edición: 2351 , Viernes, 24 noviembre 2017
22/12/2010
Nuclear, redes inteligentes, eólica marina, proyectos bajos en carbono y captura de CO2

Las eléctricas españolas tienen que hacer en Reino Unido lo que no pueden en casa

Londres garantiza 60 años a la nuclear, un precio mínimo al CO2 y suelo de tarifas a medio plazo, para que sin subvenciones asuman inversiones
Cameron acordó un Pacto de Estado a 25 años que someterá a consulta pública y garantías de retribución para redes inteligentes a cinco años, extensibles a diez
Iberdrola participará en la central de Sellafield y en la 'smart grid' de Glasgow y dedicará los 767 millones del BEI a distribución hasta 2012
David Cameron, primer ministro británico
Javier Aldecoa

Prometía considerar un día a la energía nuclear española -al fin y al cabo sin emisiones de CO2- “una renovable” más, un emblema de la energía baja en carbono en la UE. Buscó, incluso, hacer valer ese argumento compartido con el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) para extender las costuras del parque atómico español más allá de los cuarenta años en la LES y la Subcomisión de Estrategia Energética del Congreso. Ha sido sin éxito. El ministro Sebastián empezará a ver cumplidos sus deseos y con ellos los planes de las energéticas españolas, pero del otro lado del Canal de la Mancha, a la vista del mix a 25 años recién presentado por el Gobierno británico. Cameron tiene a mano la alianza entre conservadores, liberal-demócratas y laboristas para hacer virtud de la necesidad –reemplazo de un tercio de generación, 15% de renovables y reducción de emisiones en un 80% en 2020- y bandera de ‘energía limpia’ de los 16.000 nuevos Mw nucleares que instalará Reino Unido en dos décadas.

Londres le hace sitio a su modelo verde en un cuadrilátero -energía atómica, renovables (eólica offshore sobre todo), captura de carbono, instalaciones bajas en emisiones y redes inteligentes- sin subvenciones directas, acotado por incentivos, un suelo de precios del CO2 y garantías de vida útil para las centrales, en el que buscan refugio las empresas españolas: todas, acorraladas en un sistema que prevé inversiones por 106.000 millones en infraestructuras en una década, pero que aún no despeja la rentabilidad de los 5.000 millones que invirtieron, apuestan por las smart grids británicas con el respaldo de la Ofgem. Iberdrola, de la mano de GDF Suez y Scottish and Southern Energy, compensa la cerrazón para Nuclenor y Garoña con su proyecto de Sellafield. Reino Unido, con el 25% de las tecnologías en desarrollo del sector es también la trinchera en la que neutralizan los olvidos de Industria -sin un Mw de offshore aún en España- las empresas españolas, ya entre los 20 primeros proyectos mundiales del viento marino.

Aunque la ampliación del inventario nuclear dividía a conservadores y liberaldemócratas (Chris Huhne había sido señalado como antinuclear antes de llegar a la Secretaría de Estado de Energía), el Reino Unido se comprometido a obtener el 15% de su energía a través de fuentes renovables en 2020, y a reducir las emisiones de dióxido de carbono en un 80% por debajo de los niveles de 1990 en 2050. Y hará de la nuclear un componente más de ese mix. No será como buscaba en su momento el ex Consejero Delegado de EDF, Henry Proglio, con la alfombra roja de las subvenciones estatales para las compañías energéticas. Ni las exigencias manifiestas del Elíseo y E.On, ni las amenazas parisinas (desde los tiempos de Brown) de congelar las inversiones nucleares en la Pérfida Albión a la luz del precio en descenso de la electricidad han impulsado a Londres a dar marcha atrás en su repudio a las subvenciones nucleares. Todo lo contrario. La administración del Reino Unido, tras el peso del mercado renovable, no está por la labor de ninguna fórmula de primas o ayudas directas a los 16.000 megavatios (MW) atómicos que pretende que entren en funcionamiento entre 2018 y 2025 (y que crearán, según sus previsiones, 100.000 puestos de trabajo en 20 años). 

El Parlamento votará a favor de los nuevos reactores, pero sólo mientras no se subvencionen con ayudas públicas directas. La consigna -en la nueva bitácora del ministro Huhne- es no confundir “descarbonización” con renovables. Y -tal como la propia Agencia Internacional de la Energía sugiere- hará de la energía atómica el motor de su ‘revolución de las energías limpias”, con el objetivo de que tres cuartas partes de la generación eléctrica estén libres de carbono. Paradojas de las urgencias energéticas europeas, la alianza de Cameron y Clegg recupera y viste de necesidad ahora la euforia del Gobierno de Tony Blair en 2006, cuando prometía apoyar a la nuclear para hacer de la resurrección de la atómica británica un paradigma para el resto de los Veintisiete  y el ariete local para luchar contra el cambio climático y acabar con el problema energético del país. Dos años después, el Gobierno publicó su Libro Blanco, en el que empezaba a dejar entrever que los 20.000 millones de libras de inversión sólo para los cuatro primeros reactores tendrían que llevar apellidos privados.

Hoy, casi 60 años después de operar el primer reactor comercial del mundo, Reino Unido anuncia formalmente un renacer atómico con el que no sólo mantener un tercio de la generación de fuentes atómicas (como viene haciendo 1956) y suplir al cierre de la mayoría de los reactores actuales antes de 30 años, sino que en 2030 tres cuartos de la electricidad sean bajos en carbono; que aproximadamente el 30% de la energía provenga de renovables en 2020 frente al 7% actual y reducir un 80% sus emisiones de CO2 -respecto a los niveles de 1990- en 2050, lo que requerirá de hasta 40.000 megavatios de proyectos de energía de baja emisión de carbono. El Gobierno estima que alrededor de 110.000 millones de libras deberán ser invertidos en 2020 para satisfacer la demanda de electricidad.

En palabras del secretario de Energía y Cambio Climático, Chris Hunne, sólo le darán cuerda al mercado eléctrico: “la misión del sector privado será construir, operar y desmantelar las nuevas plantas” y la del Ejecutivo “asegurar la seguridad, los objetivos ambientales y que las inversiones sean rentables”. Con esa consigna, casi 60 después de operar el primer reactor comercial del mundo, se dispone a liderar una nueva era nuclear con los euros del interés ajeno: la industria ve prosperar en la nueva brújula de Downing Street  su petición más allá del lobby nuclear de que Londres fije un precio mínimo regulado -o un mecanismo de precios que lo garantice- para los derechos de emisión de CO2, que permita a la energía nuclear competir con el carbón. La ecuación que acaba de poner de largo el Documento de Estrategia Energética apadrinado por el ministro Huhne pasa por aligerar la obligación de las renovables existentes -cargadas directamente a los consumidores- establecer un precio mínimo para el carbono y dejar que el mercado decida las tecnologías verdes a seguir: las energías renovables o nucleares.

Propone que todas las instalaciones de bajo carbono tengan un suelo de tarifas para el futuro; establecer contratos a largo plazo para la generación de bajas emisiones y pagos adicionales para fomentar la construcción de plantas de reserva o las medidas de reducción de la demanda (los 'negavatios'); descartar centrales eléctricas de gas sin dispositivo de captura y almacenamiento (CCS) y crear un mecanismo de pago para fomentar la inversión en la capacidad de reserva flexible. No descarta establecer algún tipo de organización - similar a la del Banco de Inglaterra en términos de su independencia - que en última instancia decida qué cantidad de cada tipo de generación será necesario para mantener la baja emisión de carbono y boceta un “banco verde” que financie los proyectos de las empresas. Además, el paquete energético británico propone que la intensidad de carbono del mix eléctrico se reduzca de los 500 gramos de C02 por kilowatio hora hasta los 100 gramos de CO2 kw/h en 2030.

Lo suficiente como para compensar su nueva obligación de hacerse cargo de los residuos nucleares que generen sus reactores: a diferencia del modelo español, todas sus centrales cuentan ya con piscinas donde almacenan el combustible irradiado a corto plazo; posteriormente, los residuos de baja y media actividad se reprocesan y se almacenan temporalmente en el complejo de Sellafield y ya desde 2006 está aprobado el uso de un Almacén Geológico Profundo para la gestión final de los residuos, al igual que hacen Finlandia y Suecia. En un mercado eléctrico tan liberalizado como el británico, (justo 20 años después de la revolución energética de Thatcher) ya el regulador energético ha advertido que las fuertes inversiones que requerirán la apuesta por las energías renovables (que actualmente sólo suponen un 7% del mix) y la construcción de las nuevas nucleares repercutirían en una subida del recibo de la luz del orden del 25% en los próximos diez años. Como ha retratado más de una vez la patronal española UNESA, sin subterfugios como el déficit de tarifa español, el precio de la electricidad ya es mucho más alto que el español: 60 euros por Mw frente a los 47 del año pasado en el mercado nacional.

VÍAS DE ESCAPE A LA CERRAZÓN NUCLEAR ESPAÑOLA

No es la presidenta del Foro Nuclear, María Teresa Domínguez, la única que desde la City alertaba en estos días: “es triste ver que las empresas españolas tienen que venir aquí a invertir”. Iberdrola ha adelantado su joint venture con GDF Suez y Scottish and Southern Energy (SSE). El consorcio adquirió el pasado año a la Nuclear Decommissioning Authority (NDA) una opción de compra sobre el emplazamiento de Sellafield, en Cumbria, por valor de 70 millones de libras que podría servir para edificar hasta tres reactores y ahora está preparando un plan detallado para instalar una nueva central nuclear de 3.600 MW de potencia en ese emplazamiento. Para ventaja de la española frente a EDF, NuGen no tendrá que comenzar a impulsar su decisión definitiva hasta 2015. Lo hará, con un nuevo marco regulatorio ya rodado. Y si Sánchez Galán, durante su encuentro con el ministro de Energía y Clima británico, descontaba que necesitaría 60 años para amortizar la inversión inicial de la nueva planta nuclear de Sellafield- unos 4.000 millones de libras- ahora en NuGen (el consorcio que comparte con la francesa GDF Suez y Scottish and Southern Energy)  ya saben que el Ejecutivo de David Cameron garantizará la prórroga a su vida útil con el nuevo marco regulatorio. Acaba de hacerlo, para empezar por cinco años más -para alivio de Electricité de France- con las plantas de Hartlepool and Heysham 1, de su filial British Energy, que opera ocho plantas en Reino Unido.

Lo justo para que Vincent de Rivaz, la cabeza británica de la utility gala se sienta tan respaldado como para revelar su estrategia de expansión nuclear en UK, con un costo de más de 9.000 millones de libras sólo en los dos primeros nuevos reactores en Hinkley Point. Lo hace aunque a EDF le duele el mix energético británico. A pesar de la alianza a cuatro manos con Centrica y de que consumó con ella la venta de un 20% de British Energy, le falta ‘liquidez atómica’ para amortizar los costes crecientes de las ocho viejas centrales y compensar el precio desbordado de sus reactores EPR en Francia y Finlandia. De Rivaz ha tenido que poner en venta su red de distribución eléctrica en el país y soltar lastre en otras latitudes (ha vendido su participación del 45% en la compañía alemana del sector EnBW al lander germano Baden-Württemberg por unos 4.670 millones de euros), ahora que los cronómetros de Cameron empiezan a resonar en los oídos de Nicolas Sarkozy.

Londres debe sustituir un tercio de su capacidad de generación en una década: además, dos reactores cerrarán en ese periodo y también algunos costeros por problemas de antigüedad y presiones ambientales; quiere que las nuevas centrales estén operativas en siete años para que el parque nuclear de Reino Unido siga aportando alrededor del 20% de la electricidad  y exige que los llamados al nuevo despegue atómico comiencen sus proyectos en un año. Pero EDF será la primera en tener que retratarse: está abocada a levantar cuatro nuevos reactores con una capacidad total 6,4 GW y tendrá que tomar ya la iniciativa para al menos dos - Hinkley Point en Somerset y Sizewell en Suffolk- que el Gobierno esperaba tener en funcionamiento en 2017 en los terrenos de las plantas adquiridas. Ahora intentará que no sea durante este año, como tenía previsto Downing Street.

Nada que las uilities españolas puedan reproducir a domicilio. La moratoria legal terminó en 1997 con la ley del sector eléctrico, aunque Moncloa haya consumado la otra moratoria, la de la confianza de los promotores eléctricos. Pero por más que las empresas se sientan preparadas para el renacer nuclear y tomaran su experiencia internacional como un aval para el final de la moratoria nuclear de facto en España a partir de 2012, ahora las grandes utilities nacionales ya saben que el camino será sólo de salida. Nada que les invite a nuevos reactores para el mercado español. Nada que impida que, entre tanto, se hagan sitio en los proyetos exteriores. ENUSA Industrias Avanzadas, ENSA Equipos Nucleares o Tecnatom buscan sitio en el despertar atómico de India, China, Corea, Sudáfrica, Rumanía o Bulgaria. Empresas españolas participan en la construcción de una cuarentena de centrales, casi un tercio de los futuros reactores en el exterior, la mayor parte de ellos de la tercera generación. El resurgir nuclear británico será sólo el más intenso de esos destinos.

Los informes de Price Waterhouse Coopers y las advertencias del ex presidente de REE, Pedro Mielgo, detallaban que España debería analizar la construcción de hasta 3 centrales nucleares de 1.500 megavatios para satisfacer el aumento de la demanda eléctrica que se generará entre 2009 y 2030. Sólo el alargamiento de la vida de las centrales nucleares hasta los 60 años podría ahorrar unos 7.000 millones de inversión y contribuiría a reducir las emisiones de CO2 en un marco global que pasa por la instalación para todo el sector eléctrico de entre 3. 500 y 5. 000 megavatios anuales hasta el 2030. No era sólo el Foro Nuclear el que advertía que, con una dependencia energética del 81,4% -frente al 53,8% de la UE- España debía seguir los pasos de Cameron o de Merkel ante una energía atómica que hoy aporta un 17,55% de la energía consumida y en 2009 funcionó un total de 6.828 horas y permitió un ahorro de 400 millones de toneladas de CO2 anuales. La industria nuclear calculaba también que para cumplir el 30% de la generación que defiende la UE España necesitaría 3 nuevos reactores desde 2020, pero les espanta la inseguridad regulatoria.

El sector le exigía al menos garantías de vida útil hasta los sesenta años, haber aprovechado el diseño del mix a 25 años en el Congreso para repensar el coste de generación atómica y la sostenibilidad del modelo e impulsar una energía diez veces más barata que la solar, y limpia, que abarata el pool, reduce la dependencia (muy por encima de la media de los vecinos del 50%) y que se ha convertido junto a los ciclos en la tecnología de respaldo ante la intermitencia de las renovables. Según Nuclenor, propietaria de Garoña (que producía hasta 2009 tanto como todo el fotovoltaico que hay instalado en España) la nuclear cuesta 35 euros/megavatio, frente a los 60 euros de las centrales de ciclo combinado, los 80 de la eólica y los 400 euros de las fotovoltaicas. Pero en España, Zapatero le ha dado carpetazo a lo que en palabras de Borja Prado, debía suponer para el Ministerio la ocasión para reforzar “la tecnología nuclear, que es limpia y barata". La conjunción del Paner, la LES y la Subcomisión del Congreso han terminado por condenar a la nuclear, que hoy produce un 17% de la energía total, a haber tocado techo en los objetivos de su mix hasta 2020 y a darle portazo a los reactores, tras el ‘efecto Garoña’, veinte años antes de que cumplan las seis décadas de vida útil que aprovechan en otros mercados. Lo harán aunque como recordaba el presidente de Endesa, de este lado de los Pirineos, la 'cerrazón atómica' tiene y cerrar las centrales antes de los 60 años de vida útil, al sistema eléctrico le costará entre 3.000 y 5.000 millones de euros cada año, amén del mayor consumo de “combustibles caros, poco ecológicos y extranjeros”.

INFRAESTRUCTURA, ANTE LA INCERTIDUMBRE EN SMART GRIDS  ESPAÑOLAS

En Reino Unido, la legislación ofrece garantías para la investigación, las inversiones y los retornos con un plan a cinco años que el Gobierno de Cameron está planteando en ampliar a diez. Ya Ignacio Sánchez Galán, en presencia del Primer Ministro de Escocia, Alex Salmond, avanzaba en Bilbao (durante la visita a la futura sede de la Torre Iberdrola) que la compañía prevé invertir en Reino Unido 4.800 millones de euros con compras asociadas por 5.400 millones de euros durante los próximos dos años. Lo hará, además, en todo el ‘menú’ energético inaccesible en el mercado español: dos terceras partes de esa inversión se destinarán a Escocia, fundamentalmente a proyectos eólicos, redes inteligentes y a la planta de Longannet, la primera planta de captura y almacenamiento de dióxido de carbono a escala comercial en el Reino Unido, que  Iberdrola impulsa en consorcio con Shell, National Grid y Aker y que debería estar lista -según los planes de la Secretaría de Huhne- en 2014, con una capacidad de 300 megavatios, lo que multiplicaría por 15 los megavatios de la instalación proyectada por Hunosa para La Pereda,  ahora en stand by. El equipo de Cameron va a apoyar con mil millones de libras ese prototipo. Si el análisis se completa con éxito, ayudará luego a su financiación con un compromiso para dar un incentivo por cada tonelada de CO2 que secuestre la instalación y para extender el modelo a otras plantas térmicas de la compañía en Reino Unido, donde suma 3.500 MW en instalaciones que queman carbón.

La puesta de largo de la nueva línea de suministro eléctrico de 800 kilómetros de longitud en el Estado de Maine que atravesará 75 localidades y facilitará la interconexión entre Estados Unidos y Canadá sirvió ya para mostrarle al ministro de Industria español lo que pudo haber sido y no fue. Lo mismo que ahora reproducen las energéticas españolas en latitudes británicas. Los 1.400 millones de inversión que Iberdrola ha dedicado a esa red y varios proyectos locales y, sobre todo, el impulso dedicado a una smart grid para 620.000 clientes de Maine, podrían haber hecho de Castellón, (su proyecto piloto de redes inteligentes en España), el pionero en toda la Unión Europea, con la instalación de contadores inteligentes y la automatización de los 600 centros de transformación que alimentan a la localidad. No lo serán.

Si nada cambia en Castellana 160, llegará antes, incluso, la materialización de los proyectos de redes inteligentes en Escocia con su brazo británico, Scottish Power. No es casual que la eléctrica prevea destinar los 650 millones de libras de financiación recién firmados con el Banco Europeo de Inversiones (BEI) a afrontar proyectos en el área de distribución eléctrica en Reino Unido a lo largo del trienio 2010-2012, desde refuerzo de la estructura de la red, a reducción de pérdidas de energía y smart grids. Avanza en Glasgow la mayor red de este tipo en el Reino Unido,  financiado en parte con fondos de la propia eléctrica y en parte por el Departamento de Energía y Cambio Climático británico y del regulador sectorial Ofgem, que tiene previsto dedicar 500 millones de libras (577 millones de euros) a la implantación de las SmartGrids a gran escala. Iberdrola Ingeniería ha firmado un acuerdo con su filial Scottish Power para construir los proyectos de redes energéticas de la compañía escocesa en el Reino Unido por un importe de 200 millones de euros cada año y prevé que esa cantidad  se incremente dentro de tres años, cuando comience el próximo período regulatorio.

Nada que las eléctricas españolas puedan desplegar en territorio nacional. Se lo recordaron alto y claro a Industria durante el congreso 'Smart grids summit 2010' de Málaga: se sienten acorraladas en un sistema que prevé inversiones por 106.000 millones en infraestructuras en una década, pero que aún no ha despejado la rentabilidad de los 5.000 millones que invirtieron, que les debe más de 750 millones de euros pendientes en redes, tienen aún pendiente aplicar la nueva retribución establecida por la CNE y ya saben que, tras la propuesta de Industria para la revisión de la tarifa del 1 de enero, espera congelar los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución y comenzar el año con un déficit de tarifa que rondará los 5.000 millones de euros. La consigna pasa ya por rebajar el riesgo español, atrincherar las inversiones en redes y buscar consuelo externo para las inversiones en eólica, eólica marina, energía nuclear y redes inteligentes que no pueden desarrollar en España.

Iberdrola no es la única que ha encontrado ‘oasis’ para las zozobras energéticas españolas en EE UU y Gran Bretaña. Según sus previsiones, la instalación de redes inteligentes en el conjunto de España supondría unas inversiones de 106.000 millones de euros y la creación de 20.000 ó 30.000 puestos de trabajo, pero Iberdrola -que tiene disponible el proyecto pionero de Castellón desde 2009- no invertirá en redes en España sin estabilidad regulatoria, su apuesta por el desarrollo de las redes eléctricas inteligentes se reducirá “al mínimo imprescindible”, mientras Industria se ‘enrede’ con la distribución eléctrica, salte aún chispas con las interconexiones, las redes inteligentes y los contadores con las cinco grandes eléctricas. España las necesita, no sólo para cumplir los objetivos 20/20 y las exigencias de interconexiones que Bruselas le exigirá, y con ellas el futuro de las renovables y su variabilidad.

EN BUSCA TAMBIÉN DE UN RESGUARDO EÓLICO BRITÁNICO

Los de Sánchez Galán prevén invertir 4.800 millones de euros en Reino Unido entre 2010 y 2012, una cifra que representa el 25% de la inversión global del grupo, que apenas incorpora los nuevos proyectos de carbón limpio eólica marina y nucleares, pero que comenzará a cambiar su perfil de generación local. En estos cinco años, desde la integración con Scottish Power, las inversiones -2.700 millones de libras- han hecho posible que la empresa opere el mayor parque de Europa, Whitelee, al Sur de Glasgow y se consolide como líder en energía eólica, con 2.300 MW adicionales en desarrollo en Reino Unido, entre los que destaca el parque West of Duddon Sands (desarrollado junto a Dong), de 500 MW, que empezará a construirse en 2012. Iberdrola -principal promotor y generador de eólica terrestre en este mercado con 816 MW de potencia- apunta la proa de su liderazgo en renovables del mar en otras latitudes. Ha creado la nueva Dirección de Negocio Offshore capitaneada por el escocés Keith Stuart Anderson para canalizar el desarrollo del volumen de proyectos de energía eólica marina adjudicados a la compañía, cerca de 10.000 megavatios (MW) en todo el mundo.

Será uno de los negocios estratégicos para el futuro, con marcos regulatorios atractivos ya en una decena de mercados. La empresa se ha adjudicado recientemente, junto a la sueca Vattenfall, los derechos para la construcción en Reino Unido de uno de los mayores parques marinos del mundo, East Anglia Array, que tendrá una potencia de hasta 7.200 MW. Un proyecto que se suma a otros en desarrollo en varias zonas de la UE, con 2.500 MW adicionales. Para empezar, la cartera de proyectos por 1.700 MW en Reino Unido- que ha alcanzado los 5.000 megavatios de energía eólica en su territorio, más que el resto del mundo- entre los que figura la instalación West of Duddon Sands (desarrollada junto a Dong), de 500 MW, que empezará a construirse en 2012. Y Gamesa (que ya desarrolla dos plataformas offshore, de 5 MW y 6-7 MW, para participar en los proyectos previstos en los próximos años en el Mar del Norte) ubicará en Reino Unido su división de energía eólica marina e invertirá 150 millones en los próximos tres años en el país, donde construirá un centro de investigación y una fábrica de palas.

Reino Unido desarrolla el 25% de las tecnologías de aprovechamiento de las olas y las mareas: sólo la energía de las olas presenta una oportunidad de 2.000 millones de libras para el país”, según Carbon Trust, el organismo financiado por el gobierno para acelerar el desarrollo de tecnologías “bajas en carbono”. El objetivo del Gobierno es alcanzar una potencia de entre 20.000 y 30.000 MW de esta tecnología en el año 2020, de la que la compañía española prevé lograr una cuota de mercado del 15%. Para ayudar a asegurar la inversión del sector privado en esta tecnología, ofrecen hasta 60 millones de libras (70 millones de euros) para satisfacer las necesidades de infraestructura de la energía eólica marina en los puertos británicos, así como el ‘padrinazgo’ del Crown Estate con los puertos interesados. Bruselas bautizaba ya en mayo una alianza entre los nueve mayores productores de eólica llamada a suministrar el 16% de la energía (un tercio de la eléctrica) a la UE en 2015. Nada a lo que España pueda hoy mirar ni de lejos. La primera red de parques offshore de la UE nacía con financiación de Bruselas para nueve países sin que en España haya ni uno solo de los 1.000 Mw previstos por el Plan de Energías Renovables para 2010. Ni los galones de tercera potencia eólica mundial, ni la experiencia de las empresas españolas -entre los 20 primeros proyectos mundiales del viento marino-, ni la recién anunciada alianza de 11 empresas españolas y de 22 centros de investigación para el desarrollo de un aerogenerador marino 100% nacional han permitido aún que vea la luz más que tentativas experimentales, a pesar de que en el Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (Paner), recientemente enviado a la UE, se prevé la instalación de 3.000 MW hasta 2020.

En España, la compañía presidida por Ignacio Sánchez Galán ha solicitado la reserva de zonas para la realización de estudios previos a la petición de autorización de seis proyectos, que se ubicarán en las costas de Cádiz, Castellón y Huelva. Iberdrola, Acciona y Capital Energy esperan a las puertas de Industria con proyectos por más de 6.000 MW y 12.000 millones de euros para España, pero tienen que seguir 'haciendo músculo en Reino Unido. No sólo -que también- por motivos geológicos y técnicos. Es verdad que la orografía de la costa española es complicada, no hay plataforma continental y las aguas son muy profundas, lo que encarece los costes de instalación. Pero también que, hasta ahora, ni Moncloa ni las CCAA han favorecido su despegue: no dieron a luz al mapa eólico y la definición de las áreas aptas hasta abril -con más de tres años de retraso-, que siguen condicionando la luz verde a los proyectos a su ‘aceptación social’, nublando los detalles de las ‘areas con condicionantes’ y obligando a las empresas a abrazar el riesgo -advierte la patronal- de subastas a la baja que dejen a medio plazo sus costes fuera de juego. Con la vista en 2016, la prioridad de las energéticas es ahora lograr la instalación de parques experimentales en los que el sector dé sus primeros pasos reales. Pero el trámite del Estudio Estratégico del Litoral, impide que se pueda siquiera experimentar, a pesar de que el Real Decreto que lo permite se aprobó en 2007.

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