Política energética

Aagesen ofrece certeza a inversores para la transición energética en España y descarta cambios en el cierre nuclear

Respecto al impuesto a las energéticas, la ministra ha defendido que se trata de un impuesto que con su nuevo diseño "también consigue que se incentiven nuevas inversiones en España"

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La vicepresidenta tercera del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, ha ofrecido "certeza" a todos los inversores para apostar por la transición energética en España, ya que el país está en "un momento histórico para la reindustrialización", y ha descartado cualquier cambio en el calendario de cierre para el parque nuclear acordado entre Enresa y las empresas propietarias.

"Somos un lugar para invertir", aseveró Aagesen en su participación en la XV edición del Spain Investors Day, que reúne tradicionalmente a principios de año a un foro con los principales inversores internacionales, así como los principales ejecutivos de las empresas del sector, entre los que se encontraban el consejero delegado de Endesa, José Bogas; el presidente de Naturgy, Francisco Reynés; el consejero delegado de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle; la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, o el consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo, entre otros.

La ministra ofreció para ello a los inversores la anticipación de España para abordar esta transición, a través del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, como 'hoja de ruta' para la descarbonización a 2030, así como el "gran ecosistema" del país, con recursos como el sol, el viento "y gente con talento".

"Las empresas y los inversores necesitan estabilidad para tomar decisiones valientes", dijo, poniendo así en valor la necesidad de enfocarse en cumplir los objetivos a través de medidas regulatorias, ejecutivas y presupuestarias. "Eso es lo que hemos hecho en el pasado, es lo que verán ahora y en el futuro", dijo.

Y es que Aagesen afirmó que para tener éxito, es necesario contar con una estrategia y pensar "en políticas para hoy y para mañana" para abordar los desafíos.

El impuesto a las energéticas y la transición energética

Respecto al gravamen a las energéticas, cuya continuidad se debatirá este mes en el Congreso, defendió que se trata de un impuesto que con su nuevo diseño "también consigue que se incentiven nuevas inversiones en España".

"Busca eso también, que se pueda liberar ese impuesto o se reduzca el impacto a base de que esas empresas apuesten por seguir invirtiendo en nuestro país", señaló antes de su participación en el evento en declaraciones a la prensa.

En lo que respecta al cierre del parque nuclear, la vicepresidenta tercera del Gobierno quiso ser "muy clara" en su respuesta y aseguró que existe un calendario para el apagón de estas centrales entre 2027 y 2035 que fue "aceptado" por las compañías propietarias y Enresa.

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Así, manifestó que el cierre nuclear se trata de una labor de "corto, medio y largo plazo", ya que se necesita garantizar la seguridad de suministro, luego estar alineado con el objetivo de descarbonización, así como un plan para la gestión del despliegue radiactivo y, en último lugar pero "muy importante", aseveró, una transición energética "adecuada". "Eso significa que queremos hacer las cosas con anticipación para ofrecer una respuesta adecuada a los territorios", añadió al respecto.

La inversión en redes

Por otra parte, subrayó la importancia de las redes eléctricas para que la transición energética tenga éxito, para lo que el Gobierno está revisando el límite a sus inversiones, así como en sistemas de transmisión y distribución. "Estamos de acuerdo con Europa en que necesitamos más inversiones", dijo al respecto.

Esta es una de las grandes peticiones del sector en los últimos tiempos y el pasado mes de junio el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ya lanzó una consulta pública previa para abordar una modificación en estos límites de inversión.

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En el caso de la red de transporte --con Red Eléctrica (REE)-- y en el de distribución --principalmente con Iberdrola, Endesa y Naturgy--, las empresas son las encargadas de desarrollar las redes, aunque tienen establecido un tope anual a la inversión, ya que las inversiones son asumidas finalmente por los consumidores vía recibo de la luz a través de los peajes, uno de los costes regulados de la factura.

Ese límite máximo de inversión es del 0,065% del PIB anual para el transporte, excluyendo las inversiones en interconexiones, y del 0,13% del PIB para la distribución, excluyendo en este caso las inversiones relativas a la digitalización.

La competitividad

En lo que se refiere a la competitividad para abordar la transición energética, Aagesen aseguró que Europa y España deben llevarla en la transición energética a un nivel "más alto", para ello, apuntó a la necesidad de coordinar las diferentes inversiones a nivel europeo.

Además, señaló que, ante la dependencia energética que se ha puesto sobre la mesa recientemente en Europa con la guerra de Ucrania tras la invasión por Rusia, está claro que el Viejo Continente no puede competir con los precios del gas natural de Estados Unidos, pero las renovables sí que representan una opción "más competitiva" y una "solución clara".

"La transición a un sistema energético basado en renovables es clave. Es clave para la competitividad, es clave para la descarbonización, es clave para la revolución industrial que queremos que suceda aquí, en nuestro país y en Europa. Somos un gran ejemplo, y estoy contenta de compartirlo", dijo.

De esta manera, la ministra afirmó como España avanza con una agenda de transición ecológica con "buenos resultados", siendo reconocida por el 'Financial Times' y valorada por el prestigioso diario la apuesta del país por la transición energética y las renovables. "Están dando ya grandes oportunidades y ofreciendo un gran crecimiento a la economía española", dijo.

Los riesgos

Por otra parte, Aagesen advirtió de que los cinco principales riesgos para la sociedad y la economía en los próximos diez años son medioambientales, como los eventos extremos, con los ejemplos de la DANA de Valencia o los incendios en Los Ángeles.

Por ello, consideró que la agenda verde es una agenda transformadora que permite mitigar un gran parte de estos riesgos. "Pero sobre todo creo que es importante que este agenda sea un agenda económico e industrial que también impacte en la reducción de las desigualdades", dijo.

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6 comentarios

  • Sol Mediterráneo (Fotovoltaica)

    Sol Mediterráneo (Fotovoltaica)

    15/01/2025

    Estábamos esperando que nuestra nueva Ministra de Energía, trazara sus líneas generales de actuación, una vez efectuada ya podemos pasar al debate técnico-financiero.

    Se aportan líneas y resultados que tenemos la obligación de mejorar cada año, espero contribuir a una descarbonización del Sistema Eléctrico Peninsular, a precios más competitivos.

    Para hacerlo más legible y práctico, separo cada tecnología en un nuevo hilo.

    Precio de mercado por tecnologías en 2.024, obtenidos con media ponderada.

    Fotovoltaica 43 Euros/Mwh.
    Cogeneración 58 Euros/Mwh.
    Eólica 59 Euros/Mwh.
    Nuclear 66 Euros/Mwh.
    Hidro+Bombeo 74 Euros/Mwh.
    C.Combinados 86 Euros/Mwh.

    Media aritmética del mercado 63,4 Euros/Mwh

    Análisis de precios, producciones y porcentaje de crecimiento por tecnologías.

    FOTOVOLTAICA 42 Euros/Mwh. Producción 43.560 Gwh más 18,5 %.

    Es la fuente con más potencia instalada y la tercera en generación.

    El precio de referencia está en 35 Euros/Mwh.

    Presenta una gran vitalidad con un incremento anual de 7.712 Gwh en 2.023 fueron 9.355 Gwh.

    Este precio medio ponderado, ha permitido a todas las instalaciones tener una buena rentabilidad económica, salvando las muchas horas 0 Euros/Mwh y de bajos precios de primavera y de los días de baja demanda.

    Resolver el problema de almacenaje hidroeléctrico o en baterías, mantendría la rentabilidad y permitiría incorporar nueva potencia, que haría bajar más el uso del gas.

    En el mercado se ve un hueco invernal que rentabiliza el resto del año.

    Interesa exportar en invierno con precios caros y no en primavera que no existe rentabilidad, dominar este factor es ganar competitividad.

    A las instalaciones operativas, les interesa económicamente disponer de una pequeña potencia extra, para paliar pérdidas y generar más, en las muchas horas que no se llega al valor nominal, aprovechando al máximo la línea de evacuación que es lo más caro.

    Existen proyectos para garantizar en los próximos 3 años las incorporación de 5.000 Gwh/año.

    El trabajo a realizar, es aprovechar toda la producción que se genere, este es un dato histórico para un país dependiente energéticamente.

    Para conocer sus oportunidades de crecimiento se zonifica su generación diaria.

    1º) 40 % de los día se generan menos de 100 Gwh, valor insuficiente.
    Datos para análisis 76 Gwh el día 11/12 y 25 Gwh el día 4/1.

    2º) 58 % entre 100 y 200 Gwh producción aceptable.
    Datos 148 Gwh el 16/4 y 172 Gwh 18/8

    3º) 1% más de 200 Gwh valores óptimos que generan almacenaje y bajos precios.
    Datos 206 Gwh el 12/7 y 202 Gwh el 2/7
  • Sol Mediterráneo (Eólica)

    Sol Mediterráneo (Eólica)

    15/01/2025

    EÓLICA 59 Euros/Mwh. Producción 59.435 Gwh - 3,1 %

    Es la fuente con más generación y la segunda con más potencia instalada.

    El precio de referencia está en 65 Euros/Mwh

    El principal problema de la transición renovable es la escasa aportación de esta tecnología en los últimos años, este dato es obligatorio corregirlo.

    Es urgente crecer para rellenar la curva de generación en horas nocturnas, especialmente en invierno.

    Tiene mucho hueco donde crecer.

    Se observa que no existe mucho interés en instalar la potencia necesaria. Posiblemente por la complejidad técnica, medioambiental y financiera.

    Tiene que ir acompañada de bombeo de larga duración (36 horas), para que esto sea realidad, las Administraciones Autonómicas tienen que promocionar proyectos viables y consensuados.

    Esperemos que dentro de algunos años la eólica marina nos ayude a crecer con precios competitivos.

    Para conocer sus oportunidades de crecimiento se zonifica su generación diaria.

    1º) 51 % de los día se generan menos de 150 Gwh, valor insuficiente.
    Datos para análisis 32 Gwh el día 13/12 y 45 Gwh el día 12/5.

    2º) 40 % entre 150 y 300 Gwh producción aceptable.
    Datos 170 Gwh el 6/4 y 155 Gwh 13/1

    3º) 9 % más de 300 Gwh valores óptimos que generan almacenaje y bajos precios.
    Datos 340 Gwh el 8/2 y 435 Gwh el 21/11
  • Sol Mediterráneo (Hidráulica)

    Sol Mediterráneo (Hidráulica)

    15/01/2025

    HIDRAULICA + BOMBEO 74 Euros/Mwh Producción 43.560 Gwh 35 %

    Engloba la hidráulica fluyente con 1.150 Mw, embalses hidroeléctrico 15.770 Mw y Bombeo 3.420 Mw.

    Precios aproximado de referencia para Fluyente 40 Euros/Mwh, Embalses 30 Euros/Mwh y Bombeo 60 Euros/Mwh.

    Los embalses hidroeléctricos han sido los primeros en completar la curva fotovoltaica, una tarea meritoria.

    Tienen la compensación económica elevada, siendo la tecnología más rentable al tener las instalaciones amortizadas y no pagar canon significativo por el uso del agua.

    Es una fuente estratégica para España y tiene la llave del éxito de la transición renovable, obligándonos a repasar su estrategia, haciéndolo por cuencas para buscar el consenso territorial, hacerlo de otra forma sería una irresponsabilidad y pérdida de tiempo.

    La potencia disponible está en manos de las grandes energéticas, negociar su optimización es fundamental, para que sea efectiva la tienen que promover las Comunidades Autonómicas, para garantizar la rentabilidad de los proyectos renovables de su territorio, no hacer bien es una ineficacia territorial.

    El bombeo es prioritario estando ya retrasado.

    Hace falta la aportación intelectual técnica sobre la realidad y futuro de esta tecnología.

    A las instalaciones actuales se puede añadir bombeo con grupos de presión entre embalses hidroeléctricos por tuberías o rio inverso para rentabilizar las muchas horas 0 Euro/Mwh.

    Para conocer sus oportunidades de crecimiento se zonifica su generación diaria.

    1º) 47 % de los día se generan menos de 100 Gwh, valor insuficiente.
    Datos para análisis 66 Gwh el día 26/6 y 58 Gwh el día 6/19.

    2º) 47 % entre 100 y 175 Gwh producción aceptable.
    Datos 109 Gwh el 26/11 y 135 Gwh 4/6

    3º) 7 % más de 150 Gwh valores óptimos que posibilitan acercarnos al 100 % renovable.
    Datos 184 Gwh el 7/4 y 200 Gwh el 21/3
  • Sol Mediterráneo (Nuclear)

    Sol Mediterráneo (Nuclear)

    15/01/2025

    NUCLEAR 66 Euros/Mwh Producción 52.055 Gwh - 4,1 %

    Precio de referencia 65 Euros/Mwh

    Marcan el precio medio del mercado.

    Este año se ha retribuido al precio de referencia aceptado por sus propietarios.

    La acertada gestión de recargas y paradas excepto Asco, ha incrementado la retribución media 3 Euros/Mwh.

    Hasta después de 2.030 su aportación nocturna es necesaria para evitar el incremento del uso de gas, cuando las renovables cubran la demanda tienen que activar sus centrales hidráulicas de bombeo.

    La prolongación de la vida útil es importante para no depender exclusivamente del gas como fuente de apoyo, con todos los riegos ambientales y económicos que esto conlleva.

    Una base sólida para justificar el objetivo anterior, Alemania en los tres últimos años ha dejado de generar con nuclear 200.000 Gwh en total, evidentemente lo ha hecho con Carbón y Gas para completar su generación renovable, esta cifra se incrementará anualmente en 80.000 Gwh.
  • Sol Mediterráneo (Ciclos Combinados)

    Sol Mediterráneo (Ciclos Combinados)

    15/01/2025

    Ciclos Combinados (gas) 86 Euros/Mwh Producción 28.520 Gwh - 27,4 %

    Tenemos que felicitarnos por la importante reducción de de este año.

    Precio de referencia. Pendiente de nuevos análisis.

    Es la fuente más cara con diferencia, su elevado precio en el periodo invernal y nocturno, hace rentable al resto de las tecnologías.

    Con este elevado precio y la posibilidad de nuevos incrementos, las subastas de capacidad pueden esperar hasta ver, potencia necesaria y carga de trabajo futura.

    En 2.025 hay que consensuar un nuevo PNIEC 2.030. Las líneas más lógica pasan por garantizar el crecimiento anual de eólica y bombeo, mantener operativas todas las nucleares hasta 2.035, determinar la potencia necesaria de CC, dependiendo del crecimiento de la demanda y garantizando cubrir los valores máximos de consumo horario.

    Esta fuente junto a la hidráulica, garantiza la seguridad del suministro eléctrico en momentos de máxima demanda.

    Para conocer su posibilidades de disminución, se zonifica su generación diaria.

    1º) 71 % de los día se generan menos de 80 Gwh, valor aceptable.
    Datos para análisis 68 Gwh el día 17/3 y 55 Gwh el día 6/9.

    2º) 24 % entre 80 y 160 Gwh valores que indican un desajuste significativo.
    Datos 92 Gwh el 25/7 y 124 Gwh 5/2

    3º) 1% más de 160 Gwh valores de emergencia del Sistema Eléctrico .
    Datos 222 Gwh el 10/1 y 307 Gwh el 13/12
  • Sol Mediterráneo (Cogeneración)

    Sol Mediterráneo (Cogeneración)

    15/01/2025

    Cogeneración (gas) 58 Euros/Mwh Producción 16.330 Gwh - 5,6 %

    Precio de referencia 60 Euros/Mwh más ayudas RECORE de 40 Euros/Mwh, se sitúa en 100 Euros/Mwh

    Ya está reduciendo su generación en horas solares, con los próximos excedentes tendrá que hacerlo todavía más.

    La producción de cogeneración compite y perjudica a Ciclos Combinados, por lo que no interesa su crecimiento ni que reciba ayudas públicas.

    Su electricidad se considera un subproducto de su actividad, que interesa aceptar a precio de mercado.

    Las empresas de cogeneración son instalaciones industriales importantes que tienen músculo financiero y capacidad de negociación para almacenar excedentes, que es lo importante actualmente.

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