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Las 9 plantas fotovoltaicas proyectadas en Manzanares (Ciudad Real) prevén una inversión de 230 millones de euros y 500 empleos

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EFE.-Los 9 proyectos de plantas fotovoltaicas que se prevén desarrollar en Manzanares (Ciudad Real) supondrán una inversión de más de 230 millones de euros y la creación de entre 400 y 500 empleos en la fase de construcción. Así lo ha indicado la consejera de Economía, Empresas y Empleo de la Junta de Castilla-La Mancha, Patricia Franco, tras reunirse en la localidad con los promotores de estas plantas que suman más de 300 megavatios, con permiso de acceso y conexión.

La consejera destacó que haya 9 expedientes en Manzanares, de los 18 de la provincia de Ciudad Real. 6 expedientes, que suman 215 megavatios, ya están en proceso de información pública. Estas plantas fotovoltaicas facilitarían y mejorarían la calidad de vida en más de 200.000 viviendas y beneficiar a más de 600.000 habitantes, que contarán con acceso a energía renovable, además de la reducción de emisiones de CO2. Franco aseguró que trabajan para acortar los plazos de concesión de permisos que manejan respecto a otras comunidades autónomas, aunque ahora se sitúan ya en 9 meses.

Franco ha subrayado que la región cumple con todo lo necesario para que se instalen este tipo de proyectos: elevada ración solar, terreno disponible y coordinación entre las administraciones para que la implantación sea exitosa, y ha incidido en que «Castilla-La Mancha brilla con luz propia y favorece el desarrollo medio ambiental con energías limpias y sostenibles», que ha confiado en que se vean potenciadas con el nuevo Gobierno central.

En la actualidad, Castilla-La Mancha cuenta con 97 expedientes en tramitación correspondientes a proyectos de generación de energía a partir de fuentes renovables, que supondrán una potencia adicional de 2.085 megavatios, lo que hará que la región supere los 10.000 megavatios de potencia instalada. En lo que va de año, 249 empresas, 90 hogares y 5 ayuntamientos de la comunidad autónoma han solicitado las ayudas de la convocatoria de 2018 para el aprovechamiento de las energías renovables y al ahorro y la eficiencia energética en Castilla-La Mancha, que cuentan con un presupuesto de 660.000 euros.

El Gobierno regional dedicará en 2018 4,5 millones de euros al fomento de la eficiencia energética y las energías renovables, que se sumarán a los 8,2 millones de euros destinados hasta el momento desde el inicio de la legislatura. A estas cantidades hay que sumar los 19 millones de euros que en los próximos años se pondrán a disposición de los ayuntamientos, diputaciones y mancomunidades de zonas ITI para el desarrollo de proyectos tendentes al ahorro y la eficiencia energética en el alumbrado público y los edificios de la administración.

La mayor central hidroeléctrica de Centroamérica, ubicada en Costa Rica, retoma operaciones tras ser reparada después de 4 meses

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EFE.- La planta hidroeléctrica Reventazón, ubicada en Costa Rica y la más grande de Centroamérica, retomó sus operaciones después de 4 meses de cierre por trabajos de reparación, según fuentes oficiales. El estatal Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) indicó que la planta se reintegró al sistema eléctrico nacional y que paulatinamente alcanzará su máxima capacidad de generación.

En febrero pasado, la planta salió de operación debido a la implementación de un plan de intervención que busca devolver las condiciones de impermeabilidad al macizo rocoso en la zona del vertedero de excedencias, explicó el ICE. «Con satisfacción hemos reintegrado a la Planta Hidroeléctrica Reventazón al parque eléctrico nacional. Los planes ejecutados para garantizar el abastecimiento del país y conservar los niveles de generación renovable han sido exitosos. Esperamos que las 5 turbinas pronto generen», apuntó el director corporativo de Electricidad del ICE, Luis Pacheco. Los trabajos de intervención se extenderán hasta agosto próximo.

Reventazón es la mayor hidroeléctrica de Centroamérica con una capacidad instalada total de 305,5 megavatios, lo que le permite producir electricidad equivalente al consumo de 525.000 hogares. La hidroeléctrica, ubicada en Siquirres, provincia de Limón (Caribe), requirió de una inversión de 1.400 millones de dólares (1.206,7 millones de euros) y es calificada por el ICE como la obra de infraestructura e ingeniería más grande en la historia de Costa Rica. La planta incluye una represa de 130 metros de altura.

El PSOE reclama un plan de transición energética con alternativas económicas para Cofrentes ante el posible cierre de la nuclear

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Europa Press.- El grupo socialista en Les Corts ha presentado una Proposición No de Ley en la que insta al Consell y al Gobierno de España a diseñar y aprobar «un programa plurianual de actuaciones de transición energética en el área de influencia de la central nuclear de Cofrentes» que tenga como objetivo «anticiparse y evitar los posibles efectos negativos» que podrían conllevar el cierre de la misma previsto para 2021, cuando finaliza su permiso de explotación.

Así, el PSOE ha pedido que este plan sirva para «dotar de alternativas industriales y económicas en una zona cuyo empleo y actividad económica depende en gran medida de la central».

La diputada socialista Noelia Hernández ha señalado que «ni España ni la Comunidad Valenciana cuentan con un programa que garantice una transición justa en los territorios más vulnerables» por lo que «sería conveniente alcanzar un acuerdo que implicase a todos los organismos y administraciones implicados para conseguir anticiparse y evitar cualquier efecto no deseable de la transición energética».

En esta línea ha recordado que el área de influencia de esta central tiene una alta dependencia económica de la misma, ya que la zona carece de alternativas industriales y gran parte de los empleos están ligados de forma directa o indirecta a la central.

«Es muy importante que las administraciones se pongan en marcha para que de forma coordinada aborden desde ya y se anticipen al cierre fomentando alternativas para la diversificación de la economía en la zona«, ha señalado Hernández.

Por todo ello la iniciativa presentada desde el grupo socialista recoge establecer incentivos para «favorecer la inversión privada en este área» así como medidas específicas de I+D+i «tanto ligadas al cambio climático o que fomenten la diversificación a la transición energética». También se señala la «aplicación de fondos europeos y programas de financiación del Banco Europeo de Inversión para fomento del emprendedurismo como alternativa a la transición energética».

Otra de las políticas que se reclama en la PNL es establecer «una planificación energética sustitutiva que sea equiparable a la capacidad de producción eléctrica de la central nuclear», que 2017 produjo el 3% de la producción eléctrica nacional y el 13’19% de la producción eléctrica de origen nuclear, «así como implantar las medidas que faciliten y agilicen las instalaciones renovables».

Por último, desde el grupo socialista proponen «solicitar al Gobierno de España su participación financiera y estratégica» y «derogar normas que dificulten la transición energética hacia un modelo más sostenible».

En este sentido, la diputada socialista ha recordado que la Ley del Sector Eléctrico que aprobó el Gobierno del PP en 2013 «no supuso ningún avance en materia de cambio climático y tuvo consecuencias nefastas» como fue la pérdida de unos 70.000 empleos en el sector de las energías renovables así como las pérdidas cuantiosas de muchos pequeños inversores.

El Gobierno de México premia a Iberdrola por su calidad y competitividad

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EFE.- El Gobierno de México galardonó a Iberdrola con el Premio Nacional de Calidad en Energía por su calidad, competitividad y trayectoria en un acto encabezado por el mandatario Enrique Peña Nieto, al que asistió el presidente de la eléctrica, Ignacio Sánchez Galán.

«El Premio Nacional de Calidad es un poderoso instrumento para incrementar la competitividad y productividad de nuestro país. La participación misma en el proceso de evaluación permite a empresas identificar fortalezas y oportunidades para alcanzar la excelencia», aseguró Peña Nieto en un acto en la residencia oficial de Los Pinos.

Iberdrola recibió el Premio Nacional de Calidad en Energía junto con la empresa pública Comisión Federal de Electricidad (CFE), en su división Golfo-Norte, dos ejemplos de prosperidad y logros acentuados por la reforma energética del 2013, remarcó Peña Nieto.

Tras recibir el premio de la mano del mandatario, Sánchez Galán afirmó que es «un honor obtener este reconocimiento que convierte a Iberdrola en la primera empresa energética privada en recibirlo».

«Para nosotros es sin duda un estímulo para seguir apostando por este gran país», manifestó.

El presidente de Iberdrola señaló que este reconocimiento es «una muestra más del firme compromiso con la eficiencia y la sostenibilidad en México, que son señas de nuestro negocio».

Afirmó que este tipo de galardones «animan a redoblar el esfuerzo para seguir contribuyendo al desarrollo energético de México y para el bienestar de los mexicanos».

Con casi 20 años de presencia en México, Iberdrola es el mayor productor privado con más de 6.000 megavatios (MW) de capacidad de operación, el equivalente a suministrar servicio a más de 20 millones de mexicanos.

El Premio Nacional de Calidad, que se desglosa en varias categorías, fue creado en 1989 y es la máxima distinción que el Gobierno mexicano otorga a las organizaciones que son referentes nacionales de calidad y competitividad.

En su edición 28 se postularon 41 empresas en 12 categorías, y 11 de ellas fueron reconocidas con este prestigioso galardón, según datos de Presidencia.

Con un plantilla de casi 1.000 empleados, Iberdrola opera actualmente en México un total de 17 centrales y está construyendo otros 8 proyectos de generación, tanto a gas como renovables.

Con estas centrales en operación y los proyectos en construcción, México se convertirá en 2020 en el país con mayor producción de Iberdrola.

Castilla y León buscará convencer a los socialistas de Asturias y Aragón para que apoyen la propuesta sobre las térmicas

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EFE.- La consejera de Economía y Hacienda de Castilla y León, Pilar del Olmo, ha avanzado que buscarán una alianza con las comunidades autónomas de Asturias y Aragón para evitar que antes de que se cierren las térmicas se vendan, para no incidir en el empleo en las comarcas mineras. Del Olmo presidió, en la sede de la Diputación de León, una reunión del Comité de Seguimiento del Plan de Dinamización Económica de los Municipios Mineros.

La consejera señaló que, en defensa de la minería, la Junta va a apoyar la proposición de ley que ha presentado el PP en el Congreso para evitar el cierre de las centrales térmicas. «Me parece fundamental, cuando hay anuncios de que las eléctricas quieren cerrar alguna térmica en la comunidad, estar con el Gobierno y, sobre todo, con el ministro de Energía, Álvaro Nadal, para que antes de cerrarlas se vendan a quien pueda estar interesado, para el mantenimiento del empleo», añadió Del Olmo.

Asimismo, ha subrayado que en los próximos días se pondrá en contacto con los consejeros de Asturias y Aragón para promover entre las tres comunidades que se vendan las térmicas antes de que se cierren. Además, del Olmo ha recordado que España se ha adherido al programa de Regiones Europeas Carboníferas en Transición y que el Gobierno ha designado a Asturias, Aragón y Castilla y León para que presenten proyectos con el objetivo de conseguir fondos para sus comarcas mineras.

Diversificación de la actividad económica

«En ese sentido estamos trabajando también con Asturias y Aragón para incentivar la I+D+i en relación con las energías más sostenibles y para ello vamos a contar con proyectos para la Ciudad de la Energía, que dispone de un buen equipo de investigación», ha explicado. Del Olmo ha precisado que dentro de esa plataforma de la Unión Europea hay otros proyectos de diversificación de la actividad económica de las comarca mineras, y ha indicado que en ese ámbito también se trabaja con Asturias y Aragón.

La consejera recordó que las tres empresas mineras que operan en Castilla y León tienen firmados contratos para la venta de carbón, lo que calificó de «buena noticias» porque «va a suponer el mantenimiento, al menos, del empleo en esas compañías». También advirtió de la importancia que para la minería tiene que se aprueben los presupuesto generales del Estado porque contemplan recursos para los convenios MINER. Además, destacó que hay dos proyectos de diversificación «muy avanzados» en las comarcas mineras, uno de ellos el de Forestalia, con una creación de 50 empleos directos y 400 indirectos. «El otro proyecto va a dar empleo a más de cien personas. Por discreción no puedo decir su nombre pero esta bastante avanzado», indicó.

Asturias lo debatirá el viernes

Por su parte, el pleno de la Junta General del Principado de Asturias debatirá el viernes una iniciativa del PP que respalda el contenido del proyecto de ley tramitado por esta formación en el Congreso para modificar la normativa que regula el sector eléctrico y evitar el cierre de centrales térmicas como la de Lada. La iniciativa, que aún debe ser debatida en comisión en la Cámara baja, plantea condicionar el cierre de una instalación, como el que ha solicitado Iberdrola para la central asturiana y para la de Velilla (Palencia), a los posibles efectos que tendría sobre el incremento del precio de la electricidad.

Así, el PP defiende en el Congreso, con el respaldo del Gobierno central, que los cierres de instalaciones de producción eléctrica con una potencia superior a 50 megavatios requieran de tres dictámenes previos aunque no vinculantes de la CNMC, la Oficina del Cambio Climático y del IDAE. Tanto el PSOE como Podemos y Ciudadanos han mostrado su rechazo en el Congreso a esta propuesta aunque el Gobierno asturiano que preside Javier Fernández sí ha defendido que el Ejecutivo central disponga de mecanismos para evitar que las compañías eléctricas puedan decidir de forma unilateral cierre de plantas de producción de energía.

Tras la reunión de la Junta de Portavoces del parlamento asturiano, la presidenta del PP, Mercedes Fernández, se mostró confiada en obtener «el apoyo unánime» de la Junta a esta iniciativa para promover, ha apuntado, un sistema eléctrico «ordenado» a partir de criterios de defensa del interés general. «Los criterios de las empresas no pueden suponer una alteración del sistema eléctrico en su conjunto», ha apuntado Fernández tras incidir en la importancia de que la Junta se pronuncie políticamente sobre esta cuestión pese a que el Principado no cuente con competencias en el ámbito de la regulación del sector energético.

El diputado de Foro, Pedro Leal, que anunció la presentación por parte de su grupo de una iniciativa similar, ha incidido en la necesidad de que los distintos partidos tengan la misma postura «en Madrid, en Bruselas o en Asturias» y ha apuntado que esta votación constatará «el peso de cada uno en sus respectivas organizaciones». «En todo país serio la decisión de cerrar una central térmica dedicada a la producción de electricidad no puede adoptarse de espaldas al Gobierno y en contra del interés general», apuntó, para rechazar una medida «que encarecerá el precio de la luz y abrirá la puerta al aumento de las horas de funcionamiento de las centrales nucleares, que desempeñarán el papel de las térmicas».

La Universidad Politécnica de Cartagena y la consultora energética Konery buscan optimizar el funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas

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EFE.- La consultora energética Konery impulsa en la Universidad Politécnica de Cartagena (UPCT), con la que ha suscrito la creación de una nueva cátedra de empresa tecnológica, a la optimización de la producción eléctrica mediante energía fotovoltaica. La UPCT ha señalado que Konery, líder regional en captación de subvenciones para proyectos energéticos y en plena expansión a otras comunidades como Andalucía y Cataluña, se incorpora a la Red de Cátedras de la UPCT.

La empresa que dirige el presidente de la Asociación de Jóvenes Empresarios (AJE) Región de Murcia, Ginés Ángel García López, cuenta con 6 trabajadores, un tercio de su plantilla, que estudiaron en la Politécnica de Cartagena. «Queremos encontrar a quienes más sepan de la nueva revolución tecnológica para incorporar el talento de la nueva generación de ingenieros», ha explicado García.

Cogen Europe pide a la Unión Europea que cuente con la cogeneración en la lucha contra el cambio climático

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EFE.- La patronal europea de cogeneración, Cogen Europe, ha pedido a los ministros de Energía de la Unión Europea que se apoye a la cogeneración como un medio clave para alcanzar los objetivos nacionales y los de la Unión Europea en la lucha contra el cambio climático.

Cogen Europe, de la que forman parte la Asociación Española de Cogeneración (Acogen) y la Asociación Española para la promoción de la Cogeneración (Cogen España), ha enviado una carta a los ministros de Energía de los países miembros, entre ellos al español Álvaro Nadal. En la misiva, la patronal europea de cogeneración pide aprovechar los ahorros de energía que ofrece la cogeneración en conversión, transmisión y distribución, pues sería una forma clave para garantizar la flexibilidad para los estados miembros sin comprometer los objetivos. También pide que se priorice la cogeneración de alta eficiencia para el uso de biomasa, al menos para instalaciones de más de 20 megavatios térmicos (MWth).

Asimismo, recuerda que la cogeneración produce el 11% de la electricidad y el 15% del calor en Europa, y ahorra más de 200 millones de toneladas de CO2 anuales. La patronal española de cogeneración, Acogen, ha recordado que, con el paquete legislativo sobre energía en curso de la Unión Europea, la contribución de la cogeneración podría alcanzar el 20% de la electricidad de Europa y el 25% del calor, ahorrando hasta 350 millones de toneladas. A juicio de Acogen, la cogeneración es una tecnología que sale reforzada en el contexto regulatorio de la Unión Europea y también en España, donde recuerda que la comisión de expertos expresó en su informe «un rotundo sí al impulso a la cogeneración» en España.

La central nuclear de Almaraz logra récord de producción de electricidad y ya tiene listo su ATI de combustible gastado

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EFE / Europa Press.- La central nuclear de Almaraz, participada por Iberdrola (52,7%), Endesa (36%) y Gas Natural Fenosa (11,3%), obtuvo en 2017 sus mejores cifras de producción eléctrica a lo largo de su historia, con 16.986 millones de kWh brutos, y este año ya tendrá operativo su Almacén Temporal Individualizado (ATI), instalación destinada a guardar el combustible gastado.

Las dos unidades de la central nuclear de Almaraz generaron una producción bruta conjunta de 16.986 millones de kWh y una neta de 16.347, lo que constituyen los mejores resultados anuales logrados desde que la planta inició su actividad comercial en 1983. La producción de energía eléctrica bruta correspondiente a la Unidad I fue de 8.048 millones de kWh, y de 8.937,9 por lo que respecta a la Unidad II. Equivale al 27% de la producción eléctrica de las centrales nucleares en España. Los datos han sido aportados por el hasta ahora director de la planta, José María Bernaldo de Quirós, cargo que ha asumido el ingeniero industrial especializado en energía nuclear Rafael Campos, procedente de la central de Cofrentes.

En 2017 se realizó la vigésimo quinta recarga de combustible de la unidad I, una actividad que precisó de una parada de 34 días. En esta recarga se ejecutaron más de 9.000 actividades en las que participaron en su realización 1.200 trabajadores adicionales a la plantilla, la mayoría de Extremadura. Por lo que respecta a la unidad II, operó de manera estable durante este periodo hasta junio, cuando se efectuó una parada programada de 3 días de duración para la realización de las pruebas de operabilidad del generador diesel 4DG.

El 9 de abril se inició la recarga número 24 de la unidad II, operación que durará 34 días, y en noviembre está prevista la recarga número 26 de la unidad I, ha explicado Bernaldo de Quirós. En este sentido, la próxima recarga de la unidad I obligará a inaugurar el propio ATI de Almaraz, instalación destinada a guardar el combustible gastado. Será la recarga número 26, la número 50 en el conjunto de las dos unidades de Almaraz, la que estrene este ATI, cuyas obras ya están finalizadas, por lo que, una vez se reciba la autorización correspondiente para su uso, ya estará operativo.

«La obra está finalizada completamente, el almacén está listo, las pruebas del contenedor está también finalizadas», ha explicado Bernaldo de Quirós, que indicó que se está «en el trámite de la autorización final de puesta en marcha» de la instalación. Según ha relatado, en la actualidad está en curso la autorización final por parte del Ministerio de Energía y para la que el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) deberá emitir un informe previo. Por eso, la central nuclear maneja la previsión de que se pueda cargar el primer contenedor en el verano de este 2018.

Por ello, la previsión de la dirección de Almaraz es extraer 32 unidades de combustible gastado antes del mes de noviembre, según explicó Rafael Campos. Aunque en cada recarga se introducen 64 nuevos elementos de combustible, la piscina de combustible gastado de la unidad I, que presenta un índice de saturación del 92%, aún permite guardar 32, por lo que los otros 32 restantes serán introducidos en un contenedor de almacenaje que será depositado en el ATI. En el caso de la Unidad II, el grado de ocupación es del 87,43% y su año de saturación está previsto para 2021.

El ATI de Almaraz, cuya construcción ha supuesto un desembolso de unos 24 millones de euros, se ubica sobre la zona norte de los terrenos de Almaraz a partir de un estudio pormenorizado de numerosos factores, tanto geológicos como medioambientales, así como de seguridad. El ATI puede albergar hasta 20 contenedores de almacenaje y transporte, cada uno de ellos con una capacidad de albergar 32 elementos de combustible gastado. Cada contenedor es de acero forjado, de blindaje biológico y presenta dos tapas, una exterior y otra interior, y un espacio presurizado con helio entre ambas. El ATI de Almaraz es similar al construido en la central nuclear José Cabrera, en Zorita de los Canes (Guadalajara).

Preguntado por la solicitud de renovación de la licencia de explotación de Almaraz, la cual finaliza en 2020, Campos ha explicado que en junio presentaron la documentación preceptiva. Sin embargo, la solicitud como tal de la renovación se deberá elevar, si así lo consideran las propietarias de la central por los años que decidan, hasta 2 meses después de la publicación del Plan de Energía y Clima, aunque la fecha tope será marzo de 2019.

Campos admitió que «hay una cierta incertidumbre» por este asunto, tras lo que ha reiterado que el objetivo de Almaraz es «seguir operando de una forma totalmente segura y totalmente fiable, listos y preparados para el futuro». Campos ha destacado que Almaraz es «la primera central española que se va a aproximar al hito de renovar la autorización de explotación», y el resto de las plantas del país van detrás, lo que supone un «reto muy importante» para la instalación cacereña, que «desde luego va a ser una referencia«, auguró.

A lo largo del pasado año, la Unidad I notificó 3 sucesos, y 5 la Unidad II, todos ellos de escasa incidencia. Campos ha aseverado que la central cacereña cuenta con los instrumentos, herramientas, procesos y planes más innovadores en materia de seguridad, ya no solo laboral sino también medioambientalmente. Ha recordado que recientemente el Organismo Internacional de la Energía Atómica (OIEA) subrayó el «compromiso» de la dirección de la central nuclear con la seguridad a largo plazo de la planta y la voluntad de mejora continua en esta materia.

Expertos adscritos al Programa de Grupos de Examen de la Seguridad Operacional de la OIEA evaluaron numerosos aspectos de la central contrastando procesos, actividad, funcionamiento y fiabilidad de la planta bajo estándares internacionales de seguridad. Este grupo de especialistas internacionales han reconocido y valorado «los importantes avances realizados» por la central de Almaraz «para situar la seguridad como la prioridad principal de la planta«. Esta misión OSART ha sido la número 200 desde que este organismo internacional iniciara este tipo de evaluaciones en 1982. Según las previsiones, los expertos volverán a Almaraz dentro de 18 meses para completar esta labor.

Además, a final de año se realizará en la Central de Almaraz la evaluación de cultura de seguridad, un aspecto en el que la planta sigue «queriendo mejorar» para «seguir creciendo en este aspecto». Campos resaltó que además de la producción de la planta, «también está el valor social» por su generación de empleos directos e indirectos, así como colaboraciones, apoyos y contribuciones al entorno, a través de los impuestos.

A partir de ahí, el «principal reto» que se ha marcado Rafael Campos es «estar preparados para el futuro», con varios «hitos importantes» en 2018, como la llegada de la Guardia Civil a la planta para su vigilancia. La Guardia Civil contará con un cuartel en el interior de la planta y su llegada está prevista para «el último cuatrimestre del año«, ya que todavía se está «trabajando en ello, en contacto» con la Benemérita.

La parada de los reactores nucleares de Vandellós II y Almaraz frena el descenso en el precio de la electricidad

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Europa Press / EFE.- El precio de la electricidad ha visto frenado en lo que va de abril el descenso que venía registrando a lo largo de estos primeros meses del año debido a la interrupción provisional de la actividad de las centrales nucleares de Vandellós II y Almaraz, según expertos del Grupo ASE, una compañía especializado en asesoría y gestión energética para empresas.

En concreto, el precio del mercado mayorista, el conocido como pool, se ha situado en la primera quincena de abril en los 40,6 euros por megavatio hora (MWh), precio que, aunque es un 7,1% más bajo de lo que marcaba hace un año, supone un repunte del 1% con respecto a los 40,18 euros por MWh de media que marcó en marzo. Según Grupo ASE, la parada de las dos centrales supone una reducción de la producción nuclear a un 70% de su plena carga. Además, añade que hay que sumar una menor producción eólica durante la última semana, factores que llevaron al pool a situarse en niveles de precios muy superiores a los esperados.

El pasado 13 de abril, el mercado mayorista cerró a 59 euros por MWh, un precio que no es propio del mes de abril, según los analistas del grupo, a pesar de que la producción hidráulica marcó ese mismo día el máximo en lo que va de año, con 190 gigavatios hora (GWh). No obstante, los expertos subrayan que el aumento de la producción hidráulica no garantiza precios bajos «si no hay suficiente oferta de energía más económica (nuclear y eólica) que entre en competencia».

Los analistas del Grupo ASE esperan que al menos hasta el 31 de mayo se mantengan unos precios altos para esta época del año en el mercado mayorista diario. Así, consideran que esta podría ser la tendencia, con un alza de los precios del pool, «a pesar de la abundancia de oferta hidráulica, provocado por la reducción de generación nuclear«. Vandellós II está reparando un goteo de agua que se ha descubierto y Almaraz estará parada aproximadamente hasta el 10 de mayo mientras se procede a su recarga de combustible, mientras que poco después está programado que Trillo inicie su desconexión también para recargar combustible.

En lo que se refiere al mercado de futuros, ha reaccionado al alza al no efectuarse el arranque previsto de Vandellós II y subió hasta 50 euros por MWh para mayo, mientras que junio se sitúa en 55 euros por MWh, lo que implica incrementos de más del 10% respecto a la pasada semana. Todos los mercados de futuros eléctricos europeos se han visto afectados por el alza de las commodities (Brent, gas, carbón y emisiones de CO2) con subidas de entre el 5% y el 7% en sus productos.

El precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante al IVA y al Impuesto de Electricidad. El Gobierno congeló para 2018 los peajes y cargos eléctricos con los que los consumidores sufragan los costes regulados. Por su parte, los precios diarios del mercado mayorista se fijan con un día de antelación, alrededor del mediodía.

La SNE espera que se despejen las «incógnitas políticas» alrededor del ATC y lamenta la fiscalidad sobre las plantas catalanas

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Europa Press.- El presidente de la Sociedad Nuclear Española (SNE), José Antonio Gago, confía en que las incógnitas políticas sobre los permisos de las administraciones «se despejen» y que el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) emita finalmente la autorizaciones necesarias para la construcción del almacén temporal centralizado (ATC) de residuos nucleares de alta actividad en Villar de Cañas (Cuenca), porque la instalación «siempre va a ser necesaria».

Así, ha insistido en que el ATC facilitará en su momento el desmantelamiento del parque nuclear español pero, según admite, se trata de una política de Estado y de una decisión del Gobierno central. «El ATC siempre va a ser necesario porque cumple la función de desacoplar el futuro desmantelamiento de las centrales de lo que es la gestión definitiva del combustible gastado de la misma, que irá a un almacenamiento geológico profundo«, ha manifestado Gago, que ha defendido que concentrar los residuos nucleares «a la larga abaratará su gestión».

Por otro lado, el representante de la SNE ha reflexionado sobre la situación de las centrales nucleares situadas en Cataluña. Al respecto, ha señalado que desde hace un año en Cataluña se reinstauró un impuesto que ya había sido considerado como doble imposición por el Tribunal Constitucional «en la primera intentona»; y ha añadido que desde el 1 de abril las plantas catalanas soporta «un nuevo impuesto» al combustible. Además, ha añadido que la ley de cambio climático aprobada por el parlamento catalán en agosto de 2017 establece el fin de la producción eléctrica nuclear en 2027. Si bien, matizó que esta ley fue recurrida por el Gobierno y anulada posteriormente por el Tribunal Constitucional.

Por otro lado, en el contexto de sequía que ha afectado al conjunto de España durante el 2017 y 2018, el presidente de la SNE asegura que la escasez hídrica «demuestra la importancia» de la nuclear en situaciones climatológicas adversas, como cuando hay sequía y no sopla el viento, como el año pasado cuando se incrementó el uso de las centrales de ciclo combinado y de carbón, lo que aumenta a su vez las emisiones de gases de efecto invernadero.

El año pasado, según ha recordado, la producción hidroeléctrica obtuvo su peor resultado de los últimos 30 años, con una caída del 49% entre 2016 y 2017. «Tendríamos que remontarnos a 1989 para encontrar un dato con menor energía hidráulica en la serie histórica, frente a una producción nuclear estable», ha precisado. En este sentido, Gago lamenta que cuando la nuclear funciona bien «nadie lo reconoce» ni «es noticia», pero en las ocasiones en que «pasa lo más mínimo sí lo es». Entre otras cosas, achaca este hecho a que las nucleares tienen obligación de comunicar «todo», cosa que no ocurre con una central de gas o carbón, ha insistido.

Respecto a Fukushima, ha asegurado que la situación en la zona tardará «muchos años» en volver a la normalidad, no solo por el accidente nuclear sino por lo que supuso el tsunam. Como lado positivo, ha subrayado las importantes «lecciones» que ha dejado. Entre las repercusiones para España expuso que, tras una inversión de unos 35 a 40 millones de euros por reactor, se han completado la mayor parte de las acciones comprometidas tras las pruebas de resistencia y ahora el parque atómico español está «infinitamente» mejor preparado, el personal más capacitado y las centrales más preparadas para afrontar accidentes que van «mucho más allá» de su base de diseño.

Por último, el presidente de la SNE ha opinado sobre la «intención apuntada» por el actual Ministerio de Energía de trasladar la responsabilidad de desmantelar las centrales nucleares a los titulares de las mismas en vez de a Enresa. En ese sentido, recordó que Enresa se constituyó en 1985 para la gestión del combustible radiactivo y el gastado de todas las centrales y para el desmantelamiento de las mismas, con un fondo que se nutriría de la financiación de las centrales nucleares. Antes, este fondo se nutría con la tarifa y desde hace años, por una tasa cargada al kilowatio/hora de generación nuclear, es decir que lo soportan las centrales en explotación para el desmantelamiento.

De este modo, observa que la propuesta del Gobierno pasaría por que Enresa transfiriera lo acumulado a los titulares para que acometan este desmantelamiento. «Hay que conocer el esquema en su conjunto», admite Gago quien asegura que, en todo caso tanto si es Enresa quien desmantela como si son los titulares «las reglas son las mismas para unos que para otros y todas las actuaciones de desmantelamiento serían supervisadas por el CSN«, como lo está haciendo con las plantas de José Cabrera y de Garoña.

Esta alternativa «no necesariamente» sería más barata que el sistema actualmente vigente, aunque admite que sí podría haber «algo de eficiencia». En todo caso, ha subrayado el conocimiento y la experiencia de años de Enresa, aplicado primero con Vandellós I y después en José Cabrera y, posiblemente, en Santa María de Garoña. «Es muy prematuro concluir que el desmantelamiento por los titulares va a ser más barato que si lo hace Enresa, pero las reglas serán siempre las mismas para todos», ha concluido Gago que ha elogiado la capacidad y experiencia de Enresa, de la que «tendrían que empaparse» los titulares en caso de que se produjera ese cambio regulador.