La Central de Almaraz reitera su interés en alargar su vida útil tras presentar su proyecto de Almacén Temporal Individualizado que abriría en 2018
El Almacén Temporal Individualizado (ATI) para combustible gastado de la Central Nuclear de Almaraz (Cáceres) podría estar en funcionamiento en el primer semestre de 2018, siempre que se obtenga la aprobación el Ministerio de Industria, según lo ha anunciado la pasada semana el director de la Central, José María Bernaldo de Quirós.
La empresa titular de la Central ya ha solicitado el permiso y comenzado con la tramitación oficial para construir un ATI, una instalación que permitirá gestionar el combustible gastado previo a su envío al Almacén Temporal Centralizado (ATC).»La perspectiva que ahora mismo tiene el ATC se ha complicado y, evidentemente, nosotros tenemos que actuar y anticiparnos para tener un margen suficiente», ha asegurado.
Según Bernaldo de Quirós, “prácticamente todas las comunidades autónomas que cuentan con una central nuclear ya lo tienen, a excepción de las plantas de Almaraz y Cofrentes (Valencia)”. A 30 de junio de 2015, el grado de ocupación de las piscinas de combustible gastado es del 84,52% en la Unidad I y del 83,79% en la II.
Sobre qué ocurriría si no se autorizara el ATI, De Quirós ha hecho hincapié en que si el proyecto no consigue la licencia «cuando lleguen los años de saturación de las piscinas la operación de la planta tendría que cesar«. Y ha vuelto a reiterar el diseño de las empresas propietarias de alargar la vida útil de la Central. «Por supuesto que ahora mismo la voluntad de los dueños de la central y de la dirección es solicitar una renovación de la autorización de explotación en el año 2020, entre otras cosas porque no hemos cumplido los 40 años», ha apuntado antes de señalar que la legislación española actual contempla prórrogas por diez años”.
El ATI tendrá una capacidad muy limitada, ya que solo podrá albergar 20 contenedores, con 32 elementos de combustible cada uno. «Se trata de una instalación muy sencilla, ya que es básicamente un losa de almacenamiento que tiene 51×20 metros y un metro de espesor de hormigón, ligeramente enterrada y que tiene un muro perimetral de cinco metros de altura para blindaje. Además, lleva un doble vallado perimetral e instalaciones de vigilancia y seguridad física y de protección radiológica», según el director. El presupuesto del proyecto alcanza los 24 millones de euros.
La producción bruta de energía generada entre las dos unidades de la Central Nuclear de Almaraz (CNA) en el primer semestre de 2015 ha sido 8.220,7 millones de kilovatios/hora (kwh), mientras que la producción neta conjunta ha sido de 7.919 millones de kilovatios/hora.
Mientras que la producción de energía eléctrica bruta de la Unidad I ha sido de 4.443,4 millones de kilovatios hora, la de la Unidad II ha sido de 3.777,3 millones de kwh. La Central Nuclear de Almaraz tiene una producción de energía eléctrica bruta acumulada desde 1 de mayo de 1981, cuando entró en funcionamiento, hasta el 30 de junio de 2015, de 471.102 millones de kilovatios/hora.
Las renovables españolas en 2016: sol al final del túnel
Artículo de
Piet Holtrop y Daniel Pérez
Socios del despacho HOLTROP S.L.P. Transaction & Business Law
El Gobierno de Rajoy-Soria ha sumido a las energías renovables en una situación verdaderamente mala. Estos últimos años, y en especial el 2014, han sido muy duros para los miles de ciudadanos que confiaron en la palabra del Gobierno y en la seguridad que daba una retribución publicada en el BOE.
Por el camino, muchos productores perdieron su planta, ante la imposibilidad de hacer frente a los vencimientos de sus préstamos. Muchos otros tuvieron que poner dinero de sus bolsillos o negociar una refinanciación con el banco.
Estos años, España ha quedado última en todos los ránquines sobre nueva potencia renovable. La buena noticia es que ya hemos tocado fondo y que el futuro es renovable, a pesar de los esfuerzos del actual Gobierno y de las eléctricas españolas por perpetuar el modelo fósil.
Las perspectivas para el año que dentro de poco se iniciará son mejores, porque toda una serie de decisiones judiciales y políticas, unidas al avance tecnológico, pueden ayudar a mejorar la situación del sector renovable.
Preludio: 20 de diciembre de 2015
El próximo 20 de diciembre estamos llamados a las urnas para elegir al próximo Parlamento Español, quien a su vez investirá al siguiente Presidente del Gobierno. El resultado de las urnas tendrá una incidencia decisiva en un sector tan regulado y dependiente de los vaivenes políticos como el de la energía en general y el de las renovables en particular.
Según el signo político del nuevo Gobierno, en pocas semanas podría derogarse la normativa desfavorable al autoconsumo y la moratoria a las renovables, a la par que iniciar un proceso de diálogo con el sector renovable, para encontrar una solución a los productores que han sufrido los recortes y restablecer así la seguridad jurídica del país.
Es de justicia poética que, igual que el primer Real Decreto-Ley del Gobierno de Rajoy-Soria, el RDL 1/2012, fue la moratoria a las renovables, el primer Real Decreto-Ley del nuevo Gobierno, el RDL 1/2016, contuviera medidas de impulso a las energías renovables.
Y mientras tanto, decenas de Ayuntamientos de toda España están dando pequeños pasos hacia el cambio de modelo energético que pronto comenzarán a dar resultados concretos, incluyendo una mayor implantación de la generación distribuida renovable.
Atentos a Bruselas…
No cabe duda de que el tema energético se está europeizando cada vez más. La Comisión Europea tiene varios expedientes calientes en su mesa, sobre los que tendrá que decidir a lo largo del año 2016 y que pueden ser determinantes para el sector eléctrico español.
Al margen de las decisiones en relación con las denuncias que hemos presentado contra la reforma de Soria (DG Energía) y el Impuesto Eléctrico (DG Fiscalidad), la gran batalla se juega en la Dirección General de Competencia, donde se decidirá sobre la compatibilidad con la normativa europea de ayudas de estado de: (1) la sobrecompensación de casi 3.600 millones de EUR a las eléctricas españolas en concepto de Costes de Transición a la Competencia; (2) las ayudas al carbón español; (3) las ayudas españolas a las energías fósiles disfrazadas bajo el concepto de pagos por capacidad; (4) la retribución a las renovables, tanto bajo los Reales Decretos 661/2007 y 1578/2008 como del nuevo régimen del Real Decreto 413/2014 y la Orden IET/1045/2014.
… y a Madrid (con un ojo puesto en Luxemburgo)
Tampoco podemos olvidar los litigios que tenemos abiertos ante el Tribunal Supremo, y en especial los relacionados con los mencionados Real Decreto 413/2014 y Orden IET/1045/2014, normas mediante las cuales se instrumenta el recorte a las renovables del Gobierno del PP y el recurso de casación por el Real Decreto-Ley 14/2010, del recorte de horas a la fotovoltaica.
Una vez celebradas las ratificaciones de la prueba pericial propuesta por la mayoría de recurrentes y evacuado el trámite de conclusiones sucintas, es el momento de que el Tribunal Supremo decida. Y en ese sentido, esperamos que plantee la cuestión prejudicial al Tribunal de Justicia de la Unión Europea, como es su obligación, para que éste se pronuncie por fin sobre los recortes a las renovables en España. El restablecimiento de la seguridad jurídica en el sector renovable será clave para el futuro del sector, pues favorecerá nuevas inversiones en renovables en España.
Cabe señalar, en esta línea, que cada vez se observa un mayor consenso entre los principales despachos de abogados que representan a empresas del sector renovable sobre la necesidad de europeizar el asunto y sobre el incremento de posibilidades de éxito a la luz de los últimos avances.
Sol al final del túnel
España tiene que llegar a cubrir el 20% de su consumo energético final mediante energías renovables. Y aún le faltan entre 6 y 8 puntos porcentuales, según la fuente. Es decir, que necesita, al menos y según la propia planificación del Ministerio, entre 6.600 y 8.500 nuevos MW renovables para poder alcanzar sus compromisos internacionales. Además, REE tiene en la actualidad solicitudes por más de 50.000 MW de energía fotovoltaica.
Si a ello le sumamos el previsible despegue del autoconsumo, una vez se ha conocido ya el peor escenario posible (RD 900/2015), no cabe sino concluir que habrá sol al final del túnel. Y la longitud del túnel dependerá del resultado de las urnas el 20-D y de los litigios en marcha.
Ilustración: J.C.Florentino
La producción eléctrica peninsular de Endesa en régimen ordinario crece un 9,4% hasta 46.564 GWh hasta septiembre
El beneficio neto de Endesa en los 9 primeros meses del ejercicio ha ascendido a 1.206 millones de euros, cifra similar a la obtenida en el mismo periodo del ejercicio anterior (1.208 millones de euros) a pesar de no incluir el resultado generado por el negocio latinoamericano de la empresa, que fue vendido a Enel en el último trimestre de 2014
Si la comparación entre ambos periodos se realiza en términos homogéneos, es decir, teniendo en cuenta únicamente las Actividades Continuadas, que recogen exclusivamente el resultado del negocio en España y Portugal, el incremento del resultado neto habría sido del 62,7%.
«Estos resultados demuestran la solidez de nuestro negocio” asegura José Bogas, consejero delegado de Endesa. “La generación de cash flow no sólo ha cubierto nuestros atractivos dividendos y las inversiones, sino que también ha permitido una reducción de la deuda neta. En conjunto, estos resultados corroboran el posicionamiento estratégico de nuestra empresa, totalmente enfocado en España y Portugal desde la OPV, y garantizan el crecimiento y un fuerte flujo de caja».
El incremento registrado por los resultados de Endesa hasta septiembre de 2015 se ha debido a la positiva evolución del margen bruto de sus negocios, a pesar de que el del negocio liberalizado se ha normalizado frente a los excepcionales márgenes obtenidos en 2014. Los resultados de 2015 recogen asimismo el efecto positivo de determinados factores como es el caso de las operaciones relativas a los certificados de CO2.
En los nueve primeros meses de 2015, la demanda eléctrica peninsular ha aumentado un 2,5% (+1,1% corregido el efecto de laboralidad y temperatura), sumándose así al positivo comportamiento de los indicadores que apuntan a una recuperación de la economía española. Este incremento dio lugar a una mayor producción propia, especialmente de la generada por sus centrales térmicas, ya que en los 9 primeros meses del ejercicio 2015 no se repitió la hidraulicidad excepcionalmente elevada del mismo periodo del año anterior.
Así, la producción eléctrica peninsular en régimen ordinario de Endesa creció un 9,4%, hasta 46.564 GWh, debido al aumento de los ciclos combinados (+172,4%), de las centrales de carbón (+13,8%) y de la producción nuclear (+6,4%), que han compensado la disminución de la producción hidroeléctrica (-15,9%).
Las tecnologías nuclear e hidroeléctrica representaron el 55,3% de la generación peninsular de Endesa en régimen ordinario (60,4% en el período enero-septiembre 2014), frente al 50,4% del resto del sector (60% en el período enero-septiembre de 2014).
Por lo que se refiere a las demás magnitudes operativas, Endesa produjo 9.326 GWh en los Territorios No Peninsulares (+2,1%); distribuyó 86.599 GWh en el mercado español (+3,6%); vendió 58.455 GWh a los clientes del mercado liberalizado (+0,1%) y 11.391 GWh en el mercado regulado (-8,9%); y sus ventas en el mercado de gas fueron de 53.274 GWh (-4,8%).
Como consecuencia de todo ello, la compañía alcanzó una cuota de mercado del 38,9% en generación peninsular en régimen ordinario, del 43,7% en distribución y del 35,7% en ventas a clientes de electricidad del mercado liberalizado.
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