edición: 2366 , Lunes, 18 diciembre 2017
30/09/2010

Sánchez Galán asoma a Sebastián y a las contradicciones del sistema energético español al espejo inglés y al norteamericano

Iberdrola destinará 10.000 millones de dólares a EE UU -un 40% de su inversión- y 4.800 al Reino Unido
España requiere 106.000 millones de euros en redes, pero las eléctricas, con 16.000 millones de déficit , se protegen
Ignacio Sánchez Galán, presidente de Iberdrola
Javier Aldecoa

Toma distancia. El presidente de Iberdrola hace de su puesta de largo de inversiones en redes por 1.500 millones en EE UU y de sus programas en nuclear, smart grids y eólica offshore en reino Unido dos espejos donde el ministro de Industria no ve el reflejo del modelo energético español. Sánchez Galán es el primero en recordar a Moncloa y a Génova que en los últimos años el Gobierno ha aprobado 20 modificaciones con rango de ley, más de cien reales decretos, varios centenares de órdenes ministeriales y 200 resoluciones sobre el sector energético. Nada que haya permitido superar la “indefinición en renovables, un debate no resuelto sobre el futuro nuclear” y el lastre del déficit de tarifa que sólo para Iberdrola -que debe financiar el 35%-, supondrá 5.000 millones de euros si nada lo impide en 2011. Ya le ha hecho perder oportunidades de negocio allende los Pirineos y encarece su financiación. Las eléctricas 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. 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.

Iberdrola Renovables ya se ha convertido en el segundo operador eólico de un mercado al que dedicará -no sólo en renovables- una inversión de 7.000 millones de euros en los próximos tres años, casi el  40% del total de la  prevista por el grupo energético hasta 2012. En latitudes americanas, la invitan la certidumbre regulatoria, un horizonte de inversión con retornos del 14% y la urgencia de la Administración por duplicar y superar el retraso de las infraestructuras energéticas norteamericanas con un modelo que subvenciona un 30% en metálico de la implantación de generadores de energía eólica, a fondo perdido, desembolsadas en seis semanas y acompañadas de largos contratos de compra. En el mercado británico, la empujan el despegue de la eólica marina-ya con más offshore que el resto del mundo-; las redes inteligentes en Escocia, los planes de captura de CO2 y el programa nuclear que abre la puerta a nuevos reactores desde 2018.

Sánchez Galán pasea esta semana por latitudes norteamericanas sus galones como una de las cinco compañías eléctricas con mayor capitalización bursátil del mundo y y segundo operador renovable de EE UU. Pero con ellos, vuelve a darle aire al memorial de agravios que comparte con el conjunto de las eléctricas españolas. Ha aprovechado la puesta de largo esta semana de una nueva línea de suministro eléctrico de 800 kilómetros de longitud en el Estado de Maine que atravesará 75 localidades y servirá para facilitar la interconexión entre Estados Unidos y Canadá para mostrarle al ministro de Industria español lo que pudo haber sido y no fue; el precio de la ‘batalla’ de desencuentro y desconfianzas con las grandes empresas eléctricas. 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, a través de la que los usuarios podrán conocer datos de su consumo y ajustarlo si desean a través de un portal de Internet 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.

Pueden llegar legar antes, incluso, la materialización de los proyectos de smart grids en Escocia con su brazo británico, Scottish Power. Smartcity, el proyecto de ciudad ecoeficiente que desarrolla en Málaga un grupo de once empresas, liderado por Endesa, ha conectado a la red en Málaga un total de 5.000 contadores inteligentes (que permiten la telegestión) repartidos en Málaga, Sevilla y Barcelona y prevé que la cifra se eleve a 150.000 a finales de año. Iberdrola tiene en su agenda el desarrollo de este tipo de redes en España, una estrategia que, según sus cálculos, podría suponer inversiones de entre 5.000 y 6.000 millones de euros y la creación de entre 20.000 y 30.000 nuevos puestos de trabajo. Pero las pospondrá “por la inseguridad regulatoria”. Ha escarmentado tras haber invertido 2.000 millones en los dos últimos años (de los 5.000 invertidos por el conjunto del sector eléctrico español) en la mejora de las redes que, hasta ahora, se desconoce cómo serán retribuidas.

INCERTIDUMBRE EN INFRAESTRUCTURAS ESPAÑOLAS

A cambio, el programa de Iberdrola de eficiencia en redes en Maine costará 166 millones de dólares pero está cubierto en 96 millones de ellos, por ayudas directas del estímulo fiscal puesto en marcha por la Administración de Barack Obama para promocionar las energías limpias. Un sistema retributivo del EEUU “francamente atractivo" -Galán dixit- que retribuye además las inversiones que se realizan y los recursos que se incluyen. De hecho una de las obras inaugurada ayer tiene un retorno sobre el capital de casi el 13%. Por ello, la quinta energética del mundo por capitalización invertirá 10.000 millones de dólares más en EEUU entre 2010 y 2012, de los que dos tercios serán en energías renovables (básicamente eólica) y el resto en redes. No sólo porque la distribución eléctrica en EEUU es aún poco eficiente y el nivel de interconexión entre estados y la automatización es bajísimo (se necesitan cuatro veces más personas que en España para atender a los clientes), sino sobre todo porque el sistema retributivo premia las inversiones realizadas con una elevada rentabilidad sobre los recursos propios (ROE).

Sánchez-Galán lo dijo alto y claro durante el congreso 'Smart grids summit 2010' de Málaga, este mismo mes. Nada que todas las eléctricas no le advirtieran al unísono.  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 no invertirá en redes sin estabilidad regulatoria, su apuesta por el desarrollo de las redes eléctricas inteligentes se reducirá "al mínimo imprescindible". Industria se ‘enreda’ con la distribución eléctrica, salta 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.

La subdirección de Planificación Energética y Seguimiento del Ministerio de Industria prevé que será necesaria la mejora del grado de autoabastecimiento, desde un 22,8% de 2009 a un 33,3 % en 2020 y descuenta que las smart grids serán imprescindibles, no sólo para el impulso del coche eléctrico, sino para formentar el autoconsumo y reducir unas pérdidas de energía eléctrica que en estos momentos el Idae fija en al menos un 10%. Pero otra cosa serán los plazos y los inversores. Al menos 5.000 millones de euros para España están en las cajas del miedo y no saldrán de él hasta que haya un marco estable. La guerra de los contadores entre las eléctricas y el Ministerio es el último desincentivo y aún no está claro el modelo de distribución de redes del coche eléctrico. El Ministerio de Industria busca impedir el cobro del alquiler de los viejos contadores para que las eléctricas aceleren su renovación por equipos con telegestión en un plazo de ocho años, a pesar de que las empresas le advierten que es la inseguridad la que retrate a los fabricantes y que los nuevos equipos de medida no alcanzan el 30% sobre un total de 25 millones. El borrador del Decreto que espera regular el gestor de recarga del coche eléctrico repele a las empresas del sector: rechaza la opción de concesiones, ya han avisado al Ministerio que sería más sencillo regular primero un modelo homogéneo de batería.

INDICIOS DE LOS DESENCUENTROS CON LAS ELÉCTRICAS

 Miguel Sebastián salta todas las chispas con las eléctricas: en el aire están no sólo los desencuentros del déficit de tarifa y la titulización de la deuda, sino los contadores (que el ministro quiere impedir en alquiler), el coche eléctrico y la inversión en nuevas redes, sobre todo smart grids. Zapatero y el ministro han conseguido unir a Iberdrola, Gas Natural Fenosa, HC y E.ON, las cinco grandes eléctricas, -con una capitalización conjunta de más de 60.000 millones de euros- para exigir a PSOE (con o sin PP) que se ponga fin “a la incertidumbre regulatoria”, que amenaza la estabilidad financiera del sector. Tienen a mano la ecuación de la recuperación de la demanda y la ampliación de los márgenes de negocio, que les permitió elevar un 14% su Ebitda, hasta 10.381 millones en el primer semestre de 2010. También, la ‘vacuna’ de las  desinversiones por más de 4.000 millones de euros en los próximos dos años para capear la crisis y contener una deuda que, pese a haberse reducido un 1,6%, alcanza en total 70.597 millones.

La deuda de las cuatro grandes eléctricas no sólo suma y sigue gracias a la huella de las grandes operaciones corporativas de los últimos años. Ese pasivo incluye, además, la parte del déficit de tarifa que financian las empresas. Según el reglamento de cesión de derechos de cobro, los de Iberdrola, suman 4.367 millones; los de Gas Natural Fenosa, 1.622 millones; Hidrocantábrico, 742,8 millones, y Eon España, 63,7 millones. Pero sobre todo, les pesan los 7.727 millones de derecho de cobro para Endesa por su déficit de tarifa: 5.216 millones por la generación peninsular y 2.511 millones, por la de los sistemas extrapeninsulares que explota. Una cifra que representa más de un 25%  del total de la deuda financiera de la compañía que preside Borja Prado, de 19.098 millones y que supone más de la mitad del que corresponde al conjunto de las eléctricas que financian el déficit. Iberdrola, Gas Natural Fenosa, Endesa y HC hacen su parte y le exigen a Industria que cumpla, más ahora que la propia Subcomisión de Industria del Congreso acaba de fijar en 4.500 millones de euros anuales el ‘menú’ de inversiones para el sector eléctrico en el próximo cuarto de siglo.

Las cuatro grandes eléctricas asoman a Sebastián al espejo de lo inevitable: con un déficit tarifario acumulado de 16.048 millones y el compromiso de Moncloa para acabar con él en 2013, ninguna revisión de costes de las que el Ministro baraja, ni la subida desde el 1 de octubre del 4,8% (tras la congelación de la TUR del 1 de julio) evitaría que la tarifa de la luz tenga que encarecerse al menos el 5% en la siguiente revisión. Los analistas de Nomura les advierten que el Gobierno debería elevar el precio de la luz al menos un 15% en 2011 para que salgan las cuentas y que el déficit de tarifa engorde 'sólo' otros 2.000 millones el próximo año. Las cinco grandes eléctricas que cuentan con más de 24,5 millones de hogares acogidos aún a precios regulados, no esperarán de brazos cruzados. Lejos de las entelequias, el déficit de tarifa pesa sobre sus balances y sobre sus expectativas. Le ponía cifras, en la Junta de Accionistas, el presidente de Endesa, Borja Prado: sólo su compañía tiene 7.423 millones de euros pendientes de cobrar y cada mes de retraso en el pago de esta deuda por los rezagos de la administración se incrementa en 155 millones de euros. Denunciaba de nuevo sus efectos Ignacio Sánchez Galán desde EE UU. Pone el dedo en las heridas del coste de oportunidad: el déficit les ha hecho perder oportunidades de negocio no sólo en España, sino en todos sus mercados y ha encarecido los costes de financiación por la inseguridad regulatoria.

No es la primera vez. El presidente de Iberdrola reclama un sistema energético claro y predecible, un “esfuerzo” al Gobierno en materia regulatoria y el diseño de un marco normativo con  “claridad”  que dé  “señales de planificación segura y estable al sector energético”. Se lo recordaba, desde la atalaya de la presidencia de Enerclub, a la ministra de Ciencia e Innovación, Cristina Garmendia. La misma reclamación que le dirigía al Secretario de Estado de Energía, Pedro Marín, en Valencia hace menos de dos semanas. Los asoma al espejo de sus ‘facturas’ renovables, ésas que han llevado a que la producción de energía solar cueste en España entre 300 y 400 euros por megavatio hora a las arcas públicas mientras que la factura por la producción eólica es de 70 euros por megavatio hora. La solar recibió 2.688 millones en primas -y sólo produjo el 2% de la demanda, el 11% de la electricidad renovable- y la eólica, 1.608 millones y cubrió el 13%, más del 60% de toda la renovable.

Sánchez Galán le ha puesto el contador a la efervescencia de los vaivenes regulatorios de Moncloa. “Cada nuevo ministro, queriendo dejar su impronta, son 4.000 millones de euros más de coste para el sistema energético español”, denunciaba en Boston (Massachusetts) ante la prensa que lo acompaña en su periplo americano. Nada que permita aún un horizonte diáfano para la eólica, la termosolar, o la fotovoltaica en el mercado español. No es el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, el único que advierte desde hace meses que “no se sostiene a medio plazo un modelo energético en el que el coste de la energía solar es diez veces más que la energía convencional y en el que “a la vista del déficit de tarifa y de que el precio del ‘pool’ ha caído un 40%, la única posibilidad de futuro consiste en subir la tarifa de la luz o seguir aumentando el déficit”. Tampoco el único que se preocupa por el desplazamiento de fuentes tradicionales de generación eléctrica con la entrada de nueva capacidad. Y es que Industria ha terminado por apadrinar un modelo confuso e inseguro para el conjunto de los generadores eléctricos, para las propias renovables -desde el Real Decreto-Ley  6/2009, que extendió el registro de preasignación de retribución de la fotovoltaica a todas las energías renovables prefieren asumir reformas al modelo de retribución antes que la incertidumbre-, para las eléctricas, los operadores de centrales nucleares y para el sector gasista español. Un modelo que subvenciona las energías más caras -algunas de ellas tecnologías inmaduras-, aún a costa de dejar al gas en la tierra de nadie de las promesas del Plan Estratégico para 2013 y de relegar a las centrales de ciclo combinado -a un 30% de su capacidad- a fuentes de respaldo para cubrir la volatilidad de la eólica y la solar. Más ahora que Bruselas ha dado luz verde al Decreto de Incentivos al consumo del carbón autóctono.

VENTAJAS 'PREVENTIVAS' EN EE UU

En los mapas de Obama, a pesar de que la ley del clima con la que se pretende regular las emisiones aún está en el limbo legislativo, las leyes no tienen disposiciones retroactivas y la agilidad de las ayudas, en lugar de ser una prima por producción, son subvenciones del 30% a fondo perdido que se otorgan al inicio de la inversión.  Por eso, Iberdrola acelera al otro lado del Atlántico: los 170 millones de dólares de fondos de estímulo a las renovables –‘grants’- recién recibidos por su proyecto de Cayuga Ridge suman y siguen con los 975 millones de dólares en subvenciones eólicas, más del 25% de las concedidas por la actual Administración estadounidense. Son, además del mayor incentivo público a renovables en Estados Unidos. No es casualidad que Iberdrola, mayor inversor industrial español en tierras de Obama y segundo operador renovable de Estados Unidos, con activos valorados en 30.000 millones de dólares (unos 22.000 millones de euros) -el 25 por ciento de todos los del grupo-, presencia en 23 Estados y tres millones de puntos de suministro eléctrico contemple que el 67% de todo su esfuerzo inversor durante el trienio vaya a parar a la puesta en marcha de nuevas instalaciones de energías renovables en EE UU, donde Iberdrola Renovables ya se ha convertido en el segundo operador eólico por capacidad instalada, con 4.163 megavatios (MW), y dispone de una cartera de proyectos que suman 25.000 MW adicionales. Además, prevé destinar otro 28% a desarrollar y mejorar las infraestructuras de distribución eléctrica en el ámbito de actuación de Iberdrola USA, cabecera de un holding integrado por los activos de la antigua Energy East, sociedad adquirida en 2008 y que produce, distribuye y comercializa electricidad y gas natural en cinco Estados del Nordeste: Nueva York, Maine, New Hampshire, Massachusetts y Connecticut.

Más allá de la energía de origen eólico, la capacidad total del grupo allí asciende a 4.841 MW. Además, el 40% de toda su cartera de proyectos radica en EE UU, superando la cifra de 24.400 MW. Ha hecho de la ‘tierra de las oportunidades’ el pilar de su despliegue renovable exterior. Nada nuevo, en realidad. Nada que Iberdrola Renovables no adelantara con su desembarco en Energy East, su despliegue eólico, compras por parte de la matriz en tres años a empresas norteamericanas por 5.500 millones de dólares e inversiones que la han convertido en el tenedor del 50% de la potencia eólica estadounidense. Nada que el ‘efecto Obama’ no aliente. Hoy, IB tiene la regulación a su favor, la voluntad de la Casa Blanca, los planes de la administración demócrata y las ayudas de estímulo a la implantación de energías renovables aprobados por el Gobierno demócrata, que aseguran el crecimiento de la eléctrica en esa zona y le permiten acelerar su proceso de reinversión. Serán "decisivos" para cumplir los objetivos de la empresa en EE UU, que incluyen la instalación de 1.000 megavatios (MW) al año en 2011 y 2012. Su sostenido retorno sobre el capital empleado constante, la ventaja de sus menores costes le permitirán haberse puesto cómoda cuando -como advierte el propio Verde- en menos de un lustro haya que aterrizar el boom renovable americano. La Administración estadounidense ha adjudicado a empresas como Abengoa Solar, Acciona, Iberdrola y Gamesa proyectos por más de 4.000 millones de dólares en los últimos 18 meses.

El vertido de crudo en el Golfo de México ha dirigido la atención de los legisladores norteamericanos hacia las energías renovables y, en concreto, hacia la energía eólica, que podría convertirse en el “principal beneficiario” de este cambio de sensibilidad y hacer de él “uno de los principales catalizadores del crecimiento de la compañía española”, según Barclays Capital en un informe sobre Iberdrola Renovables. “Una propuesta de incentivos federales para la generación de renovables y una ampliación de los créditos fiscales a la inversión son ahora más probables dadas las perspectivas adversas de la generación con combustibles fósiles”, asegura el informe.

Sánchez Galán sabe que uno de los primeros compromisos que asumió el presidente de Estados Unidos fue duplicar la producción de energía renovable del país en el plazo de tres años. También, que esa promesa cuenta con el handicap de la red de transporte y con el riesgo de que la administración acelere un boom eólico y solar que, en un lustro, tenga que aterrizar.  Si llega ese aterrizaje, será con el blindaje de la española, que controla el 50% de las instalaciones eólicas en el país en 2010 y mantiene su retorno sobre el capital empleado constante, gracias a que reaccionó a la crisis reduciendo inversiones y primando beneficios. Lo advertía en agosto Juan Verde, el Secretario adjunto para las relaciones comerciales con Europa y Eurasia: las empresas españolas, con Iberdrola, Acciona y Gamesa en cabeza, han tenido una ventana de oportunidad en solar y eólica “porque se encontraron con un mercado absolutamente verde y aún por desarrollar; pero eso se acabará en un año o dos. Tienen que reforzar muchísimo su gran apuesta ahora”.

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 David Cameron está pensando en ampliar a diez. El Presidente de Iberdrola, Ignacio 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 prevista se destinarán a Escocia, fundamentalmente a proyectos eólicos, redes inteligentes y a la planta de captura y almacenamiento de CO2 de Longannet, si la Empresa resulta ganadora del concurso organizado por el Gobierno británico. En estos cinco años, desde la integración con Scottish Power, las inversiones realizadas -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.
UN RESGUARDO EÓLICO BRITÁNICO

Iberdrola 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.

El objetivo del Gobierno británico 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%. 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-, 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.

Aunque la ampliación del inventario nuclear divide a conservadores y liberaldemócratas (Huhne había sido señalado como antinuclear antes de llegar a la Secretaría de Estado de Energía), el Reino Unido se ha 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. Pero hará de la nuclear un componente más de ese mix. El Parlamento votará a favor de las nuevas centrales mientras no se subvencionen con ayudas públicas directas, lo justo para que el país pueda contar con el primero de los nuevos reactores a partir de 2018. Iberdrola acelera 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 y ahora está preparando un plan detallado para instalar una nueva central nuclear de 3.600 MW de potencia en ese emplazamiento.

VÍAS DE ESCAPE TAMBIÉN A LA CERRAZÓN NUCLEAR ESPAÑOLA

Un éxodo’ similar al del conjunto de las eléctricas españolas para driblar la cerrazón atómica de Zapatero. Empresas españolas participan en la construcción de una cuarntena de centrales, casi un tercio de los futuros reactores en el exterior, la mayor parte de ellos de la tercera generación. Si España prescinde de la energía nuclear, la factura eléctrica deberá elevarse en unos 35.000 millones, apunta Sánchez Galán. Ya desde 2009 el CSN recordaba que “mantener el funcionamiento de las centrales más allá del periodo inicialmente previsto en su diseño es compatible con la legislación española en vigor”: 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: si prospera la propuesta de la Subcomisión de Industria del Congreso no se debatirá hasta 2015 la prórroga a la vida útil de los reactores ya existentes más allá de los cuarenta años. Y si prospera la Ley de Economía Sostenible, con sus últimas enmiendas parciales, la modificación del artículo 80 restringe casi hasta lo imposible la prórroga extraordinaria a los 40 años de vida útil de las centrales nucleares.

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. Lo hace Iberdrola en Rumanía a principio de septiembre. En el portafolio de Sánchez Galán no sólo el visto bueno del operador de red, Transelectrica, para conectar 1.500 Mw de eólica desde 2011 -suficiente para suministrar electricidad a cerca de un millón de hogares- y la puesta en marcha de 50 parques eólicos en la región de Dobrogea, que serán construidos entre 2011 y 2017. Iberdrola ya forma parte de un consorcio nuclear que incluye a Nuclearelectrica, Enel, RWE y Electrabel y que espera construir dos nuevas unidades en la planta nuclear de Cernavoda. Y en Brasil ha desarrollado un innovador programa de repotenciación y modernización de la central nuclear de Angra.

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