El PNIEC abre la puerta a mantener operativas las centrales nucleares en España
El incumplimiento de los objetivos de renovables y almacenamiento cambiaría por completo el informe que asegura el suministro de llevarse a cabo el cierre nuclear
El cierre nuclear se ha convertido en el gran protagonista del sector energético en España en este inicio de 2025. Cada día existen informes, comunicados, comentarios de los protagonistas, eléctricas y Gobierno, que nos dan a los periodistas muchos titulares.
En las últimas semanas el cruce de acusaciones ha ido in crescendo, sobre todo, desde el Gobierno hacia las eléctricas, que sólo quieren abrir un nuevo diálogo con el Ministerio para reabrir el calendario de cierre pactado entre Enresa (Estado) y las compañías eléctricas.
Se lo han pedido por h y por b, hasta por carta tal y como contó por exclusiva este diario a pesar de que Bogas lo negara en rueda de prensa.
El caso es que desde el Ministerio se jactaron en varias ocasiones de afirmar que la seguridad de suministro está garantizada teniendo en cuenta el actual calendario de cierre.
Ambas se refieren a un informe que realizó Red Eléctrica para el Gobierno para la actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC 2023-2030).
Dicho informe está como anexo al Documento, en el denominado Anexo D. Informes de Red Eléctrica de España. Ahí se encuentran dos informes, uno de despacho de generación de cara a 2030, es decir, cómo va a ser el mix eléctrico español si se lleva a cabo el PNIEC; otro estudio probabbilista sobre la seguridad de suministro a 2030.
Este es el resultado de cómo será el mix a 2030.
Informe de seguridad de suministro
Por primera vez, Red Eléctrica realiza un análisis de la cobertura de la demanda eléctrica teniendo en cuenta los datos facilitados por el Ministerio para la Transición Ecológica recogidos en la actualización PNIEC 2030.
Un análisis en el que se basa para hacerlo en la misma fórmula que realiza en sus trabajos para ENTSO-e.
Los resultados de los estudios probabilistas dependen de una serie de variables que pueden considerarse independientes entre sí, principalmente las indisponibilidades fortuitas de las interconexiones entre sistemas vecinos y las indisponibilidades fortuitas de los grupos generadores, y de otras variables dependientes de la climatología.
En este caso, la incertidumbre estocástica dependiente de las variables climáticas se modela mediante una serie de 35 años climáticos utilizada en ENTSO-E (1982-2016) en el ámbito del ERAA. Es decir, que lo que se hace es extrapolar el escenario del PNIEC a todos y cada uno de los 35 años teniendo en cuenta su climatología.
Cada año climático seleccionado consiste en la combinación de las variables meteorológicas registradas en dicho año relativas a temperaturas, viento, irradiación solar y disponibilidad de recurso hidráulico extrapoladas a la esAmación de demanda y generación renovable teniendo en cuenta la energía demandada en un año medio estimada para cada año climático y las capacidades de generación hidráulica, eólica y solar estimadas en el Escenario PNIEC 2023-2030 para dicho año.
Indicadores de cobertura
Con estos datos se dispone de series horarias para un año completo de la demanda del sistema y de la generación renovable con un perfil correspondiente a dicho año climático. La demanda media de los 35 años es la demanda de electricidad peninsular estimada de manera determinista en el Escenario PNIEC 2023-2030 horizonte 2030.
Asimismo, Red Eléctrica tiene en cuenta tres indicadores fundamentales para la cobertura del sistema eléctrico nacional.
Valor esperado de energía no suministrada (EENS por sus siglas en inglés) [MWh/ año o GWh/año] EENS es el promedio anual de la energía no suministrada por el sistema de generación, debido a un valor de demanda superior al de la generación disponible y la capacidad de importación junto con la disponibilidad de generación en sistemas vecinos.
Pérdida de carga esperada (LOLE por sus siglas en inglés) [h/año] LOLE es un valor promedio esperado del número de horas al año en el que la generación disponible y las importaciones no pueden cubrir la demanda de un sistema.
Probabilidad de pérdida de carga (LOLP por sus siglas en inglés) [%] LOLP mide la probabilidad de no saAsfacer toda la demanda con la generación e importaciones disponibles dentro de un periodo de Aempo definido.
Con todo ello el resultado es el siguiente: (ver foto).
La conclusión es clara. No habría habido ningún problema de suministro eléctrico durante esos 35 años y por tanto el análisis de cobertura asegura que no habría apagones ni problemas de suministro eléctrico con el escenario de generación eléctrico previsto en el PNIEC.
Pero este informe dice también lo siguiente en el último párrafo del mismo:
"No obstante, en estos ejercicios de análisis de cobertura se refleja la importancia del cumplimiento de los objetivos recogidos en el PNIEC para mantener el nivel deseado de seguridad de suministro. Es decir, cualquier cambio en las hipótesis de potencia instalada de generación o almacenamiento puede tener impacto en los resultados de los análisis de cobertura".
La actualización del PNIEC se basa principalmente en unos objetivos de renovables y almacenamiento energético que tiene como base principal el calendario de cierre nuclear.
Es decir, que todos estos objetivos son necesarios para que se cumpla y se pueda llevar a cabo el apagón nuclear, en este caso, de tres reactores para 2030.
Este sería el mix eléctrico a 2030 según el PNIEC.
Veamos ahora cuál es la predisposición de España para poder cumplir los objetivos del PNIEC a 2030.
Solar y eólica
En total, la solar fotovoltaica tendrá que tener conectados más de 76 gigavatios. En la actualidad hay casi 32 GW conectados a la red, por tanto hay que desarrollar en algo menos de seis años, unos 44 GW, o lo que es lo mismo, hay que instalar todos los años unos 7 GW en suelo, un ritmo que nunca se ha conseguido y menos durante todo el año.
La eólica posee en estos momentos algo más de 31.000 MW conectados a la red y espera tener 59.000 MW para 2030. Eso significa desarrollar 28 GW en los próximos seis años, un ritmo que nunca se ha visto en la industria eólica española. Los dos últimos años se alcanzó 1 GW y de milagro.
También hay que conectar 3.000 MW de eólica marina flotante. Se trata de una tecnología inmadura que tiene unos elevadísimos costes. En el mejor de los casos se espera una primera subasta para 2025. Sólo en ese caso se podría llegar a tener algo conectado. Se duda en alcanzar los 3.000 MW para ese año.
La termosolar subirá hasta los 4.804 MW. No hay proyectos a día de hoy presentados para incrementar esa capacidad desde los actuales 2.300 MW. Otra tecnología carísima. En su última subasta superó el precio límite que impuso el Gobierno.
Las baterías y el bombeo
Lo que llama la atención también es que se mantenga todo el parque de ciclos combinados con 26.000 MW, siendo un combustible fósil. Pero resulta que es de las pocas tecnologías que podrían dar respaldo. Eso sí, con este mix su protagonismo no alcanzaría ni el 10% de las horas en uso. Sólo se puede mantener esto con muchas ayudas.
Ahora vamos con el almacenamiento. El Gobierno espera alcanzar una capacidad de 22,5 GW de almacenamiento para 2030. De esos 22,5 GW, 12,5 GW serán de gestión intradiaria, es decir, con tecnologías de baterías o termosolar, mientras que el almacenamiento estacional (bombeo) podría alcanzar los 10 GW en los próximos años.
Baterías a día de hoy hay unos 42 MW conectados a la red de transporte y de distribución. Habría que añadir más de 2.000 MW al año. No existe regulación para su desarrollo y espera la llegada del nuevo mecanismo de capacidad que haga rentables estos proyectos. Posible, pero aún así, un objetivo complicado.
En cuanto al bombeo a día de hoy hay conectados 5.400 MW aproximadamente, y no hay ni proyectos para alcanzar los 10 GW, según los datos que ofrece Red Eléctrica (proyectos que hayan solicitado permiso de conexión).
Hidrógeno y biogases
En cuanto al hidrógeno renovable, el objetivo también crece hasta los 12 GW de electrolizadores. A día de hoy prácticamente no hay megavatios produciendo hidrógeno en España. Es una tecnología de futuro, pero no se espera su desarrollo tan masivo para los próximos años. Saldrán algunos proyectos inyectados de ayudas públicas.
Otro dato que llama la atención es el de los 5,5 millones de vehículos eléctricos para 2030. A día de hoy en España se venden unos 100.000 coches electrificados. A este ritmo es imposible, pero se mejorará. ¿Alcanzar esa cifra? Prácticamente imposible.
Otro dato que es increíble, es el de la demanda eléctrica prevista para 2030. Se espera incrementar en 110 TWh durante los próximos seis años (siete contando este 2024), algo que solo se ha conseguido hacer una vez en la historia de España en el final de la década de los noventa e inicios de los 2.000.
Ahora las conclusiones son del lector. Queda claro que habría que realizar un nuevo informe de seguridad de suministro basado en la realidad del mix eléctrico.
Se espera que en este mes de marzo se dé a conocer el informe ERAA 2024 (ENTSO-e) en el que se hablará de la seguridad de suministro hasta 2026 aproximadamente.
O habrá que esperar a octubre de 2026 para cuando los titulares de la central nucleare de Almaraz soliciten la autorización de cierre al Ministerio de su reactor I. Será ahí, y no antes, cuando el Ministerio solicite a Red Eléctrica el informe de seguridad de suministro del cierre de Almaraz I, teniendo en cuenta solo este cierre.
Siempre es bueno estudiar los resultados alcanzados y revisar objetivos, creo que se está cometiendo el error de centran el debate energético en nucleares si o no.
Repito los datos que yo manejo, siempre buscando la descarbonización del Sistema Eléctrico a precios competitivos y en tiempo flexible.
10 Objetivos importantes para lograr la transición renovable hasta 2.030.
1º) Crecimiento eólico de 4.000 Gwh nuevos anuales, se espera que el mercado pagará de media anual 55 Euros/Mwh toda su generación. Tiene huecos muy grande en la curva diaria, donde colocar toda su generación. En 2.030 tiene que generar el 35 % de la electricidad peninsular. Me gustaría equivocarme, pero no creo que se cumpla. Las Asociaciones del sector tienen la responsabilidad de liderar su crecimiento.
2º) Crecer en almacenamiento hidráulico 3.000 Gwh nuevos anuales a 70 Euros/Mwh y 1.000 Gwh en baterías a 80 Euros/Mwh. Parte de la hidráulica fluyente interesa almacenarla para rentabilizarla económicamente. En 2.030 hidráulica convencional, bombeo y almacenamiento en baterías tienen que alcanzar el 25 % del total demandado a la Red. Este objetivo se puede cumplir perfectamente, el próximo año la energía fotovoltaica de Marzo a Octubre tendrá muchos excedentes para almacenar.
3º) Prolongar la vida útil de las centrales nucleares actuales hasta 2.035 a un precio de 65 Euros/Mwh, desviando 5.000 Gwh anuales a hidráulica de bombeo, para seguir ampliando la generación hidráulica nocturna que evita consumir gas. Tiene el objetivo de cubrir las horas nocturnas junto a eólica, hidráulica y almacenaje y no debemos prescindir de ellas hasta que estas tres tecnologías renovables ocupen su lugar garantizando el suministro. Hasta el 2.030 aportará el 20 % cerrándole el paso al uso del gas.
4º) Aumento fotovoltaico de 5.000 Gwh nuevos anuales a 35 Euros/Mwh de media (mantener este precio y almacenar excedentes es vital para su crecimiento), almacenando 2.000 Gwh nuevos anualmente. Esta tecnología ha cubierto con éxito su primera etapa, de Marzo a Octubre su curva cubre toda la demanda, las tecnologías de apoyo sólo trabajan en los extremos de su curva y en horas nocturnas, obligando a la nuclear a almacenar. En 2.030 tiene que generar directamente el 20 % de la demanda, y almacenar el resto.
Con estos cuatro objetivos cubrimos el 95 % de la generación, libre de emisiones.
5º) Gestión de la demanda, incrementar anualmente el consumo eléctrico 1.000 Mwh en las horas centrales del día para aprovechar el bajo precio generado por la fotovoltaica.
6º) Definir que potencia de Ciclos Combinados mantenemos para garantizar el suministro eléctrico en momentos críticos. Esta responsabilidad la tiene que asumir las Comunidades Autónomas en coordinación con REE, para garantizar su suministro eléctrico, y optimizar las inversiones de su territorio.
7º) Definir y ejecutar que líneas de transporte son necesarias, con las Comunidades Autónomas que son parte interesada para garantizar su suministro y exportación.
8º) Hay que fijar la fecha del cese de la generación eléctrica con carbón conjuntamente con la central asturiana de Aboño.
9º) Disminuir o eliminar la generación eléctrica con termosolar sin almacenamiento, no es admisible subvencionar con 300 Euros/Mwh esta tecnología. Actualmente esta fuente no es competitiva en la generación eléctrica.
10º) Cogeneración tiene que almacenar en horas solares, no es admisible pagar 100 Euros/Mwh cuando el mercado está a 0 Euros.
Pioto
03/03/2025
Datos, datos, datos.......... Bla, bla, bla............Y en tanto, una tecnología inmadura, que tiene elevadísimos costes. Y que se van a superar más y más cuanto más tiempo transcurra abandonada, como es la eólica marina, con solo un porcentaje del 2,6% sobre la generación total y de la que hay que conectar 3.000 MW, que no se van a conseguir hasta 2.030. Y que es de largo la que más TW/h produce, de la que España dispone 6.000 km de litoral a la espera de entregar una energía que se va por no querer utilizarla y que hibridada con undimotriz totalmente compatibles, resulta que otra energía más cara y con unos residuos radiactivos que tardan más de 1.000 años en desaparecer, contando con que no haya fugas, u otros problemas, trata de cortarle el paso. No hay más comentarios.
Miguel
03/03/2025
Sol mediterráneo, si se elimina la solar termoeléctrica, hay que pagarles igual la hipotética generación hasta el año 2038.
El contrato de compra de electricidad por parte del Estado hasta el año 2038 es de obligado cumplimento.
Así que seguirán funcionando cómo mínimo 13 años más.
Iases
03/03/2025
Este artículo es un brindis al sol a menos que nos digan cuanto puede bajarse los objetivos del PNIEC sin poner en peligro la oferta.
Por cierto según datos de ree en el año 2024 se instalaron 6,8 GW de fotovoltaica no esa nada lejos de las proyecciones.
Algún contertulio pide aumentar en 5.000 mwh anuales la fotovoltaica a la vez que admite que gran parte del año ya cubre la demanda diurna, me parece bien pero entonces tendremos que apagar las nucleares o sobredimensionar hasta el absurdo el almacenamiento.
La nuclear no es buen acompañante de las renovables y antes o después tendremos que elegir unas u otras
Miguel
03/03/2025
La nueva generación fotovoltaica que se instale se debe consumir o almacenar. Consumir vía (cambiar consumos al horario solar como agua caliente sanitaria o calefacción, etc) o desplazar su horario de consumo mediante almacenamiento (centrales de bombeo y carga de baterías).
Todas las centrales nucleares, solares, eólica, hidroeléctrica fluyente tienen que convivir y sumar sus generaciones, intentando desperdiciar lo menos posible sin que se disparen los costes de almacenamiento. Eso que he leído muchas veces de que las nucleares tienen que parar para que entren la fotovoltaica es una soberana tontería. Desconectar una planta es tirar la energía. Solo se debe hacer por motivos técnicos en casos puntuales.
No puede haber una cantidad fija de instalación fotovoltaica anual, pues depende de la capacidad de mover consumos al horario solar o almacenamiento.
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Sol Mediterráneo
03/03/2025