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La Moratoria Nuclear En España

19 Ago

LOS HECHOS

En 1984, el gobierno de Felipe González aprueba el Plan Energético Nacional (PEN-83).
El nuevo plan pretende reducir el hueco nuclear respecto del contemplado en el anterior plan energético, a 7.500 MW.

En ese momento disponían de autorización para su construcción 7 centrales nucleares, y 2 más se encontraban en proyecto.
Eran las siguientes:
• Lemóniz I y II (Vizcaya)
• Valdecaballeros I y II (Badajoz)
• Trillo I y II (Guadalajara)
• Vandellós II (Tarragona)
• Regodola I (Lugo)
• Sagayo I (Zamora)

En virtud de lo dispuesto en el nuevo PEN-83, era necesario readaptar el plan nuclear, seleccionando solamente dos de las centrales nucleares.

La decisión no era fácil.

La central nuclear de Lemóniz se descartó debido a que era la opción más desfavorable para la seguridad de las personas, y por el impacto económico que hubiera supuesto un hipotético accidente.
La central nuclear de Valdecaballeros se descartó porque las inversiones realizadas hasta ese momento habían sido menores, y contaba con una fuerte oposición social e institucional.
Las centrales nucleares de Trillo I y de Vandellós II disponían de mayor aceptación social e institucional en las zonas de su emplazamiento motivo por el cual se aprobó su construcción.

Las inversiones realizadas, que ya no podrían ser recuperadas debido a la anulación de los permisos, alcanzaban los 729.000 millones de pesetas (4.380 millones de euros).

La Ley de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional (Losen) decretó en 1994 la paralización definitiva de las centrales en proyecto.

En el año 1997 se aprueba la Ley del Sector Eléctrico, que liberaliza la producción de energía eléctrica, y termina por tanto con ella la prohibición de construir centrales nucleares en España.

Técnicamente es el fin de la moratoria nuclear.

Establecía además el sistema de compensaciones, reconociendo a las compañías eléctricas afectadas (Endesa, Sevillana de Electricidad, Unión Fenosa e Iberdrola) los siguientes derechos de cobro:
• 340.054 millones de pesetas (2.044 M€) para la central nuclear de Valdecaballeros.
• 378.238 millones de pesetas (2.273 M€) para la central nuclear de Lemóniz.
• 11.017 millones de pesetas (66 M€) para la unidad II de la central nuclear de Trillo.

En total 4.383 millones de euros.

El plazo concedido para la recuperación de esas inversiones es de 25 años, es decir, hasta 2020.

Hoy en día, una parte de la factura eléctrica todavía se destina a pagar las inversiones de proyectos de energía nuclear que nunca se han desarrollado.

En el año 2011, la anualidad correspondiente a la moratoria nuclear ascendía a 63 millones de euros.
En el año 2012, ascendió a 53 millones de euros.
El importe pendiente de compensación para los años siguientes es de 317 millones de €.

 

LAS CAUSAS

La proliferación de instalaciones nucleares en España se encontró con una gran oposición por parte de la ciudadanía y grupos ecologistas, particularmente intensa en Extremadura y País Vasco.

En mayo de 1982, la banda terrorista ETA asesina a José María Ryan, Ingeniero jefe de la central nuclear de Lemóniz, sugiriendo ciertas motivaciones ecologistas.

En octubre de 1982, el PSOE gana las elecciones, con la promesa de limitar la expansión de la energía nuclear en España en su programa electoral.

En 1984, se aprueba el Plan Energético Nacional.
En palabras del entonces presidente, Felipe González:
“Dos razones: La seguridad y el agobio y sobrerresponsabilidad que suponía la imposibilidad de eliminar los residuos radiactivos”.

Otra teoría sobre la moratoria nuclear abandona las causas sociales y políticas, achacando los hechos a motivaciones puramente financieras.
Y es que a consecuencia de la crisis del petróleo de los años 70, los tipos de interés se dispararon, haciendo inasumibles los costes de grandes inversiones, como una central nuclear.
Estando embarcadas las eléctricas españolas en numerosos proyectos de gran envergadura, que superaban ampliamente las necesidades del sistema eléctrico nacional, la paralización administrativa de las nucleares, y posterior retorno de las inversiones, no es más que un saneamiento financiero de dichas empresas, que de otro modo se verían en una situación muy complicada, fruto de una nefasta planificación.

 

SI LA MORATORIA TERMINÓ EN 1997. ¿POR QUÉ NO SE CONSTRUYEN MÁS CENTRALES NUCLEARES?

Efectivamente, con la ley 54/1997 del Sector Eléctrico y la liberalización del sector que supone, es posible construir centrales nucleares en España siempre y cuando cuenten con los permisos administrativos pertinentes.
A pesar de ello, desde entonces no se ha llevado a cabo proyecto alguno de ese tipo.

¿Por qué?

Desde el momento en que construir una central nuclear moderna supone una inversión de 6.000 millones de euros, y no menos de 10 años hasta completarla, la pregunta se responde sola.

Sin un apoyo claro del Estado la inversión tiene unos riesgos demasiado elevados.

Los profesionales del ámbito nuclear reclaman un marco regulador y una planificación energética estables, como condición indispensable para el desarrollo del sector.

Las inversiones de los últimos años en instalaciones generadoras se han centrado en tecnologías renovables como la eólica y la solar, y en instalaciones con períodos de amortización más cortos y de ejecución rápida, como las centrales de ciclo combinado.

 

 

Fuentes:

www.energia-nuclear.net
www.ree.es
www.unesa.es
www.soitu.es
 

 

El precio de la energía eléctrica

13 Ago

 Cuando recibes en tu casa una factura eléctrica, enseguida ves que la empresa comercializadora de energía eléctrica te está facturando fundamentalmente dos conceptos.

El término de potencia: Es de naturaleza contractual y fijo mes a mes. Es decir, depende de la potencia contratada con la empresa comercializadora.

La limitación de potencia a la que podemos acceder en nuestro hogar se lleva a cabo a través del Interruptor de Control de Potencia (ICP), que “salta” si nos pasamos conectando aparatos.

El término de energía: De naturaleza variable, grava el consumo de energía eléctrica que hemos realizado en el período tarifario. Proviene de la lectura de contadores por parte de la empresa comercializadora.

La suma de ambos define el coste de la energía para nosotros.

Sobre él se aplica el impuesto de la electricidad, y se añade el coste de alquiler de equipos de medida cuando no son propiedad del abonado.

Sobre el total, se aplica el IVA.

De acuerdo, ¿pero de dónde sale todo esto?

La ley 54/1997 del 27 de noviembre, modificada por la ley 17/2007, establece la regulación del sector eléctrico.

En ella se definen los costes del sistema eléctrico, la estructura de los mismos, a quién son imputables y de qué manera.

De acuerdo con dicha ley, el precio de la electricidad incluirá los siguientes conceptos:

  1. Costes de transporte (peajes).
  2. Costes de distribución (peajes).
  3. Costes permanentes del sistema.
  4. Costes de diversificación y seguridad del abastecimiento.
  5. Precio de garantía de potencia.
  6. Precio de servicios complementarios.
  7. Precio de la energía adquirida en el mercado.
  8. Margen del comercializador.
  9. Pérdidas.

 

Vamos a analizarlos uno por uno.

1.      Costes de transporte

La red de transporte de energía eléctrica está constituida por la red de transporte primario y la red de transporte secundario.

La red de transporte primario está constituida por las líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricos con tensiones nominales iguales o superiores a 380 kV y aquellas otras instalaciones de interconexión internacional y, en su caso, las interconexiones con los sistemas eléctricos españoles insulares y extrapeninsulares.

La red de transporte secundario está constituida por las líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricos con tensiones nominales iguales o superiores a 220 kV no incluidas en el párrafo anterior y por aquellas otras instalaciones de tensiones nominales inferiores a 220 kV, que cumplan funciones de transporte.

Asimismo, se consideran elementos constitutivos de la red de transporte todos aquellos activos de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y demás elementos auxiliares, eléctricos o no, necesarios para el adecuado funcionamiento de las instalaciones específicas de la red de transporte antes definida.

La actividad de transporte tiene la consideración de actividad regulada, y por tanto la retribución de la misma se establecerá reglamentariamente atendiendo a los costes de inversión y operación y mantenimiento de las instalaciones.

Es decir, los pagos a la empresa transportista encargada de gestionar la red de transporte, que no es otra que Red Eléctrica de España, son fijados por el Gobierno.

Para el reconocimiento de la retribución de las nuevas instalaciones de transporte será requisito indispensable que hayan sido incluidas en la planificación de la red.

Adicionalmente, se incluirán los costes destinados a reducir el impacto socio ambiental derivado de la construcción de infraestructuras de transporte de energía eléctrica, cuyo importe, forma de recaudación, destino específico y gestión serán fijados por el Gobierno hasta una cuantía máxima del 3 % de la retribución de dicha actividad.

 

2.      Costes de distribución

La actividad de distribución de energía eléctrica consiste en el transporte de electricidad por las redes de distribución con el fin de suministrarla a los clientes.

Las compañías distribuidoras serán las gestoras de las redes de distribución que operen. Como gestores de las redes serán responsables de la explotación, el mantenimiento y, en caso necesario, el desarrollo de su red de distribución, así como, en su caso, de sus interconexiones con otras redes, y de garantizar que su red tenga capacidad para asumir, a largo plazo, una demanda razonable de distribución de electricidad.

Al igual que el transporte, tiene carácter de actividad regulada, y las retribuciones serán fijadas por el Gobierno  atendiendo a los siguientes criterios:

  • Costes de inversión
  • Operación y mantenimiento de las instalaciones
  • Energía circulada
  • Modelo que caracterice las zonas de distribución
  • Los incentivos que correspondan por la calidad del suministro y la reducción de las pérdidas
  • Otros costes necesarios para desarrollar la actividad

 

3.      Costes permanentes del sistema

Tendrán la consideración de costes permanentes de funcionamiento del sistema los siguientes:

Aquellos que por el desarrollo de actividades de suministro de energía eléctrica en territorios insulares y extrapeninsulares, puedan integrarse en el sistema.

Los costes reconocidos al operador del sistema (REE).

Los costes de funcionamiento de la Comisión Nacional de Energía

 

4.      Costes de diversificación y seguridad de abastecimiento

Moratoria Nuclear.

En 1984, el gobierno aprueba la moratoria nuclear, conforme a la cual se paralizan la mayoría de los proyectos de centrales nucleares.

Afectó a 7 centrales. Lemóniz I y II, Valdecaballeros I y II, Trillo II, Regodola I y Sagayo I.

Las inversiones realizadas, que ya no podrían ser recuperadas, alcanzaban los 729.000 millones de pesetas (4.380 millones de euros).

Se concedió un plazo de 25 años para la recuperación de esas inversiones desde el año 1995, es decir, hasta 2020.

Por supuesto, lo pagamos todos en nuestros recibos.

Fondo para la financiación de actividades del Plan General de Residuos Radioactivos.

Coste de la compensación por interrumpibilidad, adquisiciones de energía al régimen especial y otras compensaciones.

5.      Precio de la garantía de potencia

Con el objetivo de no dejar suministros desatendidos, la potencia generadora disponible debe ser siempre superior a la máxima potencia demandada.

Debido a esta sobrecapacidad productora, habrá instalaciones de generación que a lo largo del año no funcionen, o lo hagan pocas horas.

Si no producen, o lo hacen solo en determinadas situaciones, nunca podrán ser amortizadas y ninguna empresa llevaría a cabo una inversión de ese tipo.

Como es necesario disponer de cierta reserva de potencia, se disponen los llamados pagos por capacidad, que buscan:

–          Incentivar la inversión que de otro modo no tendría lugar.

–          Incentivar la disponibilidad para producir en situaciones de necesidad como horas punta, donde se dan puntas de consumo.

 

6.      Precio de servicios complementarios

Se trata de servicios necesarios para asegurar el suministro eléctrico en condiciones adecuadas de seguridad, fiabilidad y calidad.

Son gestionados por el operador del sistema.

Incluyen los siguientes conceptos:

–          Regulación primaria.

–          Regulación secundaria.

–          Regulación terciaria.

–          Control de tensión de la red de transporte

 

7.      Precio de la energía adquirida en el mercado

Los productores de energía eléctrica efectuarán ofertas económicas de venta de energía, a través del operador del mercado, por cada una de las unidades de producción de las que sean titulares, bien físicas o en cartera, cuando no se hayan acogido a sistemas de contratación bilateral o a plazo que por sus características queden excluidos del sistema de ofertas.

El orden de entrada en funcionamiento de las unidades de producción de energía eléctrica se determinará partiendo de aquella cuya oferta haya sido la más barata hasta igualar la demanda de energía en ese período de programación, sin perjuicio de las posibles restricciones técnicas que pudieran existir en la red de transporte, o en el sistema.

El mercado diario, también llamado pool o mercado spot, es gestionado por el OMIE (antes OMEL, Operador del Mercado Eléctrico). Los consumidores a él adheridos toman su precio de energía de forma variable y diaria.

Es un proceso abierto y transparente.

Por otro lado, en el mercado a plazo, las comercializadoras pueden adquirir energía en las subastas del OMIP, y en las subastas de energía para el suministro a tarifa o CESUR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso), de las que participan las comercializadoras de último recurso.

Como resultado de esas subastas la energía eléctrica tendrá un precio fijo para un período determinado, haciendo previsible el coste de la misma para los consumidores, eliminando así la volatilidad del mercado diario.

El mercado a plazo carece de la transparencia del mercado diario.

Además, las comercializadoras incluyen primas de riesgo en sus precios que repercuten al consumidor en el precio final de la energía.

 

8.      Margen del comercializador

Costes de operación y gestión, y beneficio comercial propio de cada comercializadora.

Cubre las garantías depositadas y costes implícitos que conlleva que el consumidor final acceda a los mercados mayoristas, así como el beneficio de la empresa comercializadora.

 

9.      Las pérdidas

Las pérdidas de energía en las redes de transporte y distribución están reguladas por el BOE correspondiente.

Son un porcentaje sobre el precio horario del mercado diario.

 

Dicho esto…

 

La polémica

Si hablamos del sector eléctrico, la polémica está servida.

El déficit  tarifario.

La concesión de ayudas al carbón y su posterior retirada.

La concesión de primas a las renovabables y su posterior retirada.

Montones de ciclos combinados parados.

La moratoria nuclear.

Empresas distribuidoras que se niegan a auditar los costes que dicen tener y que pagamos con los peajes.

Subastas de energía opacas que definen el precio que nos cobran.

Las compañías autorizadas a ofrecer suministros de último recurso son exclusivamente las mismas que antes de liberalizar el sector ya se repartían el pastel.

Pagos por capacidad multimillonarios.

Precios de la energía eléctrica del mercado diario que pagan la energía muy por encima de su coste de generación a centrales como las nucleares y las hidroeléctricas, ya amortizadas.

 

Las dudas

 

¿Están inflados los precios de la energía en las subastas?

 

¿Son reales los costes que las eléctricas dicen tener?

 

¿Si esos costes no están auditados, por qué se admite la deuda?

 

¿Existe interés en que no se investigue?

 

Si los costes no son reales, ¿lo es el déficit de tarifa?

 

¿Por qué se permitió la construcción de tantas centrales con evidencias claras de recesión económica?

 

¿Qué es más caro, el parque renovable, o la inestabilidad regulatoria?

 

 

 

Juzgad vosotros mismos.