La competitividad de las fuentes de generación: las energías renovables; las centrales térmicas; la energía nuclear.

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1 La competitividad de las fuentes de generación: las energías renovables; las centrales térmicas; la energía nuclear. Joaquín Coronado Galdos, Socio Septiembre 2012

2 Agenda 1. Mix de generación y mecanismos para garantizar el suministro 2. La política medioambiental y el desarrollo de las energías renovables 3. La extensión de la vida útil de las centrales nucleares 4. Un mercado mayorista adaptado al nuevo mix de generación 2

3 1. Mix de generación y mecanismos para garantizar el suministro 3

4 Situación actual y perspectivas a futuro Al no existir una única tecnología que responda simultáneamente a los tres ejes de la política energética, el parque de generación se configura como un mix de tecnologías que se complementan El mix de generación se ha transformado profundamente en los últimos 10 años, siendo hoy las tecnologías con una mayor presencia los ciclos combinados (26%) y las energías renovables (28%) El Plan de Energías Renovables apunta un crecimiento de la penetración de renovables hasta un 38% del total de producción eléctrica para cumplir con los objetivos del 20/20/20 El desarrollo renovable ha permitido disminuir la alta dependencia energética en España y reducir las emisiones del parque de generación Como contrapartida a los beneficios derivados del desarrollo renovable, la operación del sistema ha tenido que sofisticarse haciendo más exigente la respuesta de la generación de respaldo Una alta penetración renovable resulta en una disminución del hueco térmico, por lo que tecnologías convencionales ven reducidas sus horas de funcionamiento El cierre por fin de vida de 7 GW de térmicas, unido a la baja firmeza de las renovables, hacen que a pesar del crecimiento neto en potencia instalada hasta 2020 (+24%) la potencia firme no crezca 4

5 Situación actual y perspectivas a futuro La situación actual de sobrecapacidad revertirá a partir del 2015/17, siendo necesario instalar nueva potencia firme y flexible para asegurar el suministro en las puntas de demanda El mercado mayorista, debido a la alta penetración de energía precio aceptante, no está emitiendo la señal de precio necesaria para atraer la inversión de nueva capacidad Las previsiones del bajo funcionamiento de las tecnologías térmicas, la reducción del precio, y la existencia de barreras de salida, hacen insuficiente la cuantía del incentivo a la inversión En el futuro, la tecnología para satisfacer las crecientes puntas de demanda puede ser una tecnología con costes fijos más bajos 5

6 50D Al no existir una única tecnología que responda simultáneamente a los tres ejes de la política energética, el parque de generación se configura como un mix de tecnologías que se complementan Cada tecnología de generación destaca especialmente en uno de los ejes (seguridad de suministro, sostenibilidad medioambiental y eficiencia económica) Las tecnologías térmicas clásicas como ciclos combinados, carbón y fuel gas, aseguran el equilibrio generación-demanda por su alta firmeza y gestionabilidad Seguridad de suministro La demanda se cubre con tecnologías que trabajan en base (nuclear), con tecnologías no gestionables (EERR) y con centrales de punta (CCTG, Carbón, Fuel-gas, hidráulica regulable) La curva monótona (cuya cobertura por tecnologías se muestra de manera simulada) muestra un apuntamiento entre las horas de demanda punta (hasta 44 GW en 2010) y las horas valle (hasta 18 GW) Eficiencia económica Las tecnologías nuclear e hidráulica tienen los menores costes de generación del parque Sostenibilidad medioambiental Las energías renovables mejoran el factor medioambiental global Ciclo combinado Fuel gas Carbón Hidráulica Régimen Especial Nuclear horas [Fuente: análisis ] [Fuente: REE y análisis ] Todas la tecnologías son necesarias para asegurar la cobertura de la demanda eléctrica en España, que con un elevado apuntamiento, requiere de un mix diverso y equilibrado de tecnologías de generación 6

7 El mix de generación se ha transformado profundamente en los últimos 10 años, siendo hoy las tecnologías con una mayor presencia ciclos combinados (26%) y energías renovables (28%) En los últimos 10 años se han incorporado al parque de generación ~23GW de energías renovables y ~25 GW de CCTG % 45 17% 23% 16% 36% 1995 Mix de generación instalado [GW] 9% 15% 22% 15% 31% % 9% 17% 9% 15% 11% 23% % 98 28% EE.RR 7% 26% 12% 8% 17% 2010 CHP y RE no renovable CCTG Fuel/Gas Carbón Nuclear Hidráulica y bombeo CAGR ,6% 29,8% El índice de cobertura del parque (relación entre potencia disponible y punta de demanda) fue en 2010 de 1,34 frente a un mínimo deseable de 1,1. Se espera que la actual sobrecapacidad e infrautilización de activos se mantenga en un contexto de contracción de demanda La producción de origen renovable en 2010, año de excepcional hidraulicidad, fue del 34,9% sobre la producción bruta, lo que ha mejorado el grado de autoabastecimiento eléctrico hasta alcanzar un 65% El hueco térmico, o energía a cubrir por las térmicas clásicas, ha disminuido 47 TWh en 5 años, lo que ha resultado en una reducción sustancial del número de horas de funcionamiento del parque térmico, que ha caído para los ciclos combinados de h en 2005 hasta h en 2010 [Fuente: REE, MITyC y análisis ] La liberalización de la actividad ha resultado en un mix que garantiza el suministro de una forma diversificada, y con un impacto ambiental decreciente 7

8 El Plan de Energías Renovables apunta un crecimiento de la penetración de renovables hasta un 38% del total de producción eléctrica para cumplir con los objetivos del 20/20/20 En una década se tiene como objetivo instalar más de 21 GW renovables, destacando 13,5 GW de eólica y 6,2 GW de energías solares Con el parque renovable objetivo en 2020, junto a la hidráulica de régimen ordinario, un 38,1% de la electricidad nacional tendrá origen renovable % 6% 3% 8% 26% 9% 8% 17% % 8% 3% 9% 24% 8% 7% 17% % 9% 4% 9% 21% 6% 6% 16% [GW] Eólica Solar Resto EERR CHP y RE no renovable CCTG Fuel/Gas Carbón Nuclear Hidráulica y bombeo CAGR Régimen Especial 5,8% Régimen Ordinario 0,2% EERR CHP y RE no renovable (31%) (15%) GWh Hidráulica y bombeo (9%) (21%) (14%) Nuclear Carbón (8%) (1%) Fuel / Gas CCGT [Fuente: MITyC y análisis ] Las consecuencias de un parque ya hoy altamente renovable irán en aumento conforme se vayan cumpliendo los ambiciosos objetivos de potencia renovable instalada 8

9 150E t[ El desarrollo renovable ha permitido disminuir la alta dependencia energética de España y reducir las emisiones del parque de generación El grado de autoabastecimiento en España, históricamente decreciente por la dependencia del gas y petróleo, ha mejorado desde el año 2005 y el sector eléctrico ha reducido sus emisiones de forma continua desde el mismo año 2005 gracias a la contribución de origen renovable ,0-3,8% Además del desarrollo renovable ligado al PER , la caída de la construcción (intensiva en consumo de energía) ha provocado un incremento del grado de autoabastecimiento 23,5 35Gd a[4,5% 0,5 0,4 0,42 0,40 115, El crecimiento de la demanda de petrolíferos, especialmente por el sector transporte, y el gas natural, por la industria, disminuye el grado de autoabastecimiento al ser fuentes ~100% importadas , ,3 0,2 0,1 0, , t CO2 / MWh Mt CO2 totales ,22 66, E e[2010 [Fuente: MITyC] [Fuente: REE, DG Tren y análisis ] Esta mejora es fundamental dado que España es uno de los países de la Unión Europea con mayor dependencia energética y que más lejos se encontraba del cumplimiento de los objetivos de reducción de emisiones 9

10 30D Como contrapartida a los beneficios derivados del desarrollo renovable, la operación del sistema ha tenido que sofisticarse haciendo más exigente la respuesta de la generación de respaldo La seguridad de suministro, en su concepción clásica, persigue satisfacer la demanda bajo las siguientes condiciones:p i[0 El crecimiento del mix generación en tecnologías renovables no gestionables 150 que transforma el rol de las centrales convencionales, a las que se les requiere flexibilidad y firmeza para poder integrar las tecnologías renovables Diversificar las fuentes EERR no gestionables Resto del parque Flexibilidad Rapidez de respuesta Reducir la vulnerabilidad implica una valor volatilidad y complejidad de operación del parque % Firmeza Disponibilidad asegurada Incrementar el autoabastecimiento % Rampa en enero de 2010 de 6,3 GW en una hora 0 Horas [Fuente: MITyC, REE y análisis ] La seguridad del suministro está hoy determinada por la capacidad del parque de generación de responder, de forma rápida y firme, a los requerimientos de la demanda 10

11 4.150H edf[a]dados 271P e[t] Una alta penetración renovable resulta en una disminución del hueco térmico, por lo que tecnologías convencionales ven reducidas sus horas de funcionamiento La transformación del mix de generación, el RD del carbón nacional y la contracción de la demanda han resultado en una disminución del hueco térmico Junto a la contracción de la demanda se suma que el RD 134/2010 hace que una parte importante del hueco se cubra con carbón nacional desplazando a otras tecnologías como los ciclos combinados [Fuente: REE, MITyC y análisis ] Hueco térmico Carbón nacional Régimen Especial Hidro + bombeo Nuclear ,8% los objetivos del PER, la situación de infrautilización de los ciclos combinados no puede revertir [Fuente: REE, MITyC y análisis ] disminuyendo la utilización de los ciclos combinados de ~4.150 horas a ~2.500 horas en los últimos 5 años El papel de las centrales térmicas queda relegado a cumplir un rol principal de respaldo de potencia y será residual su función como aportadoras de energía

12 2000D ep[ El cierre por fin de vida de 7 GW de térmicas, unido a la baja firmeza de las renovables, hacen que a pesar del crecimiento neto en potencia instalada hasta 2020 (+24%) la potencia firme no crezca El parque instalado debe asegurar el suministro en los momentos de mayor demanda 2,9% , ~2,6% El parque debe satisfacer una punta de demanda creciente en cualquier escenario 2015 [Fuente: REE, MITyC y análisis ] 58,0 55, Histórico y tendencial Escenario eficiente pero el desarrollo del parque hasta 2020 se fundamenta en tecnologías que no aportan firmeza Disponibilidad limitada tan sólo por posibles averías y paradas por mantenimiento CCGN 93% Carbón 92% Nuclear 91% Fuel Gas 75% Hidro y bombeo Resto EERR R.E. no renovable Solar 10% Eólica 8% 40%... lo que supone un crecimiento de potencia firme por debajo del crecimiento de la demanda [Fuente: REE, MITyC y análisis ] Una alta penetración renovable no evita la necesidad de potencia firme que asegure el suministro en los momentos de mayor demanda 50% 60% Disponibilidad condicionada a la existencia de factores medioambientales favorables tales como hidraulicidad, viento y sol [Fuente: Orden ITC/3519/2009 y análisis ] Nota: Disponibilidad media por grupos de tecnologías Firme / Instalado Potencia instalada Potencia firme ,4% ,9% Cierre Garoña y centrales de carbón y fuel-gas ,2% ,0% % -34% -38% -47% -51% 57 Régimen especial Régimen ordinario 12

13 La situación actual de sobrecapacidad revertirá a partir del 2015/17, siendo necesario instalar nueva potencia firme y flexible para asegurar el suministro en las puntas de demanda Desde el año 2001, el índice de cobertura es superior al valor de referencia de 1,1, siendo en 2010 de 1,34, valor que indica La nueva potencia renovable no cubrirá el incremento de demanda punta, situándose el índice de cobertura por debajo de 1,1 a partir del 2015/17 en función del escenario Por ello, según el escenario de demanda, se necesitarán entre 1,9 y 4,6 GW firmes en 2020 para satisfacer las puntas de demanda y mantener el índice de cobertura en el 1,1 1,4 1,3 1,2 1,1 1,0 0,9 0,8 sobrecapacidad del sistemap 0,7 histórico 0,6 Í-]I.C. deseable En 2001 el IC bajó del valor deseable apareciendo problemas de suministro. Desde el 2008, el parque está sobredimensionado 1,2 1,1 1,0 0,9 0,8 Con el parque renovable planificado, en un escenario tendencial habría necesidad de nueva potencia firme (IC<1,1) desde 2015, y en uno de eficiencia adicional se retrasaría hasta ,7 eficiencia 0,6 tendencial Í-]I.C. deseable 1,2 1,1 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 I.C. eficiencia I.C. tendencial I.C. deseable 0,3 1,2 2,4 2,5 0,4 0,3 1,1 3,5 4,6 1,9 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0, ]0, Í 0,5 0,0 P. adicional eficiencia P. adicional tendencial [Fuente: REE, MITyC y análisis ] Si no se da la señal económica adecuada que incentive a la inversión en nueva potencia firme y flexible, desde el año 2015 pueden aparecer problemas de suministro en las horas de mayor demanda 13

14 El mercado mayorista, debido a la alta penetración de energía precio aceptante, no está emitiendo la señal de precio necesaria para atraer la inversión de nueva capacidad La alta penetración de fuentes renovable en 2010 (año de extraordinaria hidraulicidad) deprimió el precio del mercado mayorista en 1,8 /MWh (1) 0 /MWh (0-35] /MWh (35-55] /MWh (55-Máx] /MWh 54 /MWh 51 /MWh 0,0% 13,0% 46,2% 40,8% ,0% 29,2% 38,0% 32,8% /MWh 0,0% 42,6% 45,8% 11,6% 2007 [Fuente: REE, MITyC y análisis ] 64 /MWh 0,7% 0,0% 22,3% 77,0% /MWh 37 /MWh 0,2% 3,8% 37,5% 30,8% 58,1% 4,3% ,3% 5,1% 2010 (1) Considerando que las horas de precio resultante 0 /MWh hubieran tenido un valor igual al medio del resto del año, el precio hubiera resultado 1,8 /MWh mayor Ingresos en el mercado diario 2010 [ /MWh] 43,0 (Carbón) 42,3 (CCTG) la disminución de horas de funcionamiento de las térmicas, unidas a un bajo precio del mercado, dificulta la recuperación de costes de las térmicas Carbón [Fuente: Omel, UNESA y análisis ] Se pone de manifiesto la necesidad de un mecanismo eficaz para retribuir tanto la inversión a largo plazo para nuevas instalaciones, como la disponibilidad de las centrales actuales InversiónO&M fijo O&M variable 7 7 Total CCTG 20 8 Inversión O&M fijo 63 O&M variable pudiendo existir impedimentos administrativos que obstaculicen el cierre a corto plazo de la instalación El Capítulo IV Título VII del RD 1955/2000 regula el proceso de cierre de este tipo de instalaciones de generación térmica, estipulando que dicho cierre requiere de autorización administrativa. En el caso de instalaciones bajo la gestión técnica del operador del sistema, éste emitirá un informe previo sobre la solicitud de cierre Así, este proceso de cierre puede verse obstaculizado por motivos como la violación de la seguridad de suministro ante contingencia en áreas adyacentes al emplazamiento de la central cuyo cierre se solicita 91 Total 14

15 Las previsiones del bajo funcionamiento de las tecnologías térmicas, la reducción del precio, y la existencia de barreras de salida, hacen insuficiente la cuantía del incentivo a la inversión En España se emplea un mecanismo de pago fijo regulado, cuya cuantía ha sido revisada recientemente La cuantía de los costes fijos de una central de ciclo combinado triplican los incentivos percibidos [ /MW/año] La Orden ITC/2794/2007 daba una cuantía por inversión a largo plazo de /MW/año durante 10 años + Costes fijos de O&M [, Mix eléctrico a 2030] + Peaje de T&D (término conducción) La Orden ITC/3127/2011 fijó el valor del incentivo a la inversión en /MW/año y desarrolló el incentivo por disponibilidad en el corto plazo, fijándolo en a /MW corregido por la disponibilidad de cada tecnología + + Peaje de T&D (término reserva capacidad) Peaje de regasificación Peajes fijos [BOE] El RDL 13/2012 revisó para el año 2012 el incentivo a la inversión (10% de reducción, hasta los /MW/año). Esta reducción será aplicable únicamente durante el año Inversión anualizada Total [UNESA 2009, 7%, 25 años] la rentabilidad de las tecnologías térmicas convencionales sigue cuestionada en el escenario actual Dado que los ciclos combinados se tratan de tecnologías necesarias para aportar firmeza y flexibilidad, el pago por capacidad debería permitir recuperar la totalidad de los costes fijos asociados El pago por capacidad recientemente revisado es insuficiente para garantizar la entrada de ~4.600 MW de nueva capacidad firme necesaria para garantizar el suministro a

16 hpm En el futuro, la tecnología para satisfacer las crecientes puntas de demanda puede ser una tecnología con costes fijos más bajos Tecn. A Tecn. BD Tecn. C Tecn. D Para un número de horas anuales de funcionamiento reducido, el coste de una turbina de gas resulta más conveniente O&M fijos Peajes fijos 89 k /MW/año 57 k /MW/año Cdohoras Inversión horas Ciclo combinado Turbina de gas en ciclo abierto Energía No Suministrada Centrales Punta Centrales Llano D1D2D3D4Centrales Base [Fuente: UNESA, ITC 3354/2010 y análisis ] Debe reflexionarse sobre cuál es la tecnología idónea para cubrir la punta de demanda a 2020 teniendo en cuenta que las nuevas centrales trabajarán un número muy reducido de horas (~500 horas) y que principalmente servirán para asegurar el margen de cobertura del 10% deseado Una opción, hasta ahora sin implantación en España, puede ser la instalación de turbinas de gas de ciclo abierto dada la baja previsión de funcionamiento (~500 horas) Precio marginal 1 Precio marginal 2 Precio marginal 3 horas La estructura de costes de un CCTG, con elevados costes fijos, sugiere que no es la tecnología apropiada, y que un ciclo de turbina de gas en ciclo abierto con costes fijos muy inferiores, podría responder mejor a los nuevos retos de flexibilidad requeridos en un contexto de alta penetración renovable 16

17 2. La política medioambiental y el desarrollo de las energías renovables 17

18 Situación actual y perspectivas a futuro La Unión Europea establece unos objetivos globales de producción renovable, y es cada Estado Miembro quien concreta cómo los lleva a cabo y en qué sectores se apalanca para lograrlos El PER , que se diseñó para conseguir un objetivo más ambicioso que el marcado por la Directiva, ha sido superado gracias al sobre esfuerzo del sector eléctrico El desarrollo renovable en el ha contribuido a mejorar el grado de autoabastecimiento, ha evitado la emisión de 52,3 MtCO2 y supuesto un ahorro de kteps de energía primaria La superación del objetivo de penetración renovable del PER se ha debido principalmente al desarrollo fotovoltaico por encima de lo planificado Las tecnologías se han desarrollado a distintos ritmos, en gran medida en respuesta al esquema retributivo propuesto para cada una de ellas El ejemplo de la tecnología fotovoltaica demuestra la importancia de respetar la entrada de capacidad renovable planificada, ya que un desajuste puntual ha provocado un coste adicional de M anuales El desarrollo de EERR en el ha posicionado a España como el país europeo con mayor participación renovable, con el mayor apoyo económico, y el mayor coste unitario de subvención 18

19 Situación actual y perspectivas a futuro El desarrollo renovable ha supuesto un incremento de los costes regulados del sistema y ha exigido una operación del parque más sofisticada La penetración de energía renovable en el mix tiene efectos que implican la disminución del precio final de la electricidad A pesar de la reducción del precio del mercado mayorista, el incremento de costes regulados ha implicado que el precio de la electricidad del sector doméstico supere la media europea Para el año 2020, España ha definido un plan que nuevamente supera el objetivo vinculante establecido por la Directiva apalancándose en el sector eléctrico como ocurrió en el El registro de pre-asignación supone la entrada hasta 2013 de MW eólicos y MW solares Las primas a las energías renovables asociadas al PER alcanzarán en el año 2020 los M, cerca de M más que en 2010 La financiación del coste de las EERR a través de los peajes de acceso ha sido efectivo para su desarrollo, pero la presión del coste de la electricidad abre el debate sobre otros mecanismos Pese a que el sistema de primas y de planificación de EERR ha sido efectivo para el desarrollo renovable, la existencia del déficit abre el debate sobre otros mecanismos alternativos al actual 19

20 La Unión Europea establece unos objetivos globales de producción renovable, y es cada Estado Miembro quien concreta cómo los lleva a cabo y en qué sectores se apalanca para lograrlos La Comisión Europea establece los objetivos globales de producción renovable, indicativos para 2010, vinculantes para 2020 y son los Estados Miembros, a partir de los planes energéticos nacionales, quienes definen cómo alcanzarlos Objetivos para el 2010 La Directiva 2001/77/CE estableció los siguientes objetivos indicativos para el año 2010, alineados con lo establecido en el Libro Blanco: 10% de consumo final producido con energías renovables 22,1% de producción eléctrica renovable Objetivos para el 2020 La Directiva 2009/28/CE estableció los siguientes objetivos para la UE para el año 2020: 20% de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero 20% consumo final producido con energías renovables 20% ahorro energía primaria [Fuente: Directiva 2009/28/CEE y Directiva 2001/77/CE ] En el caso de España, el desarrollo renovable ha venido determinado por el Plan de Energías Renovables (PER) , en el que se fijó: El reparto entre sectores energéticos Las tecnologías renovables empleadas La penetración renovable anual para lo cual el Gobierno español decidió emplear un sistema de primas y tarifas reguladas en el sector eléctrico El Plan de Energías Renovables (PER) ha sido aprobado por Acuerdo del Consejo de Ministros de 11 de noviembre de 2011 En él se establecen objetivos acordes con la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo y atiende a los mandatos del RD 661/2007, por el que se Penetración regula la actividad de producción de energía eléctrica en renovable régimen especial anualy de la Ley 2/2011 de Economía Sostenible El desarrollo renovable en España viene marcado por los objetivos globales que establece la Unión Europea en su política contra el cambio climático 20

21 El PER , que se diseñó para conseguir un objetivo más ambicioso que el marcado por la Directiva, ha sido superado gracias al sobre esfuerzo del sector eléctrico El PER cumplía al objetivo del 10% de penetración EERR de la Directiva 2001/77/CE con un objetivo más ambicioso del 12% en 2010 Participación de las EERR sobre el consumo de energía final [ktep] durante el período [%] 8,2% 8,7% 9,1% 10,2% 12,3% 13,2% % 7% 92% % de producción EERR sobre el consumo de energía final EERR 5% 8% Transporte, calefacción y refrigeración 87% Otros meta que se alcanzó gracias al sobre esfuerzo del sector eléctrico, superándose los objetivos establecidos Comparación de los objetivos fijados en el PER para el año 2010 y grado de cumplimiento [%] EERR sobre 12,1% consumo de energía final 13,2% Superación del objetivo +1,3% Participación de las EERR en la producción bruta de electricidad nacional en el periodo [TWh] % 86% % 68% Producción EERR Producción resto tecnologías EERR sobre 30,3% consumo bruto de electricidad 32,3% 5,8% Biocarburantes sobre el transporte 5,0% Superación del objetivo +2,0% Incumplimiento del objetivo -0,8% Objetivo Real [Fuente: MITyC y análisis ] [Fuente: PER y análisis ] El desarrollo de determinadas tecnologías por encima de lo planificado ha permitido superar el objetivo global fijado en el PER

22 34,0G da[ El desarrollo renovable en el ha contribuido a mejorar el grado de autoabastecimiento, ha evitado la emisión de 52,3 MtCO 2 y supuesto un ahorro de kteps de energía primaria El grado de autoabastecimiento en España, históricamente decreciente, ha mejorado desde 2005 gracias principalmente a la penetración de las EERR -3,8% Además del desarrollo renovable, la caída de la construcción (intensiva en consumo de energía) ha provocado un incremento del % de autoabastecimiento las EERR han supuesto un ahorro en emisiones de CO 2 de 52,3 Mt CO 2 en el período Emisiones de CO 2 evitadas [Mt CO 2 ] 22,1 28,2 +4,5% 23,5 23,3 18,9 11,5 8,0 El crecimiento de la demanda de productos petrolíferos (sector transporte) y del gas natural (industria) ha disminuido el grado de autoabastecimiento al ser fuentes importadas prácticamente al 100% 2,3 3,3 5, [Fuente: MITyC] [Fuente: Análisis ] Nota: El ahorro de la energía primaria se ha calculado considerando que la producción de EERR del periodo era producida por CCTG con un rendimiento del 52,5% Las emisiones evitadas han sido calculadas sustituyendo la producción EERR por un CCTG, asumiendo un factor de emisión de 0,36 t CO2/MWh Las energías renovables realizan un papel fundamental para disminuir el déficit por cuenta corriente de la economía española 22

23 La superación del objetivo de penetración renovable del PER se ha debido principalmente al desarrollo fotovoltaico por encima de lo planificado El grado de consecución de los objetivos no ha sido el mismo para todas las tecnologías renovables MW MW GWh Biomasa Nivel de consecución del objetivo de potencia a 2010 [%] [MW] -59 % Eólica +4 % Solar FV Termosolar Minihidraúlica +86 % +26 % -13 % Hidráulica RO +3 % - Potencia Objetivo Potencia Real [Fuente: PER, MITyC, REE y análisis ] Energía Real 2010 La tecnología solar fotovoltaica ha sido la que mayor crecimiento en potencia instalada ha experimentado, sobrepasando en más de un 800% su objetivo inicialmente fijado para

24 Las tecnologías se han desarrollado a distintos ritmos, en gran medida en respuesta al esquema retributivo propuesto para cada una de ellas La bicefalia administrativa ha provocado una instalación de capacidad renovable desalineada con los objetivos del PER Hasta la publicación del RDL 6/2009, la aprobación de la instalación de las tecnologías era competencia de las Comunidades Autónomas Con el RDL 6/2009, se establece como condición necesaria para acogerse al régimen retributivo del régimen especial el estar inscrito en el registro de preasignación, competencia del MITyC Se elimina por lo tanto la capacidad de las CCAA de autorizar instalaciones renovables cuyas primas asociadas no estuviesen planificadas El RDL 6/2009 provocó un efecto llamada por el beneficioso sistema retributivo. El sistema de cupos del RD 1578/2008 ha permitido disminuir el importe en primas en un 72%. No obstante, a posteriori se han tenido que tomar medidas de reducción de primas para controlar el incremento de costes regulados Evolución nivel de primas fotovoltaica por marco retributivo [ /MWh] RD 661/2007 Primer cupo RD 1578/2008 (suelo) Último cupo RD 1578/2008 (suelo) -27% 124 /MWh -72% 440 /MWh 320 /MWh Primas fotovoltaica tras aplicar reducción por limitación de horas del RDL 14/ /MWh 352 /MWh 288 /MWh Reducción ~20% Reducción ~10% Reducción ~10% [Fuente: BOE, CNE y MITyC] [Fuente: : BOE, CNE y MITyC] Nota: % de reducción estimado considerando las horas medias históricas de funcionamiento, de acuerdo a información de la CNE El crecimiento de la solar fotovoltaica ha sido impulsado por el marco económico favorable del RD 661/2007 que no fue modificado de acuerdo a la evolución que estaba experimentando la tecnología 24

25 El ejemplo de la tecnología fotovoltaica demuestra la importancia de respetar la entrada de capacidad renovable planificada, ya que un desajuste ha provocado un coste adicional de M anuales La potencia solar FV instalada a 2010 fue de MW frente a un objetivo de 400 MW que fue superado en agosto del 2007 RD 661/2007 RD 1578/2008 recibiendo el 46% del total de primas atribuidas a las EERR, mientras que solo ha representado el 10% de la producción de energía de estas tecnologías Termosolar Resto GWh 1% M 3% 1 8 % 1 2 % 3.116MW instalados hasta la publicación del RD 1578/ % Cumplimiento del objetivo en agosto del MW >800 % Obj MW Eólica Onshore Solar FV 71% 10% 46% M Primas derivadas de superar el objetivo de 400 MW Primas asociadas al cumplimiento del objetivo Ene Abr Jul Oct Ene Abr Jul Oct [Fuente: CNE y análisis ] EneAbr Jul OctEne Abr Jul Oct EneAbr Jul Oct Ene Abr Jul Energía EERR 2010 [GWh] Prima equivalente EERR 2010 [M ] [Fuente: MITyC, CNE y análisis ] Prima equivalente solar FV 2010 Esta situación hace patente la necesidad de adecuar el ritmo de instalación de las distintas tecnologías renovables a su evolución en las curvas de experiencia y de escala 25

26 El desarrollo de EERR en el ha posicionado a España como el país europeo con mayor participación renovable, con el mayor apoyo económico, y el mayor coste unitario de subvención La comparativa europea del volumen de apoyo que reciben las EERR posiciona a España como el país con mayor coste unitario de primas ,5 /MWh España 29,4% 10 Alemania Portugal 5 Gran Bretaña Bélgica Italia Austria Suiza Dinamarca 0 FranciaP /Participación EERR en la producción eléctrica [%] [Fuente: CEER] Nota: El tamaño indica el importe total de primas percibidas por las EERR, es decir, excluyendo lacogeneración España es el país europeo con mayor coste unitario de primas 22,5 / MWh, duplicando al coste de Alemania 26

27 El desarrollo renovable ha supuesto un incremento de los costes regulados del sistema y ha exigido una operación del parque más sofisticada La evolución de la estructura de costes regulados desde 2005 muestra que mientras que el incremento acumulado medio ha sido del 17%, las primas han crecido un 21% Incremento de M de las primas del RE en el periodo % 3% 4% 27% 32% 12% 53% % 12% 54% % 50% 2007 [Fuente: CNE y análisis ] Evolución costes regulados [M ] % 31% 12% 43% % 41% 13% 37% % 39% 9% 38% 2010 Deficit años previos Primas régimen especial Otros costes T & D CAGR % 63% 21% 10% 9% La penetración renovable ha aportado complejidad a la gestionabilidad del sistema, siendo necesario disponer de fuentes de respaldo para aportar firmeza [GW] Alta producción eólica y baja demanda, no es necesario capacidad de respaldo [Fuente: REE] Nota: datos del 1 de marzo de Baja producción eólica en punta de demanda, alta necesidad de capacidad de respaldo Cuando la producción renovable real es inferior a la estimada, han de entrar en funcionamiento tecnologías de respaldo como los CCTG, con el fin de abastecer la demanda del sistema. Un ejemplo de esta situación es el aquí representado en la que en un plazo de 16 horas el sistema pasó de requerir 559 MW a MW de CCTG [horas] Eólica Térmicas de respaldo Resto El incremento de los costes regulados y en particular el aumento en M de las primas del RE en el se ha traducido en una importante presión sobre el precio de la electricidad y el déficit tarifario 27

28 La penetración de energía renovable en el mix tiene efectos que implican la disminución del precio final de la electricidad La participación de las renovables en el mercado mayorista de generación deprimió el precio en aproximadamente 1,8 /MWh (1) en 2010 (sobre un precio medio de 37 /MWh) 64 /MWh 1% 0% El año 2010 destacó por su alta hidraulicidad y producción eólica 54 /MWh 0% 13% 51 /MWh 0% 22% 331 horas precio cero 46% 29% 38% 39 /MWh 0% 43% 77% 40 /MWh 0% 37% 37 /MWh 4% 31% 0 (0-35] 41% 33% 46% 58% 60% (35-55] 12% 4% 5% (55-Máx] [Fuente: OMEL, análisis ] (1) Considerando que las horas de precio resultante 0 /MWh hubieran tenido un valor igual al medio del resto del año, el precio hubiera resultado 1,8 /MWh mayor Dado el desarrollo renovable previsto, se estima que la reducción del precio final de la electricidad será de al menos 8 /MWh sobre la previsión para 2020 (sobre un precio medio de /MWh) 28

29 fdc /M] A pesar de la reducción del precio del mercado mayorista, el incremento de costes regulados ha implicado que el precio de la electricidad del sector doméstico supere la media europea Para consumidores domésticos, el precio final de la electricidad superó a la media europea en el 2009 España es especialmente competitiva a nivel europeo en su precio final para consumidores industriales, tan sólo superado por Francia Alemania Italia anual 11,0% Pfdc /M]Crecimiento 185,1 Italia España Nord Pool EU 27 Reino Unido Francia Crecimiento anual 4,7% Alemania Nord Pool EU 27 Reino Unido 76,4España Francia P [Fuente: Eurostat] Nota: Precio final de la electricidad del rango de consumo comprendido entre kwh y kwh [Fuente: Eurostat] Nota: Precio final de la electricidad del rango de consumo comprendido entre MWh y MWh, sin incluir IVA El precio para el consumidor doméstico ha experimentado el mayor incremento en los últimos 5 años. El precio final para el consumidor industrial se ha mantenido por debajo de la media europea 29

30 Para el año 2020, España ha definido un plan que nuevamente supera el objetivo vinculante establecido por la Directiva apalancándose en el sector eléctrico como ocurrió en el El PER supone una producción 174,4 TWh mayor que la senda indicativa propuesta por la Directiva 2009/29/CE Los objetivos del PER implican doblar la producción eléctrica de EERR en la próxima década, pasando de una producción de 146 TWh en ,2% Trayectoria indicativa de la Directiva y objetivo mínimo Grado de cumplimiento PER Situación a ,5% (MITyC) 14,7% 15,9% 17,0% 13,8% 18,5% 16,0% +174,4 TWh renovables -62 Mt de CO2 20,8% 20,0% Objetivo 20,8% EERR EERR para producción eléctrica EERR para transporte, calefacción y refrigeración Otros ktep 12,7% 8,1% 7 9,2 % TWh 38,1% 6 1,9 % 12,1% 11,0% [Fuente: PER, MITyC y análisis ] Nota: Las emisiones de CO2 evitadas calculadas sustituyendo la producción de las EERR con CCTG, asumiendo un ratio de emisión es 0,36 t CO 2 /MWh Energía Final [Fuente: PER, análisis ] Energía Eléctrica En el la potencia renovable se incrementará en MW: MW de eólica onshore (+69% respecto a 2010), MW de termosolar (+659% respecto a 2010) y MW de fotovoltaica (+91% de 2010) 30

31 El registro de pre-asignación supone la entrada hasta 2013 de MW eólicos y MW solares Analizando las solares y la eólica, en 2010, la tecnología termosolar representó únicamente el 1% de la producción Año 2010 según el registro de preasignación, la termosolar incrementará 291% su potencia pasando en 2013 a contribuir con un 8% a la producción renovable, suponiendo el 26 % del coste de primas de las mismas Año GWh Resto 1 8 % Termosolar 1% M 1 2 % 3% Nueva potencia Crecimiento respecto a GWh M 7 % Resto 1 6 % Termosolar 8 % 2 6 % 36% Resto MW + 16% Eólica 71% Termosolar MW % Eólica 65% 30% 49% Eólica MW + 20% 37% Solar FV 10% Fotovoltaica MW + 29 % Solar FV 11% Energía Prima 2010 equivalente 2010 [Fuente: CNE y análisis ] [Fuente: MITyC] Energía Prima 2013 equivalente 2013 [Fuente: PER y análisis ] En el 2013, con la puesta en servicio de las instalaciones previstas en el registro de pre-asignación, las primas de las tecnologías solares incrementarán su peso relativo hasta el 63% del coste de las primas renovables 31

32 Las primas a las energías renovables asociadas al PER alcanzarán en el año 2020 los M, cerca de M más que en 2010 Aplicando las curvas de aprendizaje de reducción de costes por tecnología del PER , las primas alcanzarán en el 2020 los M Evolución de primas EERR [M ] El 91% de las primas de nuevas instalaciones en el periodo pertenece a tecnologías solares, mientras que en el , suponen el 82% Primas asociadas a nuevas instalaciones [M ] 7% % % 12% 22% 3% 10% 8% 49% 45% 39% % Resto % % 37% Termosolar 37% 28% 38% 30% 37% 34% Solar FV Las solares percibirán el 82% de las primas asociadas a nuevas instalaciones en el periodo , lo que supondría que en el 2020 recibirían el 78% de las primas, produciendo el 16% de la energía renovable Termosolar Solar FV 36% % % % % % % 2020 Eólica onshore [Fuente: CNE, MITyC y análisis, ] Nota: Solo incluye primas asociadas a instalaciones renovables. Análisis realizado considerando un precio del mercado mayorista de 73, /MWh en 2020 de acuerdo a las previsiones del MITyC. La sensibilidad con variaciones de precio del +/- 5 /MWh La proyección del coste de las primas, en el escenario de déficit en el que nos encontramos, nos lleva a cuestionarnos si el modelo actual es sostenible [Fuente: CNE y análisis ] Resto Eólica onshore 32

33 La financiación del coste de las EERR a través de los peajes de acceso ha sido efectivo para su desarrollo, pero la presión del coste de la electricidad abre el debate sobre otros mecanismos La financiación de las primas con los Presupuestos Generales del Estado eliminaría su impacto en el déficit Los ingresos por venta de emisiones de CO 2 finalizado el PNAE supondrían al menos M Con el objeto de introducir mecanismos para repartir el coste del cumplimiento de objetivos globales entre el conjunto de la sociedad, podría plantearse el traspasar al menos una parte del coste asociado a las primas al régimen especial a los Presupuestos Generales del Estado A pesar de la lógica de esta alternativa, ésta supondría traspasar este coste al déficit del Estado en un contexto internacional de consolidación fiscal, lo cual resulta prácticamente inviable Además si dicha transferencia tuviera lugar, se considera que este nuevo mecanismo tendría serias implicaciones negativas sobre la financiación de la actividad renovable, debido a las dudas que el nuevo sistema provocaría en los mercados financieros y de capitales El actual Plan Nacional de Asignación de derechos gratuitos de emisión (PNA ), finalizará en 2012, entrando en vigor a partir de esa fecha la Directiva 2009/29/CE Dicha Directiva impulsa el mecanismo de las compraventa por subastas, obligando a que al menos el 50% de los ingresos originados se destinen a medidas para la reducción de emisión de gases de efecto invernadero, desarrollo de las renovables, etc. Los ingresos por este concepto, teniendo en cuenta las emisiones del sector eléctrico esperadas para el año 2013 calculadas en base a los factores de emisión de las tecnologías carbón, fuel/gas, CCTG y cogeneración, y un precio de venta de créditos que crece linealmente desde 14,7 EUA /t en 2011 hasta 25 EUA /t en 2020 ascenderían a millones de euros, por lo que su impacto en la financiación sería marginal [Fuente: Análisis ] Nota: los factores de emisión que han sido considerados en el cálculo de los ingresos han sido 0,95 t CO 2 /MWh para el carbón, 0,71 t CO 2 /MWh para el fuel/gas, 0,36 t CO 2 /MWh para el CCTG y 0,38 t CO 2 /MWh para la cogeneración Ante esto podrían plantearse obtener fuentes alternativas de financiación, de forma que se minorase el peso del régimen especial en los peajes de acceso 33

34 Pese a que el sistema de primas y de planificación de EERR ha sido efectivo para el desarrollo renovable, la existencia del déficit abre el debate sobre otros mecanismos alternativos al actual Sistemas de subastas Incentivos fiscales y otro tipo de ayudas a la inversión para tecnologías no competitivas Tecnologías a las que va dirigido el mecanismo Apto para tecnologías que están reduciendo sus costes de inversión a gran velocidad Apto para tecnologías no maduras que requieren una prima elevada Descripción del mecanismo Ventajas El regulador organiza subastas de potencia a instalar por tipo de tecnología renovable, y los promotores realizan ofertas en función de la rentabilidad que deseen obtener El regulador únicamente fija el volumen de potencia por tecnología a subastar, no la prima regulada Mecanismo competitivo que fomenta que el nivel de primas baje Rebaja la presión regulatoria sobre el regulador, que deja de fijar el importe a primar a cada tipo de tecnología Sustituir el mecanismo de primas para tecnologías poco competitivas o experimentales, por incentivos fiscales / subsidios a la inversión No suponen interferencia al funcionamiento del mercado mayorista de la electricidad Inconvenientes Alta transformación regulatoria No viable actualmente dadas las dispares imposiciones a los promotores renovables en función de la CCAA Riesgo de ofertas temerarias que luego no puedan acometer la inversión Su aplicación actual es inviable en un entorno en el que prevalece la consolidación fiscal Aun en el medio plazo, no podría aplicarse como mecanismo para el desarrollo masivo de una determinada tecnología, pero sí cuando se supere el contexto económico actual La disparidad de resultados de la eficiencia del sistema de primas en las distintas tecnologías abre el debate sobre mecanismos alternativos, que considerarían la madurez y la paridad real de cada tecnología 34

35 3. La extensión de la vida útil de las centrales nucleares 35

36 Situación actual y perspectivas a futuro El parque nuclear español generó en 2010 el 22% de la producción eléctrica bruta La generación eléctrica mediante energía nuclear responde a los tres ejes de la política energética: seguridad de suministro, eficiencia económica y sostenibilidad medioambiental La energía nuclear mejora la seguridad de suministro: alta disponibilidad y baja vulnerabilidad La producción nuclear está libre de emisiones de GEI, evitando anualmente 21 millones de toneladas de CO2, un tercio de las emisiones totales del parque La generación nuclear presenta el coste de generación más bajo del parque, mejorando la competitividad de la economía al contribuir a la reducción del precio de la electricidad A pesar de las bondades de la energía nuclear, el incidente de Fukushima ha recordado los riesgos que entraña, revisando los criterios de seguridad y cuestionando la política nuclear de algunos países En el periodo el parque nuclear alcanzará los 40 años de vida de diseño y se deberá tomar una decisión sobre la operación a largo plazo de las centrales El alargamiento de vida hasta los 60 años resultaría en 2030 en ahorros en costes de inversión por ~6.300 M, y evitar el incremento de los costes de generación, las emisiones y la dependencia energética Para que España defina cualquier postura en el debate nuclear, debe abrirse un debate completo e informado a la ciudadanía sobre la cuestión nuclear y las consecuencias de su sustitución 36

37 El parque nuclear español generó en 2010 el 22% de la producción eléctrica bruta El parque nuclear, con un 8% de la potencia instalada, generó el 22% de la producción bruta peninsular en MW GWh 100% El parque nuclear cuenta con 8 reactores en 6 emplazamientos y una vida media de 27 años Garoña Inicio: 1971 Ascó I y II Inicio: 1981 (I) 1983 (II) 100% 15% 85% Pot: MW Prod: GWh (92%) (78%) Resto 50% 50% Pot: 466 MW Prod:3.830 GWh Vandellós II Inicio: % 72% (8%) Potencia [MW] (22%) Producción [GWh] Nuclear Almaraz I y II Inicio: 1981 (I) 1983 (II) 11% 36% 53% 16% Pot: MW Prod: GWh Trillo Inicio: % 1% 49% Pot: MW Prod:8.234 GWh Cofrentes Inicio: % Pot: MW Prod:9.549 GWh Pot: MW Prod:8.875 GWh Iberdrola Endesa GN-Fenosa HC energía [Fuente: MITyC y REE] [Fuente: REE,UNESA, Foro Nuclear] La energía nuclear supuso en 2010 un 12,1% de la energía primaria consumida en España. La alta utilización del parque convierte esta tecnología en una fuente base para satisfacer la demanda del sistema 37

38 La generación eléctrica mediante energía nuclear responde a los tres ejes de la política energética: seguridad de suministro, eficiencia económica y sostenibilidad medioambiental Seguridad de Suministro Diversificar las fuentes, reducir la vulnerabilidad y mejorar el autoabastecimiento La tecnología nuclear aporta una gran firmeza, aunque es una tecnología de base no modulable; tiene un grado de autoabastecimiento del 100% y un combustible con precios estables e importadores diversificados Eficiencia Económica La energía nuclear presenta actualmente los menores costes de generación. Al ser precio aceptante disminuye el precio del mercado mayorista Asegurar el mínimo coste y mejorar la competitividad de la economía Minimizar el impacto ambiental y tener en cuenta los condicionantes sociales Sostenibilidad Medioambiental La energía nuclear es libre de emisiones de CO 2, si bien genera residuos radiactivos que deben ser almacenados. El accidente de Fukushima pone de relieve la importancia de diseños robustos que minimicen los impactos medioambientales en caso de fallo La tecnología nuclear aporta beneficios al sistema eléctrico y es clave para la descarbonización de la economía 38

39 La energía nuclear mejora la seguridad de suministro: alta disponibilidad y baja vulnerabilidad La disponibilidad del parque nuclear es muy elevada, similar a las tecnologías de carbón y ciclos combinados de gas natural CCTG 93% En España las importaciones de uranio provienen de fuentes muy diversificadas Canadá Otros Kazajistán 2% 6% 5% Carbón 92% Nuclear 91% Fuel Gas Hidro y bombeo Resto EERR R.E. no renovable Solar 10% Eólica 8% 40% 50% 60% [Fuente: Orden ITC/3519/2009 y análisis ] 75% En 2010, la disponibilidad fue la mayor de todas las tecnologías, con un 92,1% Níger 20% [Fuente: Foro Nuclear, 2010] 22% Australia 45% Rusia Además, el combustible nuclear tiene una gran densidad energética necesitando abastecerse de un menor volumen Equivalencias de consumo de una central de 1 GW e (toneladas/año) 30 Nuclear [Fuente: Foro Nuclear] Carbón Petróleo Gas La Secretaría de Estado de Energía considera el abastecimiento de combustible nuclear de carácter nacional, dado que el suministro de combustible está tan asegurado como el de un combustible autóctono 39

40 La producción nuclear está libre de emisiones de GEI, evitando anualmente 21 millones de toneladas de CO 2, un tercio de las emisiones totales del parque En 2010, las emisiones del parque de generación español fueron de 57 Mt CO 2 La producción de nuclear representó en 2010 un 40% de la electricidad libre de emisiones, lo que equivale a un ahorro de 320 M 1,0 0,9 20,3 Carbón 49 GW 154 TWh Ratio de emisiones evitadas 1 sobre potencia instalada 1 [ /kw] 0,8 0,7 0,6 Fuel Gas 2,3 Resto renovables 55% 37% 11,2 0,5 23% 11,4 0,4 11,5 23,2 0,3 Cogeneración 0,2 CCTG 0,1 0,0 0 FProducción (GWh) Emisiones totales (MtCO2) [Fuente: REE, IDAE y análisis ] Hidráulica Nuclear 29% 16% Potencia 40% Energía 39,3 [Fuente: REE, IDAE y análisis ] (1) valoradas al precio del derecho de emisión medio de 2010 (14,3 /t) La energía nuclear es clave para cumplir con los objetivos de emisiones de CO 2 y la descarbonización del modelo energético 40

41 La generación nuclear presenta el coste de generación más bajo del parque, mejorando la competitividad de la economía al contribuir a la reducción del precio de la electricidad La energía nuclear presenta el coste de generación más bajo del parque Al ser precio aceptante la nuclear contribuye a disminuir el precio del mercado mayorista Los costes de la nueva generación de reactores deben abordar curvas de aprendizaje para competir con los actuales ~75 /MWh Demanda 55 /MWh O&M-var O&M-fijos 11,4 10,6 Precio horario Inversión 33,0 Renovables y nuclear son precioaceptantes ofertando a 0 /MWh en el mercado mayorista Reactores existentes [Fuente: UNESA, AIE y análisis ] Nueva generación Renovables Nuclear [Fuente: análisis ] CCTG / Carbón Fuel-gas Producción (MWh) La producción nuclear no tiene subvenciones como las energías renovables o el carbón nacional, por lo que disminuye el precio del mercado mayorista sin incrementar los costes regulados del sistema 41

42 A pesar de las bondades de la nuclear, el incidente de Fukushima ha recordado los riesgos que entraña, revisando los criterios de seguridad y cuestionando la política nuclear de algunos países El accidente ha provocado una estricta reevaluación de los niveles de seguridad del parque nuclear y ha llevado a una revisión de las políticas nucleares mundiales con diferentes resultados A coalición del terremoto y posterior tsunami de Japón, en la Unión Europea se están realizando pruebas de resistencia para revisar los márgenes de seguridad, analizándose la capacidad de cada grupo nuclear de hacer frente a los siguientes escenarios: Sucesos externos de origen natural que supongan una amenaza para la seguridad (terremotos o inundaciones) Situaciones con pérdida de las funciones que soportan la seguridad de la instalación (alimentación eléctrica y capacidad de refrigeración del reactor) Medidas de gestión y mitigación en condiciones de accidente severo Resistencia del almacenamiento del combustible gastado En España, el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) ha elaborado el informe nacional para la CE, con el conjunto de los preliminares de las centrales, que han sido calificados de satisfactorios por la solidez de sus diseños y sus niveles de seguridad Cambio de política en Alemania Business as usual en el resto de países En Alemania se ha decidido finalizar con la generación de origen nuclear en el año 2022 Se estima que esto tendrá un impacto de un +6% en la factura eléctrica final, así como un incremento de un +9% de los gases de efecto invernadero En Europa, Francia, Bélgica, Suiza, Holanda y Suecia continúan los planes de operación a largo plazo de sus nucleares. En EEUU, 71 reactores ya han sido autorizados a operar hasta los 60 años; de ellos 24 unidades son similares en diseño y antigüedad a Garoña Potencias como EEUU, China, Rusia o India, están además inmersos en la construcción de nuevos grupos nucleares El impacto de los riesgos nucleares va más allá de las fronteras nacionales, lo que exige que el debate se lleve a cabo a nivel europeo, donde actualmente se observan posturas encontradas 42