible fósil”. “Es el momento adecuado para que yo renuncie. Me complace entregar una empresa en excelente forma que también se beneficiará de la perspectiva de un nuevo líder”, afirmó Runevad, que resaltó que seguirá asesorando a Vestas.

El experto Michael Liebreich afirma que el cambio a las renovables será «más grande» que el del carbón al gas

Europa Press.- El experto en transición energética y movilidad y fundador de Bloomberg New Energy Finance, Michael Liebreich, ha asegurado que el cambio a las energías renovables «será más grande que el cambio del carbón al gas» y se mostró confiado en que se llegará al escenario de emisiones netas cero. En este sentido, Liebreich afirmó que «a lo mejor tardamos» pero se mostró seguro de que se hará «rápido» y la electricidad se descarbonizará «para 2027».

De esta manera, opinó que la transformación del sistema eléctrico se hará eficientemente «si se toman decisiones relacionadas con una generación distribuida, no centralizada», subrayando la necesidad de digitalizar, y consideró que «la economía va a ser una tercera parte más productiva, energéticamente hablando». Así, pronosticó que para 2040 una tercera parte de la electricidad mundial se generará a partir del mix de energía eólica y solar, un tercio de los vehículos en la carretera serán eléctricos, y la economía mundial producirá un tercio más del producto interior bruto (PIB) por cada unidad de energía.

Liebreich valoró que es el turno de cambiar sectores como el transporte terrestre, la aviación o la agricultura y llegar a la accesibilidad de la energía. Además, señaló que el vehículo eléctrico puede ser «potencialmente un problema, pero también un aliado». «El vehículo eléctrico tendrá una importancia real en la industria del automóvil y calculo que en 2026 su precio será competitivo. Hay que tener en mente que es preciso invertir en esta industria», añadió.

Por su parte, el presidente de Naturgy, Francisco Reynés, indicó que en el mundo de la energía el reto pasa por «buscar soluciones sostenibles y sortear trabas que surgen en el camino». También consideró que las principales incertidumbres pasan por la creación de un plan de energía medioambiental, «que sea sostenible económica y socialmente, y hacerlo a unos costes competitivos».

Así, advirtió de la necesidad de buscar soluciones sostenibles desde estas tres perspectivas. «En la Unión Europea, los países empiezan ya a identificar planes concretos de transformación de modelo energético compatible con estos planteamientos de futuro», indicó. Reynés consideró que el debate alrededor de la energía es de interés «más allá de los que nos dedicamos a esto». «Trasciende al propio sector, llega a la industria, a la economía y al bienestar en general», apuntó.

Ribera no ve fácil que las empresas titulares de centrales nucleares pidan prorrogar su vida útil más allá de 2035

Europa Press.- La Ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, cuestionó que las empresas titulares de las centrales nucleares puedan pedir prorrogar la vida útil de estas instalaciones más allá del año 2035, ya que ello les obligaría a acometer inversiones que pondría en riesgo su rentabilidad.

«En general, cuando una empresa de estas características introduce en su calendario de actuaciones e inversiones hitos importantes, tienden a ser bastante respetuosos, y no veo fácil el que puedan acometerse cambios muy relevantes en el funcionamiento y en el calendario que están manejando», explicó la titular de Transición Energética. En su opinión, «las empresas están viendo que el volumen de inversiones que requiere acometer un nuevo ciclo en estos emplazamientos no es la solución más rentable para su objeto de negocio, que es producir electricidad». Según Ribera, «hoy existen otras tecnologías que, incluso si se acometen la inversión ex novo, resultan más competitivas en el mercado que no renovar».

En cuanto al plazo pactado con los titulares de las centrales para retrasar el cierre hasta 2035 en vez del plazo previsto en el programa electoral socialista, que fijaba la clausura a no más tardar de 2028, la ministra ha defendido el cierre «ordenado» que supone ampliar el calendario inicial. «El resultado de las conversaciones es un cierre que empieza en 2025 y termina en 2035, 10 años en los que Enresa puede operar con total tranquilidad y seguridad y en los que cada uno de los titulares de las centrales deben someter su solicitud de prórroga o cierre autorizado de la planta al CSN».

Vandellós II cerraría en 2035

Vandellós II, central nuclear situada en Tarragona donde son socios Endesa e Iberdrola con una participación del 72% de la energética dirigida por José Bogas y del 28% para la presidida por Ignacio Galán, cerrará en 2035. El protocolo firmado entre Enresa y las compañías eléctricas titulares de centrales incluye un calendario de cierre para el parque nuclear español, contemplando las clausuras ordenadas y escalonadas de los actuales 7 reactores desde 2027 (Almaraz) hasta 2035 (Trillo). De tal manera que, tras Almaraz, le tocaría el turno a Ascó I (2029) y Cofrentes (2030). En 2033 sería clausurado Ascó II y, en 2035, Vandellós y Trillo.

Este calendario establecido en el protocolo serviría para fijar la nueva tasa de gestión de los residuos radiactivos y el desmantelamiento de las centrales. No obstante, Endesa no quiere que el calendario de fechas de cierre para los distintos reactores sea algo definitivo, sino que considera que debe ser «flexible» y «orientativo». Las discrepancias entre las compañías eléctricas respecto a las nucleares surgieron en cómo afrontar su cierre. Mientras que Iberdrola y Naturgy defendían no alargarlas más allá de los 40 años, Endesa apostaba por ir más a largo plazo.

No obstante, las compañías acordaron a finales de enero un cierre ordenado para las nucleares entre ese horizonte de 2025 y 2035. El Gobierno remitió el pasado 22 de febrero a Bruselas su borrador de Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), en el que prevé que en 2030 todavía haya operativos en el mix eléctrico algo más de 3 gigavatios (GW) de nuclear y un cierre ordenado de estas plantas por orden cronológico.

1 euro en la factura

Por otro lado, Ribera ha estimado que el fin de la suspensión temporal del impuesto del 7% a la generación de energía eléctrica desde abril puede suponer un alza de entre «2 o 3 puntos porcentuales», lo que representará un encarecimiento en el recibo de la luz de «entre 0,5 y 1 euro por familia«. En este sentido, Ribera señaló que el alza en la factura de la luz dependerá del precio antes de impuestos, aunque señaló que prevé que se pueda «absorber prácticamente todo el efecto de la suspensión si hay una generación renovable que permita mantener precios estables».

La ministra insistió en que el Gobierno no ha tenido margen para prorrogar esta medida, que fue adoptada el pasado octubre dentro del paquete de medidas aprobadas ante la subida del precio de la luz experimentada después del verano pasado, ante la situación de final de legislatura en que se encuentra. «La razón por la que descartamos acometer una reforma en profundidad de toda la fiscalidad del sistema energético es porque no tenemos tiempo para hacerlo. Prorrogarlo supondría un decreto ley que debería ser inmediatamente convalidado por el Congreso. No tengo claro que no nos acusaran de electoralistas y haya grupos políticos que voten en contra de esa convalidación», reprochó.

Por otra parte, la titular de Transición Ecológica indicó que la Estrategia de Pobreza Energética recoge la prohibición de los cortes de suministro energético cuando haya olas de frío. «Pensamos que eso es importante, que haya unas garantías de servicios mínimos, servicios mínimos vitales que deben proteger a los consumidores en los periodos más duros del invierno«, afirmó. En este caso de la Estrategia de Pobreza Energética, Ribera sí que mostró su confianza en que contará con «un consenso importante».

Ribera calcula que el nuevo Plan General de Residuos Radiactivos que elabora la empresa estatal Enresa estará listo en junio

Europa Press.- La ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, calcula que el nuevo Plan General de Residuos Radiactivos «estará listo» el próximo junio. En este sentido, la ministra ha indicado que le pidió al presidente de ENRESA (la empresa estatal de residuos), José Luis Navarro, que presentara un borrador de proyecto «serio, solvente» y con todas las «variables» que exige el contexto comunitario. «Calculo que en junio eso estará listo», concretó.

Respecto a la gestión futura de los residuos nucleares asociados a la actividad de las centrales nucleares, la ministra considera necesario ser «responsable» y gestionar «de forma segura» los residuos en las condiciones que permitan «tener la tranquilidad» de que no va a haber «ningún problema», primero de forma temporal y después de manera definitiva. En cuanto al plazo pactado con los titulares de las centrales nucleares para atrasar el cierre hasta 2030 a 2035 en vez de al plazo previsto en el programa electoral socialista, que fijaba el cierre a no más tardar en 2028, la ministra reivindicó el cierre «ordenado» planificado que supone un «ligero desplazamiento hacia arriba» de la fecha de cierre.

De un día para otro

A ese respecto ha defendido que, en una «combinación de prioridades» de posicionamiento desde lo laboral a lo emocional, se cruzaban «muchas variables» y lo que ha pretendido su Ministerio ha sido «clarificar» y dar a conocer las previsiones en el «tiempo que está por venir» para asegurar el desmantelamiento nuclear con seguridad financiera y con seguridad de mantenimiento. Ribera ha recalcado que no aboga por nada en particular pero sí por «entender y anticipar» de forma transparente el tiempo que está por venir en un contexto de programa socialista que se plantea ir abandonando la energía nuclear en pro de la renovable, pero admite que «las cosas no ocurren de un día para otro«.

En cuanto al nuevo horizonte del final nuclear, de casi una década, asegura que se trata del «reconocimiento» de las propias «mochilas» del mix eléctrico español, que cuenta con centrales térmicas de carbón, «mucho» ciclo combinado, termosolares que «lo han pasado muy mal», plantas fotovoltaicas. Por ello, insistió en que con «tantas cosas» es preciso «ir ordenando la salida» y la transición con «mucho cuidado» para los titulares de las plantas, como para la red eléctrica, con los reguladores del funcionamiento del mercado y de manera «compatible» con ese estado social, democrático y de derecho.

Huelga climática de los jóvenes

Por otro lado, Ribera animó a los jóvenes españoles a sumarse y participar en la huelga climática convocada en casi un centenar de ciudades por la adolescente sueca Greta Thunberg, porque en las movilizaciones «se aprende mucho» tomando «parte activa» en los debates actuales. En este sentido, la ministra destacó que una parte de la educación y la formación tiene que ver «no con oír lecciones magistrales» sino con la reflexión en la calle, tomando «parte activa» de los debates actuales como el cambio climático.

Así, ha calificado de acción «educativa» que los chicos con capacidad de pensamiento propio se manifiesten y considera que el movimiento juvenil y estudiantil por el clima tiene una «gran trascendencia» que se hace «cada vez más presente en las calles» de Europa y España. “Los responsables políticos, empresariales e institucionales recibimos una vez más una lección en voz alta, de aquellos que están reclamando, de qué es lo que deberíamos hacer en término de cambio de nuestras agendas, cómo reordenar prioridades, cómo entender por qué importa esa agenda que no acepta más retrasos«, recalcó.

La ministra ha recalcado que se trata de la manera actual de consumir y vivir, el modo de relacionarse, la manera de repartir hipotecas y oportunidades. «Creo que es por tanto un debate de fondo que explica por qué los jóvenes salen a la calle a pedirnos cordura, inteligencia, habilidad, conciencia, acción y ética», ha enfatizado para añadir que sus reclamaciones coinciden con algunos de los ejes más importantes del Gobierno en estos 8 meses.

En definitiva, ha calificado de «esperanzador» y de «sobrecogedor» el movimiento juvenil que ha inspirado la joven sueca y le parecía «sorprendente» que un asunto como el cambio climático que «transforma tan profundamente» los elementos que se conocen como sociedad no hubieran alcanzado el «nivel de rebelión» y que los jóvenes no hubieran reaccionado «con acritud». Asimismo, ha recordado que Greta Thunberg asegura a sus mayores que son tan cobardes que no son capaces de decir a los jóvenes la dimensión real del problema que dejan. En este contexto, califica a la sociedad de «contradictorio» porque ve «sencillo» acogerse al titular de que es necesario actuar contra el cambio climático, pero cuando se entra en detalle todo es más complejo.

Ribera admite que prolongar la vida de las centrales nucleares es necesario para garantizar la seguridad de suministro eléctrico

Europa Press.- La ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha descartado prorrogar la suspensión temporal del impuesto a la generación eléctrica en esta legislatura y ha admitido que la ampliación del calendario para el cierre de las centrales nucleares suma a la hora de garantizar la seguridad del suministro pues supone tener «un horizonte que se conoce de antemano» y saber «cuáles son las impresiones, prioridades y organización de las cosas, la estabilidad de la red y la estabilidad financiera del sistema».

Así lo ha puesto de manifiesto tras la presentación del informe Legislando para una transición baja en carbono y resiliente al clima: aprendiendo de las experiencias internacionales, elaborado con la colaboración del Real Instituto Elcano y Acciona, que ha tenido lugar en la Fundación Botín, en Madrid. Según ha indicado la ministra, está «muy satisfecha» con el calendario nuevo de cierre de las centrales, que el Gobierno ha acordado con sus titulares para un periodo entre 2030 y 2035, en lugar de entre 2024 y 2028, fecha que tenía previsto el PSOE en su programa.

«Hemos hecho cosas que son muy significativas de cara a plantear esa reforma de algo tan importante como es nuestra estructura energética, eso incluye el protagonismo devuelto y, a veces, todavía sin culminar de las energías renovables, la recuperación de la confianza de los inversores y sociedad, pensando que hay un horizonte que se conoce de antemano, cuáles son las impresiones, prioridades y organización de las cosas, la estabilidad de la red, la estabilidad financiera del sistema, y la búsqueda de un calendario anticipado de aquello que sabemos que está llamado a desaparecer», ha relatado.

Así, ha puesto de ejemplo la minería del carbón, las centrales térmicas y las centrales nucleares. «Otro asunto que resultaba clave es que, a la seguridad de suministro, hay que sumar la seguridad nuclear y, dentro de la seguridad nuclear, la seguridad financiera de la seguridad nuclear«, sostiene. En este sentido, explica que las empresas titulares de las centrales tenían que tomar la decisión de si seguir operando esas centrales o «facilitar un cierre ordenado». Sobre esto último, Ribera asegura que es «bueno» poder trabajar con «suficiente anticipación», con un calendario de cierre previsible en el que se tenga en cuenta la incidencia que puede tener en el sistema eléctrico.

Para Ribera, las empresas titulares de las centrales han sido «responsables» a la hora de llegar a un acuerdo con el Gobierno para establecer ese escenario futuro de cierre, pues el debate no era «fácil», al haber «diferentes preferencias y prioridades» según la empresa y según el territorio. Por último, aseguró que será la siguiente legislatura la que tenga que resolver cuestiones «críticas» como la reforma fiscal de la energía, la reforma del funcionamiento del mercado eléctrico y la integración de esa nueva perspectiva en un sistema energético más digitalizado.

Impuesto a la generación eléctrica

Por otro lado, la ministra ha descartado prorrogar la suspensión temporal del impuesto del 7% a la generación de energía eléctrica a partir de abril, ya que el actual Gobierno «no tiene capacidad de maniobra en lo que queda de legislatura» para ello. El pasado octubre, entre las medidas de choque ante la subida del precio de la luz experimentada después del verano pasado, el Gobierno aprobó un Real Decreto-Ley que incorporaba la suspensión durante 6 meses del impuesto del 7% a la generación eléctrica.

Entonces, el Gobierno estimó que la adopción de estas medidas para contener la subida en el precio de la luz tendrían un impacto en el recibo de alrededor del 4%. La ministra considera que esta medida forma parte de «esa cesta» de la actualización de la fiscalidad del sistema energético, que consideró que es una de las «cuestiones críticas» que quedan como tareas por realizar para una posible siguiente legislatura.

Ribera ha indicado que el Gobierno está trabajando en esta reforma fiscal, aunque señaló que «es muy complejo, ya que hay una fiscalidad cruzada, que no manda señales claras y que requiere una revisión en profundidad de qué es lo que se pretende, qué es lo que se puede hacer y cómo se acompasa en el tiempo». Junto a esta reforma fiscal, cree que será necesario abordar en el futuro una reforma del funcionamiento del mercado eléctrico y la integración de esa nueva perspectiva de un sistema energético mucho más digitalizado, «en el que el almacenamiento va a ser crítico».