Aagesen insiste en que las empresas pactaron el cierre nuclear: "Ahora tendremos que ver qué es lo que proponen"

Antes de entrar en la fase de negociación de prolongación de la vida útil de las centrales nucleares debemos revisar el PNIEC 2.030 con ojos realistas y críticos para tener una visión de conjunto.

El próximo 31.12.25 tendremos evaluación del PNIEC 2.030, a continuación, se reflejan los valores de generación mínimos que debe cumplir España y en paréntesis los de 2.030.

1ª) Eólica 64.000 Gwh (73.000 Gwh)
2ª) Nuclear 53.000 Gwh (50.000 Gwh)
3ª) Fotovoltaica 50.000 Gwh (75.000 Gwh)
4ª) Hidráulica + B 45.000 Gwh (55.000 Gwh)
5ª) Ciclos Combinados 18.000 Gwh (7.500 Gwh)
6ª) Cogeneración 12.000 Gwh (3.000 Gwh)
7ª) T. Solar 4.000 Gwh (2.000 Gwh)
8ª) Varios 8.000 Gwh (9.000 Gwh)

Generación Total 254.000 Gwh (275.000 Gwh)

Exportaciones 9.000 Gwh (5.000 Gwh)
Renovables 66 % (76,8 %)
Nuclear 20,9 % (18,2 %)
No Renovables 13,1 % (5,0 %)

El dato más difícil de predecir es el crecimiento global, apuesto por una media anual del 2 % motivado especialmente por las aportaciones del autoconsumo fotovoltaico y la eficacia energética.

Como dato más significativo es que antes 2.030 nuestro Sistema Eléctrico puede generar más del 95 % con fuentes de bajas emisiones, ahorrando 750 millones de Euros anuales en importaciones de gas.

El calendario de abandono de las centrales térmicas debería ser paulatino y garantizando el suministro eléctrico peninsular en momentos críticos tanto en verano como en invierno.

Las fechas de referencia para hacer irrelevante cada tecnología son las siguientes.

Carbón 2.026, Gas 2.032 y Nuclear a partir de 2.035

Las líneas de trabajo más importantes son:

1ª) Aumentar la potencia eólica 2.000 Mw generando 4.000 Gwh nuevos cada año, con esta producción se llenarán muchas horas nocturnas directamente, los excedentes se deben almacenar en hidráulica de bombeo al ser ciclos largos. AEE como referente del sector, tiene la obligación de liderar este importante objetivo.

Este objetivo una vez más, no se cumplirá.

Hibridad varios aerogeneradores, limitados a 1 Mw para evitar impacto visual, en los parques fotovoltaicos operativos, es una excelente oportunidad que se está realizando con éxito en Países Bajos y Alemania.

2ª) Optimizar la hidráulica de bombeo actual, creciendo en nuevas instalaciones, especialmente en zonas donde existe mucha potencia fotovoltaica o eólica instalada con riesgo de vertidos cada vez más significativos, también se evitaría bajos precios en horas solares y en días ventosos y de baja demanda.

La nueva potencia de turbinación, tiene que estar disponible para los pequeños y medianos generadores fotovoltaicos, siendo ellos los que deben controlar su funcionamiento.

Es estratégico para España, ser rápidos en desarrollar y gestionar esta nueva potencia hidráulica, para evitar un despliegue masivo de baterías BESS importadas, que buscan con buen criterio, reducir la canibalización de los precios solares.

Los territorios pequeños o grandes, que instalen almacenaje, serán los primeros en ser autosuficientes y sostenibles eléctricamente, un sueño hecho realidad.

3ª) Prolongar la vida útil de las centrales nucleares actuales hasta 2.035, priorizando la reducción del gas por contaminante, caro e importado, a menos del 5 % de la generación total.

Las centrales nucleares trabajarán a pleno rendimiento en horario nocturno que tiene los mejores precios de cada jornada, en horas solares almacenará en su hidráulica de bombeo en ciclos de 24 horas que rentabilizará económicamente mucho su actividad.

Desviar generación nuclear a horarios nocturno, implica reducir todavía más el uso de gas, éxito que no podemos desperdiciar.

4ª) El incremento de la generación fotovoltaica de 5.000 Gwh nuevos cada año, parece garantizado, a partir de ahora en los días soleados será complejo encontrar hueco en la curva diaria de generación, esto implica que Ciclos Combinados, Cogeneración, Solar Térmica y Nuclear, tienen que reducir mucho su producción y almacenar, al tener unos costos muy superiores.

Tiene la obligación de almacenar en los días soleados (8 meses), para verter en horas nocturnas que son las más caras.

En los 4 meses de menor radiación, el precio del mercado está a una media 70 Euros/Mwh lo que rentabiliza mucho toda la producción y la viabilidad económica de las actuales y futuras instalaciones.

Unas puntualizaciones, sol mediterráneo, porque veo que hay cosas del mercado eléctrico que se te escapan y te llevan a errores:

Hay cogeneraciones que entran en funcionamiento sólo si se lo pide Red Eléctrica, pero otras están asociados a producción industrial, y éstas no paran. No se puede parar toda la cogeneración, solo algunas. Además, tienen un acuerdo con el Estado.

La solar termoeléctrica NO VA A PARAR. Tienen un contrato con el Estado hasta el año 2038. Tienen un precio de compra garantizado de 250€ el MWh generado para casi toda su producción, sea cual sea el precio de mercado. Van a ofertar a precio negativo para garantizar entrar siempre en el mercado. Después, el Estado (todos los consumidores) le tienen que devolver el dinero que pagaron por entrar a mercado+los 250€. Si el precio es negativo de -60€. Hay que pagarle 310€. Se paga en el concepto "cargos" de la factura, que se suma a cada KWh consumido. Cuanto más alto sea el precio negativo, más se paga en el el concepto de cargos. Lo mismo sucede con plantas fotovoltaicas que tienen un acuerdo de compra de entre 350 y 450€ el MWh.

Las centrales nucleares tienen la mayoría de la electricidad vendida a plazo, no van a mercado diario spot. NO VAN A PARAR SALVO QUE CON LA COMPRAVENTA DE ELECTRICIDAD PUEDAN AHORRARSE EL PAGO DE TASAS E IMPUESTOS. Sólo es una operación fiscal.
Para que se de el caso, como en 2024, tienen que haber varios días seguidos (día y noche de precios cercanos a cero o negativos) que para que suceda, tienen que confluir varios factores al mismo tiempo: mucho sol, mucho viento y mucho agua, con los embalses llenos y teniendo que desaguar. Para 6 horas de precio cero, no van a parar. La nucleares acabarán haciendo ajustes para parar a hacer mantenimiento y recarga de combustible en la época del año que más descompensación haya entre oferta y demanda, que puede ser de marzo a mayo.

Quienes VAN A PARAR SI O SI, son todas aquellas plantas que no tengan un contrato de venta con el Estado ni un contrato de venta a plazo con otra empresa, tipo PPA, y acudan obligatoriamente al mercado diario spot a vender su electricidad, y no consigan comprador. NO SE PUEDE INYECTAR ELECTRICIDAD EN LA RED SI NO LA HAS CONSEGUIDO VENDER.

Es sencillo de entender lo que pueden pedir endesa etc

Que se les rescate .
Que el españolito de a pie ..
Realice una derrama ,
Yy todo porque la nuclear no es competitiva .
Quién contamina paga
Y estos se quieren escaquear .

No habrá acuerdo .

Asimov,
lo que van a pedir no se sabe exactamente, pero se puede intuir dos escenarios:
- El primero: eliminar o reducir algunos impuestos o tasas que se crearon desde hace 12 años.
- El segundo: la firma de un contrato de compra por diferencias a largo plazo. Esto último es lo que generalmente se suele hacer en todos los sitios para todo tipo de tecnologías: fotovoltaica, eólica, biomasa, nuclear, cogeneración, etc.
Un contrato que ronda los 50€ el MWh (antes de impuestos), yo creo que estarían dispuestos a aceptar. A partir de ahí, que el Gobierno o la Comunidad Autónoma pongan los impuestos que quieran.
Para calcular el precio de compra, se puede usar el término de rentabilidad razonable que usa el Estado, es decir, asignar una rentabilidad del 7.5% para los dueños de las centrales, como tienen también otros contratos de plantas solares, eólicas y biomasa con el Estado.

La actual subida de la tasa Enresa está en los juzgados. El juez decidirá lo que sucede con ella. La prolongación de las operación de las nucleares significará una reducción de esta tasa, al tener más años para recaudar dinero.